CN114678897B - 一种混合式水电与光伏的协调控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种混合式水电与光伏的协调控制方法，包括水光蓄协调控制系统，所述水光蓄协调控制系统由数据采集单元、数据存储单元、协调控制单元、优化调度单元、远动通信单元组成，通过对常规水电机组、全功率变速抽蓄机组和光伏逆变器的功率调节；实现常规水电、变速抽蓄和光伏之间的协调控制，在平抑光伏出力波动的同时，提高混合式水电站的发电水头，使各水电机组可以维持在高效区运行。本发明在保证光伏出力优先的情况下，实现水光蓄联合运行送出功率的稳定性、可靠性，提高了新能源的消纳水平，同时减少了新能源接入对区域电网的冲击，具有极高的推广应用价值。
Description
技术领域
本发明涉及发电技术领域，尤其涉及一种混合式水电与光伏的协调控制方法。
背景技术
由于风力和光伏等可再生能源具有随机性、波动性、间歇性等特点，大规模可再生能源接入电网后对电力系统的稳定性和供电质量造成很大的影响；同时，高比例新能源并网运行将取代机械转动惯量大、抗扰能力强的同步发电机组，导致系统等效惯量大幅降低，系统惯量降低，调频能力下降，频率越限风险增加。水力发电机组启动灵活，响应速度快，同时具有一定的调节库容；变速恒频抽水蓄能机组由于采用电力电子设备，响应速度更快，能进一步提升水电机组的调控能力。目前，对于水光互补技术的研究，大多集中于水电、抽蓄电站与光伏的长时间尺度互补发电、优化调度等方面，而对于光伏与水电、抽蓄的实时协调控制方法方面相对较少。因此，提出水电、抽蓄与光伏的协调控制运行方法，不仅促进新能源消纳，减少弃风弃光弃水；还能提高系统调峰调频能力，提升电力系统的稳定性、可靠性。具有重要的工程实用价值。
大力开发可再生能源已成为我国的一项基本国策，风光新能源由于绿色环保和良好的经济性得到了飞速发展，但由于风光发电具有随机性、波定性、间歇性等特点，大规模的光伏发电并网对电网的稳定性、可靠性提出很大的挑战。
水电具有成本低、调峰性能强、效率高等优势，并且水电还具备可以调节的水电站库容，水电机组的快速启停和灵活调节能力是多能互补发电技术的重要基础。抽水蓄能是电力系统中技术最为成熟的储能设备，它以独特的调峰填谷特性成为电力系统有效的调节工具，对电网运行的稳定发挥重要作用。
水电、抽蓄和光伏联合运行，一方面可以通过吸纳弃风弃光电量，提高发电水头，提升发电效率；另一方面，通过平滑联合送出功率，提高考核精度。水光蓄联合运行不仅可以有效提高发电企业在电力市场中的竞争力，还可以减少弃风弃光弃水现象，促进新能源消纳，提高电力系统稳定性、可靠性，因此水光蓄联合发电运行成为双碳背景下，促进促进电力系统消纳可再生能源的重要研究方向。
目前，我国已经在全功率变速抽蓄与光伏互补发电方面展开应用示范，但在水光蓄实时协调控制方面研究较少，还需进一步完善水光蓄的联合控制技术。因此，有必要提供一种实时协调控制方法，用于指导混合式水电站与光伏互补联合发电系统的出力控制，从而使水光蓄联合运行能够实现实时功率优化控制，减少弃光电量，以实现对光电资源的充分利用，有效提高新能源企业的发电效益。
发明内容
本发明的目的是要提供一种混合式水电与光伏的协调控制方法。旨在解决混合式水电站与光伏联合运行及协调控制中所存在的水光送出功率调节速度慢、调节精度差、功率波动大等诸多问题，提升混合式水电站功率送出的稳定性、平滑性，提高送出的电能质量，减少光伏等新能源大规模接入对电网的冲击，同时提高发电企业的经济效益。
为达到上述目的，本发明是按照以下技术方案实施的：
本发明所述水光蓄协调控制系统由数据采集单元、数据存储单元、协调控制单元、优化调度单元、远动通信单元组成，所述水光蓄协调控制系统分别与混合式水电站的计算机监控系统、光伏电站的计算机监控系统及光伏预测系统以通信方式采集实时机组状态、机组出力、光伏出力、预测出力，经过协调控制单元计算后，下发功率调节指令给混合式水电站和光伏电站的计算机监控系统，实现对常规水电机组、全功率变速抽蓄机组和光伏逆变器的控制调节；
进一步，所述全功率变速抽蓄机组由水泵水轮机、发电电动机、全功率变流器、调速器、励磁装置及计算机监控系统组成；水泵水轮机输出轴与发电电动机输入轴连接，经所述全功率变流器和主变压器升压后接入交流电网；所述励磁装置为全功率变流器提供直流磁场，所述调速器通过导叶调节机组流量，计算机监控系统实现各运行设备的实时数据采集，并将控制指令下发给全功率变流器或者调速器；
所述全功率变速抽蓄机组功率调节控制方法为：采用功率变流器控制机组的并网电磁功率，调速器通过调节导叶开度控制水泵水轮机转速及机械功率，计算机监控系统利用机组运转特性曲线，实现调速器、励磁、全功率变流器的转速、水头、流量、出力的寻优计算。
具体地，所述混合式水电站至少包含1条引水管道，每条引水管道安装有多台常规水电机组和所述全功率变速抽蓄机组；
对于相同引水管道的多台常规水电机组和变速抽蓄机组，在水流方向为自上至下时，常规水电机组和变速抽蓄机组可同时运行在发电状态，向电网输出能量；在水流方向为自下至上时，常规水电机组必须处于停机状态，变速抽蓄机组才允许抽水蓄能，吸收电网富裕能量；
对于不同引水管道的常规水电机组和全功率变速抽蓄机组，同一条引水管道的常规水电机组或变速抽蓄机组为发电状态，另一条引水管道的常规水电机组为停机状态，全功率变速抽蓄机组为抽水状态；
所述混合式水电站包括三种运行模式：发电模式、抽水模式和混合模式。
本发明的有益效果是：
本发明是一种混合式水电与光伏的协调控制方法，与现有技术相比，本发明旨在解决混合式水电站与光伏联合运行及协调控制中所存在的水光送出功率调节速度慢、调节精度差、功率波动大等诸多问题，提升水光蓄功率送出的稳定性、平滑性，提高联合送出的电能质量，减少光伏等新能源大规模接入对电网的冲击，同时提高发电企业的经济效益。
本发明的优点在于通过优化混合式水电站的运行方式，实现常规水电、变速抽蓄和光伏的协调控制，在平抑光伏出力波动的同时，提高混合式水电站的发电水头，使各水电机组可以维持在高效区运行。本发明在保证光伏出力优先的情况下，实现水光蓄联合运行送出功率的稳定性、可靠性，提高了新能源的消纳水平，同时减少了新能源接入对区域电网的冲击，具有推广应用的价值。
附图说明
图1为全功率恒频可逆式水泵水轮机组控制原理图。
图2为水光蓄协调控制系统结构图。
图3为混合式水电站机组布置图。
图4为水光蓄协调控制流程图。
具体实施方式
下面结合附图以及具体实施例对本发明作进一步描述，在此发明的示意性实施例以及说明用来解释本发明，但并不作为对本发明的限定。
本发明以某水电站常规水轮发电机组改造为全功率恒频可逆式水泵水轮机组，并与原来的常规水轮发电机组一起构成的混合式水电站为例：该水电站上水库具备一定的调节库容，原来安装有3台常规水轮发电机组，其中1台常规水轮发电机组通过技术改造，增加全功率变流器后成为1台全功率恒频可逆式水泵水轮机组；全功率恒频可逆式水泵水轮机组使用原来常规水轮发电机组的引水管道，改造后的全功率恒频可逆式水泵水轮机组的发电功率保持与原有常规水轮发电机组一致。特别说明，本方法中常规水电机组指常规水轮发电机组，变速抽蓄机组指全功率恒频可逆式水泵水轮机组。
为推动发电企业双碳行动计划落地，发电企业新安装集中式光伏发电单元，并将光伏发电单元作为一个光伏电站打包接入现有水电站开关站，接入当地电网。本方法以此混合式水电站与集中式光伏电站为例阐述具体的实施方式。
1.全功率恒频可逆式水泵水轮机组工作原理
结合图1简要介绍全功率恒频可逆式水泵水轮机组的工作原理。
全功率恒频可逆式水泵水轮机组由水泵水轮机、发电电动机、全功率变流器、调速器、励磁装置及计算机监控系统组成；水泵水轮机与发电电动机通过主轴连接，经AC/DC/AC全功率变流器和主变压器升压后接入交流电网；励磁装置为全功率变流器提供直流磁场，调速器通过导叶调节机组流量，计算机监控系统实现各运行设备的实时数据采集，并将控制指令下发给全功率变流器或者调速器。
全功率恒频可逆式水泵水轮机组的快速功率控制实现为：采用变流器控制机组的并网电磁功率，水轮机调速器通过调节导叶开度控制水轮机转速及机械功率，计算机监控系统利用机组运转特性曲线，实现调速器、励磁、全功率变流器的转速、水头、流量、出力等的寻优计算。
全功率变流器的控制实现为：网侧变流器连接变流器直流母线与交流电网，外环采用虚拟同步机输出功率控制，内环采用电压、电流双环控制，在发电工况下，通过控制并网功率，将直流电能逆变成交流电能输送到电网；机侧变流器连接电机与直流母线，机侧变流器外环采用直流母线电压闭环控制，内环采用电流闭环控制，在发电工况下，通过控制直流母线电压、电机转矩，将发电机产生的电能送到直流母线。在抽水工况下，全功率变流器控制将电网的交流电能送到水泵侧，实现抽水蓄能。
2.水光蓄协调控制系统结构
结合图2介绍混合式水电站与光伏电站的水光蓄协调控制系统结构。
水光蓄协调控制系统分别与混合式水电站计算机监控系统、光伏电站计算机监控系统及光伏预测系统以通信方式采集实时机组状态、机组出力、光伏出力、预测出力等，经过协调控制单元计算后，下发功率调节指令给混合式水电站和光伏电站的计算机监控系统，实现对常规水电机组、变速抽蓄机组和光伏逆变器的控制调节。
水光蓄协调控制系统由数据采集单元、数据存储单元、协调控制单元、优化调度单元、远动通信单元组成。
数据采集单元利用光纤与混合式水电站及光伏电站建立通信通道，实现与混合式水电站计算机监控系统、光伏电站计算机监控系统、光伏预测系统的远程通信，采集实时生产数据，如机组有功功率、无功功率等，并将功率调节控制指令下发给水电站或光伏站计算机监控系统，完成对常规水电机组、变速抽蓄机组及光伏逆变器的功率调节。数据存储单元用于存储混合式水电站、光伏电站的生产数据、运算数据，便于用户进行查询、统计和分析。协调控制单元实现对混合式水电站内的发电机组和光伏逆变器的实时功率控制，协调水电站与光伏电站的出力分配。优化调度单元实现对水光蓄的长、中、短期优化调度，制定水光蓄的发电计划，并上送调度部门。远动通信单元接收电力调度机构下发的发电计划，上送水光蓄的实时出力等生产信息。
3.混合式水电站结构及运行模式
图3为典型的混合式水电站机组布置图，混合式水电站通常至少包含1条引水管道，每条引水管道安装有多台常规水电机组和变速抽蓄机组；
对于相同引水管道的多台常规水电机组和变速抽蓄机组，在水流方向为自上至下时，常规水电机组和变速抽蓄机组可同时运行在发电状态，向电网输出能量；在水流方向为自下至上时，常规水电机组必须处于停机状态，变速抽蓄机组才允许抽水蓄能，吸收电网富裕能量；
对于不同引水管道的常规水电机组和变速抽蓄机组，可保持相同的发电状态；也可以保持不同运行状态，即同一条引水管道的常规水电机组或变速抽蓄机组为发电状态，另一条引水管道的常规水电机组为停机状态，变速抽蓄机组为抽水状态。
针对混合式水电站的特殊结构，为实现混合式水电站的安全稳定运行，本方法提出三种混合式水电站的运行模式：发电模式、抽水模式和混合模式。
(1)发电模式
发电模式是指所有的常规水电机组、变速抽蓄机组处于发电状态或停机状态，此时混合式水电站接受水光蓄协调控制系统控制指令或电网调度的二次调频指令，在水电站出力可调范围内调节所有发电机组的功率，使全站出力满足调节速率和调节精度等要求，发电模式通常用于洪水期或负荷高峰时段，按照调度要求全力调峰。
混合式水电站发电模式下的出力调节范围
式中：PeH为混合式水电站当前水头下的可调功率上限；
PeL为混合式水电站当前水头下的可调功率下限；
HydijH为第i条引水管第j台发电的常规水电机组当前水头下的最大允许出力；
HydijL为第i条引水管第j台发电的常规水电机组当前水头下的最小允许出力；
PsijH为第i条引水管第j台发电的变速抽蓄机组当前水头下的最大允许出力；
PsijL为第i条引水管第j台发电的变速抽蓄机组当前水头下的最小允许出力；
w为混合式水电站处于可用非检修状态的引水管数量；
mi为混合式水电站第i条引水管发电的常规水电机组数量；
ni为混合式水电站第i条引水管发电的变速抽蓄机组数量；
PeMax为混合式水电站当前水头下的最大可调功率；
PeMin为混合式水电站当前水头下的最小可调功率；
M为混合式水电站所有常规水电机组数量；
N为混合式水电站所有变速抽蓄机组数量；
(2)抽水模式
抽水模式是指所有的常规水电机组处于停机状态，变速抽蓄机组则处于抽水状态或停机状态，此时混合式水电站接受水光蓄协调控制系统控制指令或电网调度的二次调频指令，在水电站入力可调范围内调节变速抽蓄机组的可调入力；抽水模式通常用于枯水期或负荷低谷时段，通过抽水实现能量存储，消纳风电等富裕电能，同时提高水电站运行水位。
混合式水电站抽水模式下的入力调节范围
式中：
QeH为混合式水电站当前水头下的可调入力上限；
QeL为混合式水电站当前水头下的可调入力下限；
QsijH为第i条引水管第j台抽水的变速抽蓄机组当前水头下的最大允许入力；
QsijL为第i条引水管第j台抽水的变速抽蓄机组当前水头下的最小允许入力；
(3)混合模式
混合模式是指电站内不同引水管道的常规水电机组、全功率变速抽蓄机组同时处于发电状态或抽水停机状态，如：同一引水管道的常规水电机组、全功率变速抽蓄机组处于发电状态，另一引水管道的常规水电机组处于停机状态，全功率变速抽蓄机组处于抽水状态。。此时混合式水电站接受水光蓄协调控制系统控制指令或电网调度的二次调频指令，根据水光蓄协调控制策略在水电站功率可调范围内调节所有机组的入力或出力；使水光蓄联合送出功率的平滑送出；混合模式通常应用于平水期或枯水期，主要作用是在使水光蓄联合送出功率的平滑送出的同时，提高水电站运行水位，减少弃光。
混合式水电站混合模式下的功率调节范围【按引水管道区分】
ΔPe＝PeH-PeL
式中：
HydiH为第i台处于发电状态的常规水电机组当前水头下的最大允许出力；
HydiL为第i台处于发电状态的常规水电机组当前水头下的最小允许出力；
PsjH为第j台处于发电状态的全功率变速抽水蓄能机组当前水头下的最大允许出力；
PsjL为第j台处于发电状态的全功率变速抽水蓄能机组当前水头下的最小允许出力；
PeH为混合式水电站当前水头下的可调功率上限；
PeL为混合式水电站当前水头下的可调功率下限；
m为混合式水电站处于发电状态的常规水电机组数量；
n为混合式水电站处于发电状态的变速抽蓄机组数量；
4.混合式水电站运行模式的确定
混合式水电站的三种运行模式由电力调度部门或水光蓄协调控制系统下发的二次调频指令与当前光伏出力共同决定。
(1)计算混合式水电站实时功率设定值Pset
式中：PsetGdc为电力调度机构下发的二次调频指令，即水光蓄总出力设定值；
PsetPv为光伏电站出力设定值；
Pset为混合式水电站功率设定值；
PsetHyd为混合式水电站中发电的常规水电机组出力设定值之和；
PsetPs为混合式水电站中发电方向的变速抽蓄机组出力设定值之和；
QsetPs为混合式水电站中抽水方向的变速抽蓄机组出力设定值之和；
(2)由Pset确定混合式水电站的运行模式
①发电模式确定
混合式水电站发电时，优先考虑同一引水管道内的机组承担出力。
只要混合式水电站功率设定值满足Pset>PgenL，则表示混合式水电站处于发电模式，发电模式下，w-1条引水管的常规水电机组和变速抽蓄机组发出最大出力，第w条引水管常规水电机组发出最小出力。
②发电模式确定
只要混合式水电站功率设定值满足Pset<-QpumpL，则表示混合式水电站处于抽水模式，抽水模式下，w-1条引水管的变速抽蓄机组发出最大入力，第w条引水管的变速抽蓄机组发出最小入力，常规水电机组全部停机。
③混合模式确定
混合式水电站功率设定值满足-QpumpL≤Pset≤PgenL，则表示混合式水电站处于混合模式，即至少有1条引水管的1台变速抽蓄机组处于抽水状态，至少有1条引水管的常规水电机组处于发电状态。
综上所述，混合式水电站运行模式的自动切换条件如下：
(3)确定不同模式下的机组运行状态
发电模式下，所有常规水电机组和变速抽蓄机组均处于发电状态或停机状态；
混合模式下，至少有1条引水管的1台变速抽蓄机组处于抽水状态；
抽水模式下，所有常规水电机组全部停机，全部变速抽蓄机组均处于抽水状态或停机状态。
5.混合式水电与光伏的协调控制策略
水光蓄协调控制数学模型为：
下面结合图4对本方法的实施过程进行阐述。
混合式水电与光伏的水光蓄协调控制策略为：二次调频出力增加时，优先增加光伏出力，再增加混合式水电出力；二次调频出力减少时，优先降低混合式水电出力，再降低光伏出力。
(1)二次调频的水光蓄总出力增加，即PsetGdc-P′setGdc>Pdb时，
如果PvL<(PsetGdc-Pset)<PvH，则由光伏先承担二次调频指令，即
PsetPv＝PsetGdc-Pset
否则，由混合式水电和光伏共同承担二次调频指令，即
式中：PvH为光伏电站逆变器当前气象条件下的功率调节上限之和；
PvL为光伏电站逆变器当前气象条件下的功率调节下限之和；
Pdb为二次调频指令变化值死区，Pdb>0.0；
P′setGdc为上次二次调频指令的水光蓄总出力设定值，即之前的二次调频指令。
其中，
式中：PvHi为光伏电站第i个逆变器当前气象条件下的功率调节上限；
PvLi为光伏电站第i个逆变器当前气象条件下的功率调节下限；
m为光伏发电站的逆变器数目。
(2)二次调频的水光蓄总出力减少，即P′setGdc-PsetGdc>Pdb时，
如果PeL<(PsetGdc-PsetPv)<PeH，则由混合式水电先承担二次调频指令，即
Pset＝PsetGdc-PsetPv
否则，由混合式水电和光伏共同承担二次调频指令，即
(3)混合式水电站与光伏电站的水光蓄二次调频指令在满足abs(PsetGdc- P)≤Pdb时，认为完成本次负荷调节过程，等待下个新的二次调频指令，P为混合式水电与光伏的总实发出力。
6.混合式水电站的负荷分配策略
混合式水电站的负荷分配策略采用引水管可调出力范围成比例的分配原则。
(1)计算每条引水管的可调出力上下限。
根据每条引水管内的常规水电机组和变速抽蓄机组的最大最小允许出力，计算每条引水管的可调出力上下限。
式中：PeHi为混合式水电站第i条引水管当前水头下的最大可用功率；
PeLi为混合式水电站第i条引水管当前水头下的最小可用功率；
HydijH为第i条引水管第j台常规水电机组当前水头下的最大允许出力；
HydijL为第i条引水管第j台常规水电机组当前水头下的最小允许出力；
PsijH为第i条引水管第j台变速抽蓄机组当前水头下的最大允许出力；
PsijL为第i条引水管第j台变速抽蓄机组当前水头下的最小允许出力；
w为混合式水电站处于可用非检修状态的引水管数量；
mi为混合式水电站第i条引水管常规水电机组数量；
ni为混合式水电站第i条引水管变速抽蓄机组数量；
(2)计算每条引水管的可调出力范围。
ΔPie＝PeHi-PeLi
式中：ΔPie为混合式水电站第i条引水管的可调出力范围；
(3)计算各引水管机组的出力设定值。
式中：PsetHydij为第i条引水管第j台常规水电机组的出力设定值；
PsetPsij为第i条引水管第j台变速抽蓄机组的出力设定值；
7.光伏电站负荷分配原则
梯级水光互补发电系统在光伏电站的负荷分配，采用光伏逆变器容量成比例原则。
式中：PsetPvi为第i个光伏逆变器的出力设定值；
PmaxPvi为第i个光伏逆变器的最大可用容量；
m为光伏电站逆变器的数目
8.混合式水电与光伏的平滑控制策略
(1)只要混合式水电站任一条引水管的所有常规水电机组处于停机状态后，则启动至少一台变速抽蓄机组运行至抽水调相状态，该变速抽蓄机组可以作为调节光伏出力波动的首选电源。一方面变速抽蓄运行于抽水调相态时耗水量和有功损耗极少；另一方面，通过消纳光伏站的弃光电量，不仅可以抽水蓄能，还能提高混合式水电站的运行水位，提升常规水电机组和变速抽蓄机组的运行效率。启动任一台变速抽蓄机组至抽水调相态的条件为：
式中：Pi第i条引水管所有机组的实时出力；
PjHyd为第i条引水管第j台常规水电机组的实时出力；
PjPs为第i条引水管第j台变速抽蓄机组的实时出力；
(2)光伏出力突然增加时，首先增加抽水方向的变速抽蓄机组的入力来平抑光伏出力的波动，提高水电站的净水头及机组的发电效率；其次通过降低发电方向的机组(即发电方向的常规水电机组和变速抽蓄机组)的出力来平抑光伏出力的增加。
①计算光伏电站实时出力与出力设定的偏差值ΔPV。
ΔPV＝Ppv-PsetPv
式中：ΔPV为当前时刻光伏实时出力与光伏出力设定的偏差值；
Ppv为当前时刻光伏实时出力。
②计算抽水方向的变速抽蓄机组入力可调节范围ΔQe。
ΔQe＝QeH-QeL
式中：QeH为所有变速抽蓄机组当前水头下的可调入力上限；
QeL为所有变速抽蓄机组当前水头下的可调入力下限；
③如果0<ΔPV<ΔQe,则由抽水方向的变速抽蓄机组通过增加入力来平抑光伏出力的增加。
QsetPs＝Q′setPs+ΔPV
式中：QsetPs为所有变速抽蓄机组的新入力设定值；
Q′setPs为上次所有变速抽蓄机组的入力设定值；
④如果0<ΔQe<ΔPV,则由发电方向的机组减出力和抽水方向的变速抽蓄机组增加入力来平抑光伏出力的增加。
式中：Pset为发电方向的常规水电机组和变速抽蓄机组的新出力设定值；
P′set为上次发电方向的常规水电机组和变速抽蓄机组的出力设定值；
(3)光伏出力突然减少时，首先减少抽水方向的变速抽蓄机组的入力来平抑光伏出力的波动；其次通过增加发电方向的机组的出力来平抑光伏出力的降低。
①计算光伏电站实时出力与出力设定的偏差值ΔPV。
ΔPV＝Ppv-PsetPv
②计算抽水方向的变速抽蓄机组入力可调节范围ΔQe。
ΔQe＝QeH-QeL
③如果0<-ΔPV<ΔQe,则由抽水方向的变速抽蓄机组通过减少入力来平抑光伏出力的增加。
QsetPs＝Q′setPs+ΔPV
④如果0<ΔQe<-ΔPV,则由发电方向的机组增出力和抽水方向的变速抽蓄机组减少入力来平抑光伏出力的增加。
(4)抽水方向的变速抽蓄机组入力的分配采用机组可调入力成比例原则。
①计算各台抽水方向的变速抽蓄机组入力可调节范围ΔQie。
ΔQie＝QsiH-QsiL
式中：QsiH为抽水方向的变速抽蓄机组可调入力上限；
QsiL为抽水方向的变速抽蓄机组可调入力下限；
②计算各台抽水方向的变速抽蓄机组的入力设定值QsetPsi。
式中：QsetPsi为第i台抽水方向的变速抽蓄机组的入力设定值；
QsetPs为抽水方向的所有变速抽蓄机组出力设定值；
r为抽水方向的所有变速抽蓄机组数量。
本发明的技术方案不限于上述具体实施例的限制，凡是根据本发明的技术方案做出的技术变形，均落入本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种混合式水电与光伏的协调控制方法，其特征在于：包括水光蓄协调控制系统，所述水光蓄协调控制系统由数据采集单元、数据存储单元、协调控制单元、优化调度单元、远动通信单元组成，所述水光蓄协调控制系统分别与混合式水电站的计算机监控系统、光伏电站的计算机监控系统及光伏预测系统以通信方式采集实时机组状态、机组出力、光伏出力和光伏预测出力，经过协调控制单元计算后，下发功率调节指令给混合式水电站和光伏电站的计算机监控系统，实现对常规水电机组、变速抽蓄机组和光伏逆变器的控制调节；
所述混合式水电站至少包含1条引水管，每条引水管安装有至少1台常规水电机组和至少1台所述变速抽蓄机组；
对于相同引水管的常规水电机组和变速抽蓄机组，在水流方向为自上至下时，常规水电机组和变速抽蓄机组可同时运行在发电状态，向电网输出能量；在水流方向为自下至上时，常规水电机组为停机状态，变速抽蓄机组抽水蓄能，吸收电网富裕能量；
对于不同引水管的常规水电机组和变速抽蓄机组，可处于不同运行状态，即发电状态或抽水状态；同一条引水管的常规水电机组或变速抽蓄机组为发电状态，另一条引水管的常规水电机组为停机状态，变速抽蓄机组为抽水状态；
所述混合式水电站包括三种运行模式：发电模式、抽水模式和混合模式；
所述混合式水电站的三种运行模式由电力调度部门或水光蓄协调控制系统下发的二次调频指令与当前光伏出力共同决定：
(1)计算混合式水电站功率设定值Pset
式中：PsetGdc为二次调频指令，即水光蓄总出力设定值；
PsetPv为光伏电站出力设定值；
PsetHyd为混合式水电站中发电的常规水电机组出力设定值之和；
PsetPs为混合式水电站中发电方向的变速抽蓄机组出力设定值之和；
QsetPs为混合式水电站中抽水方向的变速抽蓄机组出力设定值之和；
(2)由Pset确定混合式水电站的运行模式
①发电模式确定
混合式水电站发电时，优先考虑同一引水管内的机组承担出力；
混合式水电站功率设定值满足Pset＞PgenL，则表示混合式水电站处于发电模式，发电模式下，w-1条引水管的常规水电机组和变速抽蓄机组发出最大出力，第w条引水管常规水电机组发出最小出力；其中，PgenL表示混合式水电站发电方向最小出力；HydijH为第i条引水管第j台常规水电机组当前水头下的最大允许出力；HydijL为第i条引水管第j台常规水电机组当前水头下的最小允许出力；PsijH为第i条引水管第j台变速抽蓄机组当前水头下的最大允许出力；w为混合式水电站处于可用非检修状态的引水管数量；mi为混合式水电站第i条引水管常规水电机组数量；ni为混合式水电站第i条引水管变速抽蓄机组数量；i，j为变量；
②抽水模式确定
混合式水电站功率设定值满足Pset＜-QpumpL，则表示混合式水电站处于抽水模式，抽水模式下，w-1条引水管的变速抽蓄机组发出最大入力，第w条引水管的变速抽蓄机组发出最小入力，常规水电机组全部停机；其中，QpumpL表示混合式水电站抽水方向最小入力；QsijH为第i条引水管第j台变速抽蓄机组当前水头下的最大允许入力；QsijL为第i条引水管第j台变速抽蓄机组当前水头下的最小允许入力；
③混合模式确定
混合式水电站功率设定值满足-QpumpL≤Pset≤PgenL，则表示混合式水电站处于混合模式，即至少有1条引水管的1台变速抽蓄机组处于抽水状态，至少有1条引水管的常规水电机组处于发电状态。
2.根据权利要求1所述的混合式水电与光伏的协调控制方法，其特征在于：所述变速抽蓄机组由水泵水轮机、发电电动机、全功率变流器、调速器、励磁装置及变速抽蓄机组的计算机监控系统组成；水泵水轮机输出轴与发电电动机输入轴连接，经所述全功率变流器和主变压器升压后接入交流电网；所述励磁装置为全功率变流器提供直流磁场，所述调速器通过导叶调节机组流量，变速抽蓄机组的计算机监控系统实现各运行设备的实时数据采集，并将控制指令下发给全功率变流器或者调速器；
所述变速抽蓄机组功率调节控制方法为：采用全功率变流器控制机组的并网电磁功率，调速器通过调节导叶开度控制水泵水轮机转速及机械功率，变速抽蓄机组的计算机监控系统利用机组运转特性曲线，实现调速器、励磁装置、全功率变流器的转速、水头、流量、出力的寻优计算。
3.根据权利要求1所述的混合式水电与光伏的协调控制方法，其特征在于：所述发电模式为：所有的常规水电机组、变速抽蓄机组处于发电状态或停机状态，此时混合式水电站接受水光蓄协调控制系统控制指令或电网调度的二次调频指令，在水电站出力可调范围内调节所有发电机组的功率，使全站出力满足调节速率和调节精度要求，发电模式通常用于洪水期或负荷高峰时段，按照调度要求全力调峰；
混合式水电站发电模式下的出力调节范围
式中：PeH为混合式水电站当前水头下的可调功率上限；
PeL为混合式水电站当前水头下的可调功率下限；
PsijL为第i条引水管第j台变速抽蓄机组当前水头下的最小允许出力；
PeMax为混合式水电站当前水头下的最大可调功率；
PeMin为混合式水电站当前水头下的最小可调功率；
HydiH为第i台常规水电机组当前水头下的最大允许出力；
HydiL为第i台常规水电机组当前水头下的最小允许出力；
PsjH为第j台变速抽水蓄能机组当前水头下的最大允许出力；
PsjL为第j台变速抽水蓄能机组当前水头下的最小允许出力；
M为混合式水电站所有常规水电机组数量；
N为混合式水电站所有变速抽蓄机组数量。
4.根据权利要求1所述的混合式水电与光伏的协调控制方法，其特征在于：所述抽水模式为所有的常规水电机组处于停机状态，变速抽蓄机组则处于抽水状态或停机状态，此时混合式水电站接受水光蓄协调控制系统控制指令或电网调度的二次调频指令，在水电站入力可调范围内调节变速抽蓄机组的可调入力；抽水模式通常用于枯水期或负荷低谷时段，通过抽水实现能量存储，消纳光伏的富裕电能，同时提高水电站运行水位；
混合式水电站抽水模式下的入力调节范围：
式中：
QeH为混合式水电站当前水头下的可调入力上限；
QeL为混合式水电站当前水头下的可调入力下限。
5.根据权利要求1所述的混合式水电与光伏的协调控制方法，其特征在于：所述混合模式为水电站内不同引水管的常规水电机组、变速抽蓄机组，部分引水管的常规水电机组、变速抽蓄机组处于发电状态，其余的引水管的变速抽蓄机组处于抽水状态，此时混合式水电站接受水光蓄协调控制系统控制指令或电网调度的二次调频指令，根据水光蓄协调控制策略在水电站功率可调范围内调节所有机组的入力或出力，混合模式应用于平水期或枯水期，主要作用是在使水光蓄联合送出功率的平滑送出的同时，提高水电站运行水位，减少弃光；
混合式水电站混合模式下的功率调节范围：
式中：HydiH为第i台常规水电机组当前水头下的最大允许出力；
HydiL为第i台常规水电机组当前水头下的最小允许出力；
PsjH为第j台变速抽水蓄能机组当前水头下的最大允许出力；
PsjL为第j台变速抽水蓄能机组当前水头下的最小允许出力；
PeH为混合式水电站当前水头下的可调功率上限；
PeL为混合式水电站当前水头下的可调功率下限；
QeH为混合式水电站当前水头下的可调入力上限；
QeL为混合式水电站当前水头下的可调入力下限；
m为混合式水电站处于发电状态的常规水电机组数量；
n为混合式水电站处于发电状态的变速抽蓄机组数量。
6.根据权利要求1所述的混合式水电与光伏的协调控制方法，其特征在于：
水光蓄协调控制数学模型为：
混合式水电与光伏的水光蓄协调控制策略为：二次调频出力增加时，优先增加光伏出力，再增加混合式水电出力；二次调频出力减少时，优先降低混合式水电出力，再降低光伏出力；
(1)二次调频的水光蓄总出力增加，即PsetGdc-P′setGdc＞Pdb时，如果PvL＜(PsetGdc-Pset)＜PvH，则由光伏先承担二次调频指令，即
PsetPv＝PsetGdc-Pset
否则，由混合式水电和光伏共同承担二次调频指令，即
式中：PvH为光伏电站逆变器当前气象条件下的功率调节上限之和；
PvL为光伏电站逆变器当前气象条件下的功率调节下限之和；
Pdb为二次调频指令变化值死区，Pdb＞0.0；
P′setGdc为上次二次调频指令的水光蓄总出力设定值，即之前的二次调频指令；
其中，
式中：PvHi为光伏电站第i个逆变器当前气象条件下的功率调节上限；
PvLi为光伏电站第i个逆变器当前气象条件下的功率调节下限；
k为光伏发电站的逆变器数目；
(2)二次调频的水光蓄总出力减少，即P′setGdc-PsetGdc＞Pdb时，
如果PeL＜(PsetGdc-PsetPv)＜PeH，则由混合式水电先承担二次调频指令，即Pset＝PsetGdc-PsetPv
否则，由混合式水电和光伏共同承担二次调频指令，即
混合式水电站与光伏电站的水光蓄二次调频指令在满足abs(PsetGdc-P)≤Pdb时，认为完成本次负荷调节过程，等待下个新的二次调频指令，P为混合式水电与光伏的总实发出力；其中，PeH为混合式水电站当前水头下的可调功率上限；PeL为混合式水电站当前水头下的可调功率下限。
7.根据权利要求1所述的混合式水电与光伏的协调控制方法，其特征在于：
混合式水电站的负荷分配策略采用引水管可调出力范围成比例的分配原则；
(1)计算每条引水管的可调出力上下限；
根据每条引水管内的常规水电机组和变速抽蓄机组的最大最小允许出力，计算每条引水管的可调出力上下限；
式中：PeHi为混合式水电站第i条引水管当前水头下的最大可用功率；
PeLi为混合式水电站第i条引水管当前水头下的最小可用功率；
PsijL为第i条引水管第j台变速抽蓄机组当前水头下的最小允许出力；
(2)计算每条引水管的可调出力范围；
ΔPie＝PeHi-PeLi
式中：ΔPie为混合式水电站第i条引水管的可调出力范围；
(3)计算各引水管机组的出力设定值；
式中：PsetHydij为第i条引水管第j台常规水电机组的出力设定值；PsetPsij为第i条引水管第j台变速抽蓄机组的出力设定值。
8.根据权利要求1所述的混合式水电与光伏的协调控制方法，其特征在于：
混合式水电与光伏的平滑控制策略为：
(1)混合式水电站任一条引水管的所有常规水电机组处于停机状态后，则启动至少一台变速抽蓄机组运行至抽水调相状态，启动任一台变速抽蓄机组至抽水调相态的条件为：
式中：Pi第i条引水管所有机组的实时出力；
PjHyd为第i条引水管第j台常规水电机组的实时出力；
PjPs为第i条引水管第j台变速抽蓄机组的实时出力；
(2)光伏出力突然增加时，首先增加抽水方向的变速抽蓄机组的入力来平抑光伏出力的波动，提高水电站的净水头及机组的发电效率；其次通过降低发电方向的机组出力来平抑光伏出力的增加；
①计算光伏电站实时出力与出力设定的偏差值ΔPV
ΔPV＝Ppv-PsetPv
式中：ΔPV为当前时刻光伏实时出力与光伏出力设定的偏差值；
Ppv为当前时刻光伏实时出力；
②计算抽水方向的变速抽蓄机组入力可调节范围ΔQe
ΔQe＝QeH-QeL
式中：QeH为所有变速抽蓄机组当前水头下的可调入力上限；
QeL为所有变速抽蓄机组当前水头下的可调入力下限；
③如果0＜ΔPV＜ΔQe，则由抽水方向的变速抽蓄机组通过增加入力来平抑光伏出力的增加
QsetPs＝Q′setPs+ΔPV
式中：Q′setPs为上次混合式水电站中抽水方向的变速抽蓄机组出力设定值；
④如果0＜ΔQe＜ΔPV，则由发电方向的机组减出力和抽水方向的变速抽蓄机组增加入力来平抑光伏出力的增加
式中：Psetpos为发电方向的常规水电机组和变速抽蓄机组的新出力设定值；
P′setpos为上次发电方向的常规水电机组和变速抽蓄机组的出力设定值；
(3)光伏出力突然减少时，首先减少抽水方向的变速抽蓄机组的入力来平抑光伏出力的波动；其次通过增加发电方向的机组的出力来平抑光伏出力的降低；
①计算光伏电站实时出力与出力设定的偏差值ΔPV
ΔPV＝Ppv-PsetPv
②计算抽水方向的变速抽蓄机组入力可调节范围ΔQe
ΔQe＝QeH-QeL
③如果0＜-ΔPV＜ΔQe，则由抽水方向的变速抽蓄机组通过减少入力来平抑光伏出力的增加
QsetPs＝Q setPs+ΔPV
④如果0＜ΔQe＜-ΔPV，则由发电方向的机组增出力和抽水方向的变速抽蓄机组减少入力来平抑光伏出力的增加
(4)抽水方向的变速抽蓄机组入力的分配采用机组可调入力成比例原则
①计算各台抽水方向的变速抽蓄机组入力可调节范围ΔQie
ΔQie＝QsiH-QsiL
式中：QsiH为抽水方向的变速抽蓄机组可调入力上限；
QsiL为抽水方向的变速抽蓄机组可调入力下限；
②计算各台抽水方向的变速抽蓄机组的入力设定值QsetPsi
式中：QsetPsi为第i台抽水方向的变速抽蓄机组的入力设定值；
r为抽水方向的所有变速抽蓄机组数量。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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