CN106786565A - 计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法，属于电力系统及其自动化技术领域。本发明的新能源汇集站控制子站根据虚拟同步发电机执行站上送信息计算各台虚拟同步发电机实际调控量，若虚拟同步发电机实际调控量总量小于所述安全稳定控制系统主站下发的紧急调控指令总量，则新能源汇集站控制子站向切机切负荷控制子站发送追加控制请求，由所述切机切负荷控制子站实施追加控制；本发明方法在安全稳定控制系统中引入虚拟同步发电机的控制，当安全稳定控制系统检测到故障发生后，通过计及虚拟同步发电机可调控调节容量及其灵敏度差异，来修正离线控制策略，降低常规安全稳定控制代价。

Description

计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法

技术领域

本发明属于电力系统及其自动化技术领域，具体是涉及计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法。

背景技术

2015年7月，国家发改委、能源局颁布的《关于促进智能电网发展的指导意见》明确指出，“将推广具有即插即用、友好并网特点的并网设备，满足新能源、分布式电源广泛接入要求”。作为分布式资源与配电网(微电网)的纽带，并网逆变器的功能被深入挖掘并肯定了其有益的作用，但仍无法忽视常规控制策略本身给配电网和微电网安全稳定运行带来的挑战。相比传统同步发电机，并网逆变器具有控制灵活、响应迅速等优点，但也存在缺少惯性和阻尼等不足，难以参与电网调节，无法为含分布式电源的主动配电网提供必要的电压和频率支撑，更无法为稳定性相对较差的微电网提供必要的阻尼，缺乏一种与配电网及微网有效“同步”的机制。随着分布式电源渗透率的不断增加，传统同步发电机的装机比例将逐渐降低，电力系统中的旋转备用容量及转动惯量相对减少，这对电网的安全稳定运行带来了严峻挑战。再者，并网逆变器控制策略各异，加之分布式电源输出功率具有波动性、不确定性等特点，很难实现其即插即用与自主协调运行。在此背景下，如何通过控制并网逆变器以实现分布式电源友好接入已成为亟待解决的关键问题。同步发电机具有对电网天然友好的优势，若借鉴传统电力系统运行经验，使并网逆变器具有类似同步发电机的运行特性，则可实现分布式电源的友好接入并提高电力系统稳定性。此外，传统同步发电机的相关控制策略与理论分析方法也可有效地引入其中，虚拟同步机技术应运而生。

目前虚拟同步发电机技术及装置已经实现在实际电网的示范支行，但仍停留在响应于就地的电眼、频率响应而快速调节自身的功率输出，既不与电网全局的稳定特定交互，也没有实现与传统切机切负荷控制措施的协调；而且，在实际系统运行时虚拟同步发电机对电网中频繁出现的小扰动事件同样予以响应，导致电网发生严重故障时，需要其快速响应频率或电压偏移时，虚拟同步发电机往往没有调节能力。目前的离线仿真分析还难以真实模拟这种情况，实际控制保护系统中的离线控制策略忽略了虚拟同步发电机调控作用，紧急控制措施较重，容易出现过控风险。

因此，迫切需要一种能够有效计及规模化虚拟同步发电机并网后，其参与电网安全稳定调节，提升对电网暂态安全稳定支撑能力，并与传统切机切负荷控制有机结合的安全稳定协调控制方法。

发明内容

发明目的：为了克服现有技术中存在的不足，本发明提供一种计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法，实现有效计及虚拟同步发电机快速调节特性，并实现与现有安全稳定紧急控制系统的协调控制。

技术方案：为实现上述目的，本发明的一种计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法，包括以下步骤：

S1针对预想故障集中各故障进行离线仿真，计算各台虚拟同步发电机的调控灵敏度，得到调控灵敏度矩阵，所述调控灵敏度矩阵与所述预想故障集中各故障相对应，将所述调控灵敏度矩阵预先配置在新能源汇集站控制子站；

S2虚拟同步发电机执行站采集各台虚拟同步发电机当前时刻的运行状态信息及可调控容量，并实时上传至所述新能源汇集站控制子站；所述新能源汇集站控制子站汇总各台虚拟同步发电机的可调控容量，并将汇总得到的可调控容量信息上送至安全稳定控制系统主站；

S3若所述安全稳定控制系统主站检测到预想故障发生，则查找与该预想故障对应的离线控制策略表，确定针对该预想故障的紧急控制量；若所述安全稳定控制系统主站未检测到预想故障发生，则返回步骤S2；

S4若所述步骤S3中确定得到的紧急控制量小于所述步骤S2中各台虚拟同步发电机的可调控容量汇总，则所述安全稳定控制系统主站向所述新能源汇集站控制子站下发紧急调控指令；否则，所述安全稳定控制系统主站向所述新能源汇集站控制子站下发紧急调控指令，并且向常规子站下发紧急调控指令；

S5所述新能源汇集站控制子站根据所述安全稳定控制系统主站下发的紧急调控指令总量和预先配置的所述调控灵敏度矩阵，计算各台虚拟同步发电机的调控需求，并将该调控需求下发至所述虚拟同步发电机执行站；

S6所述虚拟同步发电机执行站接收并执行所述新能源汇集站控制子站下发的调控需求，从而调节各台虚拟同步机的功率输出；

S7所述新能源汇集站控制子站根据所述虚拟同步发电机执行站上送信息计算各台虚拟同步发电机实际调控量，若虚拟同步发电机实际调控量总量小于所述安全稳定控制系统主站下发的紧急调控指令总量，则所述新能源汇集站控制子站向切机切负荷控制子站发送追加控制请求，由所述切机切负荷控制子站实施追加控制，所述紧急调控指令总量为所述安全稳定控制系统主站向所述新能源汇集站控制子站下发的紧急调控指令或所述安全稳定控制系统主站向所述新能源汇集站控制子站下发的紧急调控指令和向常规子站下发的紧急调控指令之和。

进一步地，所述步骤S1中，与预想故障集中各故障相对应的调控灵敏度矩阵为n维行向量，其中n为接入新能源汇集站的虚拟同步发电机台数，调控灵敏度矩阵中第i个元素表示为λ_i(i＝1,2,...,n)，λ_i表示故障后n台虚拟同步发电机同时接入新能源汇集站控制子站时第i台虚拟同步发电机的调控灵敏度。。

进一步地，所述调控灵敏度用λ_i表示，λ_i由公式(1)计算得到：

其中，P_{lim_ori}为n台虚拟同步发电机全部退出条件下发生对应故障时受该故障约束的断面送出极限；P_{lim_new}为n台虚拟同步发电机全部投入条件下发生对应故障时受该故障约束的断面送出极限；C_i(i＝1,2,...,n)表示发生对应故障时第i台虚拟同步发电机的调控容量。

进一步地，所述步骤S6包括以下步骤：所述虚拟同步发电机在检测到接地频率、电压跌落时自动调节其有功输出和无功输出，设该调节量为ΔP₁，并设虚拟同步发电机接收新能源汇集站控制子站下发的调控量为ΔP₂，以ΔP₁和ΔP₂两者中较大者作为调节目标，调整机组功率输出

进一步地，所述步骤S7中，所述切机切负荷控制子站根据追加控制量实施追加控制，追加控制量ΔE由公式(2)计算得到：

其中，R表示所述安全稳定控制系统主站下发的紧急调控指令总量，C_i(i＝1,2,...,n)表示第i台虚拟同步发电机的实际调控量，n表示接入新能源汇集站的虚拟同步发电机台数。

有益效果：本发明与现有技术比较，具有的优点是：

本发明方法扩展了现有安全稳定控制系统的功能，在现有的以安全稳定控制系统主站、控制子站和执行站三层架构为主体的电网安全稳定协调控制系统中，将常规的控制子站扩展为新能源汇集站控制子站与常规控制子站，将常规的执行站扩展为常规切机切负荷执行站与虚拟同步发电机执行站；

安全稳定控制系统主站不仅接收控制子站或执行站上送的故障检测、断面潮流、开关状态等信息，还实时接收虚拟同步发电机的可提升容量信息；

本发明还丰富了离线策略表的内涵，在现有离线策略表基础上增加了针对具体预想故障的虚拟同步发电机调控灵敏度信息；

通过本发明方法，可以根据响应速度差异，将虚拟同步发电机并网后电网安全稳定控制按执行优先级分为虚拟同步发电机自主调节、紧急功率提升及追加控制三个过程，即能有效计及虚拟同步发电机对电网暂态安全稳定的影响，又可避免潜在的欠控或过控风险。

附图说明

图1是本发明方法流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作更进一步的说明。

本发明提出了一种计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法，参照图1，包括下列步骤：

S1首先针对预想故障集中的各个故障进行离线仿真，通过仿真计算各个虚拟同步发电机的调度灵敏度，从而得到调度灵敏度矩阵，得到的调控灵敏度矩阵与预想故障集中的故障存在一一对应关系，不同预想故障对应不同的调控灵敏度矩阵，将得到的调控灵敏度矩阵预先配置在新能源汇集站控制子站；

其中与预想故障集中各故障相对应的调控灵敏度矩阵为n维行向量，其中n为接入新能源汇集站的虚拟同步发电机台数，调控灵敏度矩阵中第i个元素表示为λ_i(i＝1,2,...,n)，λ_i表示故障后n台虚拟同步发电机同时接入新能源汇集站控制子站时第i台虚拟同步发电机的调控灵敏度；

调控灵敏度用λ_i表示，λ_i由公式(1)计算得到：

其中，P_{lim_ori}为n台虚拟同步发电机全部退出条件下发生对应故障时受该故障约束的断面送出极限；P_{lim_new}为n台虚拟同步发电机全部投入条件下发生对应故障时受该故障约束的断面送出极限；C_i(i＝1,2,...,n)表示发生对应故障时第i台虚拟同步发电机的调控容量。

S2虚拟同步发电机执行站采集各台虚拟同步发电机当前时刻的运行状态信息及可调控容量，并实时上传至新能源汇集站控制子站；新能源汇集站控制子站汇总各台虚拟同步发电机的可调控容量，并将汇总得到的可调控容量信息上送至安全稳定控制系统主站；

S3若安全稳定控制系统主站检测到预想故障发生，则查找与该预想故障对应的离线控制策略表，确定针对该预想故障的紧急控制量；若安全稳定控制系统主站未检测到预想故障发生，则返回步骤S2；

S4若上述步骤S3中确定得到的紧急控制量小于步骤S2中各台虚拟同步发电机的可调控容量汇总，则安全稳定控制系统主站向新能源汇集站控制子站下发紧急调控指令；否则，安全稳定控制系统主站向所述新能源汇集站控制子站下发紧急调控指令，并且向常规子站下发紧急调控指令；

S5新能源汇集站控制子站根据安全稳定控制系统主站下发的紧急调控指令总量和预先配置的所述调控灵敏度矩阵，计算各台虚拟同步发电机的调控需求，并将该调控需求下发至虚拟同步发电机执行站；

S6虚拟同步发电机执行站接收并执行新能源汇集站控制子站下发的调控需求，从而调节各台虚拟同步机的功率输出；其中，虚拟同步发电机在检测到接地频率、电压跌落时自动调节其有功输出和无功输出，设该调节量为ΔP₁，并设虚拟同步发电机接收新能源汇集站控制子站下发的调控量为ΔP₂，以ΔP₁和ΔP₂两者中较大者作为调节目标，调整机组功率输出。

S7新能源汇集站控制子站根据虚拟同步发电机执行站上送信息计算各台虚拟同步发电机实际调控量，若虚拟同步发电机实际调控量总量小于安全稳定控制系统主站下发的紧急调控指令总量，则新能源汇集站控制子站向切机切负荷控制子站发送追加控制请求，由切机切负荷控制子站实施追加控制，紧急调控指令总量为所述安全稳定控制系统主站向新能源汇集站控制子站下发的紧急调控指令或安全稳定控制系统主站向新能源汇集站控制子站下发的紧急调控指令和向常规子站下发的紧急调控指令之和；

其中切机切负荷控制子站根据追加控制量实施追加控制，追加控制量ΔE由公式(2)计算得到：

其中，R表示所述安全稳定控制系统主站下发的紧急调控指令总量，C_i(i＝1,2,...,n)表示第i台虚拟同步发电机的实际调控量，n表示接入新能源汇集站的虚拟同步发电机台数。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出：对于本技术领域的技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (5)

1.计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法，其特征在于：包括以下步骤：

S1针对预想故障集中各故障进行离线仿真，计算各台虚拟同步发电机的调控灵敏度，得到调控灵敏度矩阵，所述调控灵敏度矩阵与所述预想故障集中各故障相对应，将所述调控灵敏度矩阵预先配置在新能源汇集站控制子站；

S2虚拟同步发电机执行站采集各台虚拟同步发电机当前时刻的运行状态信息及可调控容量，并实时上传至所述新能源汇集站控制子站；所述新能源汇集站控制子站汇总各台虚拟同步发电机的可调控容量，并将汇总得到的可调控容量信息上送至安全稳定控制系统主站；

S3若所述安全稳定控制系统主站检测到预想故障发生，则查找与该预想故障对应的离线控制策略表，确定针对该预想故障的紧急控制量；若所述安全稳定控制系统主站未检测到预想故障发生，则返回步骤S2；

S4若所述步骤S3中确定得到的紧急控制量小于所述步骤S2中各台虚拟同步发电机的可调控容量汇总，则所述安全稳定控制系统主站向所述新能源汇集站控制子站下发紧急调控指令；否则，所述安全稳定控制系统主站向所述新能源汇集站控制子站下发紧急调控指令，并且向常规子站下发紧急调控指令；

S5所述新能源汇集站控制子站根据所述安全稳定控制系统主站下发的紧急调控指令总量和预先配置的所述调控灵敏度矩阵，计算各台虚拟同步发电机的调控需求，并将该调控需求下发至所述虚拟同步发电机执行站；

S6所述虚拟同步发电机执行站接收并执行所述新能源汇集站控制子站下发的调控需求，从而调节各台虚拟同步机的功率输出；

S7所述新能源汇集站控制子站根据所述虚拟同步发电机执行站上送信息计算各台虚拟同步发电机实际调控量，若虚拟同步发电机实际调控量总量小于所述安全稳定控制系统主站下发的紧急调控指令总量，则所述新能源汇集站控制子站向切机切负荷控制子站发送追加控制请求，由所述切机切负荷控制子站实施追加控制，所述紧急调控指令总量为所述安全稳定控制系统主站向所述新能源汇集站控制子站下发的紧急调控指令或所述安全稳定控制系统主站向所述新能源汇集站控制子站下发的紧急调控指令和向常规子站下发的紧急调控指令之和。

2.根据权利要求1所述的计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法，其特征在于：所述步骤S1中，与预想故障集中各故障相对应的调控灵敏度矩阵为n维行向量，其中n为接入新能源汇集站的虚拟同步发电机台数，调控灵敏度矩阵中第i个元素表示为λ_i(i＝1,2,...,n)，λ_i表示故障后n台虚拟同步发电机同时接入新能源汇集站控制子站时第i台虚拟同步发电机的调控灵敏度。

3.根据权利要求1或2所述的计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法，其特征在于：所述调控灵敏度用λ_i表示，λ_i由公式(1)计算得到：

其中，P_{lim_ori}为n台虚拟同步发电机全部退出条件下发生对应故障时受该故障约束的断面送出极限；P_{lim_new}为n台虚拟同步发电机全部投入条件下发生对应故障时受该故障约束的断面送出极限；C_i(i＝1,2,...,n)表示发生对应故障时第i台虚拟同步发电机的调控容量。

4.根据权利要求1所述的计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法，其特征在于：所述步骤S6包括以下步骤：所述虚拟同步发电机在检测到就地频率、电压跌落时自动调节其有功输出和无功输出，设该调节量为ΔP₁，并设虚拟同步发电机接收新能源汇集站控制子站下发的调控量为ΔP₂，以ΔP₁和ΔP₂两者中较大者作为调节目标，调整机组功率输出。

5.根据权利要求1所述的计及虚拟同步发电机接入的电网安全稳定协调控制方法，其特征在于：所述步骤S7中，所述切机切负荷控制子站根据追加控制量实施追加控制，追加控制量ΔE由公式(2)计算得到：

其中，R表示所述安全稳定控制系统主站下发的紧急调控指令总量，C_i(i＝1,2,...,n)表示第i台虚拟同步发电机的实际调控量，n表示接入新能源汇集站的虚拟同步发电机台数。