CN108429280A - 一种无源电网广域虚拟频率控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种无源电网广域虚拟频率控制方法及系统，所述方法包括：根据换流站的实际有功功率、工频频率和预设的计划功率计算虚拟频率；根据所述虚拟频率计算新能源电站功率需调量；根据所述新能源电站功率需调量和功率可调量确定新能源电站的功率调节量，并根据所述调整量控制每台新能源电站进行发电。本发明通过子站提供虚拟频率来反映送端无源电网内的新能源电站偏离其计划的波动程度，尽可能地减小该波动，有效改善了风电与光伏发电的间歇性、波动性等问题，减轻抽蓄电站调节新能源功率波动的压力，降低抽蓄电站调节频率。

Description

一种无源电网广域虚拟频率控制方法及系统

技术领域

本发明涉及电力系统控制技术领域，具体涉及一种无源电网广域虚拟频率控制方法及系统。

背景技术

当前，节能减排并遏制气候变暖已经是全世界面临的一项共同挑战和重要议题。节能减排工作得到人们的高度重视，并提出在电力领域实施节能发电调度，提高电力工业能源使用效率，减少环境污染，促进能源和电力结构调整等措施。这是电力行业贯彻落实科学发展观，构建社会主义和谐社会的重大举措，是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择。

以风电、光伏为代表的新能源因其无污染可再生特性，且无温室气体排放，逐渐成为能源发展的重要方向。随着大型风电、光伏发电基地的出现，直流送端新能源比例不断扩大并将成为主要电力来源，这给新能源的消纳形式和送受端机组的控制方式带来新的技术挑战。一是由送端本地消纳过渡到送受端共同消纳，需要大规模新能源全局消纳的送端、受端、交直流功率协调控制；二是由于新能源发电具有间歇性、波动性等特点，随着其穿透功率的增加，会对电网造成一定程度的冲击。按传统模式独立建设风电、光伏、储能和抽蓄电站的自动发电控制系统，相互之间无法实现信息共享与融合，给风光储抽蓄柔直环网联合发电系统的运行管理及维护带来极大的不便，系统运行也难以满足日益增长的精细化需求。三是在已有的水光互补工程中，用常规电源对新能源波动进行调节时，会使水电站频繁调节加快机组老化，若新能源电站本身具备一定调节能力，则可减小打捆调节的常规电源的调节频率。

发明内容

为了解决现有技术中所存在的上述不足，本发明提供一种无源电网广域虚拟频率控制方法，所述方法包括：

根据换流站的实际有功功率、工频频率和预设的计划功率计算虚拟频率；

根据所述虚拟频率计算新能源电站功率需调量；

根据所述新能源电站功率需调量和功率可调量确定新能源电站的功率调节量，并根据所述调整量控制每台新能源电站进行发电。

优选的，所述根据换流站的实际有功功率、预设的计划功率和工频频率计算虚拟频率包括：

按下式计算虚拟频率：

f＝f₀+K(P-P₀)

式中，f：虚拟频率；f₀：换流站正常工作时的工频频率；K：功率与频率的转化系数；P：换流站的实际有功功率；P₀：换流站的计划有功功率。

优选的，所述根据所述虚拟频率计算新能源电站功率需调量包括：

根据所述虚拟频率按下式计算新能源电站功率需调量：

ΔP＝K₁(f₀-f)

式中，ΔP：新能源电站功率需调量；K₁：新能源电站一次调频系数；f₀：换流站正常工作时的工频频率；f：虚拟频率。

优选的，所述根据所述新能源电站功率需调量和功率可调量确定新能源电站的功率调节量，包括：

根据新能源电站的最大输出功率与实际输出功率确定新能源电站的功率可调量；

当新能源电站的功率可调量大于新能源电站功率需调量时，将新能源电站功率需调量作为新能源电站的功率调节量；否则，将新能源电站的功率可调量作为新能源电站的功率调节量。

优选的，所述新能源电站包括：风电发电机和/或光伏发电机；

所述换流站包括：控制至少一个风电发电机和/或光伏发电机。

一种无源电网广域虚拟频率控制系统，所述系统包括：

第一计算模块，用于根据换流站的实际有功功率、工频频率和预设的计划功率计算虚拟频率；

第二计算模块，用于根据所述虚拟频率计算新能源电站功率需调量；

控制模块，用于根据所述新能源电站功率需调量和功率可调量确定新能源电站的功率调节量，并根据所述调整量控制每台新能源电站进行发电。

优选的，所述第一计算模块包括：

第一计算单元，用于通过下式计算虚拟频率：

f＝f₀+K(P-P₀)

式中，f：虚拟频率；f₀：换流站正常工作时的工频频率；K：功率与频率的转化系数；P：换流站的实际有功功率；P₀：换流站的计划有功功率。

优选的，所述第二计算模块包括：

第二计算单元，用于根据所述虚拟频率按下式计算新能源电站功率需调量：

ΔP＝K₁(f₀-f)

式中，ΔP：新能源电站功率需调量；K₁：新能源电站一次调频系数；f₀：换流站正常工作时的输出工频频率；f：虚拟频率。

优选的，所述控制模块包括：

计算单元，用于根据新能源电站的最大输出功率与实际输出功率计算新能源电站的功率可调量；

判断单元，用于判断新能源电站的功率可调量与新能源电站功率需调量的大小；

调节量确定单元，用于当新能源电站的功率可调量大于新能源电站功率需调量时，将新能源电站功率需调量作为新能源电站的功率调节量；否则，将新能源电站的功率可调量作为新能源电站的功率调节量。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

1、本发明提供的一种无源电网广域虚拟频率控制方法，通过虚拟频率计算新能源电站功率需调量，并根据新能源电站的功率可调确定新能源电站的功率调节量，不仅有效的改善了风电与光伏发电的间歇性和波动性问题而且省去了往复通信的过程。

2、本发明通过连接柔新能源电站提供虚拟频率来反映送端无源电网内的新能源电站偏离其计划的波动程度，并通过场站级的调频功能尽可能地减小该波动，减轻抽蓄电站调节新能源功率波动的压力，降低抽蓄电站调节频率。

3、本发明提供的技术方案具有一定调节能力，在新能源电站进行调节的时候，新能源电站本身具有一定调节能力，减少打捆调节的常规电源的调节频率。

附图说明

图1本发明的无源电网广域虚拟频率控制方法流程图；

图2为本发明的送受端换流站结构示意图；

图3为本发明的风电/光伏子站频率控制示意图；

图4为本发明的具体实施例的电网控制示意图

图5为本发明的无源电网广域虚拟频率控制系统结构示意图。

具体实施方式

为了更好地理解本发明，下面结合说明书附图和实例对本发明的内容做进一步的说明。

本发明公开了一种接入柔性直流的无源电网广域频率控制方法，包括下列步骤：如图1所示：

步骤1：根据换流站的实际有功功率、工频频率和预设的计划功率计算虚拟频率；

步骤2：根据所述虚拟频率计算新能源电站功率需调量；

步骤3：根据所述新能源电站功率需调量和功率可调量确定新能源电站的功率调节量，并根据所述调整量控制每台新能源电站进行发电。

其中，步骤1：根据换流站的实际有功功率、预设的计划功率和工频频率计算虚拟频率：

按下式计算虚拟频率：

f＝f₀+K(P-P₀)

式中，f：虚拟频率；f₀：换流站正常工作时的输出工频频率；K：功率与频率的转化系数；P：换流站的实际有功功率；P₀：换流站的计划有功功率。

步骤2：根据所述虚拟频率计算新能源电站功率需调量：

根据所述虚拟频率按下式计算发电机功率需调量：

ΔP＝K₁(f₀-f)

式中，ΔP：发电机功率需调量；K₁：发电机一次调频系数；f₀：换流站正常工作时的输出工频频率；f：虚拟频率。

步骤3：根据所述新能源电站功率需调量和功率可调量确定新能源电站的功率调节量，并根据所述调整量控制每台新能源电站进行发电：

根据发电机的最大输出功率与实际输出功率确定发电机的功率可调量；

当发电机的功率可调量大于发电机功率需调量时，将发电机功率需调量作为发电机的功率调节量；否则，将发电机的功率可调量作为发电机的功率调节量；

根据所述调整量控制每台新能源电站进行发电。

实施例1：

图2为本发明的送受端换流站结构示意图。其中包括2个送端的换流站，一个为康保换流站，其能够提供给柔性直流电网1500MW的功率，其中一端连接丰宁换流站，另一端连接张北换流站站；另一个为张北换流站，其能够提供给柔性直流电网3000MW的功率，一端连接北京换流站；1个调节端的换流站连接抽蓄能电站，所述丰宁抽蓄站处于金山岭，其能够抽蓄500KV的功率能量。所述换流站为丰宁换流站，其能够消纳或者提供柔性直流电网的1500MW功率，一端连接康保混流站，另一端连接北京换流站、1个受端的换流站，所述换流站为北京换流站，能够从柔性直流电网消纳3000MW功率。所述送端的换流站均连接无源电网，所述无源电网在这里是指一个全部由新能源电站作为电源组成的交流电网。送端的换流站将新能源传输给受端的换流站，当送端的某个换流站提供的能量不足以满足受端的换流站时，那么调节段的换流站就会进一步补充所需的能源；当送端的换流站提供给受端的换流站的能源过多时，那么调节端的换流站就会消纳一部分能源，总之保证传输给受端的换流站的能源是充足稳定的。

此外在送端的柔直换流站内提供虚拟频率，该换流站连接的无源电网内的大规模新能源发电，利用频率控制功能减小偏移计划曲线的程度，达到在无源电网内尽可能地平抑送出功率的波动的目的。

具体实现包括下列步骤：

步骤1，在送端换流站设置无源电网虚拟频率控制主站，在风电/光伏电站内设置控制子站。

步骤2，送端换流站的控制系统计算换流站送端当前送出功率(即换流站所有配套新能源发电实时出力之和)与其计划曲线(即换流站所有配套新能源发电的计划之和)的差值，换算成频率偏差叠加在工频50Hz的给定频率上，无源电网内形成随送出功率偏离计划而偏离50Hz的虚拟频率。

步骤3，如图3本发明的风电/光伏子站频率控制示意图所示，风电/光伏电站的有功控制在整站功率给定的基础上增加因频率变化而需要调整的有功，根据风机/光伏逆变器的本体性能区别上调下调的系数可以设置相同或不同。

步骤4，控制子站考虑了如下原约束：

风机/光伏逆变器的有功调整的速率约束、根据功率预测计算的风机/光伏逆变器的上下有功调节空间约束等。

把有功功率调整量分配到各风机/光伏逆变器。

实施例2：

以图4所示的本发明的具体实施例的电网控制示意图，2个送端换流站、1个调节换流站连接抽水蓄能电站、1个受端换流站。

其中，送端换流站均连接无源电网，无源电网在这里是指一个全部由新能源电站作为电源组成的交流电网。

送端换流站为受端换流站提供稳定的新能源，当提供的新能源不足或者超过所需值时，由调节端换流站消纳或者补充新能源。

通过在送端换流站内提供虚拟频率，该换流站连接的无源电网内的大规模新能源电站根据虚拟频率计算功率需调量，并根据其功率可调量确定发电量，以其中数值较小的一方作为新能源电站的发电量进行发电，利用广域发电控制功能减小偏移计划曲线的程度，达到在无源电网内尽可能地平抑送出功率的波动的目的。

实施例3：

本发明还提供了一种无源电网广域虚拟频率控制系统，如图5所示：该系统包括：

第一计算模块，用于根据换流站的实际有功功率、工频频率和预设的计划功率计算虚拟频率；

第二计算模块，用于根据所述虚拟频率计算新能源电站功率需调量；

控制模块，用于根据所述新能源电站功率需调量和功率可调量确定新能源电站的功率调节量，并根据所述调整量控制每台新能源电站进行发电。

所述第一计算模块包括：

第一计算单元，用于通过下式计算虚拟频率：

f＝f₀+K(P-P₀)

式中，f：虚拟频率；f₀：换流站正常工作时的工频频率；K：功率与频率的转化系数；P：换流站的实际有功功率；P₀：换流站的计划有功功率。

所述第二计算模块包括：

第二计算单元，用于根据所述虚拟频率按下式计算新能源电站功率需调量：

ΔP＝K₁(f₀-f)

式中，ΔP：新能源电站功率需调量；K₁：新能源电站一次调频系数；f₀：换流站正常工作时的输出工频频率；f：虚拟频率。

控制模块包括：

计算单元，用于根据新能源电站的最大输出功率与实际输出功率计算新能源电站的功率可调量；

判断单元，用于判断新能源电站的功率可调量与新能源电站功率需调量的大小；

调节量确定单元，用于当新能源电站的功率可调量大于新能源电站功率需调量时，将新能源电站功率需调量作为新能源电站的功率调节量；否则，将新能源电站的功率可调量作为新能源电站的功率调节量。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上仅为本发明的实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均包含在申请待批的本发明的权利要求范围之内。

Claims (9)

1.一种无源电网广域虚拟频率控制方法，其特征在于，所述方法包括：

根据换流站的实际有功功率、工频频率和预设的计划功率计算虚拟频率；

根据所述虚拟频率计算新能源电站功率需调量；

根据所述新能源电站功率需调量和功率可调量确定新能源电站的功率调节量，并根据所述调整量控制每台新能源电站进行发电。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据换流站的实际有功功率、工频频率和预设的计划功率计算虚拟频率包括：

按下式计算虚拟频率：

f＝f₀+K(P-P₀)

式中，f：虚拟频率；f₀：换流站正常工作时的工频频率；K：功率与频率的转化系数；P：换流站的实际有功功率；P₀：换流站的计划有功功率。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据所述虚拟频率计算新能源电站功率需调量包括：

根据所述虚拟频率按下式计算新能源电站功率需调量：

ΔP＝K₁(f₀-f)

式中，ΔP：新能源电站功率需调量；K₁：新能源电站一次调频系数；f₀：换流站正常工作时的工频频率；f：虚拟频率。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述新能源电站功率需调量和功率可调量确定新能源电站的功率调节量，包括：

根据新能源电站的最大输出功率与实际输出功率确定新能源电站的功率可调量；

当新能源电站的功率可调量大于新能源电站功率需调量时，将新能源电站功率需调量作为新能源电站的功率调节量；否则，将新能源电站的功率可调量作为新能源电站的功率调节量。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述新能源电站包括：风电发电机和/或光伏发电机；

所述换流站包括：控制至少一个风电发电机和/或光伏发电机。

6.一种无源电网广域虚拟频率控制系统，其特征在于，所述系统包括：

第一计算模块，用于根据换流站的实际有功功率、工频频率和预设的计划功率计算虚拟频率；

第二计算模块，用于根据所述虚拟频率计算新能源电站功率需调量；

控制模块，用于根据所述新能源电站功率需调量和功率可调量确定新能源电站的功率调节量，并根据所述调整量控制每台新能源电站进行发电。

7.如权利要求6所述的系统，其特征在于，所述第一计算模块包括：

第一计算单元，用于通过下式计算虚拟频率：

f＝f₀+K(P-P₀)

式中，f：虚拟频率；f₀：换流站正常工作时的工频频率；K：功率与频率的转化系数；P：换流站的实际有功功率；P₀：换流站的计划有功功率。

8.如权利要求6所述的系统，其特征在于，所述第二计算模块包括：

第二计算单元，用于根据所述虚拟频率按下式计算新能源电站功率需调量：

ΔP＝K₁(f₀-f)

式中，ΔP：新能源电站功率需调量；K₁：新能源电站一次调频系数；f₀：换流站正常工作时的输出工频频率；f：虚拟频率。

9.如权利要求6所述的系统，其特征在于，所述控制模块包括：

计算单元，用于根据新能源电站的最大输出功率与实际输出功率计算新能源电站的功率可调量；

判断单元，用于判断新能源电站的功率可调量与新能源电站功率需调量的大小；

调节量确定单元，用于当新能源电站的功率可调量大于新能源电站功率需调量时，将新能源电站功率需调量作为新能源电站的功率调节量；否则，将新能源电站的功率可调量作为新能源电站的功率调节量。