Control Strategy with Dynamic and Differentiated Timing Synergy for Multiple Wind Farms Supporting Frequency Stability of Power Grid

JIANG Tao; QIU Yuchen; LIU Xianchao; LI Guoqing

doi:10.7500/AEPS20231017001

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Control Strategy with Dynamic and Differentiated Timing Synergy for Multiple Wind Farms Supporting Frequency Stability of Power Grid

Control Theory and Application of Inertia-Power-Frequency in New Power System | 更新时间：2025-06-16

- Control Strategy with Dynamic and Differentiated Timing Synergy for Multiple Wind Farms Supporting Frequency Stability of Power Grid
- Automation of Electric Power Systems Vol. 48, Issue 8, Pages: 162-173(2024)
- 作者机构：
  
  现代电力系统仿真控制与绿色电能新技术教育部重点实验室（东北电力大学），吉林省吉林市 132012
- 作者简介：
- 基金信息：
  
  National Natural Science Foundation of China(U2066208)
- DOI：10.7500/AEPS20231017001
  CLC：
- Received：17 October 2023，
  
  Revised：2024-01-27，
  
  Published Online：21 March 2024，
  
  Published：25 April 2024
- 稿件说明：
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姜涛,邱宇琛,刘先超等.多风电场支撑电网频率稳定的动态差异化时序协同控制策略[J].电力系统自动化,2024,48(8):162-173.

JIANG Tao,QIU Yuchen,LIU Xianchao,et al.Control Strategy with Dynamic and Differentiated Timing Synergy for Multiple Wind Farms Supporting Frequency Stability of Power Grid[J].Automation of Electric Power Systems,2024,48(8):162-173.
姜涛,邱宇琛,刘先超等.多风电场支撑电网频率稳定的动态差异化时序协同控制策略[J].电力系统自动化,2024,48(8):162-173. DOI： 10.7500/AEPS20231017001.

JIANG Tao,QIU Yuchen,LIU Xianchao,et al.Control Strategy with Dynamic and Differentiated Timing Synergy for Multiple Wind Farms Supporting Frequency Stability of Power Grid[J].Automation of Electric Power Systems,2024,48(8):162-173. DOI： 10.7500/AEPS20231017001.

摘要

针对大规模风电接入带来的系统调频能力不足和调频能量透支引发的频率二次跌落问题，提出一种多风电场动态差异化时序协同的频率支撑控制策略。首先，阐述综合惯量控制下的风电调频原理，基于能量守恒理论分析频率响应阶段风电场群的动能变化过程，揭示多风电场调频时序对调频效果的影响机理。然后，考虑多风电场群同时调频引发的频率二次跌落风险，从场站交互视角逆向设计风电场群调频时序和任务分工，并依据风电实时调频能力动态调整投入顺序，以保证初期过程惯量安全需求，并提升频率最低点、抑制风电场群退出调频导致的系统频率严重二次跌落。最后，通过3机9节点测试系统和某实际电网算例对所提控制策略进行仿真分析，结果验证了所提策略的有效性和实用性。

Abstract

Aiming at the problems of insufficient system frequency regulation capability and frequency secondary dip caused by frequency regulation energy overdraft brought about by large-scale wind power integration

a frequency support control strategy with dynamic and differentiated timing synergy for multiple wind farms is proposed. Firstly

the principle of wind power frequency regulation under integrated inertia control is elaborated

and the kinetic energy change process of wind farm groups is analyzed based on the theory of energy conservation in the frequency response stage

which reveals the influence mechanism of frequency regulation timing for multiple wind farms on the effect of frequency regulation. Furthermore

the risk of secondary frequency dip that may be triggered by the simultaneous frequency regulation of multiple wind farm groups is considered

and the frequency regulation timing and task division of wind farm groups are reverse-designed from the perspective of field-station interaction. The input sequence is dynamically adjusted according to the real-time frequency regulation capability of wind power to ensure the safety demand of inertia at the initial moment

and to improve the frequency minimum point and suppress the risk of serious secondary dip caused by the withdrawal of frequency regulation. Finally

the proposed control strategy is simulated and analyzed by the 3-machine 9-bus test system and a case of a real power grid

and the validity and practicability of the proposed strategy are validated by the results.

关键词

Keywords

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