CN110198030A - 考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法及系统，方法包括：获取各直流、光伏电站的可控量，根据各直流、光伏电站的可控量计算直流、光伏电站的可控量总量；当某直流发生故障时，计算获取系统需要采取的切机量；根据直流、光伏电站的可控量总量及切机量，确定直流、光伏电站的措施总量以及发生故障的直流需要采取的切机措施量；将直流、光伏电站的措施总量分配至各直流、光伏电站，各直流、光伏电站根据分配到的措施量进行调节，发生故障的直流根据切机措施量进行调节。本发明充分利用大规模光伏电站的快速调控能力，减少直流紧急状态下的切机控制量，降低事故后系统控制代价。

Description

考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法及系统

技术领域

本发明涉及电力系统及其自动化技术领域，具体涉及一种考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法及系统。

背景技术

随着新能源发电技术的快速发展，我国电网的新能源装机规模持续增长。以我国西北电网为例，2018年底西北电网新能源装机总规模达8942万千瓦，最大负荷8827万千瓦，新能源装机渗透率已超过100％。大规模新能源的接入，为电网调度运行带来了巨大的挑战。新能源并网控制是基于电力电子变流器技术，其具备毫秒级快速响应性能，满足紧急控制系统的时效性要求，大规模新能源的接入也为大电网紧急控制系统提供了新的控制资源与手段。

中国专利ZL201710330432.2与文献《光伏发电系统级快速功率调控技术及其应用》(中国电机工程学报，2018年11月5日，第38卷，第21期)公开了一种已应用于西藏电网的光伏电站功率快速调控技术、系统架构及实现方案，可实现站内30毫秒、系统级60毫秒的快速响应，实现稳控系统对新能源的“以调代切”和“升降双向”控制功能，但未涉及将具备快速调控能力的光伏电站纳入紧急控制系统。

发明内容

本发明为了克服现有技术中的不足，提出一种考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法，充分利用大规模光伏电站的快速调控能力，减少直流紧急状态下的切机控制量，降低事故后系统控制代价。

为解决上述技术问题，本发明提供了一种考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法，其特征是，包括以下步骤：

获取各直流、光伏电站的可控量，根据各直流、光伏电站的可控量计算直流、光伏电站的可控量总量；

当某直流发生故障时，计算获取系统需要采取的切机量；

根据直流、光伏电站的可控量总量及切机量，确定直流、光伏电站的措施总量以及发生故障的直流需要采取的切机措施量；

将直流、光伏电站的措施总量分配至各直流、光伏电站，各直流、光伏电站根据分配到的措施量进行调节，发生故障的直流根据切机措施量进行调节。

进一步的，直流、光伏电站的可控量总量为各直流、光伏电站的可控量求和。

进一步的，根据直流、光伏电站的可控量总量及切机量确定直流、光伏电站的措施总量以及发生故障的直流需要采取的切机措施量包括：

记除故障直流i外的各直流需要采取的措施总量为P_DC，各光伏电站需要采取的措施总量为P_PV，故障直流i实际需要采取的切机措施量为P_{shed_DCi}；

若则P_DC＝ΔP_{shed_DCi}，P_PV＝0，P_{shed_DCi}＝0；

若则此时若ΔP_{shed_DCi}-P_DC<P_{EPV_i_down}，则P_PV＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC，P_{shed_DCi}＝0，否则P_PV＝P_{EPV_i_down}，P_{shed_DCi}＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC-P_PV；

P_{EDC_i_up}表示直流i的可上调量，m为直流总数；ΔP_{shed_DCi}表示直流i发生故障需要采取的切机量；P_{EPV_i_down}表示光伏电站i的可下调量。

进一步的，将直流、光伏电站的措施总量按各自可调能力等比例分配至各直流、光伏电站。

进一步的，将直流、光伏电站的措施总量按各自可调能力等比例分配至各直流、光伏电站的具体过程为：

故障直流i的控制措施量为P_{shed_DCi}，其余直流执行站的控制措施量

光伏电站i的控制措施量为

相应的，本发明还提供了一种考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制系统，其特征是，包括可控量获取模块、故障直流切机量获取模块、措施总量计算模块和措施总量分配模块；

可控量获取模块，用于获取各直流、光伏电站的可控量，根据各直流、光伏电站的可控量计算直流、光伏电站的可控量总量；

故障直流切机量获取模块，用于当某直流发生故障时，计算获取系统需要采取的切机量；

措施总量计算模块，用于根据直流、光伏电站的可控量总量及切机量，确定直流、光伏电站的措施总量以及发生故障的直流需要采取的切机措施量；

措施总量分配模块，用于将直流、光伏电站的措施总量分配至各直流、光伏电站，各直流、光伏电站根据分配到的措施量进行调节，发生故障的直流根据切机措施量进行调节。

进一步的，可控量获取模块中，直流、光伏电站的可控量总量为各直流、光伏电站的可控量求和。

进一步的，措施总量计算模块中，根据直流、光伏电站的可控量总量及切机量确定直流、光伏电站的措施总量以及发生故障的直流需要采取的切机措施量包括：

记除故障直流i外的各直流需要采取的措施总量为P_DC，各光伏电站需要采取的措施总量为P_PV，故障直流i实际需要采取的切机措施量为P_{shed_DCi}；

若则P_DC＝ΔP_{shed_DCi}，P_PV＝0，P_{shed_DCi}＝0；

若则此时若ΔP_{shed_DCi}-P_DC<P_{EPV_i_down}，则P_PV＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC，P_{shed_DCi}＝0，否则P_PV＝P_{EPV_i_down}，P_{shed_DCi}＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC-P_PV；

P_{EDC_i_up}表示直流i的可上调量，m为直流总数；ΔP_{shed_DCi}表示直流i发生故障需要采取的切机量；P_{EPV_i_down}表示光伏电站i的可下调量。

进一步的，措施总量分配模块中，将直流、光伏电站的措施总量按各自可调能力等比例分配至各直流、光伏电站。

进一步的，措施总量分配模块中，将直流、光伏电站的措施总量按各自可调能力等比例分配至各直流、光伏电站的具体过程为：

故障直流i的控制措施量为P_{shed_DCi}，其余直流执行站的控制措施量

光伏电站i的控制措施量为

与现有技术相比，本发明所达到的有益效果是：充分利用大规模光伏电站的快速调控能力，减少直流紧急状态下的切机控制量，降低事故后系统控制代价。

附图说明

图1为本发明方法的流程图；

图2为本发明方法的系统结构图。

具体实施方式

下面结合附图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。

本发明提出将具备快速调控功能的光伏电站纳入直流紧急控制体系，构建一套应用于新能源高占比电网的直流紧急控制系统，充分利用大规模光伏电站的快速调控能力，减少直流紧急状态下的切机控制量，降低事故后系统控制代价。

控制系统包括二类控制资源：直流、可快速调控的光伏电站。控制系统，参加图2所示，从结构上分为三层：控制主站、控制子站与执行站；控制主站为协调控制主站，控制子站包括：直流控制子站、光伏控制子站；执行站包括：直流执行站、光伏电站执行站。

本发明的一种考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法，参见图1所示，包括以下步骤：

步骤1)各类控制资源执行站周期性上送可控量至各自控制子站，直流执行站监测直流故障信号及其功率损失量，确定故障后系统需要采取的切机控制量，经过判断后立即上送至直流控制子站。

执行站的可控量信息上送模式为周期性上送，直流故障信号及需要采取的切机控制量信息上送模式为基于事件触发。

直流执行站EDC_i(i＝1，2...m)，m为直流执行站总数，周期性(例如，周期T_e＝15s)上送直流的可控量[-P_{EDC_i_down},P_{EDC_i_up}]至直流控制子站，负数表示下调，正数表示上调，每回直流对应一个直流执行站，P_{EDC_i_down}表示直流i的可下调量，P_{EDC_i_up}表示直流i的可上调量；

同时，直流执行站EDC_i监测到直流i发生故障f_DCi损失功率ΔP_{loss_DCi}，根据既定控制策略查表确定系统需要采取切机量ΔP_{shed_DCi}，若ΔP_{shed_DCi}>0，则直流执行站EDC_i，将故障信号f_DCi与切机量ΔP_{shed_DCi}立即上送至直流控制子站，否则不上送。

各光伏执行站EPV_i(i＝1，2...n)，n为光伏执行站总数，周期性(T_e＝15s)上送光伏电站的可控量[-P_{EPV_i_down},P_{EPV_i_up}]至光伏控制子站，负数表示下调，正数表示上调，P_{EPV_i_down}表示光伏执行站i的可下调量，P_{EPV_i_up}表示光伏执行站i的可上调量。

步骤2)各类控制子站根据各执行站上送的可控量，计算各类控制资源的可控量总量，周期性(T_e＝15s)上送至协调控制主站。

直流控制子站CDC根据各直流执行站EDC_i(i＝1，2...m)上送直流的可控量[-P_{EDC_i_down},P_{EDC_i_up}]，求和计算得到总的可控量周期性(T_e＝15s)上送至协调控制主站；直流控制子站接收到直流执行站i上送的直流故障信号f_DCi与切机需求量ΔP_{shed_DCi}后立即上送至协调控制主站。

光伏控制子站CPV根据各光伏执行站EPV_i(i＝1，2...n)上送的可控量[-P_{EPV_i_down},P_{EPV_i_up}]，求和计算得到总的可调制量上送至协调控制主站。

步骤3)协调控制主站MS根据直流控制子站CDC、光伏控制子站CPV发送的可控量信息及直流故障信号f_DCi与切机量ΔP_{shed_DCi}，计算得到直流与光伏电站的措施总量，并分别发送命令至直流控制子站CDC、光伏控制子站CPV。

具体过程包括：

3-1)协调控制主站收到直流故障信号f_DCi与切机需求量ΔP_{shed_DCi}后启动计算，启动周期5s内不接收控制子站上送信息。

3-2)确定各直流(除故障直流i)需要采取的措施总量P_DC，各光伏电站需要采取的措施总量P_PV，故障直流i实际需要采取的切机措施量P_{shed_DCi}。

若则P_DC＝ΔP_{shed_DCi}，P_PV＝0，P_{shed_DCi}＝0；

若则此时若ΔP_{shed_DCi}-P_DC<P_{EPV_i_down}，则P_PV＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC，P_{shed_DCi}＝0，否则P_PV＝P_{EPV_i_down}，P_{shed_DCi}＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC-P_PV；

3-3)协调控制主站MS向直流控制子站CDC发送控制量P_DC、P_{shed_DCi}，向光伏控制子站CPV发送控制量P_PV。

步骤4)直流控制子站CDC与光伏控制子站CPV收到协调控制主站MS控制量信息后，确定各执行站的控制措施量。

具体过程为：

4-1)直流执行站i的控制措施量为P_{shed_DCi}，其余直流执行站的控制措施量

4-2)光伏执行站i的控制措施量为

步骤5)直流各执行站、光伏各执行站收到控制子站发送的控制量信息后，立即执行。直流执行站i发生故障后，经过50ms时间延时后，若未收到直流控制子站发送的控制量信息，则执行本地计算出的切机量ΔP_{shed_DCi}。

实施例

以某省电网为例，该电网共3回外送直流(A、B、C)，额定功率分别为800、400、800万千瓦，光伏电站总装机容量900万千瓦，且均具备功率快速调控功能，可切常规机组及风电共计2000万千瓦。构建该省网的直流协调控制系统，直流执行站包括直流A、B、C及其配套稳控系统，光伏电站执行站包括该网内所有光伏电站。

某一运行方式下，直流A送电功率450万千瓦，直流B送电功率400万千瓦，直流C送电功率640万千瓦，光伏电站实际发电出力300万千瓦。

1)各类控制资源执行站上送可控量至各控制子站：

直流A、B、C的可控量分别为[-80,80]、[-60,0]、[-80,80]万千瓦，正数表示上调，负数表示下调，分别上送至直流控制子站；可快速调控功率的光伏电站的可调量为[-270,100]万千瓦，上送至光伏控制子站；

2)各控制子站分别对接收到的控制量进行求和计算，上送可控总量至协调控制主站：直流控制子站上送直流总可控量为[-220,160]万千瓦，光伏控制子站上送光伏电站的总可调量为[-270,100]万千瓦；

3)假设直流B发生直接双极闭锁故障，损失功率400万千瓦，直流B执行站监测到直流双极闭锁故障信号，根据已有策略表判断需要切机240万千瓦，直流B执行站将故障信号与需切机量发送至直流控制子站，直流控制子站发送至协调控制主站；

4)协调控制主站收到直流B双极闭锁故障信号及需切机240万千瓦信息后，根据直流控制子站与光伏控制子站上送的可控量，做出控制决策：a)上调直流送电功率160万千瓦，发送上调信号至直流控制子站；b)下调光伏电站发电功率80万千瓦，发送下调信号至光伏控制子站。

5)直流控制子站收到协调控制主站发送的信号后，根据非故障直流A、C的最大可调能力进行等比例分配；光伏控制子站收到协调控制主站发送的信号后，根据各光伏执行站的可调能力进行等比例分配。

6)直流A、C执行站分别收到直流控制子站的控制信号，直流A、C分别上调直流功率80万千瓦；各光伏执行站分别收到光伏控制子站的控制信号，立即执行，最终实现光伏电站功率总下调80万千瓦。

有益效果：若采用传统控制系统，直流B双极功率闭锁损失400万千瓦，需要采取的切机量为240万千瓦；而采用考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急控制方法及系统后，控制措施为上调直流160万千瓦、下调光伏电站功率80万千瓦，不需要采取切机控制，可减小电网切机量240万千瓦，由于切机控制的经济控制代价远大于直流与光伏电站的功率调控，从而显著降低了控制代价，达到了预期效果。

相应的，本发明还提供了一种考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制系统，其特征是，包括可控量获取模块、故障直流切机量获取模块、措施总量计算模块和措施总量分配模块；

可控量获取模块，用于获取各直流、光伏电站的可控量，根据各直流、光伏电站的可控量计算直流、光伏电站的可控量总量；

故障直流切机量获取模块，用于当某直流发生故障时，计算获取系统需要采取的切机量；

措施总量计算模块，用于根据直流可控量总量及切机量，确定直流、光伏电站的措施总量以及发生故障的直流需要采取的切机措施量；

措施总量分配模块，用于将直流、光伏电站的措施总量分配至各直流、光伏电站，各直流、光伏电站根据分配到的措施量进行调节，发生故障的直流根据切机措施量进行调节。

进一步的，可控量获取模块中，直流、光伏电站的可控量总量为各直流、光伏电站的可控量求和。

进一步的，措施总量计算模块中，根据直流可控量总量及切机量确定直流、光伏电站的措施总量以及发生故障的直流需要采取的切机措施量包括：

记除故障直流i外的各直流需要采取的措施总量为P_DC，各光伏电站需要采取的措施总量为P_PV，故障直流i实际需要采取的切机措施量为P_{shed_DCi}；

若则P_DC＝ΔP_{shed_DCi}，P_PV＝0，P_{shed_DCi}＝0；

若则此时若ΔP_{shed_DCi}-P_DC<P_{EPV_i_down}，则P_PV＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC，P_{shed_DCi}＝0，否则P_PV＝P_{EPV_i_down}，P_{shed_DCi}＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC-P_PV；

P_{EDC_i_up}表示直流i的可上调量，m为直流总数；ΔP_{shed_DCi}表示直流i发生故障需要采取的切机量；P_{EPV_i_down}表示光伏电站i的可下调量；

进一步的，措施总量分配模块中，将直流、光伏电站的措施总量按各自可调能力等比例分配至各直流、光伏电站。

进一步的，措施总量分配模块中，将直流、光伏电站的措施总量按各自可调能力等比例分配至各直流、光伏电站的具体过程为：

故障直流i的控制措施量为P_{shed_DCi}，其余直流执行站的控制措施量

光伏电站i的控制措施量为

本发明的有益效果：将具备功率快速调控的光伏电站纳入直流紧急控制系统，增加了紧急控制系统的控制资源与手段，利用光伏电站“以调代切”控制功能，提高了光伏电站的经济运行水平，减少了直流故障后的切机控制措施量，降低了直流紧急状态下的系统控制代价。

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型，这些改进和变型也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法，其特征是，包括以下步骤：

获取各直流、光伏电站的可控量，根据各直流、光伏电站的可控量计算直流、光伏电站的可控量总量；

当某直流发生故障时，计算获取系统需要采取的切机量；

根据直流、光伏电站的可控量总量及切机量，确定直流、光伏电站的措施总量以及发生故障的直流需要采取的切机措施量；

将直流、光伏电站的措施总量分配至各直流、光伏电站，各直流、光伏电站根据分配到的措施量进行调节，发生故障的直流根据切机措施量进行调节。

2.根据权利要求1所述的考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法，其特征是，直流、光伏电站的可控量总量为各直流、光伏电站的可控量求和。

3.根据权利要求1所述的考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法，其特征是，根据直流、光伏电站的可控量总量及切机量确定直流、光伏电站的措施总量以及发生故障的直流需要采取的切机措施量包括：

记除故障直流i外的各直流需要采取的措施总量为P_DC，各光伏电站需要采取的措施总量为P_PV，故障直流i实际需要采取的切机措施量为P_{shed_DCi}；

若则P_DC＝ΔP_{shed_DCi}，P_PV＝0，P_{shed_DCi}＝0；

若则此时若ΔP_{shed_DCi}-P_DC<P_{EPV_i_down}，则P_PV＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC，P_{shed_DCi}＝0，否则P_PV＝P_{EPV_i_down}，P_{shed_DCi}＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC-P_PV；

P_{EDC_i_up}表示直流i的可上调量，m为直流总数；ΔP_{shed_DCi}表示直流i发生故障需要采取的切机量；P_{EPV_i_down}表示光伏电站i的可下调量。

4.根据权利要求1所述的考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法，其特征是，将直流、光伏电站的措施总量按各自可调能力等比例分配至各直流、光伏电站。

5.根据权利要求4所述的考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制方法，其特征是，将直流、光伏电站的措施总量按各自可调能力等比例分配至各直流、光伏电站的具体过程为：

故障直流i的切机措施量为P_{shed_DCi}，其余直流执行站的控制措施量

光伏电站i的控制措施量为

6.考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制系统，其特征是，包括可控量获取模块、故障直流切机量获取模块、措施总量计算模块和措施总量分配模块；

可控量获取模块，用于获取各直流、光伏电站的可控量，根据各直流、光伏电站的可控量计算直流、光伏电站的可控量总量；

故障直流切机量获取模块，用于当某直流发生故障时，计算获取系统需要采取的切机量；

措施总量计算模块，用于根据直流、光伏电站的可控量总量及切机量，确定直流、光伏电站的措施总量以及发生故障的直流需要采取的切机措施量；

措施总量分配模块，用于将直流、光伏电站的措施总量分配至各直流、光伏电站，各直流、光伏电站根据分配到的措施量进行调节，发生故障的直流根据切机措施量进行调节。

7.根据权利要求6所述的考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制系统，其特征是，可控量获取模块中，直流、光伏电站的可控量总量为各直流、光伏电站的可控量求和。

8.根据权利要求6所述的考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制系统，其特征是，措施总量计算模块中，根据直流、光伏电站的可控量总量及切机量确定直流、光伏电站的措施总量以及发生故障的直流需要采取的切机措施量包括：

记除故障直流i外的各直流需要采取的措施总量为P_DC，各光伏电站需要采取的措施总量为P_PV，故障直流i实际需要采取的切机措施量为P_{shed_DCi}；

若则P_DC＝ΔP_{shed_DCi}，P_PV＝0，P_{shed_DCi}＝0；

若则此时若ΔP_{shed_DCi}-P_DC<P_{EPV_i_down}，则P_PV＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC，P_{shed_DCi}＝0，否则P_PV＝P_{EPV_i_down}，P_{shed_DCi}＝ΔP_{shed_DCi}-P_DC-P_PV；

P_{EDC_i_up}表示直流i的可上调量，m为直流总数；ΔP_{shed_DCi}表示直流i发生故障需要采取的切机量；P_{EPV_i_down}表示光伏电站i的可下调量。

9.根据权利要求6所述的考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制系统，其特征是，措施总量分配模块中，将直流、光伏电站的措施总量按各自可调能力等比例分配至各直流、光伏电站。

10.根据权利要求9所述的考虑光伏发电功率快速调控的直流紧急协调控制系统，其特征是，措施总量分配模块中，将直流、光伏电站的措施总量按各自可调能力等比例分配至各直流、光伏电站的具体过程为：

故障直流i的控制措施量为P_{shed_DCi}，其余直流执行站的控制措施量

光伏电站i的控制措施量为