大规模风电并网条件下水电机组辅助AGC协调策略研究

杨尚明

（宣恩县龙洞电厂，湖北　宣恩　445500）

大规模风电并网条件下水电机组辅助AGC协调策略研究

杨尚明

（宣恩县龙洞电厂，湖北宣恩445500）

随着风电渗透率增加，其不确定性带来的功率波动也将变大.由于常规火电机组的减少，此时系统中参与自动发电控制（AGC）的火电机组将没有充足的容量调节风电功率波动从而引起系统频率稳定问题.基于此，提出了协调因子的概念，利用水电机组辅助协调参与AGC的策略，从而协调更多优质调节资源进行协调控制，以抑制风电不确定性带来的影响.仿真算例表明，所提策略能适应现有调度控制框架，对风电功率波动有很好的协调控制效果.关键词：水电机组；风电；自动发电控制；频率控制

风能作为重要的可再生能源资源，对我国的能源与环境安全至关重要［1］.随着电网规划的三纵三横六条特高压外送通道建设，为北部大型风电基地的绿色电力大规模跨区消纳提供了良好基础.但是风电随机性和不确定性带来的风电功率波动，使得原有系统的单侧负荷侧波动转变为现有的“源荷”双侧波动.自动发电控制（AGC）作为抑制系统功率波动（功率波动的高频分量［2］）的主要手段将面临双重考验，因此得到了国内外研究者的高度关注.

目前研究主要集中在风电占系统发电比重较小的情况.因此，在有功调度控制中把风电功率处理成“负”的负荷，然后再设法平抑净负荷波动的影响.文献［3-6］利用储能资源快速响应的特点，提出了储能资源参与AGC调频的各种控制策略，但该方法更适合储风能占比较小的情况，且储能资源还需面临频繁调节的问题.随着风电渗透率的加大，在新的智能调度体系下，协调更多优质AGC调控资源进行协调控制，来弥补高风电渗透率带来的AGC备用容量资源不足以及调节性能压力增大等问题，是外送通道投运前需要认真考虑和急需解决的问题.水电机组作为优质频率控制资源是解决这一问题的有效手段.

因此，本文提出采用水电组参与协调调节大规模风电外送情况下风电功率波动.在深入研究现有调度模式的前提下提出了相应控制策略.采用仿真验证了本文所提策略的正确性及可行性.

1　水、火电机组AGC调节模型

1.1火电机组模型

火电机组主要包括燃煤机组和燃气机组，燃气机组比燃煤机组的负荷变化的范围广，下限一般可以达到出力的40%，且负荷变化速率一般也都大于燃煤机组.结合风电波动速率随机且快速的特点，本文采用燃气机组作为火电AGC机组，火电机组参与AGC控制主要包括调速器模型和汽轮机模型，本文采用通用调速器模型（如图1），其中Tg为调节常数.

汽轮机模型一般采用一阶惯性环节来模拟（如图2）.其中Ts是高压蒸汽容积时间常数，一般取为0.2～0.3s.

1.2水电机组模型

与常规火电机组相比，水电机组不受最小开停机时间限制，调节速率更快，是理想的调频资源.火电机组参与AGC控制主要包括调速器模型和汽轮机模型，为讨论方便，调试器模型采用图1所示模型.考虑非塑性水锤影响时，水轮机模型如下图3所示，其中Tw是引水系统惯性时间常数.

图1　调速器模型Fig.1 Governor model

图2　汽轮机模型Fig.2 Turbine model of thermal unit

图3　水轮机模型Fig.3 Governor model of hydropower unit

2　水电机组辅助协调控制策略

水电机组的响应特性主要取决于水轮机的响应特性，水轮发电机的调节性能很好，从空载到满载的负荷上升时间可小于1 min.选择适当的参数可使机组在接收到调节命令后的30s内，实现70%出力的功率增减.该特性很适合快速、大规模的功率波动调节.但是，水电机组的调节性能受水位、洪期枯期等因素的影响较大，在汛期或枯水期将失去AGC调节能力.因此，水电机组虽然是优质调节资源，但并不适合全时段参与AGC控制，而只适合在紧急情况下辅助协调参与AGC控制.

2.1协调因子

ACE是根据电力系统当前负荷、发电功率和频率等因素形成的偏差值，他反映了区域内的发电与负荷的平衡情况.AGC控制器，根据ACE确定本区域的功率缺额，并下发给本区各AGC调节机组，各调节机组根据该机组所承担的比率α来确定机组出力变化.

其中αi表示第i台调节机组，也称作协调因子.

常规情况下，水电机组是不参与AGC控制.当火电机组达到调节上限时，此时若需水电机组参与协调，则需分配相应的调节因子.

2.2辅助协调控制策略

基于以上分析，本文引入了协调因子γ，实现水电机组对风电功率波动的“捕获”.其控制模型图4所示.

水电机组辅助协调策略分为2种模式：

模式1：参与自动调节，以应对中长期（秒级～分钟级）的风电功率变化需求.此时由于不同时段的风电变化规律不同，采用此模式需考虑水电机组的出力特性.

模式2：辅助调节模型，正常情况下，水电协议因子设置为0，当系统ACE值超过一定范围时调整协调因子配比，给水电机组分配协调因子参与自动发电控制，以支援紧急情况.此时应保证满足式（2），具体方案设置在下节讨论.

图4　水电机组辅助AGC控制策略模型Fig.4 Auxiliary AGC control strategy model of hydropower unit

3　算例分析

本节结合仿真算例对本文所提方案进行仿真分析.本文采用3机系统作为测试算例，AGC机组参数及系统参数见表1和2.现有研究发现，风电场满发出力的概率很小，全年风电出力超过风电铭牌容量64%的概率不足5%.且风电出力具有典型的反调峰特性，风电出力占总体负荷的比重在28%～72%之间.因此本文，设置风电预测误差为20%，并考虑风电渗透率在28%，50%，70%三种情况下的水电机组AGC辅助协调控制策略，并与传统AGC控制（仅有火电机组参与）效果进行比较.

表1　不同协调因子选取方案Tab.1 The scheme of coordination factor configuration

表2　不同方案下各区AGC机组出力变化值Tab.2 The parameters of AGC unit

3.1不同风电渗透率下水电机组协调策略分析

图5是在不同风电渗透率下传统模式与协调因子参与模式下的系统频率偏差情况.传统AGC控制下由于参与调节的AGC资源不足，随着风电渗透率增加导致频率超出了稳定限值.引入协调因子策略后，水电机组参与频率调节，能有效的调节由于风电功率波动带来的频率偏差.图6给出了50%风电渗透率下，各区AGC机组出力情况.

图5　不同风电渗透率下的频率偏差图Fig.5 Frequency deviation under different wind power penetration

图6　50%风电渗透率下AGC机组出力情况Fig.6 AGC unit output with 50%penetration of wind power

图7　不同方案下频率偏差Fig.7 The frequency deviation under different schemes

传统AGC模式下风电波动量全部由火电机组承担，但该机组的调节容量有限，造成了满调节而水电机组不出力的状况.而在水电辅助协调AGC模式下，风电功率波动由水、火机组承担，各区网调机组按照协调因子的不同承担不同的风电波动量.以上仿真结果表明现有AGC模式调节量不足的情况下将带来频率偏差，且无法实现水电AGC机组参与调节.而本文提出的采用协调因子实现水电机组跨区参与风电功率波动策略的可行性.

3.2协调因子特性分析

协调因子是用来协调各区网调AGC机组进行跨区协调的，如何选取协调因子是一个很重要的问题，本文采用了不同方案选取了三组协调因子如表1所述.

在50%风电渗透率下对各方案进行仿真，其结果如表2和图7所示.

方案1按照AGC机组调节容量按比例进行分担风电波动，因此按该方案，火电机组仅需承担36.4 MW的风电波动.方案3在方案2的协调因子基础上随机进行了修改，也即随机承担风电的波动量.图7表明在方案1和方案3的调节下，无法使频率恢复稳定.因此，协调因子的选取是进行跨区协调控制的关键.

4　结论

研究了水电机组辅助协调参与AGC控制的策略.并提出了广域协调因子的概念以水电机组辅助调节.仿真算例表面所提策略的正确性.为促进大规模风电跨区消纳的同时，在更广范围内协调优质调度资源进行风电功率波动控制提供了较好实现思路.

表3　网调AGC机组及系统参数Tab.3 The parameters of AGC unit

表4　某区域系统容量Tab.4 The parameters of system capacity

［1］薛禹胜，雷兴，薛峰，等.关于风电不确定性对电力系统影响的评述［J］.中国电机工程学报，2014，34（29）：5029-5040.

［2］BANAKAR H，LUO C，OOI B T.Impacts of wind power minute-to-minute variations on power system operation［J］.Power Systems，IEEE Transactions on，2008，23（1）：150-160.

［3］吴云亮，孙元章，徐箭，等.基于多变量广义预测理论的互联电力系统负荷频率协调控制体系［J］.电工技术学报，2012，27（9）：101-107.

［4］蔡国伟，孔令国，潘超，等.风光储联合发电系统的建模及并网控制策略［J］.电工技术学报，2013，28（9）：196-204.

［5］彭思敏，窦真兰，等.并联型储能系统孤网运行协调控制策略［J］.电工技术学报，2013，28（5）：128-134.

［6］胡泽春，谢旭，张放，等.含储能资源参与的自动发电控制策略研究［J］.中国电机工程学报，2014，34（29）：5080-5087.

责任编辑：时 凌

AGC Aid Coordination Strategy of Hydropower Units under the Conditions of Large-scale Wind Power Grid

YANG Shangming
（Longdong Power Plant of Xuanen，Xuanen 445500，China）

With the increase of the wind power penetration，the power fluctuation caused by uncertainty will grow significantly.Recently，the number of thermal power units is gradually decreasing.So the thermal power units related to the AGC will have no enough capacity to regulate the wind power fluctuation and this leads to the frequency stability problems.Based on this trend，this paper comes up with the coordination factor.Taking advantage of the hydro generating unit in the AGC control and is using more regulating resources will realize the coordinated control and can suppress the impact of the wind power uncertainty.The simulating results show that the strategy proposed in this paper can accommodate to the existing dispatching control framework and has better coordinated control effect on the wind power fluctuation. Key words：coordination control；wind power；AGC；frequency control

TM715

A

1008-8423（2015）04-0417-04DOI：10.13501/j.cnki.42-1569/n.2015.12.016

2015-08-20.

杨尚明（1966-），男（侗族），工程师，主要从事发配电的研究.