基于鲁棒控制的光伏并网系统中抽水蓄能参与电网调频控制策略

毛李帆， 龚若飞， 陈 煌*， 姜 文， 李 聪

(1.海南电网有限责任公司调度控制中心, 海口 570203； 2.泰豪软件股份有限公司, 南昌 330096)

电力系统的频率通常由系统发电功率及负荷功率两者之间的平衡情况来决定。当系统频率发生变化时,电力系统通过一次调频及二次调频的调节机制能够使系统频率稳定在合理范围内。而当大规模风电及光伏发电并入电网时,由于可再生能源固有的出力不确定性及随机波动性,大规模并网使得系统内功率平衡问题更加难以调节,电力系统的频率稳定控制也更加困难[1]。

抽水蓄能作为一种传统型储能系统,发展技术较为成熟,同时由于抽水蓄能机组具有调节方式灵活、存储容量大、发电出力响应迅速的优点,因此抽水蓄能机组发电成为一种十分重要的电力系统调频途径。目前,抽水蓄能机组参与电力系统调频多采用比例积分微分(proportional-integral-derivative,PID)控制策略中各项调节系数主要根据抽水蓄能机组的发电出力特性进行确定。但其中未考虑导致电力系统频率变化的直接原因,即未考虑负荷变动或发电出力随机性大等其他因素[2]。因此,若采用PID控制方式进行调节,在系统面对短时持续的可再生能源功率波动时,系统内各机组的一次、二次调频能力将受到较大影响。另一方面,由于抽水蓄能机组在出力调节过程中产生的水锤现象,大幅加剧了抽水蓄能机组在参与调频时的难度。当系统中存在大规模出力波动频繁的可再生能源时,需要对系统进行持续调节,因此大大增加了机组的控制难度。因此,应该结合并网可再生能源出力特性及抽水蓄能机组的调频控制策略进行综合分析,并基于此对抽水蓄能参与系统调频运行控制策略进行相应的改进,以最大限度地降低可再生能源出力波动性对电力系统频率变化的影响[3-4]。

目前,将并网可再生能源出力波动特性及抽水蓄能机组调频控制策略综合分析的研究较少。文献[5-6]提出采用鲁棒控制方法从调速及励磁机构进行改良,使得汽轮机的控制器调节能力得到改善；文献[7-8]提出将鲁棒控制策略应用于电力系统的负荷控制策略中,从而有效地降低了由于负荷扰动导致的系统频率变化；文献[9-10]提出在电力系统的经济调度中应用鲁棒控制算法,同时将鲁棒控制方法应用于抽水蓄能机组的调频反馈控制之中以快速调节可再生能源出力短时波动带来的系统频率变化,但该研究中所考虑的可再生能源影响较少,还需更加深入研究大规模可再生能源出力对电力系统频率稳定性的影响。

鉴于此,现主要研究含大规模光伏发电的电力系统中抽水蓄能机组用于参与电力系统调频的控制策略。以快速调节区域控制偏差、使抽水蓄能电站充分调节为目标,同时以抽水蓄能电站库容限制、机组出力上下限等为约束条件,建立了基于线性矩阵鲁棒控制的抽水蓄能调频控制策略模型,以改善由于光伏出力波动对电力系统频率稳定性的影响。通过对一个改进的电力系统进行仿真计算,验证本文提出的决策模型及鲁棒控制算法对电力系统频率调节的有效性及可行性。

1 抽水蓄能机组参与系统调频工作原理

1.1 抽水蓄能机组的工作方式

目前,抽水蓄能机组在运行过程中包含5种固定的稳定运行方式,分别为发电方式、抽水方式、发电调相方式、抽水调相方式以及停机方式。

在抽水蓄能机组处于调相运行方式下,由于机组转轮在空气中旋转,导叶处于关闭状态,此时可通过迅速转换工况为电网提供紧急支援。抽水蓄能机组无论是参与抽水调相或发电调相方式,机组的运行状态均可以迅速进行切换,以存储电网多余的电能或通过发电满足系统的负荷要求。

仅当抽水蓄能机组处于发电运行时,水泵水轮机能够实现迅速启动,不仅可以提供紧急支援功能,而且可以通过系统内的调速器参与电网中的调频控制运行；当抽水蓄能机组处于抽水运行的状态时,水泵水轮机是作为水泵运行,不能够参与电网调频,仅能够提供紧急支援功能。

1.2 抽水蓄能机组发电参与系统调频

抽水蓄能机组多采用PID调节规律的调速器,其具有调节功率、频率以及开度3种调节方式。其中,功率调节模式具备闭环及频率调节两种方式,频率调节模式只具备频率闭环调节,开度调节模式通过导叶或中间接力器行程闭环及频率闭环调节共同作用。在功率调节及开度调节方式下,一般采用PI调节方式,即将微分调节参数设置为0。

2 抽水蓄能在电力系统中的调频控制策略

为了大力推行环保,低碳经济是能够实现低能耗、低污染、低排放的较好形式。因此,目前研究多引入碳交易机制进行分析,以实现节能减排目的。

2.1 火电机组经济调度优化模型

在对电网进行自动发电量控制 (automatic generation control,AGC)调节时,最大限度地降低火电机组的调节力度,使系统内水电机组及抽水蓄能机组的调节力度增大是系统优化调度的主要目标。

火电机组的优化调度模型是在满足系统内机组出力上下限约束、机组爬坡率限制及机组启停时间限制等约束条件下,使系统总体运行成本优化为最低。火电机组的经济调度优化模型为

(1)

式(1)中：ui为火电机组的参与调节状态,超出机组的出力上下限时机组不参与调节,ui为0,相反地,ui为1；a、b、c分别为火电机组的煤耗参数；Pi为第i台火电机组的出力；NG为火电机组总台数。

2.2 含火电-抽蓄电力系统中优化调度模型

系统的目标函数为系统的总体运行成本最低,约束条件主要包含以下几项。

(1)火电机组出力上下限约束为

Pimin≤Pi≤PiN，i=1,2,…,NG

(2)

式(2)中：Pimin、PN分别代表第i台火电机组的最小出力及额定最大出力。

(2)抽水蓄能机组发电出力上下限约束为

(3)

(3)抽水蓄能机组库容约束为

(4)

(4)系统内功率平衡约束为

(5)

式(5)中：ACEtotal为给定某时刻系统内区域控制偏差总量。

2.3 火电-抽水蓄能机组调差时间模型

在系统中,自动发电控制对象为电网内区域控制偏差(area control error，ACE),在本文中采用联络线功率偏差控制方式(tie-line frequency bias control,TBC),即同时对系统的频率偏差Δf及联络线功率ΔP进行控制。

当系统产生有功功率控制偏差ACE后,系统内各机组基于系统调度安排对出力大小进行调节,力求迅速将ACE降为0。且调节时间越短,电网的稳定性系数就越高。

根据一定的数学推导[11],以区域控制偏差ACEi为自变量,调节时间最优模型为

mintACEi=

(6)

式(6)中：tACEi为将ACE降为0所需的调节时间；ACEtotal为系统内区域控制偏差总量值；ACEi,now为当前机组的调节量；Vi为第i台机组的调节速率；N为系统内所有AGC机组的数目总和,即N=NH+NG,NG、NH分别为火电及水电AGC机组的数目。

3 基于鲁棒控制的抽水蓄能机组的调频控制

3.1 鲁棒控制理论概述

在电力系统的实际控制中,存在很多干扰电力系统稳定运行的各界因素,其可能是来自电力系统自身的扰动因素,也可能是来自外界的不确定性扰动因素。如含大规模光伏电力系统中,系统本身的不确定性因素变化一般是负荷的波动变化,而外界的不确定性扰动问题一般来自光伏发电出力的波动。因此,鲁棒控制算法能够一定程度地有效解决这些不确定性问题,从而使得系统在各种不确定性因素下仍旧能够保持良好的调节性能和系统稳定。

采用基于优化控制理论的鲁棒控制算法,通过采用系统传递函数矩阵对系统的各项优化指标进行描述,可用以下的系统状态方程来表述：

(7)

式(7)中：x代表系统的状态变量；y、z分别代表系统的输出测量信号及控制性能指标信号；u、w分别代表系统的扰动信号及控制器的输出控制信号。

3.2 基于鲁棒控制的抽水蓄能机组调频控制模型

在含大规模光伏发电电力系统中,对系统内火电机组、抽水蓄能机组及光伏发电机组的出力及电网潮流进行分析,基于上节中介绍的鲁棒控制策略以电力系统整体为控制对象进行分析。

在系统的一次调频过程中,考虑到光伏发电出力波动的时间尺度较小,而系统内负荷变化的时间尺度相比而言较大,故系统的负荷水平在一次调频过程中可以认为是不变的。

以常规水电机组参数整定方式为基础,抽水蓄能机组调速系统的参数整定方式与其基本相似。抽水蓄能的空间模型表达式[12]为

(8)

同理,对于火电机组,其整体状态方程[12]为

(9)

式(9)中：ω0为火电机组的额定转速；Jg、Lg、Mg分别为火电机组转动惯性常数、火电机组的转动阻尼系数、火电机组的功率基准值与电网功率基准值的比例；Tch、Tg为火电机组原动机和机组导叶接力器的时间常数值；D为火电机组的调速器转速的下降率。

将式(8)及式(9)中抽水蓄能及火电机组的状态变量合并,并根据电网潮流计算方程进行化简,最终可以得到电力系统的整体状态方程[13-15]。由此,抽水蓄能机组的调频鲁棒控制设计的控制系统状态方程即可表示为

(10)

4 算例分析

算例以IEEE39节点系统为基础,并根据系统内接入抽水蓄能机组及光伏电站的容量对系统的负荷进行相应比例的调整,并对系统的结构进行一定的改进，如图1所示。其中,抽水蓄能机组接入节点18处。系统中共4个光伏电站,分别接入节点10、13、18、25。系统中火电机组容量为3 150 MW,抽水蓄能机组的额定容量为300 MW,系统内接入光伏电站总容量为840 MW,系统最大负荷为2 800 MW,光伏渗透率为30%。系统中的光伏出力数据采用海南省某几个光伏电站的历史出力数据,进行出力特性分析。系统中其他参数可参见文献[12]。

图1 算例拓扑图

借助MATLAB平台中的鲁棒控制工具箱对模型进行求解,以验证引入了鲁棒控制算法后的抽水蓄能应用于电网调频的有效性。

以光伏电站的历史出力数据作为系统输入,分别采取常规PID控制策略和鲁棒控制策略对抽水蓄能机组参与系统调频进行仿真计算分析,分别获得的两种控制方法下的系统频率响应对比曲线如图2所示。从图中的对比曲线可以看出,采用鲁棒控制方法获得的系统频率响应曲线的最大偏差不超过0.005 Hz,而采用PID控制方法获得的频率响应曲线的最大偏差达0.035 Hz,由此可见,鲁棒控制对于电力系统的调频控制具有很好地效果。

图3展现了分别在PID控制及鲁棒控制下抽水蓄能机组的机械功率的响应变化曲线对比。从图3中可以看出,通过鲁棒控制,抽水蓄能机组的出力大幅增加,其能够更好地应对系统中光伏并网带来的发电出力波动。

改变系统内的光伏并网装机容量,即计算在不同的光伏渗透率下,分别采用PID控制及鲁棒控制算法,对整个电力系统的频率响应进行仿真分析,其中,采用系统频率响应的标准差来表征系统频率响应的总体波动值。表1中的对比结果展示了光伏渗透率由5%增加至40%情况下系统的频率响应标准差值的变化情况。基于表1的对比结果,采用鲁棒控制策略后,随着系统内光伏渗透率的增加,系统的频率响应标准差均较小,且均小于在PID控制策略下的系统频率响应标准差。由此可以看出,采用本文的鲁棒控制对抽水蓄能机组参与电网调频加以控制,能够有效地对大规模光伏并网带来的出力波动造成的系统频率偏差变化进行调节。

图2 PID控制及鲁棒控制下的系统频率响应曲线

图3 PID控制及鲁棒控制下的抽水蓄能机械功率变化响应曲线

表1 鲁棒控制及PID控制下的频率响应标准差比较

5 结论

针对含光伏并网系统内的抽水蓄能参与电网调频控制策略进行研究,在对抽水蓄能参与系统调频控制原理进行分析的基础上,建立抽水蓄能在电力系统中的调频控制策略模型。引入鲁棒控制算法对抽水蓄能机组参与电网调频加以控制,通过仿真计算验证鲁棒控制方法能够很好地对大规模光伏并网带来的出力波动造成的系统频率偏差变化进行调节,系统的频率偏差能够获得有效的改善。