CN114336678B - 一种基于pmu的风光储场站一次调频控制的方法 - Google Patents

Abstract

一种基于PMU的风光储场站一次调频控制的方法，本发明旨在提出一种可应用于风光储场站一次调频控制的方法，由于风电和光伏不具备灵活、快速的一次调频能力，通过配置一定容量的储能装置，利用其快速充放电特性为新能源参与电网一次调频提供了有力的有功功率支撑。本发明的目的是通过对风光储场站的一次调频能力评估和分级优化控制，以实现多能源发电形式的优势互补，从场站控制的角度对新能源一次调频进行合理优化控制，而提出的一种基于PMU的风光储场站一次调频控制的方法。

Description

一种基于PMU的风光储场站一次调频控制的方法

技术领域

本发明属于新能源电力技术领域，具体涉及一种基于PMU的风光储场站一次调频控制的方法，尤其涉及一种含风力发电、太阳能发电和储能的新能源场站有功/频率的控制方法。

背景技术

在“双碳”背景下，风力发电和太阳能发电在电力系统中的占比快速提升。由于采用电力电子变流器并网，新能源场站的频率响应能力远不如传统发电厂。因此，国内外学者提出了很多提升新能源发电单元一次调频能力的控制方法，如虚拟同步发电机控制、减载控制等。在此基础上，很多学者提出了新能源和储能联合系统的一次调频控制方法，如风储联合参与一次调频控制、光储联合参与一次调频控制、基于虚拟同步发电机的光储有功控制等。

目前已有方法大都是针对单台风电机组和光伏发电单元提出的一次调频控制方法，但是均未从新能源场站的角度对新能源频率响应能力进行评估。由于新能源出力的不确定性，风电和光伏单独参与一次调频导致新能源机组的频率响应不能满足电力系统实时的需求。同时，单风、单光的一次调频策略对于新兴的风光互补新能源场站也不适用，不能使风电和光伏得到优化配置和合理利用。而储能作为灵活可调节的电源，可以作为风电和光伏参与电网一次调频的有效补充。

因此，申请人提出了一种基于PMU的风光储场站一次调频控制的方法。

发明内容

本发明的目的是通过对风光储场站的一次调频能力评估和分级优化控制，以实现多能源发电形式的优势互补，从场站控制的角度对新能源一次调频进行合理优化控制，而提出的一种基于PMU的风光储场站一次调频控制的方法。

一种基于PMU的风光储场站一次调频控制的方法，它包括以下步骤：

步骤1：使PMU装置分别与风、光、储变流器控制系统和场站集控中心有功控制系统建立通信连接；

步骤2：风光储场站并网点的PMU装置采集电网侧三相交流电压，获得电网频率f和频率偏差Δf，并将Δf实时上传到场站集控中心一次调频控制器中；

步骤3：在场站控制器中设置一次调频死区f_d，并判断Δf是否越限，如果|Δf|≤f_d则继续检测场站并网点频率，否则进入下一步；

步骤4：当频率判定为越限时，场站控制器基于风电、光伏组串和储能系统的运行状态和功率预测结果对场站一次调频能力进行评估，并对风光储场站一次调频能力进行评级，场站控制器根据评级结果分别给风电机组、光伏组串、储能系统下发一次调频动作指令；

步骤5：在风光储场站一次调频能力评级完成后，如果判定Δf>0,场站控制器根据评级对应的控制策略下发降频率一次调频指令，风光储场站从电网吸收功率来抑制电网频率的升高，如果判定Δf<0,场站控制器下发根据评级对应的控制策略下发升频率一次调频指令，风光储场站向电网释放功率来抑制电网频率的降低；

步骤6：再次判断频率是否越限，如果|Δf|≤f_d，则由场站控制器下发指令终止一次调频，否则继续执行步骤4和步骤5。

在步骤1中，PMU装置安装在风机、光伏组串、储能系统交流侧出口以及风光储场站并网点。

在步骤4中，在对场站一次调频能力进行评估时，采用公式(1)计算未来一段时间的电量大小W_s，并对风光储场站一次调频能力进行评级；

其中：t_s表示风光储场站一次调频的稳定时间；ΔP_{W_pred}、ΔP_{PV_pred}、ΔP_{S_pred}分别为风、光、储发电单元在稳定时间内参与一次调频的有功功率数据。

在步骤4中，对风光储场站一次调频能力进行评级如下：

一级：若未来目标时间段内风电、光伏的出力平均值与当前出力之差均大于0，则评为一级；

二级：若未来目标时间段内风电或光伏的出力平均值与当前出力之差大于0，则评为二级；

三级：若未来目标时间段内风电、光伏的出力平均值与当前出力之差均小于0，则评为三级。

在步骤5中，场站控制器根据评级结果和频率变化情况下发相应的指令；

情况1)当Δf<0时，场站控制器下发升频率一次调频指令，然后根据评级下发相应的指令：

如果评级为一级，场站控制器下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_PV(光伏的一次调频响应延时)后，光伏随后参与一次调频增加出力，经过Δt_wind(风电机组的一次调频响应延时)后，风电机组最后参与一次调频增加出力，储能退出调频；

如果评级为二级，则需进一步判定风电机组和光伏在未来目标时间段内的出力情况，如果光伏出力增加，则下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频增加出力；如果风电机组出力增加，则下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_wind后，风电机组随后参与一次调频增加出力；

如果评级为三级，储能系统释放电能，当储能荷电状态变化ΔSOC超出允许范围或者收到退出一次调频指令时退出调频；

情况2)当Δf>0时，场站控制器下发降频率一次调频指令，然后根据评级下发相应的指令：

如果评级为一级，场站控制器下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，储能退出调频当储能荷电状态变化ΔSOC超出允许范围或者收到退出一次调频指令时退出调频。

如果评级为二级，则需进一步判定风电机组和光伏在未来目标时间段内的出力情况，如果光伏出力减小，则下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频减小出力；如果风电机组出力增加，则下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，经过Δt_wind后，风电机组随后参与一次调频减小出力。

如果评级为三级，储能系统充电吸收电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频减小出力，经过Δt_wind后，风电机组最后参与一次调频减小出力。

与现有技术相比，本发明具有如下技术效果：

本发明将PMU技术、新能源场站控制、风光功率预测、新能源一次调频控制等技术有机的整合到一起，给出了一种基于PMU的风光储场站一次调频控制的方法，它能通过对风光储场站的一次调频能力评估和分级优化控制，实现了多能源发电形式的优势互补，从场站控制的角度对新能源一次调频进行合理优化控制，具有较高的工程参考价值和可实现性。

附图说明

下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明：

图1为本发明的流程图。

具体实施方式

如图1所示，一种基于PMU的风光储场站一次调频控制的方法，它包括以下步骤：

步骤1：使PMU装置分别与风、光、储变流器控制系统和场站集控中心有功控制系统建立通信连接；

步骤2：风光储场站并网点的PMU装置采集电网侧三相交流电压，获得电网频率f和Δf，并将Δf实时上传到场站集控中心一次调频控制器中；

步骤3：在场站控制器中设置一次调频死区f_d，并判断Δf是否越限，如果|Δf|≤f_d则继续检测场站并网点频率，否则进入下一步；

步骤4：当频率判定为越限时，场站控制器基于风电、光伏和储能的运行状态和功率预测结果对场站一次调频能力进行评估，并对风光储场站一次调频能力进行评级，场站控制器根据评级结果分别给风电机组、光伏、储能系统下发一次调频动作指令；

步骤5：在风光储场站一次调频能力评级完成后，如果判定Δf>0,场站控制器根据评级对应的控制策略下发降频率一次调频指令，风光储场站从电网吸收功率来抑制电网频率的升高，如果判定Δf<0,场站控制器下发根据评级对应的控制策略下发升频率一次调频指令，风光储场站向电网释放功率来抑制电网频率的降低；

步骤6：再次判断频率是否越限，如果|Δf|≤f_d，则由场站控制器下发指令终止一次调频，否则继续执行步骤4和步骤5。

在步骤1中，PMU装置安装在风机、光伏组串、储能系统交流侧出口以及风光储场站并网点。

在步骤4中，在对场站一次调频能力进行评估时，采用公式(1)计算未来一段时间的电量大小，并对风光储场站一次调频能力进行评级；

其中：t_s表示风光储场站一次调频的稳定时间，此处可以取1分钟；ΔP_{W_pred}、ΔP_{PV_pred}、ΔP_{S_pred}分别为风、光、储发电单元在稳定时间内参与一次调频的有功功率数据。

在步骤4中，对风光储场站一次调频能力进行评级如下：

一级：若未来目标时间段内风电、光伏的出力平均值与当前出力之差均大于0，则评为一级；

二级：若未来目标时间段内风电或光伏的出力平均值与当前出力之差大于0，则评为二级；

三级：若未来目标时间段内风电、光伏的出力平均值与当前出力之差均小于0，则评为三级。

在步骤5中，场站控制器根据评级结果和频率变化情况下发相应的指令；

情况1)当Δf<0时，场站控制器下发升频率一次调频指令，然后根据评级下发相应的指令：

如果评级为一级，场站控制器下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_PV(光伏的一次调频响应延时)后，光伏随后参与一次调频增加出力，经过Δt_wind(风电机组的一次调频响应延时)后，风电机组最后参与一次调频增加出力，储能退出调频；

如果评级为二级，则需进一步判定风电机组和光伏在未来目标时间段内的出力情况，如果光伏出力增加，则下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频增加出力；如果风电机组出力增加，则下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_wind后，风电机组随后参与一次调频增加出力；

如果评级为三级，储能系统释放电能，当储能荷电状态变化ΔSOC超出允许范围或者收到退出一次调频指令时退出调频；

在步骤5中，场站控制器根据评级结果和频率变化情况下发相应的指令；

情况2)当Δf>0时，场站控制器下发降频率一次调频指令，然后根据评级下发相应的指令：

如果评级为一级，场站控制器下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，储能退出调频当储能荷电状态变化ΔSOC超出允许范围或者收到退出一次调频指令时退出调频。

如果评级为二级，则需进一步判定风电机组和光伏在未来目标时间段内的出力情况，如果光伏出力减小，则下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频减小出力；如果风电机组出力增加，则下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，经过Δt_wind后，风电机组随后参与一次调频减小出力。

如果评级为三级，储能系统充电吸收电能，经过Δt_PV(光伏的一次调频响应延时)后，光伏随后参与一次调频减小出力，经过Δt_wind(风电机组的一次调频响应延时)后，风电机组最后参与一次调频减小出力。

为了便于本领域普通技术人员更好的了解本发明，进一步的说明如下：

本发明的目的是提供一种基于PMU的风光储场站一次调频控制的方法，本发明旨在提出一种可应用于风光储场站一次调频控制的方法，风光储场站的特点在于不仅实现了风光发电出力在时序上的互补，而且通过配置一定容量的储能装置起到平抑新能源出力波动的作用，为新能源场站参与电网一次调频提供了一定的有功功率支撑。风光储场站不同于一般单风、单光场站的显著特点是，场站运行控制更加智能化，具体体现在新能源机组配置小型PMU装置实现对场站状态量的实时采集和监控，配置场站控制器实现场站控制优化计算和调控指令下发。

风光储场站通过检测场站并网点频率，判断频率是否超越设置的死区。设置风光储场站一次调频死区为≤±0.05Hz。如果判定并网点频率越限(即实测频率与额定频率偏差超过死区范围)，则需要投入场站一次调频功能。

与前述风机一次调频控制策略不同，场站控制器根据PMU采集上传的场站发电单元的电气量数据和风、光超短期功率预测结果，计算风、光、储发电单元参与一次调频的电量大小。设水电机组的稳定时间为1分钟，定义风光储场站参与一次调频的电量计算公式为：

其中：t_s表示风光储场站一次调频的稳定时间，此处取1分钟；ΔP_{W_pred}、ΔP_{PV_pred}、ΔP_{S_pred}分别为风、光、储发电单元在稳定时间内参与一次调频的有功功率数据。

根据公式(1)，可以计算出并网点频率越限开始后的1分钟内风电、光伏、储能参与一次调频的电量，其中风、光功率预测存在一定的误差，计算得到的电量是在一定的置信区间内的估算值，而储能的电量预测精度很高，可以保证在风光功率预测误差很大时仍然有稳定可调的有功功率支撑电网的频率。

除了功率预测精度这一影响因素之外，风电、光伏、储能单元的响应速度对新能源场站一次调频能力也有较大影响。三者的响应速度从快到慢依次是储能、光伏和风电，但是会出现即使风电和光伏未来1分钟可参与一次调频的电量较充足，在频率越限的起始阶段依然无法满足一次调频快速性的需求。因此，需要配置一定容量的储能在频率越限的起始阶段快速响应电网频率变化。综上所述，风光储场站参与一次调频与风电、光伏、储能的出力能力和响应速度均相关，是一个复杂的控制问题，需要根据三者的特点对场站一次调频能力进行有效的评估，进而优化风电、光伏、储能的出力大小。

对于风光储场站一次调频能力的评估，首先需要考虑速动性，即预留参与一次调频的储能容量，参照新能源机组参与一次调频的有功备用控制策略，备用容量在储能总容量的5％至10％之间选取，具体数值根据储能充放电安全裕度和调峰、顶峰等功能需求情况选取。在储能容量确定之后，需要根据风光功率预测结果，按照参与一次调频的电量对新能源场站的一次调频能力进行评估，具体的评估方法见下表：

表1风光储场站一次调频能力评级

表1中的评级方法主要是针对电网频率减小的情况，这是考虑到风电和光伏多运行在MPPT模式，在电网频率增加时减小出力在控制上较为容易实现。评级为一级是针对风电和光伏出力在1分钟内呈现出增加趋势，可以调用的备用容量满足一次调频的需求，储能只需要提供相对较小的容量参与起始阶段的一次调频即可，中后期由风电和光伏提供功率支撑。评级为二级是针对风电或光伏出力在1分钟内呈现出增加趋势，可以调用备用容量参与一次调频，储能需要提供更多的容量参与起始阶段的一次调频，中后期由储能和风电或储能和光伏提供功率支撑。评级为三级是针对风电或光伏出力在1分钟内均呈现出减小趋势，没有足够的备用容量可以参与一次调频，储能需要将所有备用容量用于参与一次调频，此种情况多是无风、无光等极端情况。

场站控制器根据评级给风电、光伏和储能单元下发参加一次调频的指令以及计划电量情况，各发电单元结合自身实际情况执行场站下发的指令。

场站控制器要根据评级结果和频率变化情况下发相应的指令，首先根据频率偏差Δf的正负可以分为两种：

(1)当Δf<0时，场站控制器下发升频率一次调频指令，然后根据评级下发相应的指令：

如果评级为一级，场站控制器下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_PV(光伏的一次调频响应延时)后，光伏随后参与一次调频增加出力，经过Δt_wind(风电机组的一次调频响应延时)后，风电机组最后参与一次调频增加出力，储能退出调频；

如果评级为二级，则需进一步判定风电机组和光伏在未来一分钟的出力情况，如果光伏出力增加，则下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频增加出力；如果风电机组出力增加，则下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_wind后，风电机组随后参与一次调频增加出力。

如果评级为三级，储能系统释放电能，当储能荷电状态变化ΔSOC超出允许范围或者收到退出一次调频指令时退出调频。

(2)当Δf>0时，场站控制器下发降频率一次调频指令，然后根据评级下发相应的指令：

如果评级为一级，场站控制器下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，储能退出调频当储能荷电状态变化ΔSOC超出允许范围或者收到退出一次调频指令时退出调频。

如果评级为二级，则需进一步判定风电机组和光伏在未来一分钟的出力情况，如果光伏出力减小，则下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频减小出力；如果风电机组出力增加，则下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，经过Δt_wind后，风电机组随后参与一次调频减小出力。

如果评级为三级，储能系统充电吸收电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频减小出力，经过Δt_wind后，风电机组最后参与一次调频减小出力。

Claims (3)

1.一种基于PMU的风光储场站一次调频控制的方法，其特征在于，它包括以下步骤：

步骤1：使PMU装置分别与风、光、储变流器控制系统和场站集控中心有功控制系统建立通信连接；

步骤2：风光储场站并网点的PMU装置采集电网侧三相交流电压，获得电网频率f和频率偏差Δf，并将Δf实时上传到场站集控中心一次调频控制器中；

步骤3：在场站控制器中设置一次调频死区f_d，并判断Δf是否越限，如果|Δf|≤f_d则继续检测场站并网点频率，否则进入下一步；

步骤4：当频率判定为越限时，场站控制器基于风电、光伏组串和储能系统的运行状态和功率预测结果对场站一次调频能力进行评估，并对风光储场站一次调频能力进行评级，场站控制器根据评级结果分别给风电机组、光伏组串、储能系统下发一次调频动作指令；

步骤5：在风光储场站一次调频能力评级完成后，如果判定Δf>0,场站控制器根据评级对应的控制策略下发降频率一次调频指令，风光储场站从电网吸收功率来抑制电网频率的升高，如果判定Δf<0,场站控制器下发根据评级对应的控制策略下发升频率一次调频指令，风光储场站向电网释放功率来抑制电网频率的降低；

步骤6：再次判断频率是否越限，如果|Δf|≤f_d，则由场站控制器下发指令终止一次调频，否则继续执行步骤4和步骤5；

在步骤4中，对风光储场站一次调频能力进行评级如下：

一级：若未来目标时间段内风电、光伏的出力平均值与当前出力之差均大于0，则评为一级；

二级：若未来目标时间段内风电或光伏的出力平均值与当前出力之差大于0，则评为二级；

三级：若未来目标时间段内风电、光伏的出力平均值与当前出力之差均小于0，则评为三级；

在步骤5中，场站控制器根据评级结果和频率变化情况下发相应的指令；

1)当Δf<0时，场站控制器下发升频率一次调频指令，然后根据评级下发相应的指令：

如果评级为一级，场站控制器下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频增加出力，经过Δt_wind后，风电机组最后参与一次调频增加出力，储能退出调频；其中，Δt_PV为光伏的一次调频响应延时，Δt_wind为风电机组的一次调频响应延时；

如果评级为二级，则需进一步判定风电机组和光伏在未来目标时间段内的出力情况，如果光伏出力增加，则下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频增加出力；如果风电机组出力增加，则下发指令，储能系统首先动作释放电能，经过Δt_wind后，风电机组随后参与一次调频增加出力；

如果评级为三级，储能系统释放电能，当储能荷电状态变化ΔSOC超出允许范围或者收到退出一次调频指令时退出调频；

2)当Δf>0时，场站控制器下发降频率一次调频指令，然后根据评级下发相应的指令：

如果评级为一级，场站控制器下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，储能退出调频当储能荷电状态变化ΔSOC超出允许范围或者收到退出一次调频指令时退出调频；

如果评级为二级，则需进一步判定风电机组和光伏在未来目标时间段内的出力情况，如果光伏出力减小，则下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频减小出力；如果风电机组出力增加，则下发指令，储能系统首先动作充电吸收电能，经过Δt_wind后，风电机组随后参与一次调频减小出力；

如果评级为三级，储能系统充电吸收电能，经过Δt_PV后，光伏随后参与一次调频减小出力，经过Δt_wind后，风电机组最后参与一次调频减小出力。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤1中，PMU装置安装在风机、光伏组串、储能系统交流侧出口以及风光储场站并网点。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤4中，在对场站一次调频能力进行评估时，采用公式(1)计算未来一段时间的电量大小W_s，并对风光储场站一次调频能力进行评级；

其中：t_s表示风光储场站一次调频的稳定时间；ΔP_{W_pred}、ΔP_{PV_pred}、ΔP_{S_pred}分别为风、光、储发电单元在稳定时间内参与一次调频的有功功率数据。