CN112838603A - 一种风光储抽多源能源agc协调互补控制方法和装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法和装置。在省级电网建立一个多源能源协调互补虚拟控制区域实施互补控制，该控制区的控制边界为所有储能和抽蓄电站总交流联络线、新能源场站总送出联络线。针对储能、抽蓄和新能源控制互补协调控制，主站可以根据需要选择不同的协调互补控制策略，包括波动抑制模式、优先消纳模式和和整体调频模式，基于风光出力预测的超前控制、储能快速调节新能源功率波动的实时控制以及储能与抽水蓄能的互补联合控制，提高新能源富集地区电网送出功率的稳定性，实现风光新能源的安全稳定消纳。

Description

一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法和装置

技术领域

本发明涉及一种风光储抽多源能源协调AGC互补控制方法，属于电力系统频率控制技术领域。

背景技术

近年来我国的风光新能源的发展极为迅速，并网风光电装机容量均持续快速增长，在一些区域电网中风光新能源所占比例已经较高，已经形成了类似丹麦、爱尔兰等国家的“高渗透率区域电网”。随着风光能源的进一步发展，会出现更多新能源高渗透率区域电网。不同于传统电源（如火电、水电、核电），风光等新电源存在波动性、不完全可预测性、逆负荷发电等，给传统的电力系统调度与控制方法带来了困难，主要包括：

（1）风光新能源大规模、集中接入，电网面临的间歇性冲击大。受风资源、光照资源自然条件限制，我国的可再生能源集中分布在三北及华东沿海地区，形成若干千万KW级基地，以大规模集中方式接入电网，对电网运行的冲击性大。

（2）风光新能源远离负荷中心和超高压远距离输电。我国负荷中心分布在华东、东南地区，相距可再生能源发电基地达上千公里的距离。鉴于以上风光能源和负荷的分布特性，新能源发电资源的利用不可避免地采用超高压远距离输电方式。

（3）灵活调节容量极端匮乏，风电调度困难。我国发电资源结构以火电为主，占70%以上，缺少水电、燃气等灵活调节容量应对新能源的间歇波动，部分省网甚至没有水电容量，极大增加了风电调度困难，新能源接纳问题突出。

为应对含大规模新能源电网对传统调度与控制方法的挑战，提高电力系统消纳新能源能力，世界各国的工业界和研究人员已经做了大量的工作。所采取的主要措施和关键技术有：

（1）提供足够的燃气轮机、水电等调节资源，以消纳新能源的波动；

（2）构建强壮的输电、配电网架；

（3）通过电力市场的手段调配各种辅助服务资源；

（4）加强风光新能源出力预测，提高预测精度等相关技术水平；

（5）增强新能源自身的调控能力。

上述现有技术中提到的控制策略都是通用性新能源安全消纳控制技术，对于部分新能源富集地区同时配置了抽蓄电站和电化学储能电站的运行现状，现有控制策略不能充分利用各种能源的调节特性和调节能力安全有效消纳新能源，同时减少新能源功率波动对电网的影响。

发明内容

本发明的目的是：针对当前部分地区电网富集风光新能源、同时配置了抽蓄电站和电化学储能电站的运行现状，提出风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法。

为了实现上述目的，本发明是采取以下的技术方案来实现的：

提供一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法，包括下列步骤:在在选定区域的AGC控制系统建立多源能源协调互补虚拟控制区域，所述多源能源协调互补虚拟控制区域的控制边界为所有储能、抽蓄电站总交流联络线和新能源场站总送出联络线；

在多源能源协调互补虚拟控制区域建立电化学储能控制对象、抽蓄电站控制对象以及包括风电场和光伏电站的新能源场站控制对象；

主站根据需要选择预设的协调互补控制策略协调互补控制电化学储能控制对象、抽蓄电站控制对象以及新能源场站控制对象。

进一步地，所述协调互补控制策略包括以下三种模式：

模式一：波动抑制模式，该模式利用抽蓄和储能的快速调节能力来弥补风光新能源出力预测偏差，确保风光储抽整体出力平稳；

模式二：新能源优先消纳模式，该模式下利用抽蓄和储能的充放能力来弥补电网消纳新能源空间的不足，确保风光新能源全额消纳；

模式三：整体参与电网调频模式，该模式下将风光储抽整体参与电网频率控制，在满足电网频率调节的同时多消纳新能源；

再进一步地，如果在主站采用波动抑制模式，那么将波动抑制分为第一时段和第二时段。在第一时段内，先根据新能源功率预测，以及抽蓄当前出力和调节范围情况，确保在长周期时段内抽蓄出力和风光出力是持续递增、递减或保持不变，形成第二时段出力计划曲线，在第二时段尺度上确保风光抽出力整体平稳，然后开展短周期协调互补控制，当风光出力跟预测偏差较大（也就是判断风光出力的实际值和风光出力预测值之间的偏差是否超出储能调节能力），如果所述偏差超出储能调节能力，那么抽蓄以第二时段出力计划曲线为基准值，调节风光出力值与风光出力预测值之间；若否，优先利用储能弥补风光预测偏差。

再进一步地，如果在主站采用新能源优先消纳模式，那么在电网调节备用满足要求的情况下，风光自由发电，抽蓄和储能按照日前或日内优化得出的发电计划进行控制；如果风光出力的实际值和风光出力的预测值之间的偏差导致电网调节备用不足时，优先利用储能充电配合风光，确保风光消纳，然后对抽蓄进行控制包括抽水转停机、停机转发电，在将抽蓄电厂投入后风光出力实际值与风光出力预测值的偏差没有超出储能调节能力，则电网调节备用逐步恢复后，将储能由充电模式转放电模式，确保储能具备调节能力；最后随着电网负荷变化和风光功率变化，抽蓄按照重新优化的发电计划实施控制。

再进一步地，如果在主站采用整体参与电网调频模式，那么首先累加抽蓄和储能调节能力作为整体通用调频调节范围，通用调频调节范围加上新能源出力范围作为紧急调频调节范围；当电网处于正常运行状态时，投入通用调频策略，抽蓄和储能参与调频控制，当调节需求较小时优先由储能进行控制，当调节需求较大时由抽蓄机组进行控制；当电网出现大扰动故障导致电网频率偏高时，抽蓄、储能和新能源均参与调频控制，按照抽蓄、储能和新能源的优先顺序实施调频控制。

再进一步地，按照发电类型的不同，将各控制对象分成电化学储能组、抽蓄控制组和新能源场站三组，组间按优先级进行调节，新能源组正常情况下不参与调节，组内采用比例分配策略，实现组内调节需求的公平分配。

第二方面，本发明还提供了一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制装置，包括：多源能源协调互补虚拟控制区域建立模块、控制对象确定模块以及协调互补控制模块；

所述多源能源协调互补虚拟控制区域建立模块，用于在选定区域的AGC控制系统建立多源能源协调互补虚拟控制区域，所述多源能源协调互补虚拟控制区域的控制边界为所有储能、抽蓄电站总交流联络线和新能源场站总送出联络线；

所述控制对象确定模块，用于在多源能源协调互补虚拟控制区域建立电化学储能控制对象、抽蓄电站控制对象以及包括风电场和光伏电站的新能源场站控制对象；

所述协调互补控制模块，用于主站根据需要选择预设的协调互补控制策略协调互补控制电化学储能控制对象、抽蓄电站控制对象以及新能源场站控制对象。

进一步地，所述装置还包括协调互补控制策略确定模块，所述协调互补控制策略模块具体用于确定以下三种模式：模式一：波动抑制模式，利用抽蓄和储能的快速调节能力来弥补风光新能源出力预测偏差，确保风光储抽整体出力平稳；

模式二：新能源优先消纳模式，利用抽蓄和储能的充放能力来弥补电网消纳新能源空间的不足，确保风光新能源全额消纳；

模式三：整体参与电网调频模式，将风光储抽整体参与电网频率控制，在满足电网频率调节的同时多消纳新能源。

本发明的有益效果是：本发明提出的风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法，通过基于风光出力预测的超前控制、储能快速调节新能源功率波动的实时控制以及电化学储能与抽水蓄能的互补联合控制，提高新能源富集地区电网送出功率的稳定性，降低新能源功率波动对互联电网交流系统的影响，实现风光新能源的安全稳定消纳。

具体实施方式

下面对本发明作更进一步的说明。

实施例：风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法，包括下列步骤:

在省级调度中心（以下简称省调）AGC应用中建立一个主控制区域，实施互联电网的常规区域控制,主控制区域的控制目标为维持电网的频率在控制范围内，或为维持本控制区域与其他相邻控制区域交换功率为给定计划值，或上述两个控制目标同时满足。

在省级调度中心AGC中再建立一个多源能源协调互补虚拟控制区域，实施互补控制，该控制区的控制边界为所有储能和抽蓄电站总交流联络线、新能源场站总送出联络线。

在多源能源协调互补虚拟控制区域建立电化学储能、抽蓄电站、风电场和光伏电站控制对象，控制对象模型的控制参数包括额定调节范围，装机容量，分担因子，命令死区，最大命令，远方可控信号，增减闭锁信号，遥测调节上下限。

在 AGC建立完电化学储能、抽蓄控制对象模型和新能源场站控制对象模型后，按照发电类型的不同，将控制对象分成电化学储能组、抽蓄控制组和新能源场站三组，组间按优先级进行调节，新能源组正常情况下不参与调节，组内采用比例分配策略，实现组内调节需求的公平分配。

完成储能、抽蓄和新能源控制对象建模后，主站可以根据需要选择不同的协调互补控制策略，具体实施例中可选地主要包括以下三种：

模式一：波动抑制模式，该模式利用抽蓄和储能的快速调节能力来弥补风光新能源出力预测偏差，确保风光储抽整体出力平稳。

模式二：优先消纳模式，该模式下利用抽蓄和储能的充放能力来弥补电网消纳新能源空间的不足，确保风光新能源全额消纳。

模式三：整体调频模式，该模式下将风光储抽整体参与电网频率控制，在满足电网频率调节的同时多消纳新能源。

如果在主站采用波动抑制模式，那么将波动抑制分为两个时段，在15分钟至1个小时时段内，先根据新能源功率预测，以及抽蓄当前出力和调节范围情况，确保在长周期时段内抽蓄出力和风光出力是持续递增、递减或保持不变，形成长周期出力计划曲线，在长周期尺度上确保风光抽出力整体平稳，然后开展短周期协调互补控制，当风光出力实际值跟风光出力预测值偏差较大，如果偏差超出储能调节能力范围，那么抽蓄以长时间周期出力计划曲线为基准值，调节风光出力值与风光出力预测值之间偏差量；若偏差小于储能调节范围时，优先利用储能弥补风光预测偏差。需要说明的是本领域技术人员能够采用现有技术确定风光出力的预测值，这不是本发明的发明点，在本申请中不再赘述。

如果在主站采用新能源优先消纳模式，那么在电网调节备用充足的情况下，风光自由发电，抽蓄和储能按照日前或日内优化得出的发电计划进行控制。如果风光出力实际值偏离风光出力预测值导致电网调节备用不足时，优先利用储能充电配合风光，确保风光消纳，然后对抽蓄进行控制包括抽水转停机、停机转发电，在将抽蓄电厂投入后备用逐步恢复后，将储能由充电模式转放电模式，确保储能具备调节能力。最后随着电网负荷变化和风光功率变化，抽蓄按照重新优化的发电计划实施控制。

如果在主站采用整体参与电网调频模式，那么首先累加抽蓄和储能调节能力作为整体通用调频调节范围，通用调频调节范围加上新能源出力范围作为紧急调频调节范围。当电网处于正常运行状态时，投入通用调频策略，此时抽蓄和储能参与调频控制，当调节需求较小时优先由储能进行控制，当调节需求较大时由抽蓄机组进行控制。当电网出现大扰动故障导致电网频率偏高时，抽蓄、储能和新能源均参与调频控制，按照抽蓄、储能和新能源的优先顺序实施调频控制。

本发明通过基于风光出力预测的超前控制、储能快速调节新能源功率波动的实时控制以及电化学储能与抽水蓄能的互补联合控制，提高新能源富集地区电网送出功率的稳定性，降低新能源功率波动对互联电网交流系统的影响，实现风光新能源的安全稳定消纳。

与以上实施例提供的一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法相对应地，本发明还提供了一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制装置，包括：多源能源协调互补虚拟控制区域建立模块、控制对象确定模块以及协调互补控制模块；

所述多源能源协调互补虚拟控制区域建立模块，用于在选定区域的AGC控制系统建立多源能源协调互补虚拟控制区域，所述多源能源协调互补虚拟控制区域的控制边界为所有储能、抽蓄电站总交流联络线和新能源场站总送出联络线；

所述控制对象确定模块，用于在多源能源协调互补虚拟控制区域建立电化学储能控制对象、抽蓄电站控制对象以及包括风电场和光伏电站的新能源场站控制对象；

所述协调互补控制模块，用于主站根据需要选择预设的协调互补控制策略协调互补控制电化学储能控制对象、抽蓄电站控制对象以及新能源场站控制对象。

进一步地，所述装置还包括协调互补控制策略确定模块，所述协调互补控制策略模块具体用于确定以下三种模式：模式一：波动抑制模式，利用抽蓄和储能的快速调节能力来弥补风光新能源出力预测偏差，确保风光储抽整体出力平稳；

模式二：新能源优先消纳模式，利用抽蓄和储能的充放能力来弥补电网消纳新能源空间的不足，确保风光新能源全额消纳；

模式三：整体参与电网调频模式，将风光储抽整体参与电网频率控制，在满足电网频率调节的同时多消纳新能源。

所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述装置及各模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。

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，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

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。

Claims (10)

1.一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法，其特征在于：包括下列步骤:在选定区域的AGC控制系统建立多源能源协调互补虚拟控制区域，所述多源能源协调互补虚拟控制区域的控制边界为所有储能、抽蓄电站总交流联络线和新能源场站总送出联络线；

在多源能源协调互补虚拟控制区域建立电化学储能控制对象、抽蓄电站控制对象以及包括风电场和光伏电站的新能源场站控制对象；

主站根据需要选择预设的协调互补控制策略协调互补控制电化学储能控制对象、抽蓄电站控制对象以及新能源场站控制对象。

2.根据权利要求1所述的一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法，其特征在于：所述协调互补控制策略包括以下三种模式：

模式一：波动抑制模式，利用抽蓄和储能的快速调节能力来弥补风光新能源出力预测偏差，确保风光储抽整体出力平稳；

模式二：新能源优先消纳模式，利用抽蓄和储能的充放能力来弥补电网消纳新能源空间的不足，确保风光新能源全额消纳；

模式三：整体参与电网调频模式，将风光储抽整体参与电网频率控制，在满足电网频率调节的同时多消纳新能源。

3.根据权利要求2所述的一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法，其特征在于：所述模式一的工作流程为：将波动抑制分为第一时段和第二时段；在第一时段内，根据预测的新能源功率，以及抽蓄当前出力和调节范围情况，确保在设定的长周期时段内抽蓄出力和风光出力是持续递增、递减或保持不变，形成第二时段出力计划曲线；判断风光出力的实际值和风光出力预测值之间的偏差是否超出储能调节能力，如是，则抽蓄以第二时段出力计划曲线为基准值，调节风光出力值与风光出力预测值之间偏差量；若否，则优先利用储能弥补风光预测偏差。

4.根据权利要求2所述的一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法，其特征在于：所述模式二的工作流程为：当电网调节备用满足要求时，风光自由发电，抽蓄和储能按照日前或日内优化得出的发电计划进行控制；当风光出力的实际值和风光出力的预测值之间的偏差导致电网调节备用不足时，优先利用储能充电配合风光，然后对抽蓄进行控制；当将抽蓄电厂投入后风光出力的实际值与风光处理的预测值的偏差没有超出储能调节能力，将储能由充电模式转放电模式；根据电网负荷变化和风光功率变化，按照重新优化的发电计划实施抽蓄控制。

5.根据权利要求2所述的一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法，其特征在于：所述模式三的工作流程为：累加抽蓄和储能调节能力作为整体通用调频调节范围，通用调频调节范围加上新能源出力范围作为紧急调频调节范围；当电网处于正常运行状态时，根据通用调频策略进行控制；当调节需求较小时优先由储能进行控制，当调节需求较大时由抽蓄机组进行控制；当电网出现大扰动故障导致电网频率偏高时，抽蓄、储能和新能源均参与调频控制，按照抽蓄、储能和新能源的优先顺序实施调频控制。

6.根据权利要求2所述的一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法，其特征在于：按照发电类型的不同，将各控制对象分成电化学储能组、抽蓄控制组和新能源场站三组，组间按优先级进行调节，新能源组正常情况下不参与调节，组内采用比例分配策略，实现组内调节需求的公平分配。

7.根据权利要求1所述的一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制方法，其特征在于：省级调度中心AGC还建立主控制区域，实施互联电网的常规区域控制,主控制区域的控制目标为维持电网的频率在控制范围内，或为维持本控制区域与其他相邻控制区域交换功率为给定计划值，或上述两个控制目标同时满足。

8.一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制装置，其特征在于，包括：多源能源协调互补虚拟控制区域建立模块、控制对象确定模块以及协调互补控制模块；

所述多源能源协调互补虚拟控制区域建立模块，用于在选定区域的AGC控制系统建立多源能源协调互补虚拟控制区域，所述多源能源协调互补虚拟控制区域的控制边界为所有储能、抽蓄电站总交流联络线和新能源场站总送出联络线；

所述控制对象确定模块，用于在多源能源协调互补虚拟控制区域建立电化学储能控制对象、抽蓄电站控制对象以及包括风电场和光伏电站的新能源场站控制对象；

所述协调互补控制模块，用于主站根据需要选择预设的协调互补控制策略协调互补控制电化学储能控制对象、抽蓄电站控制对象以及新能源场站控制对象。

9.根据权利要求8所述的一种风光储抽多源能源AGC协调互补控制装置，其特征在于，所述装置还包括协调互补控制策略确定模块，所述协调互补控制策略模块具体用于确定以下三种模式：模式一：波动抑制模式，利用抽蓄和储能的快速调节能力来弥补风光新能源出力预测偏差，确保风光储抽整体出力平稳；

模式二：新能源优先消纳模式，利用抽蓄和储能的充放能力来弥补电网消纳新能源空间的不足，确保风光新能源全额消纳；

模式三：整体参与电网调频模式，将风光储抽整体参与电网频率控制，在满足电网频率调节的同时多消纳新能源。

10.一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1~7任意一项权利要求所述方法的步骤。