【《考虑蓄热与风电的一次调频特性费分析》7000字】

)易求得此时机前压力额定值为18.645MPa，该机组的参数典型值分别为：Cb=3266MJ/MPa，k1=6.77（/1%），k2=0.000455，k3=0.2501，Tf=120s，τ=18s，kp=11.6，ki=0.04，kd=784，Td=10s；令机前压力额定值作为标幺化的压力额定值，即pt*=1.0p.u，则各参数归算到标幺值下为：Cb=184.529s，k1=1，k2=0.0459，k3=1，Tf=120s，τ=18s，kp=4.4428，ki=0.0153，，kd=300.272，Td=10s。（2）汽轮机的选取汽轮机选用矿物燃料单再热器串联复合汽轮机[63]，其结构如图4-11所示。锅炉输出的蒸汽经由控制阀（CV）进入高压缸（HP），CV的壳体为汽室，汽室和进汽管中存储有不少蒸汽。HP排出的蒸汽由再热器加热后经再热截止阀（IV）进入中压缸（IP）做功；低压缸（LP）经交换器与IP相连，蒸汽在LP中做完功后进入冷凝器，从而实现蒸汽-水循环。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s111汽轮机基本结构由于IV是为防止汽轮机转速过大的备用阀，因此在系统模型研究中可不进行模拟；而CV的调节是用来控制进入汽轮机的蒸汽流量从而进行负荷-频率响应的，因此不可忽略，并且，CV开度的变化对蒸汽流量的控制存在时间常数TCH，约为0.2~0.3s。再热器内压力的变化影响着中低压缸的蒸汽流量，因再热器容量较大，存有的蒸汽量较多，流入中压缸的蒸汽将有一个约为5~10s的时间常数TRH；同理，流入低压缸的蒸汽存在着与交换器有关的时间常数TCO，约0.5s。为方便选取汽轮机参数与标幺化处理，规定功率基值为额定主蒸汽压力下CV全开时的汽轮机功率，此时汽轮机三缸的输出功率之和为1。相应的，模型中的汽轮机典型参数可取为：HP级出力占比FHP=0.3，IP级出力占比FIP=0.3，LP级出力占比FLP=0.4，TCH=0.3s，TRH=7.0s，TCO=0.5s。（3）调速器的选取调速器选取参考IEEE工作组提供的数字电液控制系统（DEH）[64]。控制逻辑如图4-12所示。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s112数字电液控制系统图中参数的典型值为：R=0.05p.u.，T1=7.5s，T2=2.8s，T3=0.1s，调门开度变化率限制为+0.5（关小）~-0.4（开大）。同步机选取为330MW机组，其余参数为DIGSILENT中默认值；风机采用双馈风机，额定功率5MW。仿真分析设定系统总容量为660MW，当系统中只含有火电机组时，负荷由两台330MW机组承担，因电网规模较小，可忽略电气距离与空间分布的影响，不妨将两台机组等效成单台，建立单机模型进行分析。设定系统工作在65.36%负荷工作点，此时负荷大小为NE=431.376MW，机前压力的额定值pt=14.21MPa（0.7621p.u.）。在系统运行至100s处，以额定容量的1%（6.6MW）为步长调节负荷扰动大小，测得当频率最低点达临界值49.5Hz时的扰动为Pstep0=12.1%，此时机前压力最低点为0.7196p.u.（13.417MPa），压力偏差最大值0.793MPa。仿真结果如图4-13，图4-14所示。若该机组机前压力允许偏差的最大值恰好为0.793MPa，我们称此情况为频率与压力同时达到临界值，分析过程可并入后述讨论（1）中。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s113频率动态数据图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s114机前压力动态数据图4-13（a）、图4-14（a）分别为不同扰动下频率与压力动态变化图；图4-13（b）、4-14（b）分别为不同扰动下频率最低点fn与压力最低点ptn同扰动大小Pstep间的关系曲线，容易看出，频率与压力的最低点均与扰动大小近似成线性关系，扰动每增加1%，频率最低点降低0.038Hz，压力最低点降低0.0035p.u.（0.06526MPa）。依前述4.1.2节分析，此时应依据锅炉实际允许的最大偏差量dptmax进行分析，根据锅炉型号等特性的不同，dptmax范围不同，一般介于0.6~1.0MPa间。（1）若0.6MPa<dptmax≤0.793MPa（对应图4-14（a）中“讨论（1）”）：此时，dptmax线与-线的相对位置与图4-6一致，则压力先于频率达到临界点，应以锅炉压力临界值求取系统可承受扰动量。此时，不妨假定该炉型dptmax=0.7MPa，即机前压力允许的最低点为0.7246p.u.，测得系统可承受的实际扰动量为10.6%。当风电渗透率达50%并不参与调频时，因火电机组成比例减少为330MW，则系统可承受的最大扰动随之减小为5.3%，系统安全性显著降低。为提高系统抗干扰能力，阶跃扰动发生时可在炉侧投入负荷前馈控制，此时以机前压力为衡量标准测得的系统可承受最大扰动量将提升至6.35%，高于以频率为衡量标准得到的（12.1%/2）=6.05%，符合4.1.3节讨论（1）中的b情况。此时，dptmax线与-线的相对位置与图4-7(b)一致，综合考虑下，投入负荷前馈使系统在不调频风电渗透率达50%时可承受的最大扰动由5.3%提高到6.05%。为进一步提升系统承受有功扰动的能力，可让风机参与频率调节，但由前述分析知，风电调频将对压力产生负面效果，因此需严格控制风电调频参数范围以保证机前压力与频率同时安全。在实际中，方波调频突增功率一般介于0.01~0.1p.u.间，调频时间不超过20s，不妨将此限制定义为严格边界，则以方波调频为例的仿真结果如图4-15所示；虚拟惯量控制系数k1与下垂控制系数k2一般介于0~0.9间，设置k1=0.9为严格边界，则以虚拟惯量与下垂控制方式调频为例的仿真结果如图4-16所示。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s115dptmax=0.7MPa时的方波调频参数范围图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s116dptmax=0.7MPa时的虚拟惯量与下垂控制调频参数范围图4-15中，横坐标为调频持续时间，纵坐标为方波调频突增功率。其中，(b)图中各曲线与严格边界所围区域即为对应扰动下调频参数需满足的范围，(a)图为(b)图中各扰动下参数下限范围的放大图。结果显示，随着扰动的递增，满足条件的风机调频参数的取值范围逐渐向内缩小，具体表现为同等突增功率下，调频持续时间下限延长，上限缩短；当扰动达到以机前压力为标准衡量的最大扰动6.35%时，不再有满足条件的参数取值。分析可知，出现此现象的原因为，当扰动大小超过频率允许的最大扰动6.05%时，频率偏差将大于0.01p.u.，扰动越大，偏离越大，则需要风机贡献的能使频率提升至安全范围内的能量越多，相应的，风机的最短调频时间（调频时间下限值）将延长；与此同时，扰动越大，锅炉主汽压力的初始最大偏差量越大，留给风机调频可操作的裕度越小，因此，风机的最长调频持续时间（调频时间上限）将缩短。类似的，当实际dptmax为0.6~0.793MPa间的任意值时，风机采用方波调频均可得到如图4-15所示的规律，并且当系统加入负荷前馈后，若此时以压力为标准衡量的Pstepmax_p高于以频率为标准时的值Pstepmax_f，则风机参与调频后至多将承受扰动能力提高到无限接近于Pstepmax_p；否则，系统中风机不参与调频为佳，此时Pstepmax=Pstepmax_p。同理，图4-16显示，随着扰动的递增，满足条件的虚拟惯量与下垂控制系数范围也呈现缩小趋势，当扰动达到以机前压力为标准衡量的最大扰动6.35%时，也不再有满足条件的参数取值。当实际dptmax为0.6~0.793MPa间的任意值时，风机采用虚拟惯量与下垂控制方式调频均可得到如图4-16所示的规律。（2）若0.793MPa<dptmax<1.0MPa（对应图4-14（a）中“讨论（2）”）：此时，dptmax线与-线的相对位置与图4-8一致，则频率先于压力达到最低点，应以频率临界值求取系统可承受扰动量。此时，不妨假定该炉型dptmax=0.9MPa，即机前压力允许的最低点为0.7139p.u.，此时的扰动大小可高达13.7%；而以频率最大偏差为0.01p.u.测得的最大扰动量为12.1%，风电渗透率达50%且不调频时降为6.05%，与4.1.3节中讨论（2）情况一致。此时因压力的安全范围足够大，可不加入负荷前馈控制，只让风电机组参与调频提高系统承受有功冲击的能力。此时风电调频参数与（1）中加入负荷前馈后的分析方法一致，仍存在一定的限制范围以保证压力与频率双安全，方波调频仿真结果如图4-17所示，虚拟惯量与下垂控制调频仿真结果如图4-18所示。图4-17中结果显示与讨论（1）一样，随着扰动的递增，满足条件的风机调频参数取值范围逐渐缩小，当扰动逼近机前压力允许的最大值（13.7%/2）=6.85%时，不再有满足条件的参数取值。与（1）相比，由于分别以压力和频率最大偏差作为标准求得的Pstepmax相差较大（为0.8%），因此在讨论（2）中当扰动递增接近6.85%时，频率降落很多，使频率回到安全范围需要的能量更多，也即对于风电调频持续时间的下限值要求更加严苛。同样，当实际dptmax为0.793~1.0MPa间的任意值时，风机采用方波调频均可得到如图4-17所示的规律。同理，图4-18中的结果显示，与（1）相比，由于此时的Pstepmax增加较多，使频率回到安全范围需要的能量也更多，因此，k1一定时，k2的上下限均上移，调频系数的增大可使得风机