CN108493960A - 一种基于规则的储能参与风电调频控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于规则的储能参与风电调频控制方法，基于规则的方法定量给出了电力系统频率变化时风电机组转子控制、变桨控制和储能控制需要提供的输出功率，协调控制风电机组转子转速、桨距角和储能充放电功率，利用了转子控制、变桨控制和储能控制的技术经济互补特性，弥补了现有简单定性描述风电场和储能之间功率分配的不足之处，以较高的技术经济性提高和完善风电场频率响应能力，以实现全风况下风电场参与系统频率调节能力，提高风电高渗透下电力系统频率稳定性，降低储能容量需求，降低风电场弃风率，增加辅助调频服务价值，降低机组磨损，延长机组使用寿命，提高风电场整体运行的经济效益。
Description
技术领域
本发明涉及一种基于规则的储能参与风电调频控制方法。
背景技术
风电以其技术成熟，成本低，可大规模开发的优势在国内外得到了快速发展。作为未来的主要电源之一，风电越来越被认为需要承担类似于常规电源的辅助功能，能够主动响应系统频率的变化，包括惯性响应、一次调频。
目前，一些风电发展较快的国家或地区已经开始制定并逐步完善相关技术规定，如西班牙电网规定风电必须提供1.5％额定功率的备用容量；德国E.ON电力公司要求100MW以上的风电场至少留有2％的一次备用；加拿大魁北克省规定风电场应持续10s提供5％的备用容量；英国电网规定所有风电场需提供10％的一次调频容量。
为保证电力系统的可靠安全经济运行，国家标准GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》对并网运行风电场的有功功率调节能力提出了要求，风电场应符合DL/T1040的规定，具备参与电力系统调频、调峰和备用的要求。
通过对变速风电机组的转子与桨距角的控制，可以使风电场具有频率响应和调节的能力，但受风速随机波动性影响，其运行工况频繁变化，存在作用效能有限与可信度难以保证的问题。此外，机组频繁参与系统功率调节也会导致机械磨损增加、机组寿命降低等问题。
专利CN 103036249 B公开了一种风储集群的协调控制方法，提出风储集群满足电网调频要求和调度功率指令，其不足之处在于定性描述风电场和储能之间功率分配，缺乏明确定量的协调控制方法调节储能和风电场的发电功率。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种基于规则的储能参与风电调频控制方法。该方法通过协调风电机组转子控制、变桨控制和储能控制，综合利用三者功率调节的技术优势，以较少的储能配置容量，满足电力系统对风电场调频要求，降低风电随机波动性功率对电网安全稳定运行的影响，降低弃风限电现象，实现对电网的频率调节支撑。
为了实现上述目的，本发明的技术方案是：
一种基于规则的储能参与风电调频控制方法，其步骤如下：
(1)采集电力系统的频率f、风电机组的转速ω和桨距角β、储能系统的功率Pe和荷电状态SOC、风电场调频前的发电功率P0和风电场调频时的发电功率Pm；
(2)依据电力系统频率f变化、惯性响应系数kdf和一次调频系数kpf，确定含储能的风电场惯性响应需求和一次调频需求-kpfΔf，由风电场和储能数据采集与监视控制平台给出储能参与风电调频的功率参考值Pf，其中Δf＝f-fr是频率偏差，fr是额定频率，t是时间；
(3)根据电力系统频率f和储能参与风电调频的功率参考值Pf，给定风电机组转速控制输出功率变化量Pω，风电机组变桨控制输出功率变化量Pβ，储能系统的输出功率变化量Pe；具体步骤如下：
a)对部分或全部风电机组的转子进行加速或减速控制，使所述的部分或全部风电机组转速控制输出功率变化量Pω等于含储能的风电场惯性响应需求，所述的转速ω在允许的范围内；
b)对部分或全部风电机组的桨距角进行控制，使所述的部分或全部风电机组变桨控制输出功率变化量Pβ等于含储能的风电场一次调频需求，Pβ＝-kpfΔf，所述的桨距角β在允许的范围内；
c)对储能系统的充放电功率进行控制，使所述的储能系统的输出功率变化量Pe等于储能参与风电调频的功率参考值和风电场实际提供调频功率的差值，所述的储能系统的充放电功率Pe和荷电状态SOC在允许范围内运行。
转速ω在允许的范围内是指转子转速运行范围ω∈(ωmin,ωmax)。
桨距角β在允许的范围内是指桨距角的变化范围β∈(βmin,βmax)和变化速率|Δβ/Δt|＜c；其中Δt为时间间隔，Δβ为在时间间隔Δt桨距角变化值，c为桨距角变化率约束常数。
储能系统的充放电功率Pe和荷电状态SOC在允许范围内是指储能系统的功率约束|Pe|＜Pr和荷电状态约束SOC∈(SOCmin,SOCmax)，其中Pr为储能系统最大充放电功率。
本发明的有益效果：
1、本发明基于规则的方法定量给出了电力系统频率变化时风电机组转子控制、变桨控制和储能控制需要提供的输出功率，协调控制风电机组转子转速、桨距角和储能充放电功率，利用了转子控制、变桨控制和储能控制的技术经济互补特性，弥补了现有简单定性描述风电场和储能之间功率分配的不足之处，提出的协调控制方法计算速度快，满足电力系统调频的时间要求，实用性更强。
2、本发明能够较好地利用储能与风电自身调频方式的互补特性，以较高的技术经济性提高和完善风电场频率响应能力，以实现全风况下风电场参与系统频率调节能力，提高风电高渗透下电力系统频率稳定性，降低储能容量需求，降低风电场弃风率，增加辅助调频服务价值，降低机组磨损，延长机组使用寿命，提高风电场整体运行的经济效益。
附图说明
图1为本发明储能参与风电调频控制的示意图。
图2为实施例中电力系统结构图。
图3为实施例中电力系统频率变化图。
图4为实施例中风电场发电功率变化图。
图5为实施例中储能系统充放电功率变化图。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明的具体实施方式作进一步详细说明。
实施例
如图1所示，储能参与风电频率控制的整体方案。
首先，采集电力系统的频率f、风电机组的转速ω和桨距角β、储能系统的功率Pe和荷电状态SOC、风电场调频前的发电功率P0和风电场调频时的发电功率Pm；
其次，上层控制依据电力系统频率f变化、惯性响应系数kdf和一次调频系数kpf，确定含储能的风电场惯性响应需求和一次调频需求-kpfΔf，由风电场和储能数据采集与监视控制平台给出储能参与风电调频的功率参考值Pf，以使含储能的风电场提供类似于传统发电机组的频率调节能力，其中Δf＝f-fr是频率偏差，fr是额定频率，t是时间；
再次，对部分或全部风电机组的转子进行加速或减速控制，使部分或全部风电机组转速控制输出功率变化量Pω等于含储能的风电场惯性响应需求，转速ω在允许的范围内；
然后，对部分或全部风电机组的桨距角进行控制，使所述的部分或全部风电机组变桨控制输出功率变化量Pβ等于含储能的风电场一次调频需求，Pβ＝-kpfΔf，桨距角β在允许的范围内；
最后，风电机组因转速受限ω∈(ωmin,ωmax)和变桨机械特性(β∈(βmin,βmax)，|Δβ/Δt|＜c；其中Δt为时间间隔，Δβ为在时间间隔Δt桨距角变化值，c为桨距角变化率约束常数)的影响，无法满足电力系统对风电场调频需求时，需要储能短时提供调频功率，以弥补风电机组频率响应的不足，使风电场在全调频时间尺度范围内提供稳定可信的调频功率，以提高扰动下电力系统频率的稳定性，给定储能系统的输出功率变化量为Pe，储能系统的功率满足|Pe|＜Pr，荷电状态满足SOC∈(SOCmin,SOCmax)，Pr为储能系统最大充放电功率。
基于电力系统实时仿真器eMEGAsim，建立含风电场和储能的电力系统全数字实时仿真模型，其仿真结构图如图2所示。电力系统采用美国西部电网三机九节点的标准模型，G2发电功率为160MW，G3发电功率为80MW，Load1负荷功率为110MW，Load2负荷功率为90MW，Load3负荷功率为100MW，风电场由90台GE1.5MW的双馈风电机组组成，接入Bus1，取代传统发电机G1，风电场额定功率为135MW；储能系统配置在风电场附近，由60组100kW的储能系统组成，额定功率为6MW。惯性响应系数为kdf 8s，一次调频系数kpf为20，风电机组转子转速ω约束为(0.7p.u.,1.2p.u.)，其中p.u.为转子转速标幺值，桨距角β约束为(0°，90°)，桨距角变化率c的约束为1°/s，储能系统最大充放电功率Pr为6MW，荷电状态约束SOC为(20％，100％)。
风速为10m/s，风电机组转速运行于最优转速，通过变桨距控制使风电机组提供10％的旋转备用功率，负荷在5s时突增15MW，仿真分析风电无调频、风电调频、风储调频时电力系统频率特性(如图3)、风电场的发电功率(如图4)和储能充放电功率(如图5)。
由图3-5的仿真结果可知：(1)与无调频相比，风电场提供调频服务，降低了频率变化率，减小了频率稳态偏差和最大偏差频率，显著改善了风电高渗透下电力系统频率特性，提高了电力系统频率稳定性。(2)储能参与风电场频率调节，进一步降低了频率变化率和最大频率偏差点，同时，抑制了电力系统频率波动和风电场功率波动，提高了电力系统频率的稳定性。(3)储能系统主要作用于扰动后较短的时间内(<15s)，弥补了风电机组转子惯性持续时间短和变桨距控制响应慢的不足，对稳态频率偏差基本无影响，在改善电力系统频率特性的同时，降低了储能容量需求，提高了储能参与风电场频率调节的经济可行性。
本发明在储能参与风电调频中具有较高的技术经济优势，所需储能配置容量大为减少，避免风电机组频繁参与系统功率调节，机组损耗降低，提高了含储能的风电场运行的经济效益。
Claims (4)
1.一种基于规则的储能参与风电调频控制方法，其特征在于，控制方法的步骤如下：
(1)采集电力系统的频率f、风电机组的转速ω和桨距角β、储能系统的功率Pe和荷电状态SOC、风电场调频前的发电功率P0和风电场调频时的发电功率Pm；
(2)依据电力系统频率f变化、惯性响应系数kdf和一次调频系数kpf，确定含储能的风电场惯性响应需求和一次调频需求-kpfΔf，由风电场和储能数据采集与监视控制平台给出储能参与风电调频的功率参考值Pf，其中Δf＝f-fr是频率偏差，fr是额定频率，t是时间；
(3)根据电力系统频率f和储能参与风电调频的功率参考值Pf，给定风电机组转速控制输出功率变化量Pω，风电机组变桨控制输出功率变化量Pβ，储能系统的输出功率变化量Pe；具体步骤如下：
a)对部分或全部风电机组的转子进行加速或减速控制，使所述的部分或全部风电机组转速控制输出功率变化量Pω等于含储能的风电场惯性响应需求，所述的转速ω在允许的范围内；
b)对部分或全部风电机组的桨距角进行控制，使所述的部分或全部风电机组变桨控制输出功率变化量Pβ等于含储能的风电场一次调频需求，Pβ＝-kpfΔf，所述的桨距角β在允许的范围内；
c)对储能系统的充放电功率进行控制，使所述的储能系统的输出功率变化量Pe等于储能参与风电调频的功率参考值和风电场实际提供调频功率的差值，所述的储能系统的充放电功率Pe和荷电状态SOC在允许范围内运行。
2.根据权利要求1所述的基于规则的储能参与风电调频控制方法，其特征在于，转速ω在允许的范围内是指转子转速运行范围ω∈(ωmin,ωmax)。
3.根据权利要求1所述的基于规则的储能参与风电调频控制方法，其特征在于，桨距角β在允许的范围内是指桨距角的变化范围β∈(βmin,βmax)和变化速率|Δβ/Δt|＜c；其中Δt为时间间隔，Δβ为在时间间隔Δt桨距角变化值，c为桨距角变化率约束常数。
4.根据权利要求1所述的基于规则的储能参与风电调频控制方法，其特征在于，储能系统的充放电功率Pe和荷电状态SOC在允许范围内是指储能系统的功率约束|Pe|＜Pr和荷电状态约束SOC∈(SOCmin,SOCmax)，其中Pr为储能系统最大充放电功率。
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