水电富集地区水、火电运行特性及有功功率协调控制（二）不同调节能力区域之间的协调机制

异步联网方式下的中国西南电网转动惯量显著减小,抗有功功率扰动能力大幅下降,对电网稳定运行带来更多挑战。首先,建立了偏离计划潮流（USF）和多个控制区域的区域控制偏差（ACE）的关联模型,阐述了不同频率偏差下自然频率特性系数和机组调节过程对USF的影响,分析了在不同调节能力区域之间构建一套协调机制的必要性,然后,提出了满足跨层级、多区域架构下有功功率协调控制需求的设计原则,建立了考虑机组调节区间、断面可用传输容量等约束条件的备用共享容量计算模型,进而,提出了正负备用相互置换和故障发生后备用互济的实现方式。最后,通过算例仿真结果验证了所提机制与方法的有效性。     

考虑LCU的水电机组有功联合控制对频率稳定的影响

随着我国电网结构的持续优化调整,电力系统的频率特性也随之变化。水电高占比电力系统中频率问题日渐突出,系统扰动后电网频率面临恢复速度慢、振荡阻尼低的双重考验,为了更准确的分析系统频率的调节特性,需要全面研究机组有功/频率控制系统的动态特性。水电机组的有功/频率调节是由监控系统的就地控制单元(localcontrolunit,LCU)有功控制和调速系统共同实现,当前系统机电暂态仿真中,对调速系统一次调频调节特性已准确掌握,但对于调速系统上一级的机组监控系统LCU对频率特性的影响较少考虑。该文基于西南电网主力水电机组有功联合控制运行现状的充分调研,建立了LCU功率闭环控制仿真模型,并实测了关键参数,从机理上分析了考虑监控系统LCU的有功联合控制对系统频率振荡阻尼的影响,在搭建的仿真算例中分析了LCU有功控制对频率动态阻尼水平和频率恢复水平的影响。     

基于模糊控制的电池储能系统辅助AGC调频方法

针对AGC控制中火电机组响应时滞长、机组爬坡速率低的问题,提出了一种基于模糊控制策略的电池储能系统(Battery Energy Storage System,BESS)辅助AGC调频方法。该方法以区域控制偏差(Area Control Error,ACE)及其变化率作为模糊控制器的输入量,BESS的参考功率变化量作为输出量,根据系统的运行状态调节BESS输出功率,辅助火电机组改善电网的动态调频性能。基于Matlab/Simulink平台的仿真结果表明,BESS能够迅速响应负荷扰动,减小了系统频率偏差和联络线功率偏差,降低了系统的超调作用,有助于提高电网AGC调频能力和增强系统的稳定性。     

考虑频率特性和断面传输有功功率约束的潮流模型

提出了考虑频率特性和断面传输有功功率约束的潮流模型。该模型在考虑频率电压调节特性的潮流方程基础上,增加了断面传输有功功率方程,并对互联区域两端的平衡机组增加了有功调节变量及其控制方程。其中,平衡机组的调节功率等于其所在控制区的区域控制偏差(area control error,ACE)、有功网损偏差和超短期预测有功负荷偏差之和。通过对IEEE 118节点测试系统的仿真分析,验证了新模型的必要性和有效性,同时结果也表明所建模型能够有效提高频率和断面传输有功的控制水平。     

联网型高耗能电解铝工业电网源荷协调平抑风电功率波动控制策略

对于含有大规模新能源接入的联网型高耗能工业电网,新能源功率波动势必产生联络线功率波动以及额外备用容量费用,不利于工业电网经济运行。通过对工业电网内部火电机组与电解铝负荷联合控制进行建模,提出源荷协调平抑风电功率控制策略。基于模型预测控制方法,将电解铝负荷和火电机组调节范围以及响应速率作为约束条件,以平抑风电功率波动为控制目标,优化电解铝负荷和火电机组的有功功率调节量,减少由风电功率波动引起的联络线备用容量。以云南文山地区某个工业电网为例进行仿真,结果表明所提的源荷协调控制策略可以有效实现对工业电网内部风电功率波动的平抑,限制与大电网联络线上的有功功率交换。     

考虑功率变化速率的储能辅助单机调频控制策略

风电具有显著的波动性和不确定性,大规模风电并网给电力系统的频率调节带来了严峻的挑战。储能具有灵活爬坡特性和双向调节能力,可有效辅助常规机组参与频率调节,提高参与自动发电控制(AGC)的机组响应能力,从而提高高风电功率波动系统的频率稳定性。以机组功率调节速率能否弥补系统功率波动为判断依据,以储能的有功功率变化速率和有功功率基点作为控制变量,提出一种考虑功率变化速率的储能辅助单台火电AGC机组参与电力系统频率调节的协调控制策略,自适应决策储能的动作时机和动作速率。基于PSCAD/ETMDC平台的仿真结果表明,所提策略以储能更少的动作频度和动作深度,达到了更优的调频效果,可有效减少储能功率/能量容量配置,具有良好的经济性,为储能的多场景应用奠定了基础。     

广东电网自动发电控制功率调节分配因子的数学建模

由于水电、火电、抽水蓄能等不同类型机组的容量和调节速率不同。当水电、火电机组一起联合参与自动调节时,将会导致调节功率分配不科学,进而引起控制性能标准（Control performance standard,CPS）合格率下降,对机组安全运行不利。为此,对广东电网自动发电控制（automatic generation control,AGC）机组的功率分配进行了深入的研究,利用美国电气电子工程师学会（Institute of Electrical and Electronic Engineers,IEEE）推荐的区域负荷频率控制模型,对广东电网及其周边电网AGC控制策略进行了精确的建模,并对汽轮机、水轮机的数学模型及其调速器的数学模型进行详细的研究。仿真计算结果表明,该模型有效可行。     

超速与变桨协调的双馈风电机组频率控制

双馈风电机组的有功功率输出无法响应电网频率的变化,并且由于其通常运行在最大功率点跟踪模式下,亦无备用的有功功率支援电网的频率控制。通过提升发电机转子转速和调节桨距角可实现双馈风电机组的减载运行,从而保留部分有功功率作为备用以提升对电网频率的调节能力,但是超速控制和变桨控制在不同工况下,具有一定的工程局限性。为深入挖掘双馈风电机组的调频潜力,提出了一种超速与变桨相协调的调频控制策略。该控制策略根据不同的风速条件,将调频分为低风速、中风速和高风速3种模式,并详细分析了可辨识这3种模式的判据。仿真结果表明,基于文中提出的控制方法,双馈风电机组可以有效提升系统的频率稳定性。     

含风电的区域电网功率振荡特性分析与综合控制

风电场的有功功率调节应兼顾频率和阻尼控制功能,使其具有完备的支持能力,增强系统的动态稳定性。本文通过分析风电频率控制中微分环节和比例环节对区域电网间功率振荡的影响,提出风电机组频率控制策略的改进方案。利用一阶惯性-微分环节,使风电场频率控制始终表现为正阻尼特性,避免风电的有功调节引起系统低频振荡。最后,通过理论和仿真分析,验证了系统发生扰动后在所提综合控制策略下,风电机组不仅具备频率调整能力,并可有效改善系统的阻尼特性。     

水电机组高占比电网频率振荡问题分析

基于云南电网异步运行的经验,说明水电机组高占比的电网频率稳定问题比传统火电机组为主的电网更为突出,深入分析其频率振荡机理对保障电网的安全稳定运行具有重要意义,为此,首先对比分析了水电机组和火电机组调速系统的功率调节特性;其次,通过分析水电机组和火电机组调速系统对电网频率振荡的阻尼作用,揭示水电机组高占比电网频率振荡机理;最后,对水电机组高占比电网频率振荡的关键影响因素进行仿真分析。相关结论表明,在水电机组高占比的电网中,由于水锤效应的影响,水电机组调速系统的负阻尼作用是引起电网频率振荡的主要原因,同时由于缺乏火电机组的正阻尼支撑,电网频率可能出现持续振荡。根据电源结构、系统强度等条件变化,合理设置调速系统比例–积分–微分(proportion-integration-diferention,PID)控制参数K_P、K_I、K_D是抑制频率振荡的重要措施。     

光伏逆变器参与西北送端大电网快速频率响应能力实测分析

近年来,西北电网新能源快速发展,挤占具有转动惯量的常规电源机组空间,电网一次调频资源储备下降,抗扰动能力降低,迫切需要研究新能源机组参与大电网调频的实现方法。通过选取西北电网内4台光伏逆变器,仿照常规水、火电机组的有功-频率静态特性,修改光伏逆变器控制策略,完成光伏逆变器有功-频率下垂控制,实现光伏逆变器参与电网快速频率响应的功能。结合2016年上半年西北电网频率特性试验,首次在国内系统性完成了光伏逆变器快速频率响应能力实测分析。结果表明,光伏逆变器可参与电网快速频率响应,其响应特性与水电机组一次调频性能相当,优于火电机组,且折算到相同容量下,快速频率响应贡献能力优于常规火电机组一次调频贡献能力。     

基于有功备用的风电机组一次调频能力及调频效果分析

变速风电机组采用超速和变桨调节实现有功备用,通过下垂控制增发有功出力,可参与电网一次调频。基于风机出力对频率变化的增量,定义有无风电调频下的稳态频率偏移之差,以量化风电机组对减小频率偏移的贡献。发现风电调频能力与风电容量比例、风能大小、减载水平有关,调频效果与同步机组频率响应特性和电网负荷增量有关,确定了充分利用风电备用容量的负荷临界增量。稳态和动态仿真结果验证了不同风速下有功备用风电机组对电网频率的调节作用,发现高风速下风机动态过渡过程要比中低风速时快速。     

基于火电—风电机组调节速率的电网AGC指令分配方法

随着高比例新能源机组并网,电网频率波动加剧,电力系统安全稳定运行面临着严峻的挑战.为了快速消除电网频率偏差,在灵活调度常规火电机组的基础上,合理利用风电机组的有功备用容量,提出一种基于火电—风电机组调节速率的电网自动发电控制(Automatic Generation Control,AGC)指令分配方法.首先,以最短负...     

电网遭受扰动后水电机组一次调频对电网频率的影响

当系统有功不平衡时,要求并网机组都能参加一次调频,长期以来水电机组都作为最可靠的一次频率调节机组,但是往往电网中某个地区正处在大检修期间或者该地区正处在枯水期等等,这些原因限制了该地区能够投入的一次调频容量,而水电机组的死区较火电偏大,且不同水电区域存在明显的水流惯性差异。针对这些问题建立了水火电机组互联的两区域互联系统,研究电网在受到负荷扰动后的频率品质。     

水、火电机组协调控制在江西电网的实现

介绍了江西电网水、火电机组协调控制的实现方法，提出了对水、火电机组分类并施以不同控制策略的新思路：让水电机组调节ACE、火电机组跟踪负荷的趋势分量，可以发挥各自的特点，其效果在实用中得到了证明。     

水-火电机组频率控制策略研究

哈密—郑州特高压直流输电送端电网存在大量的水电机组,掌握水电与火电一次调频特性及其差异对大功率输电安全稳定性具有重要意义。以哈密—郑州特高压直流输电送端电网为研究对象,仿真分析了在较高水电负荷比例条件下不同控制参数对调频控制的影响,结果表明,提高水、火电机组的稳定性和持续性都能显著提高综合调频能力和混合电网的频率稳定性,但水电机组容量的增加会提高电网频率的动态超调。此外,水、火电机组调频指令与负荷的线性度水平都有待进一步规范。     

基于有功不平衡指标的储能快速调频方法

因主流变速风电机组有功控制一般不主动参与频率调节,大规模风电并网对电力系统快速调频提出了挑战。储能系统具备有功功率快速响应优势,可改善系统动态频率响应特性,该文提出了一种基于有功不平衡指标的储能快速调频方法。首先,定义了在频率跌落阶段和恢复阶段系统有功不平衡指标。其次,设计了自适应模糊逻辑控制策略,依据系统有功不平衡指标和频率偏差动态调整储能系统在频率跌落阶段和恢复阶段的有功出力。最后,通过算例分析验证了所提出的储能快速调频控制方法的有效性,与常规比例微分（proportional differential,PD）控制方法相比,可减少储能系统容量需求,且对不同工况具有较好的灵活性和适应性。     

考虑惯性与阻尼特性的MMC-HVDC附加功率控制策略

为了解决模拟同步电机控制因电网频率静态波动导致的输出有功偏移问题,实现换流站输出有功的精准控制,提出了一种含阻尼控制的附加有功控制策略。通过对有功功率偏移量进行积分实时修正频率指令值,消除了因频率静态波动引起的功率偏移。通过在附加功率控制输入环节引入阻尼控制,提高系统的动态品质及稳定性。为了实现换流站对电网频率调节的选择性,设计了附加功率控制的投切策略。采用PSCAD/EMTDC平台,对提出的方案进行仿真验证。结果表明:附加功率控制策略不会影响本地换流站联网/孤岛运行模式的切换,保留了模拟同步电机控制的优点;电网稳态运行时,可消除直流电压和输出有功功率的偏移,提升换流站稳态运行特性;系统动态调节时,可抑制系统的功率振荡,对换流站输出功率实现快速准确控制。     

计及火电阶梯式爬坡率的耦合系统相邻时刻有功可行域确定方法

经同一并网点耦合集成为统一运营主体的火电与新能源耦合系统在我国北方电网中普遍存在，其有功功率调节能力的确定是耦合系统整体参与电网运行的关键。该文首先考虑耦合系统功率调节的时序状态依赖性，提出相邻时刻有功可行域的概念，再计及火电机组阶梯式爬坡约束，推导出单台火电机组的相邻时刻有功可行域；其次，定义缩放和平移两种相邻时刻有功可行域的集合运算规则，并根据定义的运算规则，构建出火电扩容、新能源与火电耦合以及多火电机组耦合场景下的相邻时刻有功可行域。此外，以辽宁某局域电网火电机组的实际运行数据证明，该文推导的耦合系统相邻时刻有功可行域与实际情况相符。     

基于协同控制优化风储系统频率响应的策略研究

风电机组的友好型调频控制对改善风电并网系统的频率响应特性具有重要作用。该文在分析最大功率跟踪(maximum power point tracking,MPPT)运行风电机组,利用变比例系数调速、飞轮储能基于功率调节实现频率支撑可行性的基础上,从优化风储系统频率响应特性出发,基于协同控制理论,提出飞轮储能协同MPPT运行风电机组提供频率响应的两层协同控制方案。通过将频率偏差和风电机组虚拟电气惯量线性组合构成宏变量,并利用宏变量的零输入响应控制流形,设计实现不同风速风电机组协同提供频率支撑的变比例系数调速策略。进一步,基于频率偏差、储能调频功率指令和风电机组虚拟惯量的线性组合构成宏变量,采用相同的控制流形设计飞轮储能协同风电机组提供频率支撑、快速恢复风电机组MPPT运行和避免频率二次扰动的附加调频有功调节策略。最后,利用风电并网系统的负荷频率扰动,验证所提协同控制的有效性,结果表明,该策略不仅有助于提高系统恢复同步稳定的动态特性,而且能够降低同步发电机参与调频的有功调节速度要求。