CN112311009B - 一种融合电站及多站融合参与电网协调控制方法、系统 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种融合电站及多站融合参与电网协调控制方法、系统，该控制方法基于预先设置的融合电站实现，包括：1)中央调度系统根据接收的调度指令判断电网运行是否正常；若正常进入步骤2)，若不正常则进入步骤3)；2)进行调峰、AGC和AVC调控，然后进入步骤5)；3)判断频率是否异常，若异常则进行系统一次调频模式，然后进入步骤5)；若正常则进入步骤4)；4)判断电压是否异常，若异常则进行动态无功模式，然后进入步骤5)；5)输出有功/无功指令，并返回步骤1)作为调度指令。本发明能够充分利用多站融合的可调控电源和负荷的调控特性，使得多站融合能够更为经济高效的满足电网调度要求。

Description

一种融合电站及多站融合参与电网协调控制方法、系统
技术领域
本发明涉及一种多站融合协调控制技术领域，特别是关于一种融合电站及多站融合参与电网协调控制方法、系统。
背景技术
随着以新能源大规模开发利用为标志的能源革命和以“大云物移智”为特征的技术革命深入发展，电网连接能源生产和能源消费的网络枢纽作用日益凸显，电网公司主动适应能源革命、技术发展的新趋势，确立了建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业的战略目标。其中变电站、充换电(储能)站和数据中心站、光伏电站等多站融合建设将成为必然趋势。在多站融合与电网协调运行方面，储能、分布式电源、数据中心站、充电设施等与变电站等融合建设的融合电站均具备参与电网调峰、调频、调压的物质基础和可行性，如何充分利用多站融合的融合电站内的各项资源，更好的参与电网调峰、调频、调压，成为一个需要解决的问题。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种融合电站及多站融合参与电网协调控制方法、系统，其既能提高新能源的利用率，又降低了储能的使用次数，使融合电站具备更持久的调度响应时间。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种多站融合参与电网协调控制方法，该方法基于预先设置的融合电站实现，该方法包括以下步骤：1)中央调度系统根据接收的调度指令判断电网运行是否正常；若正常进入步骤2)，若不正常则进入步骤3)；2)进行调峰、AGC和AVC调控，然后进入步骤5)；3)判断频率是否异常，若异常则进行系统一次调频模式，然后进入步骤4)；4)判断电压是否异常，若异常则进行动态无功模式，然后进入步骤5)；5)输出有功/无功功率指令，并返回步骤1)作为调度指令。
进一步，上述步骤3)和步骤4)中，若同时出现频率异常和电压异常时，则优先执行一次调频模式。
进一步，上述步骤3)和步骤4)中，在正常运行中遇到电网事故或并网点电压、频率超出设定限值时，自动触发一次调频和动态无功支撑的动作。
进一步，上述步骤2)中，正常运行时，调峰优先级高于AGC，AGC高于AVC；日常运行时，按调峰和经济调度的需求吸/发有功功率，当无调峰出力指令时，响应AGC和AVC系统的功率指令；当AGC的有功和AVC的无功指令之和不超过融合电站总能力限制时，同时响应AGC和AVC的指令要求，否则优先响应AGC的指令。
进一步，所述调峰、AGC调控和AVC调控方法中的指令为电站总输出的有功功率目标序列值时，调控方法包括以下步骤：
2.1)判断中央调度控制器周期获取到调度的目标有功功率P1是否在调控能力区间内，对慢速调控系统进行调控；
2.2)中央调度控制器通过快速调控系统补偿融合电站功率出口处功率与调度目标功率的偏差，使整体输出达到调度目标；
2.3)中央调度控制器根据慢速调控系统和慢速调控系统输出的功率值、调控潜力值及当前可持续时长，结合发电预测曲线和调度目标曲线，实时计算和上报融合电站可调控潜力；其中，融合电站可调控潜力至少包括快速功率响应能力、总体功率响应能力和持续时间。
进一步，所述调控能力区间由慢速调控系统结合发电预测和当前功率计算获得；目标有功功率P1与调控能力区间进行对比，当目标有功功率P1在调控能力区间内时，中央调度控制器控制慢速调控系统以目标有功功率P1为调度目标运行；当目标有功功率P1在调控能力区间外时，按照距离P1值最接近的调控能力内的功率值下发慢速调控系统运行。
进一步，中央调度控制器通过快速调控系统补偿融合电站功率出口处功率与调度目标功率的偏差，使整体输出达到调度目标，包括：采集融合电站功率出口处功率与调度目标功率的偏差，其偏差值作为快速调控系统的调控目标值。
进一步，频率异常进行系统一次调频，包括：当中央调度控制器监测到电网侧的实时频率变化超过设定条件时，根据频率变化致使所需功率调节的方向，生成快速调控快速调控系统满功率值输出的调控指令和调控慢速调控系统调控能力边界目标值；当频率恢复正常后，中央调度控制器控制快速调控系统和慢速调控系统缓慢退出调控工况，恢复至正常运行状态。
为实现上述目的，本发明还提供一种融合电站，该融合电站用于实现上述控制方法，包括储能电站、光伏电站、充换电站、通信基站、可调控柔性负荷、快速调控系统、慢速调控系统、柔性负荷调控系统和中央调度控制器；
所述储能电站通过所述快速调控系统接入所述中央调度控制器，所述光伏电站和充换电站通过所述慢速调控系统接入所述中央调度控制器，所述通信基站和所述可调柔性负荷通过所述柔性负荷调控系统接入所述中央调度控制器；所述中央调度控制器根据对融合电站并网点直采的电气量和已有调度系统下发的调控指令，结合各调控系统实时上送的可调控潜力和能力信息，生成各调控系统的控制指令，并快速通信网下发至各调控系统执行。
为实现上述目的，本发明还提供一种多站融合参与电网协调控制系统，其包括：电网判断模块、调控模块、频率判断模块、电压判断模块和输出模块；
所述电网判断模块为中央调度系统根据接收的调度指令判断电网运行是否正常；若正常进入所述调控模块，若不正常则进入所述频率判断模块；
所述调控模块进行调峰、AGC和AVC调控，然后进入所述输出模块；
所述频率判断模块判断频率是否异常，若异常则进行系统一次调频模式，然后进入所述电压判断模块；
所述电压判断模块判断电压是否异常，若异常则进行动态无功模式，然后进入所述输出模块；
所述输出模块输出有功/无功功率指令，并返回所述电网判断模块作为调度指令。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明采用的融合电站电源、负荷元素丰富，面向控制速度构建控制系统，而非直接面向繁杂的控制对象，有效提高了控制方法的通用性和可扩展性。2、本发明充分利用融合电站各电源的特性和潜力，在触发事故运行模式(一次调频和动态无功支撑)时，快速可调度电源快速响应的同时，在电网一次调频的时间尺度内，通过调控慢速可调控电源参与响应，以提供更多的支撑；在正常运行时(AGC\AVC\调峰)，主要使用慢速可调控电源及柔性负荷参与调度调控，使用快速调控源作为补充平滑波动和补偿不足，既提高了新能源的利用率，又降低了储能的使用次数，亦使得融合电站具备更持久的调度响应时间。
综上，本发明可以广泛应用于储能、分布式能源、可调控负荷的融合电站协调控制调度领域。
附图说明
图1是融合电站控制系统结构图。
图2是融合电站协调控制优先级关系示意图。
图3是调峰、AGC、AVC调控方法流程示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例的附图，对本发明实施例的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于所描述的本发明的实施例，本领域普通技术人员所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1：
在本实施例中提供一种融合电站，如图1所示，该融合电站包括储能电站、光伏电站、充换电站、通信基站、可调控柔性负荷、快速调控系统、慢速调控系统、柔性负荷调控系统和中央调度控制器；其中通信基站可以优选为5G基站。
根据融合电站内的各类型电站响应调控速度的能力，将储能电站通过快速调控系统接入中央调度控制器，光伏电站和充换电站通过慢速调控系统接入中央调度控制器，通信基站和数据中心等区域内可调柔性负荷通过柔性负荷调控系统接入中央调度控制器。中央调度控制器根据对融合电站并网点直采的电气量和已有调度系统下发的调控指令，结合各调控系统实时上送的可调控潜力和能力信息，生成各调控系统的控制指令，并通过GOOSE等快速通信网下发至各调控系统执行。
上述实施例中，储能电站作为快速可调电源，其具备快速响应能力；优选的，响应速度在200ms内。
上述实施例中，光伏电站和充换电站作为慢速可调电源，其具备慢速响应能力；；优选的，响应速度在0.2s-60s内。
上述实施例中，通信基站和数据中心等区域内可调柔性负荷具备慢速响应能力；优选的，响应速度在1s-60s内。
使用时，对于系统调频，在一次调频时，快速可调度电源主动响应，慢速可调度电源和柔性负荷辅助响应。在AGC(有功功率调节)调控时，根据调度指令控制慢速可调度电源进行响应、快速可调度电源辅助响应。对于无功支撑，在动态无功支撑时，中央调度控制器根据监测的电网侧的实时电压，调控快速可调度电源主动响应，慢速可调度电源辅助响应。在AVC(无功功率调节)控制时，快速可调度电源根据中央调度控制器根据调度下发的调度指令响应。在调峰时，根据调度下发的调峰计划，由慢速可调度电源为主进行响应，偏差部分和系统波动由快速可调度电源补充。
实施例2：
在本实施例中，提供一种基于实施例1中提供的融合电站参与电网运行调控的协调控制方法，该方法能够进行调频、调压和调峰的操作。如图2所示，本实施例的多站融合参与电网协调控制方法包括以下步骤：
1)中央调度系统实时接收调度指令和监测电网运行状态(直采电压频率)，根据接收的调度指令判断电网运行是否正常；若正常进入步骤2)，若不正常则进入步骤3)；
2)进行调峰、AGC和AVC调控，然后进入步骤5)；
3)判断频率是否异常，若异常则进行系统一次调频模式，然后进入步骤4)；
4)判断电压是否异常，若异常则进行动态无功模式，然后进入步骤5)；
5)输出有功/或无功功率指令，并返回步骤1)作为调度指令。
上述各步骤中，若同时出现频率异常和电压异常时，则优先执行一次调频模式。
上述步骤3)和步骤4)中，调压和调频中的一次调频和动态无功支撑为触发事故运行模式，在正常运行中遇到电网事故或并网点电压、频率超出设定限值时，自动触发一次调频和动态无功支撑的动作。
上述步骤2)中，正常运行时，调峰优先级高于AGC，AGC高于AVC。日常运行时，以调峰作为的主要功能，按调峰和经济调度的需求吸/或发有功功率；当无调峰出力指令时，可响应AGC和AVC系统的功率指令；当AGC的有功和AVC的无功指令之和不超过融合电站总能力限制时，可同时响应AGC和AVC的指令要求，否则优先响应AGC的指令。
上述各步骤中，如图3所示，调峰、AGC调控和AVC调控方法中调峰、AGC、AVC的指令实质为电站总输出的有功或无功功率目标序列值。以有功为例，具体调控方法包括以下步骤：
2.1)判断中央调度控制器周期获取到调度的目标有功功率P1是否在调控能力区间内，对慢速调控系统进行调控；
调控能力区间由慢速调控系统结合发电预测和当前功率计算获得；
具体调控方法为：目标有功功率P1与调控能力区间进行对比，当目标有功功率P1在调控能力区间内时，中央调度控制器控制慢速调控系统以目标有功功率P1为调度目标运行；当目标有功功率P1在调控能力区间外时，按照距离P1值最接近的调控能力内的功率值下发慢速调控系统运行。
2.2)中央调度控制器通过快速调控系统补偿融合电站功率出口处功率与调度目标功率的偏差，使整体输出达到调度目标；
具体为：采集融合电站功率出口处功率与调度目标功率的偏差，其偏差值作为快速调控系统的调控目标值，使用快速调控系统补偿偏差，使整体输出达到调度目标。
2.3)中央调度控制器根据慢速调控系统和慢速调控系统输出的功率值、调控潜力值及当前可持续时长，结合发电预测曲线和调度目标曲线，实时计算和上报融合电站可调控潜力；其中，融合电站可调控潜力至少包括快速功率响应能力、总体功率响应能力和持续时间。
上述各步骤中，对于融合电站参与电网一次调频的调控方法，考虑到电网侧一次调频要求电力电子类可调控电源满功率输出的要求，当中央调度控制器监测到电网侧的实时频率变化超过设定条件时，根据频率变化致使所需功率调节的方向，即刻生成快速调控快速调控系统满功率值输出的调控指令和调控慢速调控系统调控能力边界目标值。对于包含充换电站、光伏电站的慢速调控系统，其通信及响应速度虽然不及使用硬结点触发或goose通信触发的快速调控系统，但仍优秀于一次调频机组。当频率恢复正常后，中央调度控制器控制快速调控系统和慢速调控系统缓慢退出调控工况，恢复至正常运行状态。
上述各步骤中，对于融合电站参与动态无功调节的调控方法，其过程与一次调频基本相同。主要调控对象为快速调控系统和慢速调控系统的无功功率。
上述各步骤中，多站融合参与电网协调控制中，柔性负荷调控系统是否参与电网的协调控制，由调度或电站运维人员决定，考虑站内柔性负荷多为5G基站和数据中心站，即使得到调度等的授权，也仅会在融合电站中快速调节系统与慢速调节系统切实无法履行调度调控目标的工况下，才会使用融合电站内的柔性负荷调控系统参与调控。
实施例3：
在本实施例中，提供一种多站融合参与电网协调控制系统，其包括：电网判断模块、调控模块、频率判断模块、电压判断模块和输出模块；
电网判断模块为中央调度系统根据接收的调度指令判断电网运行是否正常；若正常进入调控模块，若不正常则进入频率判断模块；
调控模块进行调峰、AGC和AVC调控，然后进入输出模块；
频率判断模块判断频率是否异常，若异常则进行系统一次调频模式，然后进入电压判断模块；
电压判断模块判断电压是否异常，若异常则进行动态无功模式，然后进入输出模块；
输出模块输出有功/无功功率指令，并返回所电网判断模块作为调度指令。
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。

Claims (8)

1.一种多站融合参与电网协调控制方法，其特征在于，该方法基于预先设置的融合电站实现，该方法包括以下步骤：
1)中央调度系统根据接收的调度指令判断电网运行是否正常；若正常进入步骤2)，若不正常则进入步骤3)；
2)进行调峰、AGC和AVC调控，然后进入步骤5)；
3)判断频率是否异常，若异常则进行系统一次调频模式，然后进入步骤4)；
4)判断电压是否异常，若异常则进行动态无功模式，然后进入步骤5)；
5)输出有功/无功功率指令，并返回步骤1)作为调度指令；
所述步骤2)中，正常运行时，调峰优先级高于AGC，AGC高于AVC；日常运行时，按调峰和经济调度的需求吸/发有功功率，当无调峰出力指令时，响应AGC和AVC系统的功率指令；当AGC的有功和AVC的无功指令之和不超过融合电站总能力限制时，同时响应AGC和AVC的指令要求，否则优先响应AGC的指令；
所述调峰、AGC调控和AVC调控方法中的指令为电站总输出的有功功率目标序列值时，调控方法包括以下步骤：
2.1)判断中央调度控制器周期获取到调度的目标有功功率P1是否在调控能力区间内，对慢速调控系统进行调控；
2.2)中央调度控制器通过快速调控系统补偿融合电站功率出口处功率与调度目标功率的偏差，使整体输出达到调度目标；
2.3)中央调度控制器根据慢速调控系统和慢速调控系统输出的功率值、调控潜力值及当前可持续时长，结合发电预测曲线和调度目标曲线，实时计算和上报融合电站可调控潜力；其中，融合电站可调控潜力至少包括快速功率响应能力、总体功率响应能力和持续时间。
2.如权利要求1所述控制方法，其特征在于：上述步骤3)和步骤4)中，若同时出现频率异常和电压异常时，则优先执行一次调频模式。
3.如权利要求1所述控制方法，其特征在于：上述步骤3)和步骤4)中，在正常运行中遇到电网事故或并网点电压、频率超出设定限值时，自动触发一次调频和动态无功支撑的动作。
4.如权利要求1所述控制方法，其特征在于：所述调控能力区间由慢速调控系统结合发电预测和当前功率计算获得；目标有功功率P1与调控能力区间进行对比，当目标有功功率P1在调控能力区间内时，中央调度控制器控制慢速调控系统以目标有功功率P1为调度目标运行；当目标有功功率P1在调控能力区间外时，按照距离P1值最接近的调控能力内的功率值下发慢速调控系统运行。
5.如权利要求1所述控制方法，其特征在于：中央调度控制器通过快速调控系统补偿融合电站功率出口处功率与调度目标功率的偏差，使整体输出达到调度目标，包括：采集融合电站功率出口处功率与调度目标功率的偏差，其偏差值作为快速调控系统的调控目标值。
6.如权利要求1所述控制方法，其特征在于：频率异常进行系统一次调频，包括：当中央调度控制器监测到电网侧的实时频率变化超过设定条件时，根据频率变化致使所需功率调节的方向，生成快速调控快速调控系统满功率值输出的调控指令和调控慢速调控系统调控能力边界目标值；当频率恢复正常后，中央调度控制器控制快速调控系统和慢速调控系统缓慢退出调控工况，恢复至正常运行状态。
7.一种融合电站，其特征在于，该融合电站用于实现如权利要求1至6任一项所述控制方法，包括：储能电站、光伏电站、充换电站、通信基站、可调控柔性负荷、快速调控系统、慢速调控系统、柔性负荷调控系统和中央调度控制器；
所述储能电站通过所述快速调控系统接入所述中央调度控制器，所述光伏电站和充换电站通过所述慢速调控系统接入所述中央调度控制器，所述通信基站和所述可调控 柔性负荷通过所述柔性负荷调控系统接入所述中央调度控制器；所述中央调度控制器根据对融合电站并网点直采的电气量和已有调度系统下发的调控指令，结合各调控系统实时上送的可调控潜力和能力信息，生成各调控系统的控制指令，并快速通信网下发至各调控系统执行。
8.一种多站融合参与电网协调控制系统，其特征在于，包括：电网判断模块、调控模块、频率判断模块、电压判断模块和输出模块；
所述电网判断模块为中央调度系统根据接收的调度指令判断电网运行是否正常；若正常进入所述调控模块，若不正常则进入所述频率判断模块；
所述调控模块进行调峰、AGC和AVC调控，然后进入所述输出模块；
所述频率判断模块判断频率是否异常，若异常则进行系统一次调频模式，然后进入所述电压判断模块；
所述电压判断模块判断电压是否异常，若异常则进行动态无功模式，然后进入所述输出模块；
所述输出模块输出有功/无功功率指令，并返回所述电网判断模块作为调度指令；
所述调控模块中，正常运行时，调峰优先级高于AGC，AGC高于AVC；日常运行时，按调峰和经济调度的需求吸/发有功功率，当无调峰出力指令时，响应AGC和AVC系统的功率指令；当AGC的有功和AVC的无功指令之和不超过融合电站总能力限制时，同时响应AGC和AVC的指令要求，否则优先响应AGC的指令；
所述调峰、AGC调控和AVC调控方法中的指令为电站总输出的有功功率目标序列值时，调控方法包括以下步骤：
2.1)判断中央调度控制器周期获取到调度的目标有功功率P1是否在调控能力区间内，对慢速调控系统进行调控；
2.2)中央调度控制器通过快速调控系统补偿融合电站功率出口处功率与调度目标功率的偏差，使整体输出达到调度目标；
2.3)中央调度控制器根据慢速调控系统和慢速调控系统输出的功率值、调控潜力值及当前可持续时长，结合发电预测曲线和调度目标曲线，实时计算和上报融合电站可调控潜力；其中，融合电站可调控潜力至少包括快速功率响应能力、总体功率响应能力和持续时间。
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