CN109672226A - 一种抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法 - Google Patents

一种抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法 Download PDF

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卜广全
李文锋
赵兵
张健
单鹏珠
苏志达
陶向宇
魏巍
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Abstract

本发明公开了一种抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法，抽水蓄能电站与调节端换流站连接，水电机组调速器与抽水蓄能电站连接并接收抽水蓄能电站的机组有功指令，当新能源输出的总有功功率与日前发电计划曲线有偏差时，柔性直流电网调节端的对外联络线功率反应出该波动，对该波动量进行控制，使抽水蓄能电站的机组实时快速调整有功功率，对偏离计划的波动量进行补偿，维持柔性直流电网的受端交流联络线的有功功率按照日前发电计划曲线送出。本发明充分发挥风光与抽水蓄能联合发电的互补优势，实现了柔性直流电网的广域发电控制，有效地平抑了风电与光伏发电分钟级波动特性，实现友好送出。

Description

一种抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法
技术领域
本发明专利属于电力系统控制技术领域，具体而言涉及一种抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法。
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。我国政府高度重视电力工业的节能减排工作，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。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，这对新能源的消纳形式和送受端机组的控制方式提出新的技术要求。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、会对电网会形成一定程度的冲击。按传统模式独立建设风电、光伏、储能和抽水蓄能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，给风光储抽水蓄能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。
因此，有必要提出一种在柔性直流电网抽水蓄能电站广域发电控制系统基础上的调节端控制方法，以解决上述问题。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种基于柔性直流电网抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法，所述的广域发电控制系统包括：上级电网调度平台、2个送端换流站(张北、康保换流站)、1个调节端换流站(丰宁换流站)、1个抽水蓄能电站、1个受端换流站(北京)和1个水电机组调速器，其中，抽水蓄能电站与调节端换流站(丰宁)连接，水电机组调速器与抽水蓄能电站连接并接收抽水蓄能电站的机组有功指令，送端换流站均连接新能源孤网且具备交流联网能力，所述调节端控制方法为：当新能源输出的总有功功率与日前发电计划曲线有偏差时，柔性直流电网调节端的对外联络线功率反应出该波动，对该波动量进行控制，使抽水蓄能电站的机组实时快速调整有功功率，对偏离计划的波动量进行补偿，维持柔性直流电网的受端交流联络线的有功功率按照日前发电计划曲线送出。
在上级电网调度平台设置广域发电控制主站，在柔性直流电网的抽水蓄能电站设置广域发电控制子站。
基于柔性直流电网抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法中广域发电控制主站包括两种控制模式：1、主动功率波动控制，2、应急功率控制。
当系统执行控制模式1时，主站采集调节端对外联络线的有功功率信号，求出该信号与联络线日前计划的偏差，将该偏差进行比例积分控制后，再经过限制环节输出抽蓄电站的调整量指令，子站在机组侧执行该指令，维持受端对外联络线交换功率按照日前计划送出。
主站采用的有功功率调整量计算程序考虑如下运行约束：送端换流站容量约束、调节端换流站容量约束、抽水蓄能电站容量约束、抽水蓄能电站有功功率上下限约束、抽水蓄能电站无功功率上下限约束、抽水蓄能电站爬坡率约束。
本发明提供的方法通过采集风电、光伏的日前、日内出力预测，广域调节抽水蓄能电站的功率输出来实现优化运行，充分发挥风光抽水蓄能联合发电的互补优势，充分利用柔性直流电网的快速调节的能力，实现了柔性直流电网的广域发电控制，有效改善了风电与光伏发电的间歇性、波动性等问题。
附图说明
本发明的下列附图在此作为本发明的一部分用于理解本发明。附图中示出了本发明的实施例及其描述，用来解释本发明的原理。
附图中：
图1是张北柔直电网结构示意图
图2是柔性直流电网抽水蓄能电站广域发电控制系统的结构图
图3是控制模式1的控制逻辑图
图4是抽水蓄能电站日前计划曲线与调整后发电曲线示意图
图5是有广域发电控制与无广域发电控制对比示意图
具体实施方式
在下文的描述中，给出了大量具体的细节以便提供对本发明更为彻底的理解。然而，对于本领域技术人员而言显而易见的是，本发明可以无需一个或多个这些细节而得以实施。在其他的例子中，为了避免与本发明发生混淆，对于本领域公知的一些技术特征未进行描述。
如附图1、2所示，广域发电控制系统系统包括：上级电网调度平台、2个送端换流站(张北、康保换流站)、1个调节换流站(丰宁换流站)、1个抽水蓄能电站、1个受端换流站(北京)和1个水电机组调速器，其中，抽水蓄能电站与调节换流站(丰宁)连接，水电机组调速器与抽水蓄能电站连接并接收抽水蓄能电站的机组有功指令；送端换流站均连接新能源孤网且具备交流联网能力，抽水蓄能电站能够有效消纳风电和具有调峰填谷能力；在送端接入大规模新能源发电时，利用该柔性直流电网系统的能力平衡新能源发电引起的受端功率波动。
在上级电网调度平台设置广域发电控制主站，在柔性直流电网的抽水蓄能电站设置广域发电控制子站。主站担任主要数据分析、抽水蓄能电站有功调整指令计算等功能，并具备不同的控制模式；子站担任接收主站发布抽水蓄能电站有功调整指令，根据抽水蓄能电站内的实时运行工况，对每台水电机组的调速器发出实际执行指令。
柔性直流电网抽水蓄能电站广域发电控制方法包括2种控制模式：1、主动功率波动控制，2、应急功率控制。
当系统执行控制模式1时，上级电网调度平台计算抽水蓄能电站有功调整指令，子站在机组侧执行该指令，维持受端对外联络线交换功率按照日前计划送出；当系统切换到控制模式2时，系统不按照控制模式1计算抽水蓄能电站有功调整指令，按照调度的紧急调峰、调频需求进行抽水蓄能电站有功调整指令。
示例性地，主站的控制模式为控制模式1时，即为抽水蓄能电站主动功率波动控制时，主站采集新能源送端张北与康保换流站配套风电、光伏电站的日前计划与日内功率预测信息，采集调节端配套丰宁抽水蓄能电站运行信息，选取部分机组参与主动功率波动控制，控制目标为保证风电、光伏等新能源发电的最大出力的同时，也能使柔直电网提供的电力呈现电网“友好型”。
丰宁抽水蓄能电站1期工程包含4台定速机组、2台变速机组。由于在发电工况下变速机组功率可调节范围比定速机组大、在抽水工况下变速机组功率可调整而定速机组功率不可调整，因此抽水蓄能电站主动功率波动控制功能有先使用开机的定速机组实现抽水蓄能电站有功功率调整指令，不能完成部分由变速机组实现，保证下一次调整的最大裕量与灵活性。
控制模式1的控制逻辑图如图3所示：当新能源输出的总有功功率与日前发电计划曲线有偏差时，柔性直流电网调节端的对外联络线功率反应出该波动，对该波动量进行控制，使抽水蓄能电站的机组实时快速调整有功功率，对偏离计划的波动量进行补偿，维持柔性直流电网的受端交流联络线的有功功率按照日前发电计划曲线送出，具体为控制模式1采集调节端对外联络线的有功功率信号，求出该信号与联络线日前计划的偏差，将该偏差进行PI控制后，再经过限制环节输出抽蓄电站的调整量指令。并满足当新能源输出的总有功功率小于发电计划曲线的总有功设定值时，抽水蓄能机组快速增加有功功率，对缺额出力进行补偿；当新能源输出的总有功功率大于发电计划曲线的总有功设定值时，抽水蓄能机组则快速减少有功功率，维持广域系统总有功功率符合发电计划曲线的要求。
控制模式1可以自由设置平抑波动的时间间隔。比如设置平抑15分钟时间间隔的波动时，新能源送端下一时刻点的功率(即更新功率)用最新日内预测获得；更新功率与其日前发电计划进行比较，当其小于下一时刻发电计划值时，将差值作为抽水蓄能电站广域有功功率调整量送到子站执行，抽水蓄能机组快速增加有功功率，对缺额出力进行补偿；当其大于下一时刻发电计划值时，将差值作为抽水蓄能电站广域有功功率调整量送到子站执行，抽水蓄能机组快速减小有功功率，对超额出力进行补偿。
采用控制模式1时，主站采用的有功功率调整量计算程序考虑了如下运行约束：
送端换流站容量约束：通过换流站的功率应小于该换流站的额定功率，对于孤网送出纯新能源汇集系统，换流站采用无源控制方式，通过该站送出的新能源集群的有功出力应小于换流站容量，其中，其中为风电、光伏电站在t时刻更新功率，Pm,max送端换流站的容量。
调节端换流站容量约束：通过换流站的功率应小于该换流站的额定功率，对于调节端换流站，采用定电压控制方式，柔性直流电网的送、受端不平衡功率从该站流出，该功率大小的绝对值应小于换流站容量，|Pt Udc|≤PUdc,max，其中，Pt Udc为调节端换流站实时功率，PUdc,max为该换流站容量。
抽水蓄能电站容量约束：整个电站能为广域发电控制系统服务的容量需要考虑指定纳入广域发电控制系统机组与这些机组中当前开机机组。
抽水蓄能电站有功功率上下限约束：整个电站能为广域发电控制系统准备的调节量需要考虑指定纳入广域发电控制系统机组与这些机组中当前开机机组、该机组当前运行的工况(抽水或发电)来实时计算下一工况点的抽水蓄能电站的有功功率上下限约束。
抽水蓄能电站无功功率上下限约束：考虑抽水蓄能电站容量约束与抽水蓄能电站有功功率上下限约束来实时计算下一工况点的抽水蓄能电站的无功功率上下限约束。
抽水蓄能电站爬坡率约束：将抽水蓄能电站等效为1台虚拟发电机组/虚拟负荷，考虑抽水蓄能电站中能为广域发电控制系统服务的容量需要考虑指定纳入广域发电控制系统机组与这些机组中当前开机机组、考虑开机机组的工况、类型(变速或定速)来实时计算下一工况点的抽水蓄能电站的上下爬坡率。
主站在考虑上述运行约束的基础上计算有功功率调整量指令，并送到抽水蓄能电站子站执行。
抽水蓄能电站对有功功率调整量分配到各机组调速器时考虑了如下原则和约束：省水多发、分配给机组的有功功率调整量尽量小、避免频繁穿越振动区等，抽水蓄能电站库容约束、机组状态转换约束、启停次数约束、同管机组运行工况约束等。
对有功功率调整量分配到各机组调速器。调节后的抽水蓄能机组出力见图4，丰宁换流站与华北电网联络线的功率可以体现本发明效果，有调节与无调节的对比见图5。
当发电控制的主站的控制模式为抽水蓄能电站应急功率控制时，也就是执行控制模式2时，即在上述抽水蓄能电站主动功率波动控制的基础上，增加系统调峰调频需要选项，一般系统能够承受波动情况下抽水蓄能机组不刻意主动调频。当系统切换到控制模式2时，系统不再按照控制模式1计算出的有功功率调整量发指令，可以设置调频死区自行计算有功功率调整量指令，也可以按照华北电网调峰调频量需求统一下发有功功率调整量指令。
与现有方法相比，本发明提供的方法通过采集风电、光伏的日前、日内出力预测，广域调节抽水蓄能电站的功率输出来实现优化运行，充分发挥风光抽水蓄能联合发电的互补优势，充分利用柔性直流电网的快速调节的能力，实现了柔性直流电网的广域发电控制，有效改善了风电与光伏发电的间歇性、波动性等问题。
本发明已经通过上述实施例进行了说明，但应当理解的是，上述实施例只是用于举例和说明的目的，而非意在将本发明限制于所描述的实施例范围内。此外本领域技术人员可以理解的是，本发明并不局限于上述实例，根据本发明的教导还可以做出更多种的变型和修改，这些变型和修改均落在本发明所要求保护的范围以内。本发明的保护范围由附属的权利要求书及其等效范围所界定。

Claims (5)

1.一种抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法，其特征在于，所述的广域发电控制系统包括：上级电网调度平台、2个送端换流站(张北、康保换流站)、1个调节端换流站(丰宁换流站)、1个抽水蓄能电站、1个受端换流站(北京)和1个水电机组调速器，其中，抽水蓄能电站与调节端换流站(丰宁)连接，水电机组调速器与抽水蓄能电站连接并接收抽水蓄能电站的机组有功指令，送端换流站均连接新能源孤网且具备交流联网能力，所述调节端控制方法为：当新能源输出的总有功功率与日前发电计划曲线有偏差时，柔性直流电网调节端的对外联络线功率反应出该波动，对该波动量进行控制，使抽水蓄能电站的机组实时快速调整有功功率，对偏离计划的波动量进行补偿，维持柔性直流电网的受端交流联络线的有功功率按照日前发电计划曲线送出。
2.根据权利要求1所述的抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法，其特征在于，在上级电网调度平台设置广域发电控制主站，在柔性直流电网的抽水蓄能电站设置广域发电控制子站。
3.根据权利要求1或2所述的抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法，其特征在于，基于柔性直流电网抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法中广域发电控制主站包括两种控制模式：1、主动功率波动控制，2、应急功率控制。
4.根据权利要求3所述的抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法，其特征在于，当系统执行控制模式1时，主站采集调节端对外联络线的有功功率信号，求出该信号与联络线日前计划的偏差，将该偏差进行比例积分控制后，再经过限制环节输出抽蓄电站的调整量指令，子站在机组侧执行该指令，维持受端对外联络线交换功率按照日前计划送出。
5.根据权利要求4所述的抽水蓄能电站广域发电控制系统的调节端控制方法，其特征在于，主站采用的有功功率调整量计算程序考虑如下运行约束：送端换流站容量约束、调节端换流站容量约束、抽水蓄能电站容量约束、抽水蓄能电站有功功率上下限约束、抽水蓄能电站无功功率上下限约束、抽水蓄能电站爬坡率约束。
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