CN113839416A - 基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法及装置 - Google Patents
基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113839416A CN113839416A CN202111068084.9A CN202111068084A CN113839416A CN 113839416 A CN113839416 A CN 113839416A CN 202111068084 A CN202111068084 A CN 202111068084A CN 113839416 A CN113839416 A CN 113839416A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- frequency
- fluctuation
- wind
- expression
- system frequency
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 230000004044 response Effects 0.000 title claims abstract description 76
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 claims abstract description 138
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims description 21
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 18
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 12
- 238000013016 damping Methods 0.000 claims description 6
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 claims description 6
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 claims description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 19
- 230000006870 function Effects 0.000 description 19
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 4
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000002146 bilateral effect Effects 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
- H02J3/381—Dispersed generators
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
- H02J3/241—The oscillation concerning frequency
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
- H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
- H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
- H02J2203/10—Power transmission or distribution systems management focussing at grid-level, e.g. load flow analysis, node profile computation, meshed network optimisation, active network management or spinning reserve management
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
- H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
- H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
- H02J2300/28—The renewable source being wind energy
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/70—Wind energy
- Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects
Abstract
本申请实施例提供一种基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法、装置、处理器及存储介质。方法包括:确定初始风电接入比例;确定由负荷波动与风速波动引起的系统频率波动频域表达式;根据由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式确定在不涉及风速波动情况下的系统稳态频率偏差,以及在涉及风速引起波动情况下的系统频率偏差;在确定系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件的情况下,输出前一次满足预设系统频率约束条件的风电接入比例作为风电最大接入比例。通过建立低阶系统频率响应模型,由风速波动引起的系统频率偏差减小,以提高系统频率的准确性。
Description
技术领域
本申请涉及风电电源规划领域,具体涉及一种基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法、装置、存储介质及处理器。
背景技术
随着风电调频技术的推广与应用,高比例的风电接入导致电力系统惯性水平下降,风速波动影响电力系统频率安全稳定运行。在目前的现有技术中,风电最大接入比例计算方法大多采用试凑法,需要进行大量的动态仿真实验,操作繁琐。且,频率约束与风速波动是影响风电最大接入比例的重要因素,而目前的风电最大接入比例确定方法很少将频率约束与风速波动同时进行考虑。
发明内容
本申请实施例的目的是提供一种基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法、装置、存储介质及处理器。
为了实现上述目的,本申请第一方面提供一种基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法,包括:
确定初始风电接入比例;
将初始风电接入比例、负荷波动以及风速波动输入至低阶系统频率响应模型,以通过低阶系统频率响应模型确定由负荷波动与风速波动引起的系统频率波动频域表达式,低阶系统频率响应模型为考虑了风速波动的模型;
根据由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式确定在不涉及风速波动情况下的系统稳态频率偏差,以及在涉及风速引起波动情况下的系统频率偏差;
在确定系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件的情况下,输出前一次满足预设系统频率约束条件的风电接入比例作为风电最大接入比例。
可选地,系统频率波动频域表达式包括由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式Δfp(s)和由风速波动引起的系统频率波动频域表达式Δfv(s),Δfp(s)和Δfv(s)表达式分别为公式(1)和公式(2):
其中,ΔPL为负荷波动,dw为风电接入比例,Hsys为系统等值惯性时间常数,Gs为常规同步发电机传递函数,ΔPwind为风能波动,为风速波动到风能波动的传递函数,为频率波动到风能波动的传递函数,Δf为频率波动,ΔVw为风速波动。
其中,为风能捕获表达式分别对风速与风机转子速度进行偏微分的表达式,为转速响应表达式对风机内不平衡功率进行偏微分的表达式,为风机减载功率响应表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式,为风机频率控制器的表达式。
可选地,根据由负荷波动引起由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式确定在不涉及风速波动情况下的系统稳态频率偏差包括,根据公式(5)确定系统稳态频率偏差:
其中,Δfp为系统稳态频率偏差,fn为系统额定频率,M、N为常数,fn为电网额定频率,R为常规同步发电机一次频率调节系数,Rw为风机一次频率调节系数,dw为风电接入比例。
可选地,M和N的表达式分别为公式(6)和公式(7):
其中,ωdel0为减载运行下的风机初始转子速度,KD为风机阻尼系数,Hwind为风机惯性时间常数,为风能捕获表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式,为风机减载功率响应表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式。
可选地,系统频率波动频域表达式包括由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式Δfp(s)和由风速波动引起的系统频率波动频域表达式Δfv(s),在满足表达式(8)的情况下,确定系统频率偏差满足预设系统频率约束条件;反之,确定系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件:
其中,k(0,1,…,N-1)为离散序列号,k为kmin时对应N个频率偏差序列Δfv(k)的最低点Δfv_min,k为kmax时对应序列Δfv(k)的最高点Δfv_max;
Δfv(k)的表达式为公式(9):
m0Δfv(k)=n0ΔVw(k-0)+…+nqΔVw(k-q)-m1Δfv(k-1)-…-mqΔfv(k-q) (9);
其中,q为最高阶次,mi、ni(i=0,1,...,q)为包含风电接入比例dw的常数;ΔVw(k)为风速离散序列。
可选地,,Δfv_min和Δfv_max的表达式为公式(10):
本申请第二方面提供一种基于频率响应模型的风电最大接入比例确定装置,包括执行上述的基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法的处理器。
本申请第三方面提供一种机器可读存储介质,该机器可读存储介质上存储有指令,该指令在被处理器执行时使得处理器被配置成执行上述的基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法。
本申请第四方面提供一种处理器,被配置成执行上述的基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法。
上述技术方案,通过建立考虑风速波动的低阶系统频率响应模型,简化风电最大接入比例确定方法的过程,由风速波动引起的电力系统频率偏差减小,提高系统频率的准确性。同时,将频率约束与风速波动作为影响风电最大接入比例的因素,能够保证电力系统频率的安全稳定运行,尤其对于风速波动较为明显的地区,可以为其提供风电电源规划参考。
本申请实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本申请实施例的进一步理解,并且构成说明书的一部分,与下面的具体实施方式一起用于解释本申请实施例,但并不构成对本申请实施例的限制。在附图中:
图1示意性示出了根据本申请实施例的基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法的流程示意图;
图2示意性示出了根据本申请实施例的基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法的算法模型示意图;
图3示意性示出了根据本申请实施例的基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法的另一种算法模型示意图;
图4示意性示出了根据本申请实施例的风电最大接入比例的计算流程示意图;
图5示意性示出了根据本申请实施例的风电最大接入比例确定方法的算法模型内部结构图;
图6示意性示出了根据本申请实施例的风电最大接入比例确定方法的风速波动示意图;
图7示意性示出了根据本申请实施例的风电最大接入比例确定方法的系统频率偏差示意图;
图8示意性示出了根据本申请实施例的风电最大接入比例确定方法的另一种系统频率偏差示意图;
图9示意性示出了根据本申请实施例的计算机设备的内部结构图。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚,下面将结合本申请实施例中的附图,对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,应当理解的是,此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本申请实施例,并不用于限制本申请实施例。基于本申请中的实施例,本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例,都属于本申请保护的范围。
图1示意性示出了根据本申请实施例的基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法的流程示意图。如图1所示,在本申请一实施例中,提供了一种基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法,包括以下步骤:
步骤101,确定初始风电接入比例。
步骤102,将初始风电接入比例、负荷波动以及风速波动输入至低阶系统频率响应模型,以通过低阶系统频率响应模型确定由负荷波动与风速波动引起的系统频率波动频域表达式,低阶系统频率响应模型为考虑了风速波动的模型。
步骤103,根据由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式确定在不涉及风速波动情况下的系统稳态频率偏差,以及在涉及风速引起波动情况下的系统频率偏差。
步骤104,在确定系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件的情况下,输出前一次满足预设系统频率约束条件的风电接入比例作为风电最大接入比例。
对于步骤101,可以设置初始的风电接入比例dw=0。
对于步骤102,可以将初始风电接入比例、负荷波动以及风速波动输入至低阶系统频率响应模型,以通过低阶系统频率响应模型确定由负荷波动与风速波动引起的系统频率波动频域表达式,低阶系统频率响应模型为考虑了风速波动的模型。如图2所示,考虑风速波动的低阶系统频率响应模型是由常规低阶系统频率响应模型和风机线性化模型两个部分组成。其中,对于传统低阶系统频率响应模型,可以通过忽略蒸汽涡轮-调速器的非线性及除最大时间常数外的所有时间常数,使常规同步发电机惯性时间常数Hi与再热时间常数TR决定电力系统的频率响应;对于风机线性化模型,在参与一次调频的情况下,风机可以放弃捕获最大功率来维持减载运行,以提前预留备用容量。
在一个实施例中,系统频率波动频域表达式包括由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式Δfp(s)和由风速波动引起的系统频率波动频域表达式Δfv(s),Δfp(s)和Δfv(s)表达式分别为公式(1)和公式(2):
其中,ΔPL为负荷波动,dw为风电接入比例,Hsys为系统等值惯性时间常数,Gs为常规同步发电机传递函数,ΔPwind为风能波动,为风速波动到风能波动的传递函数,为频率波动到风能波动的传递函数,Δf为频率波动,ΔVw为风速波动。
低阶系统频率响应模型可以确定由负荷波动与风速波动引起的系统频率波动频域表达式。具体地,如图2所示,低阶系统频率响应模型由常规低阶系统频率响应模型和风机线性化模型两个部分组成。在常规低阶系统频率响应模型中,可以通过忽略蒸汽涡轮-调速器的非线性及除最大时间常数外的所有时间常数,使常规同步发电机惯性时间常数Hi与再热时间常数TR决定电力系统的频率响应,常规同步发电机参与一次调频的频域表达式可以描述为:
其中,FH为高压锅炉输出功率所占比例、Km为机械功率增益因数、R为调差系统。常规同步发电机传递函数可以用常规同步发电机参与一次调频的频域表达式进行表示。由于电力系统频率具有时空分布特性,在频率波动过程中各节点频率表现为围绕惯性中心的频率波动,因此,可以使用系统惯性响应的频率来表示系统频率,其系统等值惯性常数Hsys可表示为
其中,Ssys为系统等值装机容量,Si为第i个常规同步发电机的额定容量。
对于风机线性化模型,在风机参与一次调频的情况下,可以放弃捕获最大功率来维持减载运行,以提前预留备用容量。具体地,如图3所示,输入为频率波动Δf和风速波动ΔVw,输出为风能波动ΔPwind。 为风能捕获表达式分别对风速与风机转子速度进行偏微分的表达式,为转速响应表达式对风机内不平衡功率进行偏微分的表达式,为风机减载功率响应表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式,为风机频率控制器的表达式。具体地,如以下公式1.1-1.4所示:
其中,ρ、vw、R、p分别为空气密度、风速、叶片长度、极对数,k1、k2、k3为气动功率常数,kdel为减载系数,ωrdel为减载运行下的风机转子速度,kg为齿轮箱变比,Cdel为次最优系数,Hwind为风机惯性常数,KD为风机阻尼系数,kopt为最优增益,符号右下角的“0”表示初始状态。次最优系数为最优增益为
如图3所示,可以利用梅森公式,结合GΔPdel/Δwr、GΔPmdel/Δwr、GΔwr/ΔP以及可以得到如图2所示的风机线性化模型,则风速波动到风能波动的传递函数和频率波动到风能波动的传递函数可以通过GΔPdel/Δwr、GΔPmdel/Δwr、GΔwr/ΔP以及进行表示。
其中,为风能捕获表达式分别对风速与风机转子速度进行偏微分的表达式,为转速响应表达式对风机内不平衡功率进行偏微分的表达式,为风机减载功率响应表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式,为风机频率控制器的表达式。
在获取到预设的风电接入比例,并将负荷波动ΔPL与风速波动ΔVw输入至考虑风速波动的低阶系统频率响应模型,利用梅森公式可以得到公式(1),公式(1)指的是由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式,可以得到公式(2),公式(2)指的是由风速波动引起的系统频率波动频域表达式。
对于步骤103,根据由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式确定在不涉及风速波动情况下的系统稳态频率偏差,以及在涉及风速引起波动情况下的系统频率偏差。
在一个实施例中,根据由负荷波动引起由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式确定在不涉及风速波动情况下的系统稳态频率偏差包括,根据公式(5)确定系统稳态频率偏差:
其中,Δfp为系统稳态频率偏差,fn为系统额定频率,M、N为常数,fn为电网额定频率,R为常规同步发电机一次频率调节系数,Rw为风机一次频率调节系数,dw为风电接入比例。
可以采用解析法对公式(1)进行拉普拉斯终值变换,得到不考虑风速波动的由负荷波动引起的系统稳态频率偏差Δfp。具体地,可以通过公式(5)进行表示。常数M与N可以通过计算得到。具体地,在一个实施例中,M和N的表达式分别为公式(6)和公式(7):
其中,ωdel0为减载运行下的风机初始转子速度,KD为风机阻尼系数,Hwind为风机惯性时间常数,为风能捕获表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式,为风机减载功率响应表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式。具体地,可以分别通过以下表达式进行表示,如以下公式(2.1)和公式(2.2):
可以利用离散化思想对公式(2)进行双边线性变换,可以得到由风速波动引起的系统频率偏差Δfv。具体地,可以令s=2(z-1)/Ts(z+1),采样时间Ts=0.04s,可以得到复频率表达式为
其中,q为最高阶次,mi、ni(i=0,1,...,q)为包含风电接入比例dw的常数。
在一个实施例中,系统频率波动频域表达式包括由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式Δfp(s)和由风速波动引起的系统频率波动频域表达式Δfv(s),在满足表达式(8)的情况下,确定系统频率偏差满足预设系统频率约束条件;反之,确定系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件:
其中,k(0,1,…,N-1)为离散序列号,k为kmin时对应N个频率偏差序列Δfv(k)的最低点Δfv_min,k为kmax时对应序列Δfv(k)的最高点Δfv_max;
Δfv(k)的表达式为公式(9):
m0Δfv(k)=n0ΔVw(k-0)+…+nqΔVw(k-q)-m1Δfv(k-1)-…-mqΔfv(k-q) 公式(9);
其中,q为最高阶次,mi、ni(i=0,1,...,q)为包含风电接入比例dw的常数;ΔVw(k)为风速离散序列。
根据复频率表达式,可以利用差分方程,得到由N个风速离散序列ΔVw(k)引起的N个频率偏差序列Δfv(k),其中,可以忽略ΔVw(s)的求取。具体地,Δfv(k)可以用公式(9)进行表示。
在公式(9)中,k(0,1,…,N-1)为离散序列号,k为kmin时对应N个频率偏差序列Δfv(k)的最低点Δfv_min,k为kmax时对应序列Δfv(k)的最高点Δfv_max。在mi与ni的未知数仅含dw的情况下,可以得到序列Δfv(k)的最低点Δfv_min的表达式以及序列Δfv(k)的最高点Δfv_max的表达式。具体地,在一个实施例中,Δfv_min和Δfv_max的表达式为公式(10):
在得到Δfv_min和Δfv_max的表达式的情况下,可以得出由风速波动引起的系统频率偏差Δfv。
对于步骤104,在确定系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件的情况下,可以输出前一次满足预设系统频率约束条件的风电接入比例作为风电最大接入比例。其中,系统频率偏差可以包括由负荷波动引起的系统稳态频率偏差Δfp与由风速波动引起的系统频率偏差Δfv。将系统频率偏差与系统频率约束条件进行比较,频率约束条件可以选用能够反应系统抵御有功扰动能力的稳态频率偏差,可以将稳态频率偏差预设在±0.2Hz以内,其中,±0.2Hz为中国国家标准《电能质量:电力系统频率允许偏差》规定的稳态频率偏差,具体地,可以通过公式(8)进行表示。在确定系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件的情况下,输出前一次满足预设系统频率约束条件的风电接入比例作为风电最大接入比例。
上述技术方案,通过建立考虑风速波动的低阶系统频率响应模型,简化风电最大接入比例确定方法的过程,由风速波动引起的电力系统频率偏差减小,提高系统频率的准确性。同时,将频率约束与风速波动作为影响风电最大接入比例的因素,能够保证电力系统频率的安全稳定运行,尤其对于风速波动较为明显的地区,可以为其提供风电电源规划参考。
图1为一个实施例中基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法的流程示意图。应该理解的是,虽然图1的流程图中的各个步骤按照箭头的指示依次显示,但是这些步骤并不是必然按照箭头指示的顺序依次执行。除非本文中有明确的说明,这些步骤的执行并没有严格的顺序限制,这些步骤可以以其它的顺序执行。而且,图1中的至少一部分步骤可以包括多个子步骤或者多个阶段,这些子步骤或者阶段并不必然是在同一时刻执行完成,而是可以在不同的时刻执行,这些子步骤或者阶段的执行顺序也不必然是依次进行,而是可以与其它步骤或者其它步骤的子步骤或者阶段的至少一部分轮流或者交替地执行。
在一个实施例中,如图4所示,提供了一种风电最大接入比例的计算流程示意图。处理器可以输入初始风电接入比例dw,在获取到风电接入比例的情况下,可以将风电接入比例输入到考虑风速波动的低阶系统频率响应模型,由此可以得到由负荷波动ΔPL(s)引起的系统频率波动频域表达式Δfp(s)和由风速波动ΔVw(s)引起的系统频率波动频域表达式Δfv(s)。进一步地,可以采用解析法对由负荷波动由负荷波动ΔPL(s)引起的系统频率波动频域表达式Δfp(s)进行拉普拉斯终值变换,以此得到不考虑风速波动的由负荷波动引起的系统稳态频率偏差Δfp,可以利用离散化思想对由风速波动ΔVw(s)引起的系统频率波动频域表达式Δfv(s)进行双边线性变换,以此得到由风速波动引起的系统频率偏差Δfv。将系统频率偏差与系统频率约束条件进行比较,在确定系统频率偏差Δfp与Δfv未满足预设系统频率约束条件的情况下,可以输出前一次满足预设系统频率约束条件的风电接入比例作为风电最大接入比例dw_max。
在一个实施例中,如图5所示,搭建一个含风电场的IEEE9节点模型。其中,图5中的,Bus表示为母线,Line表示为线路,T表示为变压器,Load为负荷,G为常规同步发电机,DFIGs是指基于DFIG的风电场。风电场由若干双馈风机组成,风机参数如表1所示,常规同步发电机的参数如表2所示,风速波动如图6所示。其中,仿真场景可以设置为不同负荷波动水平仿真场景,可以设置为不同风机一次频率调节系数仿真场景。根据计算方法,得到不同仿真场景下的风电最大接入比例。另外,可以利用Matlab或Simulink软件进行时域仿真,以观察系统稳态频率偏差Δf与系统频率约束之间的误差。
表1风机参数
S<sub>wind</sub>(MVA) | H<sub>wind</sub>(s) | K<sub>D</sub> | R<sub>w</sub> | k<sub>del</sub> | k<sub>2</sub> | k<sub>1</sub> | k<sub>0</sub> |
1.5 | 5 | 0.006 | 0.05 | 0.9 | 0.03765 | 0.4289 | -0.7613 |
表2常规同步发电机的参数
Generator | S(MVA) | H(s) | P(MW) | T<sub>R</sub>(s) | R | F<sub>H</sub> | K<sub>m</sub> |
G1 | 200 | 5.80 | 187.92 | 8 | 0.05 | 0.3 | 0.4 |
G2 | 180 | 4.60 | 162.05 | 8 | 0.05 | 0.3 | 0.36 |
G3 | 120 | 3.81 | 108.04 | 8 | 0.05 | 0.28 | 0.24 |
时域仿真的结果,如图7所示,可以表示不同负荷波动水平下的系统频率偏差。在t=100s时,负荷波动水平分别为4%、5%、6%,在t=120s时,系统频率偏差处于稳定状态,系统频率偏差考虑了风速波动的影响。如图6所示,可以看出,随着负荷波动水平的增加,频率曲线整体向下移动,并逐渐接近频率约束,导致风电最大接入比例明显降低。此外,受风速波动影响的系统稳态频率偏差的最低点与系统频率约束分别相差0.0009Hz、-0.0024Hz和-0.006Hz,计算误差小于3%。考虑风速波动,在不同负荷波动的情况下,采用常规同步电机与风机联合参与频率调节的动态过程以及频率的变化,系统频率的准确性提高。
时域仿真的结果,如图8所示,可以表示为不同风机一次频率调节系数下的系统频率偏差。在t=100s时,负荷波动水平为5%,在t=120s时,频率偏差处于稳定状态,系统频率偏差考虑了风速波动的影响。如图7所示,可以看出,随着频率调节系数的增大,系统频率调节能力降低,导致风电最大接入比例降低。此外,受风速波动影响的系统稳态频率偏差的最低点与系统频率约束分别相差0.0043Hz、-0.0038Hz和-0.0035Hz,计算误差在2%以内。考虑风速波动,在不同风机一次频率调节系数下,采用常规同步电机与风机联合参与频率调节的动态过程以及频率的变化,系统频率的准确性提高。
在一个实施例中,提供了一种基于频率响应模型的风电最大接入比例确定装置。基于频率响应模型的风电最大接入比例确定装置包括处理器和存储器。
处理器中包含内核,由内核去存储器中调取相应的程序单元。内核可以设置一个或以上,通过调整内核参数来实现基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法。
存储器可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器,随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式,如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM),存储器包括至少一个存储芯片。
本申请实施例提供了一种存储介质,其上存储有程序,该程序被处理器执行时实现上述基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法。
本申请实施例提供了一种处理器,处理器用于运行程序,其中,程序运行时执行上述基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法。
在一个实施例中,提供了一种计算机设备,该计算机设备可以是服务器,其内部结构图可以如图9所示。该计算机设备包括通过系统总线连接的处理器A01、网络接口A02、存储器(图中未示出)和数据库(图中未示出)。其中,该计算机设备的处理器A01用于提供计算和控制能力。该计算机设备的存储器包括内存储器A03和非易失性存储介质A04。该非易失性存储介质A04存储有操作系统B01、计算机程序B02和数据库(图中未示出)。该内存储器A03为非易失性存储介质A04中的操作系统B01和计算机程序B02的运行提供环境。该计算机设备的数据库用于存储最大风电接入比例的数据。该计算机设备的网络接口A02用于与外部的终端通过网络连接通信。该计算机程序B02被处理器A01执行时以实现一种基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法。
本领域技术人员可以理解,图9中示出的结构,仅仅是与本申请方案相关的部分结构的框图,并不构成对本申请方案所应用于其上的计算机设备的限定,具体的计算机设备可以包括比图中所示更多或更少的部件,或者组合某些部件,或者具有不同的部件布置。
在一个实施例中,本申请提供的基于频率响应模型的风电最大接入比例确定装置可以实现为一种计算机程序的形式,计算机程序可在如图9所示的计算机设备上运行。
本申请实施例提供了一种设备,设备包括处理器、存储器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序,处理器执行程序时实现以下步骤:确定初始风电接入比例;将初始风电接入比例、负荷波动以及风速波动输入至低阶系统频率响应模型,以通过低阶系统频率响应模型确定由负荷波动与风速波动引起的系统频率波动频域表达式,低阶系统频率响应模型为考虑了风速波动的模型;根据由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式确定在不涉及风速波动情况下的系统稳态频率偏差,以及在涉及风速引起波动情况下的系统频率偏差;在确定系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件的情况下,输出前一次满足预设系统频率约束条件的风电接入比例作为风电最大接入比例。
在一个实施例中,系统频率波动频域表达式包括由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式Δfp(s)和由风速波动引起的系统频率波动频域表达式Δfv(s),Δfp(s)和Δfv(s)表达式分别为公式(1)和公式(2):
其中,ΔPL为负荷波动,dw为风电接入比例,Hsys为系统等值惯性时间常数,Gs为常规同步发电机传递函数,ΔPwind为风能波动,为风速波动到风能波动的传递函数,为频率波动到风能波动的传递函数,Δf为频率波动,ΔVw为风速波动。
其中,为风能捕获表达式分别对风速与风机转子速度进行偏微分的表达式,为转速响应表达式对风机内不平衡功率进行偏微分的表达式,为风机减载功率响应表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式,为风机频率控制器的表达式。
在一个实施例中,根据由负荷波动引起由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式确定在不涉及风速波动情况下的系统稳态频率偏差包括,根据公式(5)确定系统稳态频率偏差:
其中,Δfp为系统稳态频率偏差,fn为系统额定频率,M、N为常数,fn为电网额定频率,R为常规同步发电机一次频率调节系数,Rw为风机一次频率调节系数,dw为风电接入比例。
在一个实施例中,M和N的表达式分别为公式(6)和公式(7):
其中,ωdel0为减载运行下的风机初始转子速度,KD为风机阻尼系数,Hwind为风机惯性时间常数,为风能捕获表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式,为风机减载功率响应表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式。
在一个实施例中,系统频率波动频域表达式包括由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式Δfp(s)和由风速波动引起的系统频率波动频域表达式Δfv(s),在满足表达式(8)的情况下,确定系统频率偏差满足预设系统频率约束条件;反之,确定系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件:
其中,k(0,1,…,N-1)为离散序列号,k为kmin时对应N个频率偏差序列Δfv(k)的最低点Δfv_min,k为kmax时对应序列Δfv(k)的最高点Δfv_max;
Δfv(k)的表达式为公式(9):
m0Δfv(k)=n0ΔVw(k-0)+…+nqΔVw(k-q)-m1Δfv(k-1)-…-mqΔfv(k-q) (9);
其中,q为最高阶次,mi、ni(i=0,1,...,q)为包含风电接入比例dw的常数;ΔVw(k)为风速离散序列。
在一个实施例中,Δfv_min和Δfv_max的表达式为公式(10):
本申请还提供了一种计算机程序产品,当在数据处理设备上执行时,适于执行初始化有如下方法步骤的程序:确定初始风电接入比例;将初始风电接入比例、负荷波动以及风速波动输入至低阶系统频率响应模型,以通过低阶系统频率响应模型确定由负荷波动与风速波动引起的系统频率波动频域表达式,低阶系统频率响应模型为考虑了风速波动的模型;根据由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式确定在不涉及风速波动情况下的系统稳态频率偏差,以及在涉及风速引起波动情况下的系统频率偏差;在确定系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件的情况下,输出前一次满足预设系统频率约束条件的风电接入比例作为风电最大接入比例。
在一个实施例中,系统频率波动频域表达式包括由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式Δfp(s)和由风速波动引起的系统频率波动频域表达式Δfv(s),Δfp(s)和Δfv(s)表达式分别为公式(1)和公式(2):
其中,ΔPL为负荷波动,dw为风电接入比例,Hsys为系统等值惯性时间常数,Gs为常规同步发电机传递函数,ΔPwind为风能波动,为风速波动到风能波动的传递函数,为频率波动到风能波动的传递函数,Δf为频率波动,ΔVw为风速波动。
其中,为风能捕获表达式分别对风速与风机转子速度进行偏微分的表达式,为转速响应表达式对风机内不平衡功率进行偏微分的表达式,为风机减载功率响应表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式,为风机频率控制器的表达式。
在一个实施例中,根据由负荷波动引起由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式确定在不涉及风速波动情况下的系统稳态频率偏差包括,根据公式(5)确定系统稳态频率偏差:
其中,Δfp为系统稳态频率偏差,fn为系统额定频率,M、N为常数,fn为电网额定频率,R为常规同步发电机一次频率调节系数,Rw为风机一次频率调节系数,dw为风电接入比例。
在一个实施例中,M和N的表达式分别为公式(6)和公式(7):
其中,ωdel0为减载运行下的风机初始转子速度,KD为风机阻尼系数,Hwind为风机惯性时间常数,为风能捕获表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式,为风机减载功率响应表达式对风机转子速度进行偏微分的表达式。
在一个实施例中,系统频率波动频域表达式包括由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式Δfp(s)和由风速波动引起的系统频率波动频域表达式Δfv(s),在满足表达式(8)的情况下,确定系统频率偏差满足预设系统频率约束条件;反之,确定系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件:
其中,k(0,1,…,N-1)为离散序列号,k为kmin时对应N个频率偏差序列Δfv(k)的最低点Δfv_min,k为kmax时对应序列Δfv(k)的最高点Δfv_max;
Δfv(k)的表达式为公式(9):
m0Δfv(k)=n0ΔVw(k-0)+…+nqΔVw(k-q)-m1Δfv(k-1)-…-mqΔfv(k-q) (9);
其中,q为最高阶次,mi、ni(i=0,1,...,q)为包含风电接入比例dw的常数;ΔVw(k)为风速离散序列。
在一个实施例中,Δfv_min和Δfv_max的表达式为公式(10):
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。
在一个典型的配置中,计算设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。
存储器可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器,随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式,如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。存储器是计算机可读介质的示例。
计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括,但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带,磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质,可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定,计算机可读介质不包括暂存电脑可读媒体(transitory media),如调制的数据信号和载波。
还需要说明的是,术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含,从而使得包括一系列要素的过程、方法、商品或者设备不仅包括那些要素,而且还包括没有明确列出的其他要素,或者是还包括为这种过程、方法、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下,由语句“包括一个……”限定的要素,并不排除在包括要素的过程、方法、商品或者设备中还存在另外的相同要素。
以上仅为本申请的实施例而已,并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说,本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等,均应包含在本申请的权利要求范围之内。
Claims (10)
1.一种基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法,其特征在于,所述方法包括:
确定初始风电接入比例;
将所述初始风电接入比例、负荷波动以及风速波动输入至低阶系统频率响应模型,以通过所述低阶系统频率响应模型确定由负荷波动与风速波动引起的系统频率波动频域表达式,所述低阶系统频率响应模型为考虑了风速波动的模型;
根据由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式确定在不涉及风速波动情况下的系统稳态频率偏差,以及在涉及风速引起波动情况下的系统频率偏差;
在确定所述系统频率偏差未满足预设系统频率约束条件的情况下,输出前一次满足所述预设系统频率约束条件的风电接入比例作为风电最大接入比例。
6.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述系统频率波动频域表达式包括由负荷波动引起的系统频率波动频域表达式Δfp(s)和由风速波动引起的系统频率波动频域表达式Δfv(s),在满足表达式(8)的情况下,确定所述系统频率偏差满足所述预设系统频率约束条件;反之,确定所述系统频率偏差未满足所述预设系统频率约束条件:
其中,k(0,1,…,N-1)为离散序列号,k为kmin时对应N个频率偏差序列Δfv(k)的最低点Δfv_min,k为kmax时对应序列Δfv(k)的最高点Δfv_max;
Δfv(k)的表达式为公式(9):
m0Δfv(k)=n0ΔVw(k-0)+…+nqΔVw(k-q)-m1Δfv(k-1)-…-mqΔfv(k-q)(9);
其中,q为最高阶次,mi、ni(i=0,1,...,q)为包含风电接入比例dw的常数;ΔVw(k)为风速离散序列。
8.一种处理器,其特征在于,被配置成执行根据权利要求1至7中任意一项所述的基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法。
9.一种基于频率响应模型的风电最大接入比例确定装置,其特征在于,所述装置包括根据权利要求8所述的处理器。
10.一种机器可读存储介质,该机器可读存储介质上存储有指令,其特征在于,该指令在被处理器执行时使得所述处理器被配置成执行根据权利要求1至7中任一项所述的基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111068084.9A CN113839416B (zh) | 2021-09-13 | 2021-09-13 | 基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111068084.9A CN113839416B (zh) | 2021-09-13 | 2021-09-13 | 基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法及装置 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN113839416A true CN113839416A (zh) | 2021-12-24 |
CN113839416B CN113839416B (zh) | 2023-10-27 |
Family
ID=78959180
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202111068084.9A Active CN113839416B (zh) | 2021-09-13 | 2021-09-13 | 基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法及装置 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN113839416B (zh) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN115085290A (zh) * | 2022-08-22 | 2022-09-20 | 中国电力科学研究院有限公司 | 一种新能源最大接入容量的确定方法、装置及介质 |
Citations (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2001178194A (ja) * | 1999-12-16 | 2001-06-29 | Okinawa Electric Power Co Ltd | 風力発電装置の出力制御方法 |
CN102606395A (zh) * | 2012-03-20 | 2012-07-25 | 东南大学 | 基于功率预测信息的风电场有功优化控制方法 |
CN104201700A (zh) * | 2014-09-22 | 2014-12-10 | 哈尔滨工业大学 | 计及风电不确定性波动的区域电网火电调频机组配置方法 |
CN105226650A (zh) * | 2015-10-19 | 2016-01-06 | 重庆大学 | 基于微燃机-储能联合运行策略的微电网可靠性计算方法 |
CN105281358A (zh) * | 2014-05-30 | 2016-01-27 | 清华大学 | 调频和调峰充裕度约束下的风电极限并网容量计算方法 |
CN106849088A (zh) * | 2017-02-17 | 2017-06-13 | 三峡大学 | 一种基于浆距控制的风电有功/频率耦合电力系统频率特性计算方法 |
CN108931928A (zh) * | 2018-08-08 | 2018-12-04 | 哈尔滨工业大学 | 一种超临界机组参与风功率消纳的两区域系统调频的仿真方法 |
CN109560567A (zh) * | 2018-10-16 | 2019-04-02 | 华北电力大学 | 风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制协调方法 |
CN110397548A (zh) * | 2019-06-25 | 2019-11-01 | 武汉大学 | 一种双馈式变速抽水蓄能机组的多模型预测控制方法 |
CN110750882A (zh) * | 2019-09-29 | 2020-02-04 | 武汉大学 | 一种考虑频率约束的风电占比极限值解析计算方法 |
CN111342465A (zh) * | 2020-03-03 | 2020-06-26 | 西南交通大学 | 一种主动抑制电力系统频率波动的虚拟滤波器设计方法 |
CN111884267A (zh) * | 2020-08-12 | 2020-11-03 | 华北电力大学(保定) | 一种d-pmsg机组频率自适应附加惯性控制方法 |
CN112332462A (zh) * | 2020-08-18 | 2021-02-05 | 华北电力大学(保定) | 考虑源-荷功率随机波动特性的双馈风力发电机组一次频率平滑调节方法 |
CN113048017A (zh) * | 2021-04-02 | 2021-06-29 | 国网湖南省电力有限公司 | 基于内模控制的风电机组有功功率控制优化方法及系统 |
-
2021
- 2021-09-13 CN CN202111068084.9A patent/CN113839416B/zh active Active
Patent Citations (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2001178194A (ja) * | 1999-12-16 | 2001-06-29 | Okinawa Electric Power Co Ltd | 風力発電装置の出力制御方法 |
CN102606395A (zh) * | 2012-03-20 | 2012-07-25 | 东南大学 | 基于功率预测信息的风电场有功优化控制方法 |
CN105281358A (zh) * | 2014-05-30 | 2016-01-27 | 清华大学 | 调频和调峰充裕度约束下的风电极限并网容量计算方法 |
CN104201700A (zh) * | 2014-09-22 | 2014-12-10 | 哈尔滨工业大学 | 计及风电不确定性波动的区域电网火电调频机组配置方法 |
CN105226650A (zh) * | 2015-10-19 | 2016-01-06 | 重庆大学 | 基于微燃机-储能联合运行策略的微电网可靠性计算方法 |
CN106849088A (zh) * | 2017-02-17 | 2017-06-13 | 三峡大学 | 一种基于浆距控制的风电有功/频率耦合电力系统频率特性计算方法 |
CN108931928A (zh) * | 2018-08-08 | 2018-12-04 | 哈尔滨工业大学 | 一种超临界机组参与风功率消纳的两区域系统调频的仿真方法 |
CN109560567A (zh) * | 2018-10-16 | 2019-04-02 | 华北电力大学 | 风火打捆系统直流频率控制与自动发电控制协调方法 |
CN110397548A (zh) * | 2019-06-25 | 2019-11-01 | 武汉大学 | 一种双馈式变速抽水蓄能机组的多模型预测控制方法 |
CN110750882A (zh) * | 2019-09-29 | 2020-02-04 | 武汉大学 | 一种考虑频率约束的风电占比极限值解析计算方法 |
CN111342465A (zh) * | 2020-03-03 | 2020-06-26 | 西南交通大学 | 一种主动抑制电力系统频率波动的虚拟滤波器设计方法 |
CN111884267A (zh) * | 2020-08-12 | 2020-11-03 | 华北电力大学(保定) | 一种d-pmsg机组频率自适应附加惯性控制方法 |
CN112332462A (zh) * | 2020-08-18 | 2021-02-05 | 华北电力大学(保定) | 考虑源-荷功率随机波动特性的双馈风力发电机组一次频率平滑调节方法 |
CN113048017A (zh) * | 2021-04-02 | 2021-06-29 | 国网湖南省电力有限公司 | 基于内模控制的风电机组有功功率控制优化方法及系统 |
Non-Patent Citations (3)
Title |
---|
K. V. VIDYANANDAN 等: "Primary Frequency Regulation by Deloaded Wind Turbines Using Variable Droop", 《IEEE TRANSACTIONS ON POWER SYSTEMS》, vol. 28, no. 2, pages 837 - 846, XP011532437, DOI: 10.1109/TPWRS.2012.2208233 * |
张俊 等: "动态约束下的风电场最大可接入容量研究", 《电力系统保护与控制》, vol. 39, no. 3, pages 62 - 66 * |
欧阳金鑫 等: "考虑风电减载调频的高比例风电电力系统优化调度方法", 《电网技术》, vol. 45, no. 6, pages 2192 - 2200 * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN115085290A (zh) * | 2022-08-22 | 2022-09-20 | 中国电力科学研究院有限公司 | 一种新能源最大接入容量的确定方法、装置及介质 |
CN115085290B (zh) * | 2022-08-22 | 2022-10-28 | 中国电力科学研究院有限公司 | 一种新能源最大接入容量的确定方法、装置及介质 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN113839416B (zh) | 2023-10-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109494769B (zh) | 一种风场参与调频方法及系统 | |
CN108964127B (zh) | 一种双馈风力发电系统故障穿越的控制方法 | |
Koessler et al. | Integration of large wind farms into utility grids pt. I-Modeling of DFIG | |
Patel et al. | Nonlinear rotor side converter control of DFIG based wind energy system | |
CN105186502B (zh) | 基于安全域的含双馈风机电力系统暂态稳定性分析方法 | |
CN114844064B (zh) | 双馈型变速抽水蓄能机组自适应变参数调频方法及装置 | |
CN113708406B (zh) | 用于分布式储能型风电场的惯性控制方法及处理器 | |
Razmi et al. | Steady state voltage stability with AVR voltage constraints | |
Tessaro et al. | Impact assessment of virtual synchronous generator on the electromechanical dynamics of type 4 wind turbine generators | |
CN113839416B (zh) | 基于频率响应模型的风电最大接入比例确定方法及装置 | |
CN107979112B (zh) | 一种风机控制方法、系统、终端及可读存储介质 | |
Wang et al. | Linear parameter varying control of a doubly fed induction generator based wind turbine with primary grid frequency support | |
Yahdou et al. | Using neural network super‐twisting sliding mode to improve power control of a dual‐rotor wind turbine system in normal and unbalanced grid fault modes | |
CN112886646A (zh) | 一种电力系统的虚拟惯量控制方法及装置 | |
Yang et al. | Frequency control scheme with dynamic droop characteristics of a DFIG for mitigating the frequency fluctuations | |
Verij Kazemi et al. | Adaptive frequency control support of a DFIG based on second‐order derivative controller using data‐driven method | |
CN115313499A (zh) | 一种风机频率控制参数计算方法、装置、终端及介质 | |
CN115879286A (zh) | 用于风机的风功率的预测方法、处理器、装置及存储介质 | |
CN115085272A (zh) | 基于故障穿越过程的双馈风机的有功功率计算方法及系统 | |
CN103670537B (zh) | 涡轮机控制装置和涡轮机控制方法 | |
CN111786395A (zh) | 一种风电机组出力调节方法及装置 | |
Si et al. | Primary frequency stability support of a DFIG in association with pitch angle control | |
Nasirpour et al. | Closed‐loop fast primary frequency‐response of type‐3 wind power plants in low inertia grids | |
CN114336791B (zh) | 风电场无功功率的优化分配方法及其系统及计算机可读存储介质 | |
Barros et al. | DFIG rotor side control through gain-scheduling designed by genetic algorithm |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |