CN107968443B - 一种风光火打捆直流外送的agc控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，首先在省级电网建立主控制区和风光火打捆控制区，风光火打捆控制区的控制边界为火电总送出联络线、直流送出联络线和新能源送出汇集线。如果风光火打捆控制区有整体发电计划，风光火打捆控制区采用FTC方式进行控制，如果没有整体发电计划，风光火打捆控制区可以采用内部波动平抑和辅助主网频率联络线功率控制模式，实现风光火出力的此消彼长，保证打捆送出地区功率的平稳，降低风光火打捆送出地区新能源波动对整体电网的影响。

Description

一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法

技术领域

本发明涉及一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，属于电力系统有功控制技术领域。

背景技术

随着大规模新能源的集中并网，为进一步提升新能源送出能力、提高新能源消纳水平，部分地区采用了建设跨区跨省的特高压直流工程，通过风电、光伏与火电的功率打捆后再直流外送，有效的实现了新能源的跨区大范围消纳。为保证特高压直流送出功率平稳，同时尽量少从互联电网交流系统进行功率交换，需要实现风光火打捆的有功闭环自动控制技术进行支撑。

电力系统中针对新能源接入的有功控制技术目前有如下方法：

文献一《大量风电引入电网时的频率控制特性》(电力系统自动化2008年第32卷第1期第29页)在深入分析异步电动机频率特性的基础上，采用所开发的电力扰动装置对不同转矩特性的异步电动机的频率特性进行了测试。基于加权综合的思路建立了包含异步电动机的综合负荷的频率特性模型，同时分析了风力发电的出力特性。通过对一个包含风力发电的电网进行分析，论证了考虑负荷频率特性以后，在同样电网调频能力的情况下，频率波动的偏差会变小。

文献二《双馈变速风电机组频率控制的仿真研究》(电力系统自动化2007年第31卷第7期第61页)以双馈变速风电机组模型为基础，根据双馈变速风电机组控制特点和控制过程，在电力系统仿真软件中增加了频率控制环节，在系统频率变化时，双馈变速风电机组通过释放或者吸收转子中的一部分动能，相应增加或者减少有功出力，实现了风电机组的频率控制。仿真结果证明了频率控制环节的有效性和实用性，并证明了通过增加附加频率控制环节，风电场能够在一定程度上参与系统频率调整。

上述文献分别从风电机组和风电场模型及特性、电参与电网一、二次频率控制技术等不同层面披露了风电接入后的有功调度技术，但并未涉及风光火打捆控制的控制方法。

文献三《一种计及电网安全约束的风电优化调度方法》(电力系统自动化2010年第34卷第15期第71页)提出了一种根据风电功率预测、电网负荷预测和省间联络线计划，计及电网安全稳定等约束条件，制定风电场出力计划的优化调度方法。文章提出的方法主要为网省调度机构协调优化安排常规能源机组，预留风电出力空间保证风电场有功出力在安全区域内稳定运行，为电网最大程度的接纳风电创造条件。该文献通过合理安排日前计划做到系统运行经济性和风电最大程度接入的平衡，并通过风电场跟踪安全区域曲线保证风电接入后电网安全稳定运行。从网省调资源协调，资源调用方式优化以及电网安全角度等不同层面披露了风电接入后的电网和风电场的有功功率控制技术，但是并未从实时控制和AGC角度分析风电与常规能源协调对风电场有功功率控制技术进行论述。

文献四《大型集群风电有功智能控制系统控制策略(二)风火电“打捆”外送协调控制》根据风火电“打捆”外送的特点，基于优先利用风能资源、提高通道利用率的原则，提出了风火电“打捆”外送的有功控制策略。该文献主要针对风光打捆交流送出通道受限的问题，提出自动发电控制控制目标的区别与配合、风电与火电的协调控制方法、火电调节量的计算方法。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是克服现有技术的缺陷，提供一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，通过超前控制和火电自动弥补新能源功率波动，利用风光火电“此消彼长”的互补特性，提高直流送出功率的稳定性，降低风光火打捆送出地区功率波动对互联电网交流系统的影响，实现风光火打捆外送的功率稳定。

为解决上述技术问题，本发明提供一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，包括下列步骤：

1)在省级调度中心AGC应用中建立一个主控制区域，实施互联电网的常规区域控制；

2)在省级调度中心AGC中再建立一个风光火打捆控制区域，实施风光火打捆控制；

3)在风光火打捆控制区域建立火电、风电场和光伏电站控制对象模型，按照发电类型的不同，将控制对象分成火电组和新能源场站两组，其中，新能源场站包括风电场和光伏电站；

4)如果有风光火打捆整体外送计划需求，则转入步骤5)；如果风光火打捆直流送出没有整体外送计划需求，则转入步骤7)；

5)风光火打捆控制区采用恒定联络线功率控制模式，计算风光火打捆控制区的区域控制偏差；

6)省级调度中心AGC根据步骤5)计算的风光火打捆控制区的区域控制偏差，先统计配套火电机组的上、下调节能力，如果风光火打捆控制区的区域控制偏差小于火电机组的调节能力，将区域控制偏差按照装机容量比例分配给火电机组；如果区域控制偏差大于火电机组的调节能力，先将所有打捆火电机组调整到调节限值上，再将剩余的区域控制偏差按照比例分配至风电场和光伏电站，调节结束；

7)如果打捆外送地区采用内部平滑控制模式进行控制，则根据式(2)计算风光火打捆控制区的区域控制偏差ACE；如果打捆外送地区采用辅助频率联络线控制模式进行控制，则根据式(3)计算风光火打捆控制区的控制偏差ACE；

其中，P_i-wind为打捆新能源的实际出力，P_filter为配套风光总有功的滤波值；P_DC为外送直流实际传输功率，P_DC-schedule为外送直流计划传输功率；

ACE＝K×ACE_main(3)

其中：K为分配系数，ACE_main为主控制区的整体调节需求；

8)省级调度中心AGC先统计配套火电机组的上、下调节能力，如果步骤7)所计算的风光火打捆控制区的区域控制偏差小于火电机组的调节能力，将控制偏差按照装机容量比例分配给火电机组；如果区域控制偏差大于打捆火电机组的调节能力，先将所有打捆火电机组调整到调节限值上，剩余ACE不调节。

前述的主控制区域的控制目标为维持电网的频率在控制范围内，或维持本控制区域与其相邻控制区域交换功率为给定计划值，或两个控制目标同时满足。

前述的风光火打捆控制区域的控制边界为所有配套火电厂的总交流联络线、新能源场站总送出联络线和直流联络线。

前述的步骤3)的控制对象模型的控制参数包括额定调节范围，装机容量，分担因子，命令死区，最大命令，远方可控信号，增减闭锁信号和遥测调节上下限。

前述的步骤5)风光火打捆控制区的区域控制偏差的计算式为：

其中，ACE为区域控制偏差，∑P_DC为外送直流总有功，∑P_DC-schedule为外送直流总计划，∑P_h为火电总有功，∑P_h-schedule为火电总计划，∑P_renew为新能源总有功，∑P_{renew-schedule}为新能源总计划。

前述的步骤6)和步骤8)中，火电机组的上、下调节能力确定方法为，采用机组的额定调节上限减去机组实际出力得到火电机组的上调节能力，用机组实际出力减去机组的额定调节下限得到火电机组的下调节能力，调节能力不能为负数。

前述的步骤6)和步骤8)中，对于风光火打捆控制区的区域控制偏差与火电机组的调节能力的比较，当区域控制偏差为正，这时要跟火电机组的下调节能力去比较，如果区域控制偏差为负，这时要跟火电机组的上调节能力去比较。

前述的步骤7)中，ACE_main的取值方法之一是根据超负荷预测结果，将超前5分钟的负荷变化量作为超前控制量，在5分钟超前控制层面对配套火电结合配套风光的超短期预测对有功实施控制；ACE_main的取值方法之二是主控制区ACE进入紧急区且延时超过一定门槛值时的ACE值。

本发明的有益效果是：本发明通过对打捆送出地区火电和新能源场站的有功实时闭环控制，实现风光火出力的此消彼长，保证打捆送出地区功率的平稳，并能实现打捆送出地区对整体电网的功率调节，降低风光火打捆送出地区新能源波动对整体电网的影响。

附图说明

图1是本发明实施例的风光火打捆直流外送控制区边界图。

具体实施方式

下面对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。

本发明的风光火指的是风电、光伏与火电。AGC(Automatic Generation Control)为自动发电控制。

本发明的风光火打捆直流外送的AGC控制方法，包括下列步骤:

1)在省级调度中心(以下简称省调)AGC应用中建立一个主控制区域，实施互联电网的常规区域控制,主控制区域的控制目标为维持电网的频率在控制范围内，或为维持本控制区域与其他相邻控制区域交换功率为给定计划值，或上述两个控制目标同时满足。

2)在省级调度中心AGC中再建立一个风光火打捆控制区域，实施风光火打捆控制，该控制区的控制边界为所有配套火电厂的总交流联络线、新能源场站总送出联络线和直流联络线。

以图1的华北电网为例，图中虚线包含部分为风光火打捆控制区，配套新能源为风光火打捆控制中的风和光，大唐、华润、京能和蒙能电厂为风光火打捆控制中的“火”，该控制区的边界为图中弧线部分，包含了火电送出线、配套新能源送出线路和锡盟-泰州直流线路。

3)在风光火打捆控制区域建立火电、风电场和光伏电站控制对象模型，控制对象模型的控制参数包括额定调节范围，装机容量，分担因子，命令死区，最大命令，远方可控信号，增减闭锁信号，遥测调节上下限。

4)在AGC建立完火电机组控制对象模型和新能源场站(风电场和光伏电站)控制对象模型后，按照发电类型的不同，将控制对象分成火电组和新能源场站两组，组间由火电组优先调节，新能源场站组正常情况下不参与调节，组内采用预设的比例分担因子进行比例分配策略，实现组内调节需求的公平分配。本发明中将风电场和光伏电站称为新能源场站。

5)在完成主控制区模型和风光火打捆控制区模型建立后，如果有风光火打捆整体外送计划需求，那么风光火打捆控制区采用FTC(Flat Tie-line Control，恒定联络线功率控制)控制模式，那么，风光火打捆控制区的控制ACE(Area Control Error，区域控制偏差)的计算方法如式(1)所示：

其中，ACE为区域控制偏差，∑P_DC为外送直流总有功，∑P_DC-schedule为外送直流总计划，∑P_h为火电总有功，∑P_h-schedule为火电总计划，∑P_renew为新能源总有功，∑P_{renew-schedule}为新能源总计划。式(1)中等号后面的参数都是可以从调度系统中实时获取得到的。

6)省调AGC根据风光火打捆控制区的ACE，先统计配套火电机组的上、下调节能力，采用机组的额定调节上限减去机组实际出力得到火电机组的上调节能力，用机组实际出力减去机组的额定调节下限得到火电机组的下调节能力，调节能力不能为负数，单位为MW。

如果风光火打捆控制区ACE小于火电机组的调节能力，将ACE按照装机容量比例分配给火电机组。如果风光火打捆控制区ACE大于火电机组的调节能力，先将所有打捆火电机组调整到调节限值上，调节限值是机组的额定参数，一般是机组的装机容量；剩余部分(即ACE扣除打捆火电机组调整到调节限值的那部分调节量，例如ACE为-100MW(表示要增加100MW出力)，其中火电机组由550MW调节到调节上限600MW，总共调节了50MW，那就还剩下50MW)暂时不调节。所有火电机组全部调节到调节限值后，再将剩余ACE按照比例分配至风电场和光伏电站，确保新能源得到尽可能多的消纳。

对于ACE与火电机组的调节能力的比较，当ACE为正，表示要减出力，这时要跟火电机组的下调节能力去比较，如果ACE为负，表示要加出力，这时要跟火电机组的上调节能力去比较。

7)在完成主控制区模型和风光火打捆控制区模型建立后，如果风光火打捆直流送出没有整体外送计划需求，那么打捆外送地区可采用内部平滑控制模式进行控制，该模式下风光火打捆控制区的控制目标是降低因新能源有功功率变化对互联交流电网的影响，风光火打捆控制区ACE的计算方法如式(2)所示：

其中：P_i-wind为打捆控制中的风电场和光伏电站的实际出力，P_filter为配套风光总有功的滤波值；P_DC为外送直流实际传输功率，P_DC-schedule为外送直流计划传输功率。

根据式(2)计算出风光火打捆控制区的控制偏差后，先统计配套火电的上、下调节能力，如果风光火打捆控制区ACE小于火电机组的调节能力，将ACE按照装机容量比例分配给火电机组。如果风光火打捆控制区ACE大于打捆火电机组的调节能力，先将所有打捆火电机组调整到调节限值上，剩余部分不调节。

8)在完成主控制区模型和风光火打捆控制区模型建立后，如果风光火打捆直流送出没有整体外送计划需求，那么打捆外送地区也可采用辅助频率联络线控制模式进行控制，该模式下风光火打捆控制区的控制目标为辅助主控制区实施频率及联络线功率控制。这种控制方式下，风光火打捆控制区的控制偏差为：

ACE＝K×ACE_main (3)

其中：K为分配系数，ACE_main为主控制区的整体调节需求。

81)式(3)中ACE_main的取值方法之一是根据超负荷预测结果，将超前5分钟的负荷变化量作为超前控制量，在5分钟超前控制层面对配套火电结合配套风光的超短期预测对有功实施控制。

82)式(3)中.4CE_main的取值方法之二是主控制区ACE进入紧急区且延时超过一定门槛值(例如30s)时的ACE值，保证风光火打捆控制区的调节需求是稳定且有效的调节量。

9)根据式(3)计算出风光火打捆控制区的控制偏差后，先统计配套火电的上、下调节能力，如果风光火打捆控制区ACE小于火电机组的调节能力，将ACE按照装机容量比例分配给火电机组。如果风光火打捆控制区ACE大于打捆火电机组的调节能力，先将所有打捆火电机组调整到调节限值上，剩余部分不调节。

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

Claims (8)

1.一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，其特征在于，包括下列步骤:

1)在省级调度中心AGC应用中建立一个主控制区域，实施互联电网的常规区域控制；

2)在省级调度中心AGC中再建立一个风光火打捆控制区域，实施风光火打捆控制；

3)在风光火打捆控制区域建立火电、风电场和光伏电站控制对象模型，按照发电类型的不同，将控制对象分成火电组和新能源场站两组，其中，新能源场站包括风电场和光伏电站；

4)如果有风光火打捆整体外送计划需求，则转入步骤5)；如果风光火打捆直流送出没有整体外送计划需求，则转入步骤7)；

5)风光火打捆控制区采用恒定联络线功率控制模式，计算风光火打捆控制区的区域控制偏差；

6)省级调度中心AGC根据步骤5)计算的风光火打捆控制区的区域控制偏差，先统计配套火电机组的上、下调节能力，如果风光火打捆控制区的区域控制偏差小于火电机组的调节能力，将区域控制偏差按照装机容量比例分配给火电机组；如果区域控制偏差大于火电机组的调节能力，先将所有打捆火电机组调整到调节限值上，再将剩余的区域控制偏差按照比例分配至风电场和光伏电站，调节结束；

7)如果打捆外送地区采用内部平滑控制模式进行控制，则根据式(2)计算风光火打捆控制区的区域控制偏差ACE；如果打捆外送地区采用辅助频率联络线控制模式进行控制，则根据式(3)计算风光火打捆控制区的控制偏差ACE；所述内部平滑控制模式下风光火打捆控制区的控制目标是降低因新能源有功功率变化对互联交流电网的影响；所述辅助频率联络线控制模式下风光火打捆控制区的控制目标为辅助主控制区实施频率及联络线功率控制；

其中，P_i-wind为打捆新能源的实际出力，P_filter为配套风光总有功的滤波值；P_DC为外送直流实际传输功率，P_DC-schedule为外送直流计划传输功率，N为打捆新能源的个数；

ACE＝K×ACE_main (3)

其中：K为分配系数，ACE_main为主控制区的整体调节需求；

8)省级调度中心AGC先统计配套火电机组的上、下调节能力，如果步骤7)所计算的风光火打捆控制区的区域控制偏差小于火电机组的调节能力，将控制偏差按照装机容量比例分配给火电机组；如果区域控制偏差大于打捆火电机组的调节能力，先将所有打捆火电机组调整到调节限值上，剩余ACE不调节。

2.根据权利要求1所述的一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，其特征在于，所述主控制区域的控制目标为维持电网的频率在控制范围内，或维持本控制区域与其相邻控制区域交换功率为给定计划值，或两个控制目标同时满足。

3.根据权利要求1所述的一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，其特征在于，所述风光火打捆控制区域的控制边界为所有配套火电厂的总交流联络线、新能源场站总送出联络线和直流联络线。

4.根据权利要求1所述的一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，其特征在于，所述步骤3)的控制对象模型的控制参数包括额定调节范围，装机容量，分担因子，命令死区，最大命令，远方可控信号，增减闭锁信号和遥测调节上下限。

5.根据权利要求1所述的一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，其特征在于，所述步骤5)风光火打捆控制区的区域控制偏差的计算式为：

ACE＝∑P_DC-∑P_DC-schedule+∑P_h-∑P_h-schedule+∑P_renew-∑P_{renew-schedule} (1)

其中，ACE为区域控制偏差，∑P_DC为外送直流总有功，∑P_DC-schedule为外送直流总计划，∑P_h为火电总有功，∑P_h-schedule为火电总计划，∑P_renew为新能源总有功，∑P_{renew-schedule}为新能源总计划。

6.根据权利要求1所述的一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，其特征在于，所述步骤6)和步骤8)中，火电机组的上、下调节能力确定方法为，采用机组的额定调节上限减去机组实际出力得到火电机组的上调节能力，用机组实际出力减去机组的额定调节下限得到火电机组的下调节能力，调节能力不能为负数。

7.根据权利要求1所述的一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，其特征在于，所述步骤6)和步骤8)中，对于风光火打捆控制区的区域控制偏差与火电机组的调节能力的比较，当区域控制偏差为正，这时要跟火电机组的下调节能力去比较，如果区域控制偏差为负，这时要跟火电机组的上调节能力去比较。

8.根据权利要求1所述的一种风光火打捆直流外送的AGC控制方法，其特征在于，所述步骤7)中，ACE_main的取值方法之一是根据超负荷预测结果，将超前5分钟的负荷变化量作为超前控制量，在5分钟超前控制层面对配套火电结合配套风光的超短期预测对有功实施控制；ACE_main的取值方法之二是主控制区ACE进入紧急区且延时超过一定门槛值时的ACE值。

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