风电场限功率状态下电网旋转备用优化分配

张晨曦, 王德林, 马宁宁, 郭 成

(1. 西南交通大学电气工程学院, 四川省成都市 610031; 2. 云南电网有限公司电力科学研究院, 云南省昆明市 650217)

风电场限功率状态下电网旋转备用优化分配

张晨曦1, 王德林1, 马宁宁1, 郭 成2

(1. 西南交通大学电气工程学院, 四川省成都市 610031; 2. 云南电网有限公司电力科学研究院, 云南省昆明市 650217)

并网风电场参与电网调频且主动提供旋转备用是高渗透率电网的客观需求,而风电场限功率运行是风电参与调频的必要条件。定量分析了风电场限功率运行对二次调频指标及风电极限穿透功率的影响,认为风电场限功率运行能从调频备用容量以及调频速度两个方面减轻同步发电机的调频压力,同时增加了电网中风电的极限穿透功率。为研究风电场限功率运行下的二次旋转备用分配问题,建立了电网备用优化模型并构建了包含等值同步发电机及风机的动态等值模型,通过MATLAB/Simulink进行求解及仿真,优化及动态仿真结果均表明风电场处于限功率状态有利于增加电网频率稳定性并减少旋转备用。

风电限功率运行; 旋转备用; 优化分配; 二次调频; 调频指标; 风电极限穿透功率

0 引言

随着中国经济的快速增长,对电力的需求和依赖日益增强。温室气体的大量排放使得世界气候问题变得越发突出,采用新能源逐步代替现有的化石能源将是未来电力系统电源的发展方向。全球风电2015年新增装机容量63 GW,累计装机容量达到了432 GW,新增装机容量较2014年同期增长了21.77%,累计装机容量增加了17.00%,其中国内新增装机容量30.5 GW,占全球市场份额的48.4%。国家能源局也于2016年11月29日正式印发的《风电发展“十三五”规划》中指出,到2020年年底,风电累计并网装机容量确保达到210 GW以上;风电年发电量确保达到420 TW·h,约占全国发电总量的6%。可以预见在不远的将来以风电为代表的新能源电源在电网中的占比将接近甚至超过传统化石能源电源。

风电渗透率的不断增加给电力系统的频率稳定性带来了一系列挑战,随着风电装机容量的不断增加,电网所需的旋转备用也大幅增加[1]。一般而言,风电场工作在最大风能利用模式下,针对工作在最大风能利用模式下的风电场对电网频率稳定的影响,文献[2]以系统控制性能标准指标为依据,指出风电大规模并网对频率控制的影响主要体现在整个系统的惯性水平、复合频率反应特性系数以及风电波动性造成的调频压力。文献[3]通过定量分析风电场对电网调频体系的影响,认为高比例风电接入后对独立系统的一次调频指标影响较大,对互联系统一次调频影响较小,同时指出参与二次调频的自动发电控制(AGC)机组应有足够的容量和速度,必要时需要采用风电参与AGC。

随着风电场装机容量的不断增加,越来越多的规定要求风电限功率运行且参与调频。文献[4-9]从不同角度提出了风电限功率运行参与电网调频的控制策略,特别是虚拟同步发电机技术的出现[10-11],使得风机能够在外特性上模仿同步发电机,拓宽了风电参与电网调频的控制策略,但却鲜有文献注意到风电场限功率运行对电网频率稳定性指标特别是二次调频备用的影响。文献[12]虽然从电网角度考察电网旋转备用优化问题,并且通过优化模型合理分配了同步发电机的备用容量,但风电场仍旧作为负荷处理,当电网渗透率较高,所提出的优化模型存在无解的可能性。综上所述,现行关于风电场运行对电网频率稳定性指标的局限性在于:①风机建模多为最大风能利用模式,较少以限功率运行方式建模;②风电限功率运行并参与调频对频率稳定的影响较少考虑;③风电场限功率运行下的旋转备用优化问题很少提到。

本文分析了风电场限功率运行对电网旋转备用容量大小、调频速度2个二次调频指标及最大穿透功率极限的影响,并由此建立了风电场限功率运行状态下的电网旋转备用优化模型,结合云南电网实测数据进行优化分配,优化分配结果与传统模式相比较表明风电场限功率运行能从电网旋转备用容量大小及调频速度要求2个方面增强电网的频率稳定性。在电网调频能力不变的情况下,风电场限功率运行能够增加风电的极限穿透功率,吸纳更多的风功率,提高电网中风电的渗透率,减小电网的运行费用。

1 风电场限功率运行对电网二次调频的影响

风电场限功率运行对电网二次调频的影响主要体现在最大调频速度和旋转备用容量这2个指标[3]。以附录A图A1所示的两机等值模型为例,本节将分别讨论风电场限功率运行状态对电网旋转备用容量、最大调频速度及极限穿透功率的影响。

1.1 风电参与调频时的电网旋转备用

设所有风电场和传统机组等效有功出力分别为PW,total和PG,total,电网总负荷为PL,考虑到电网有功供需平衡及风机运行状态有:

(1)

式中:PW,opt为风电场能够捕获的最大风能;PRW为风电场限功率量。

若风功率波动区间为[-eW,0](eW>0),负荷波动区间为[0,+eL](eL>0),风电场限功率运行时,常规机组及风电场的静态出力变化如图1所示。图中:PfL和PaL分别为总负荷预测值及实际值;PfW,opt和PaW,opt分别为风电场最大出力预测值及实际值;PfW,del和PG1,total分别为风电场限功率模式下调度值及同步发电机出力调度值;PG2,total为同步发电机出力实际值。由式(1)中第1个公式可知,图1中2条直线斜率均为1,同步发电机出力静态增量PG2,total-PG1,total为风功率波动量eW-PRW及负荷波动量eL之和,此时电网的有功功率重新回到平衡状态。

图1 风机限功率模式下电网静态出力变化Fig.1 Static output variation of power grid in power-limited mode of wind generator

当风机运行在最大功率点跟踪(MPPT)状态时,PRW=0,有

(2)

当风机运行在MPPT模式下时,图1中PRW=0,则

ΔPG,total=ΔPL-ΔPW,opt

(3)

式中:ΔPG,total,ΔPL,ΔPW,opt分别为等值同步发电机出力增量、总负荷波动量及等值风机捕获的最大风能波动量。

由式(3)可知,风机MPPT状态下同步发电机需要全额承担风功率及负荷波动量。在图1所示的极端情况下,风电场机组控制偏差(风电场计划出力与实际出力之差)为eW,同步发电机旋转备用容量最小值为eW+eL。

当风机运行在减载模式时,PRW≠0,则

(4)

同样的波动情况下,有

ΔPG,total=ΔPL-ΔPW,opt+PRW

(5)

由式(5)可知,风机限功率状态下同步发电机不需要全额承担风功率及负荷波动量。在图1所示的极端情况下,风电场机组控制偏差为eW-PRW,同步发电机旋转备用容量最小值为eW+eL-PRW。特别地,若有:

PRW-eW≥0

(6)

则同步发电机不需要为风功率波动提供额外的旋转备用。

比较2种运行方式的电网旋转备用容量可知,风电场限功率运行时电网旋转备用具有如下特点:①同步发电机所需旋转备用容量减少;②能够减少风电场机组控制偏差;③若满足式(6),则风电不存在机组控制误差,此时同步发电机不会因为风功率波动而额外增加旋转备用。

1.2 风电场限功率运行时的电网最大调频速度

由文献[3]可知二次调频速度的含义为单位时间内机组出力的变化量,且对于电网二次调频,需要满足二次调频速度vsys的要求,即

(7)

式中:T为二次调频时间;PeW为净风功率波动量。

设风电场限功率深度为λ,则最大出力为Popt的风电场出力为:

PW=(1-λ)Popt

(8)

由1.1节可知,PeW取值为:

PeW=eW-λPopt

(9)

将式(9)代入式(7),则风电场处于限功率状态下的电网二次调频速度要求可得出:

(10)

式中:Tri为第i台同步发电机调频速度;NG为同步发电机数量。

由式(10)可知,当风电场处于限功率运行状态时,同步发电机调频速度要求会较弱。特别地,若λPopt满足式(6),则此时同步发电机必然满足调频速度要求。若式(9)中PeW为负,则表明风电场限功率运行在二次调频中除了可以抑制风功率波动,也可以适当提供旋转备用。

1.3 风电场限功率运行时的风电极限穿透功率

限制风电极限穿透功率的主要因素之一就是风功率波动造成的同步发电机调频速度不足。对于风电极限穿透功率η的定义在学术上并不统一。本文采用文献[13]中的定义:在满足一定技术指标(本文指调频速度指标)的前提下接入电网的最大风电装机容量Pwind,cap与电网最大负荷SL,max的百分比,即

(11)

文献[14-15]指出当风电场规模较大时,风功率单位时间内波动量服从正态分布。设风功率波动量期望及标准差分别为μwindPwind,cap和σwindPwind,cap,其中μwind和σwind分别为单位功率的期望和标准差,φ为风功率波动系数,其值可以根据历史数据或风电波动情况人为选取,此时有:

eW∈[μwind-φσwind,μwind+φσwind]Pwind,cap

(12)

由二次调频速度约束可知:

(13)

故

(14)

当风电场处于MPPT模式时,将式(14)代入式(11)得风电极限穿透功率η为:

(15)

若风电场处于限功率状态,由式(9)可知,此时风电极限穿透功率η为:

(16)

比较式(15)和式(16)可知,当风电场限功率运行时并网风电装机容量明显增大。特别地,若风电场限功率深度满足式(6),则电网可以接入任意容量的风电场。

综合1.1节至1.3节,风电场限功率运行会减弱甚至消除单个风电场的风功率波动量,增强整个电网的频率稳定性,同时增加风电极限穿透功率,使得电网能够接纳更多的风电。

2 电网二次调频备用优化模型

风电参与电网二次调频的AGC系统见图2。

图2 AGC系统Fig.2 AGC system

当电网中出现负荷或非调频间歇性电源出力预测误差时,备用将以[KG1,KG2,…,KGNG]及[KW1,KW2,…,KWNW]的比例分别下达给同步发电机、风电场AGC机组,取值可由可用的旋转备用容量按比例求取[16],其中NW为风电场数量。Pref,i(i=1,2,…,NG+NW)为由优化分配模型求得的第i个电源设定功率。考虑到在旋转备用足够时应当优先增加风电场出力,故当风电场旋转备用足够时,KGi=0(i=1,2,…,NG),KWk(k=1,2,…,NW)按旋转备用容量按比例选取。当风电场提供的旋转备用不足时,KGi才参与分配。

由图2可知风电参与电网二次调频的AGC系统包括频率调整部分及优化分配部分,频率调整部分与常规电网AGC过程类似,均根据电网区域控制偏差按比例分配各机组出力增量。本文所建立的二次调频备用优化模型即为AGC系统中的初始优化分配部分。

2.1 调频备用指标约束

常规电网旋转备用中调频备用应覆盖一次调频产生的较快速的不平衡,但对于含有风电的大电网,则还需要平抑风电场出力及负荷波动造成的频率稳定性问题[15],即由文献[15]可知二次调频备用指令SRD需要满足:

SRD≥Pstat+PeW+eL

(17)

式中:Pstat为覆盖风电场静态频率偏差所需要的有功功率。

Pstat与一次调频时段承受的扰动大小有关。对于调差系数kgrid已知的电网,若该扰动经过一次调频后恰好满足频率偏差限额Δf,则该扰动为该电网一次调频能够承担的最大扰动,此时Pstat取到最大值,其值为:

Pstat=kgridΔf

(18)

将式(9)和式(18)代入式(15),则二次调频备用指令SRD为:

(19)

式中:eWk,λk,Pk,opt分别为第k个风电场波动量、限功率深度及最大出力。

将式(12)代入式(19),可得:

SRD≥kgridΔf+eL+

(20)

式中:φk,μwind,k,σwind,k分别为第k个风电场的风功率波动系数、单位功率的期望和标准差。

2.2 同步发电机出力约束

设PUGi为第i台同步发电机的旋转备用容量,PGi为第i台同步发电机的出力,RGi为第i台同步发电机的上调速度,tr为调频时间,Pmin和Pmax分别为传统电机最小、最大出力。由于二次调频要求电网能够平抑分钟级的波动,本文tr取3 min,同步发电机存在最大最小出力及爬坡速度约束,由文献[16]可知同步发电机相关约束为:

(21)

式(21)中,第1个公式表示备用约束,第2个公式表示最大和最小出力约束,第3个公式为运行点约束。

2.3 电网频率稳定相关约束

1)电网功率平衡约束

电网功率平衡约束指电网每一个调频周期内风电场限功率后的计划出力和同步发电机计划出力之和等于预计负荷大小[13],将电网传输线路阻抗消耗的有功功率纳入总负荷预测值,本文关心的是在电网层面二次旋转备用静态优化分配,故不需要考虑含转负荷转移矩阵的动态功率平衡方程,故由文献[13]可知静态分配下功率平衡数学模型为:

(22)

式中:PL,t为t时刻总负荷的预计值;PWk为第k个风电场的出力。

2)二级备用大小约束

含风电的电网二级备用主要用于平抑由风电出力波动性和负荷预测误差造成的有功功率的供需不平衡,同时电网二次调频要求在调节周期(本文设为3 min)内使区域控制偏差降为0[12],因此要求同步发电机二级旋转备用PUGi满足[15]:

(23)

3)调频速度要求

由式(9)可知,同步发电机调频速度要求主要与风电场的限功率深度有关,设vGi为第i个同步发电机上调速度,由文献[3]有:

(24)

2.4 电网备用优化目标

风电场参与二次调频的电网AGC容量优化配置模型目标为最小化风电场群的限功率量和电网运行成本:

(25)

式中:ai,bi,ci为同步发电机i的电量报价曲线系数;αi为同步发电机i的旋转备用报价;γk为弃风惩罚系数;PRWk为第k个风电场的减载量。

综上所述,电网二次备用优化模型由式(20)至式(25)构成,待求变量包括PGi,t,PWk,PUGi。

本文所构建的AGC系统与仅有常规发电机参与二次调频的AGC系统相比,在频率调整部分将风电场作为电源,存在多种电源相互协调的过程,即只有当风电场旋转备用不足的情况下常规发电机才参与频率调整;在初始的旋转备用优化分配模型中,在仅由常规发电机参与电网二次调频的控制系统中,风电场作为纯负荷处理并一直处于MPPT模式,即式(19)和式(24)中λkPk,opt=0,PeW=eW,此时电网旋转备用容量约束变强,电网需要更多的旋转备用及更快的调频速度才可以完成二次调频,在风电渗透率较高的电网中存在无解的可能性,而本文所建立的优化分配模型减轻了式(19)和式(24)的约束,在风电场参与调频的同时减轻了同步发电机调频压力,减少了电网旋转备用优化分配无解的可能性。

2.5 关于风电场出力的爬坡/滑坡约束

由于风电场中并列的多个风机可以同时调整桨距角,故风电场出力变化速度仅取决于动作最慢的风机。设空气密度为ρ,叶片扫过的面积为A,V为风速,λr为叶尖速比,β为桨距角大小,CP为风能利用系数,则风机捕获的风能Popt=0.5ρAV3CP(λr,β),故风机出力与风速V及风能利用系数CP相关,在CP为最大值时,表现为风速V的函数。风能利用系数CP为一个关于叶尖速比及桨距角的连续函数,故当风机桨距角连续变化时,风机出力在当前风速下连续变化。由文献[4]可知风机桨距角变化速率为[-5,4](°)/s,而单个风机的限功率深度一般不超过20%时,桨距角大小不超过7°[9],故在风机限功率深度不超过20%的情况下,均能通过风机桨距角动作达到设定功率,故不需要考虑风机爬坡/滑坡约束。

2.6 模型的求解

本文所建立的优化模型除目标函数外均为线性模型。本文采用MATLAB优化工具箱中的fmincon工具,对于fmincon工具容易陷入局部最优解的问题采取多次求解取最小值的办法。

3 算例分析

3.1 风电限功率条件下的旋转备用优化

以包含4个风电场及2个同步发电机的6机电力系统为例分析研究所给出的优化模型,同步发电机参数见附录A表A1,风电场参数及某时刻风电场最大出力分别见附录A表A2和表A3。4个风电场数据为云南电网某时刻的实测数据,具体参数如表1所示,kgrid=100,Δf取0.02 Hz。本算例设置的算例情景中,情况1,2,3,4分别为低负荷/无弃风费用、低负荷/较低的弃风费用、高负荷/较低的弃风费用及高负荷/较高的弃风费用,负荷占比为电网承担的负荷占电网最大出力的比例。设二次调频时间tr取3 min,风电场最大出力如附录A表A3所示;风电场波动系数根据历史数据取为2.27。算例设置的4种情况具体如下所示。

1)情况1:负荷值为200 MW,弃风费用为0美元/MW,负荷波动量为4 MW,负荷占比为38.95%。

2)情况2:负荷值为200 MW,弃风费用为15美元/MW,负荷波动量为4 MW,负荷占比为38.95%。

3)情况3:负荷值为500 MW,弃风费用为15美元/MW,负荷波动量为7.5 MW,负荷占比为87.20%。

4)情况4:负荷值为500 MW,弃风费用为30美元/MW,负荷波动量为7.5 MW,负荷占比为87.20%。

采用本文所建立的优化模型,具体求解得到的优化结果如表1所示,表中PWt为整个风电场群的优化出力。本文限功率模式与传统模式(风电场处于MPPT运行模式)的比较如表2所示。

表1 各时刻机组计划出力Table 1 Planned output of each unit at all times

表2 限功率与MPPT模式下备用优化比较Table 2 Comparison of reserve optimization under power-limited and MPPT modes

表2中同步发电机备用缩减量、成本缩减量分别指风电场处于限功率模式时同步发电机旋转备用容量、运行成本较传统模式下的减少量,风电场增量指风电场处于限功率模式时能够更多并入的风电场数量,MPPT下解的情况和限功率下解的情况分别指传统模式及限功率模式下约束条件(式(20)至式(24))的满足情况。成本缩减量为2种模式下目标函数(式(25))之差;风电场增量表征满足式(23)的情况下能够增加并入的风电场数量,即存在最大并入风电场数量NWmax,使得式(26)满足。

(26)

SRD(x)定义如下:

SRD(x)=kgridΔf+eL+

(27)

此时,设限功率状态时并入风电场数量为NWd,则风电场增量ΔNW可表示为:

ΔNW=NWd-NWmax

(28)

情况1,2和情况3,4分别为轻负荷和重负荷时的旋转备用分配结果,在相同负荷情况下,情况1,2差别表现为有无弃风惩罚,情况3,4差别表现为弃风惩罚费用的高低,其中情况3中弃风惩罚略低于2个同步发电机上调容量购置费用,情况4则明显高于同步发电机上调容量购置费用。

由表2可知,在传统的MPPT模式(λk=0)下,若4个风电场均并网,则电网旋转备用存在旋转备用不足的情况。在情况1,2中,由附录A表A2和式(20)可知电网旋转备用需求SRD≥11.32 MW。

同步发电机最多能提供的旋转备用为11.26 MW,略低于备用需求,此时考虑到旋转备用约束,至少有一个风电场将处于离网状态时约束条件才满足要求;在情况3及情况4中,由附录A表A2和式(20)可知电网旋转备用需求SRD≥14.819 MW。

此时同步发电机提供的旋转备用明显低于备用要求,至少有2个风电场处于离网状态时约束条件才能满足。在MPPT模式下,由于电网中风电场数量下降,导致同步发电机运行费用显著增加,此时经济性普遍较限功率运行状态下差。

由表2可知,对于频率稳定性,正是由于风电场限功率运行使得风功率波动量减小,在同步发电机的调频能力不变的情况下,能更快速地抑制负荷及风功率波动,增强电网的频率稳定性。同时由表2中新增风电场数量可知,由于电网中同步发电机调频压力减小,使得从频率稳定的角度而言,电网能够接入更多的波动性电源,增加了电网中清洁能源的占比,更有利于环境保护。针对情况1,当风电场不存在弃风惩罚时,电网倾向于由风电承担所有调频旋转备用。结合附录A表A2可知事实上需要由风电场限功率抑制的风电波动量eW为:

(29)

因此,在情况1中,风电场不仅弃掉了所有波动量,同时还提供了6 MW的旋转备用,同样的情况也发生在情况3和4。由于风电场限功率运行,同步发电机需要多承担一部分出力,在情况1时,若同步发电机承担所有旋转备用,则至少需要增加91.8美元,而由同步发电机报价曲线可得减少的出力费用为13.126 2美元,因此此时风电场将全额承担电网旋转备用。由此可知,旋转备用的优化分配不仅和旋转备用购置费用有关,也取决于同步发电机出力报价。

针对情况2可知,当风电场存在弃风惩罚时,风电场限功率运行,电网既要承担风电场限功率运行时的弃风惩罚,也要承担因风电场出力减少而增发的同步发电机运行费用,因此情况2中同步发电机成为主调频机组,而风电场只是适当限功率以减少同步发电机的调频压力,使得电网能够满足调频速度要求,此时优化分配仍旧以经济性为主导。同步发电机之间的功率分配主要受报价曲线系数影响较大,在同步发电机出力接近下限时,常数项系数将决定功率优化分配的结果,但随着同步发电机出力的不断增加,平方项和一次项系数将决定同步发电机出力的分配。本例中,同步发电机1的平方项系数和一次项系数均高于同步发电机2,因此本例中同步发电机2将作为主出力同步发电机。

针对情况3和4,2种情况下旋转备用及出力分配几乎一样,这主要是因为在高负荷下,同步发电机调频能力及出力接近满负荷,导致这个时候优化主要以满足约束条件为主导,对经济性要求较低。本例中,同步发电机旋转备用配置均已满额,为了使电网调频速度要求满足,风电场需要更多地限功率,这也导致了本例中风电场限功率要求超出了抑制功率波动的要求,向电网提供旋转备用。

3.2 风电限功率条件下旋转备用对电网频率的影响

以附录A图A1所示的等值电网建立仿真模型,风电场采用桨距角控制追踪预设的限功率深度,设风电场能够捕获的最大功率在50 s内呈指数下降了0.1(标幺值),电网二次调频时段为一次调频结束后的50 s,则在不同限功率深度下的电网频率变化如图3(a)所示,此时同步发电机出力变化及等值风电场出力变化分别如图3(b)和(c)所示。风电场出力变化及同步发电机出力变化分别由等值风机及等值同步发电机并网点电压及电流共轭值乘积的实部得到,由附录A图A1可知,等值风电场与等值同步发电机为一个节点,故可采用该节点同步发电机频率作为电网的频率。

由图3(a)可知,电网频率偏差在风电场采用MPPT模式运行时最大,且随着风电场限功率量的增加,频率偏差最大值逐步减小,这主要是因为风电场限功率运行减小了电网整体的波动量,对于结构固定的电网表现为频率的最大偏移量减小。波动结束后,风电场限功率状态运行的电网的静态频率特性明显优于传统MPPT模式下的电网静态频率特性,在图3(a)中具体表现为限功率运行的含风电场电网调节时间更短,稳态误差更小。

图3 不同限功率深度下仿真结果Fig.3 Simulation results of various power-limited depth

图3(b)表明在同样的负荷情况下,处于MPPT状态的风电场需要更多的同步发电机出力进行调节,在旋转备用上表现为需要更多的旋转备用容量,本例中常规机组出力增加了0.07(标幺值)且仍有增加的趋势,若同步发电机调频能力较弱或备用功率不足,即在30 s内无法提供0.07(标幺值)的备用,则在MPPT状态下频率将失稳,而在风电场限功率运行状态下时,传统机组旋转备用要求接近于0,由此可见风电场限功率运行能大幅度减小电网的旋转备用需求。

图3(c)中风电场处于MPPT状态时,风电场出力变化直接反映捕获的风能变化,而当风电场处于限功率运行状态时,风机捕获的风能未必引起风电场功率的变化。图3(c)中由于风电场处于限功率状态,风电场出力追踪预设值,故出力变化较小。

综合图3(a)(b)(c)可知,风电场限功率运行下,电网的频率偏差最大值减小,静态特性较MPPT模式下好,尤其对同步发电机的旋转备用容量要求大幅度减小,能较好地跟踪分钟级的风功率波动,由此可见在负荷情况相同时,含限功率运行风电场的电网较传统电网拥有更大的调频裕度,能够接入更多的风电。

4 结论

本文针对风电渗透率较大的电网中常规机组调频压力大、风电场在二次调频中调度困难的问题,建立了风电场限功率运行下的电网旋转备用优化模型,得出结论如下。

1)风电场限功率运行在常规机组调频能力不变的情况下,能更快速地抑制负荷及风功率波动,增强电网的频率稳定性,必要时风电场可提供旋转备用,在本文静态算例中,同步发电机至少缩减了1.57 MW的旋转备用,在不计弃风惩罚时最多可缩减11.32 MW旋转备用,动态仿真中同步发电机缩减了0.07(标幺值)的旋转备用。

2)风电场限功率运行虽然减少了单个风电场的出力,但能有效加强整个电网的频率稳定性,从而增加了并网风电的总功率,在本文算例中,至少减少了整个电网的运行成本168.360 8美元,风电场限功率运行较MPPT模式下经济性更好。

3)本文对含限功率运行的风电场电网二次调频频率静态指标进行了定量分析,对频率动态过程仅进行了仿真分析,定量研究仍需后续工作。同时本文主要关心的是静态旋转备用的分配问题,动态旋转备用优化分配可进一步研究。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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OptimalDispatchofSpinningReserveinPowerGridUnderPower-limitedConditionofWindFarm

ZHANGChenxi1,WANGDelin1,MANingning1,GUOCheng2

(1. School of Electrical Engineering, Southwest Jiaotong University, Chengdu 610031, China; 2. Electric Power Research Institute of Yunnan Power Grid Co. Ltd., Kunming 650217, Yunnan)

It is objective demand for the grid connected wind farms to take part in secondary frequency regulation and actively provide reserve capacity, and power-limited operation of wind farm is a necessary condition for wind farm to participate in frequency regulation. This paper quantitatively analyzes the influence of power-limited operational condition of wind farm on the index of secondary frequency regulation and maximum penetration power of wind power, assuming that it will be able to reduce the pressure of synchronous generator in reserve capacity and frequency regulation speed aspects as well as raise maximum penetration power of wind power. In order to study the dispatch problem of secondary spinning reserve under power-limited operation of wind farm, the reserve optimization and the dynamic equivalent model consisted of equivalent synchronous generator and wind turbine are established, which is solved by MATLAB/Simulink. The optimization and simulate results show that the wind farm working in power-limited state will increase the stability of power grid and reduce spinning reserve.

This work is supported by National Natural Science Foundation of China (No. 51477143).

limited-power operation of wind power; spinning reserve; optimal dispatch; secondary frequency regulation; index of frequency regulation; maximum penetration power of wind power

2017-04-17;

2017-09-23。

上网日期: 2017-10-11。

国家自然科学基金资助项目(51477143)。

张晨曦(1992—),男,硕士研究生,主要研究方向:风力发电。E-mail： 849862816@qq.com

王德林(1970—),男,通信作者,博士,副教授,主要研究方向:电力系统运行、稳定和机电动态。E-mail: dlwang@swjtu.edu.cn

马宁宁(1987—),男,博士研究生,主要研究方向:电力系统频率动态、扰动传播、风力发电。E-mail: mnsdxt@163.com

(编辑万志超)