CN115241922A - 风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法与系统 - Google Patents

风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法与系统 Download PDF

Info

Publication number
CN115241922A
CN115241922A CN202210994760.3A CN202210994760A CN115241922A CN 115241922 A CN115241922 A CN 115241922A CN 202210994760 A CN202210994760 A CN 202210994760A CN 115241922 A CN115241922 A CN 115241922A
Authority
CN
China
Prior art keywords
wind
power
index
determining
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.)
Pending
Application number
CN202210994760.3A
Other languages
English (en)
Inventor
彭琰
常靖浩
马骏超
金宇清
王晨旭
鞠平
罗华峰
吴峰
沈杨臻
孙黎霞
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Electric Power Research Institute of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
Original Assignee
Electric Power Research Institute of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Electric Power Research Institute of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd filed Critical Electric Power Research Institute of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
Priority to CN202210994760.3A priority Critical patent/CN115241922A/zh
Publication of CN115241922A publication Critical patent/CN115241922A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

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
    • H02J3/48—Controlling the sharing of the in-phase component
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

本发明公开一种风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法与系统，其首先给定四个风电场输出功率的决策指标；然后，仿真获得风电场内各风电机组在不同风速、不同目标程度的系统频率跌落过程下的有功功率响应曲线及对应的四个指标数值；当检测到系统中同步发电机开机组合发生较大变化时，需要更新决策用系统频率响应函数；当检测到系统发生重大功率缺额后，采用系统频率响应函数，确定系统频率最低值的控制目标等；接着，根据风电场内各风电机组当前风速，确定风电场输出功率各决策指标的数值或取值范围；然后，对各指标进行分步寻优，分步确定各指标的具体数值；最后，确定风电场内参与频率支撑的机组组合，实现风电场对系统频率的支撑。

Description

风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法与系统
技术领域
本发明涉及智能电网技术领域，尤其是电网系统稳定和控制技术，具体而言涉及一种风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法与系统。
背景技术
风力发电在电网系统中的渗透率逐渐提高，风力发电已成为电网中非常重要的电源。由于电力电子变流器的存在，风力发电机(WTG)的转子转速与频率解耦，无法响应频率变化。因此，当大规模风力发电并网时，整个系统的频率调节能力会明显减弱，可能会威胁到电网系统的频率稳定性。许多国家都制定了关于风力发电如何为电网系统提供频率支持的电网规范。一些电网规范仅规定风力发电可以参与一次调频，而另一些电网规范也对风力发电的快速频率响应能力提出了要求。
WTG需要额外的控制策略来响应系统频率的变化。在控制策略中，虚拟惯量控制和下垂控制通过释放转子动能来增加风力发电机的输出功率，而超速控制和变桨控制是卸载控制策略，可以为风力发电机保留一些备用功率。在一些研究中，结合使用两种或多种控制策略来提高风力发电机组的频率支持效果。如果风力发电机组不采用卸载控制策略或部分储能装置，当频率下降时，风力发电机组将无法提供持续的电力支持。然而，卸载控制影响了风力发电机组的经济效益。如果只使用虚拟惯性控制或下垂控制，WTG只能参与快速频率响应。此外，WTG参与频率支持后，转子转速会偏离最大功率跟踪点，导致转速恢复过程中的功率损失。这种功率损耗是WTG参与快速频率响应的成本。
当电网系统突然出现大功率不足时，频率会迅速下降。当前电网系统中可用的频率支撑手段包括直流输电线路的功率调制、抽水蓄能、可中断负荷的精确去除以及风力发电机组的快速频率响应。除风力发电外，其他方式提供的支持电量具有固定值；而风力发电能够提供的支撑功率不是一个确定的数值。对于如何确定参与快速频率响应的风力发电功率支撑量，目前尚未有被广泛采用的方法。
发明内容
本发明目的在于提出了一种风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法，一方面用于确定电网系统对风电场功率支撑量的需求，另一方面确定风电场内提供电网系统所需功率支撑量的机组组合。
根据本发明目的的第一方面提出一种风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法，包括以下步骤：
步骤1、给定风电场输出功率决策指标，包括有功功率变化的最大值△PMAX、有功功率变化达到最大值的时间TM、有功功率变化归零的时间TZ和有功功率变化的允许最小值△PMIN；
步骤2、仿真获得风电场内各风电机组在不同风速、不同目标程度的系统频率跌落过程下的有功功率响应曲线及所述步骤1中对应的四个决策指标的数值；
步骤3、判断电网系统中同步发电机的开机组合和发电功率是否发生预期变化，若是则重新执行步骤2，否则进入步骤4；
步骤4、判断电网系统是否发生预定的功率缺额，若是则进入步骤5，否则返回步骤3；
步骤5、采用系统频率响应函数，计算出风电不参与调频情况下系统频率的最大跌落程度，确定系统频率最低值的控制目标fmin1以及对应的风电场等效阶跃支撑功率△Pstep，确定系统频率恢复过程中的频率二次跌落幅度△f2；
步骤6、根据风电场内各风电机组当前风速，确定所述步骤1中所述风电场风电场输出功率决策指标的数值或取值范围；
步骤7、在步骤6所确定的指标取值范围内对各指标进行分步寻优，分步确定各指标的具体数值；
步骤8、根据步骤7所得风电场输出功率的各个指标的具体数值，确定四个指标所围成的图形△Pindex(t)，并据此确定风电场内参与频率支撑的机组组合。
根据本发明目的的第二方面还提出一种用于确定风电场参与电网频率支撑的机组组合的系统，包括：
一个或多个处理器；
存储器，存储可被操作的指令，所述指令在通过所述一个或多个处理器执行时使得所述一个或多个处理器执行操作，所述操作包括前述的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法的流程。
根据本发明目的的第三方面还提出一种存储软件的计算机可读介质，所述软件包括能通过一个或多个处理器执行的指令，所述指令通过这样的执行使得所述一个或多个处理器执行操作，所述操作包括前述的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法的流程。
与现有技术相比，本发明提出的用于确定风电场参与电网频率支撑的机组组合的方法与系统的显著优点在于：本发明能够快速的对风电场如何参与电网频率支撑做出决策，一方面用于确定电力系统对风电场功率支撑量的需求，另一方面确定风电场内提供电力系统所需功率支撑量的机组组合，从而能够提高风电参与电网频率支撑的效率，并可以准确实现对系统频率的预期支撑效果，对于促进风电参与电网频率支撑技术的进步具有重要作用。
应当理解，前述构思以及在下面更加详细地描述的额外构思的所有组合只要在这样的构思不相互矛盾的情况下都可以被视为本公开的发明主题的一部分。另外，所要求保护的主题的所有组合都被视为本公开的发明主题的一部分。
结合附图从下面的描述中可以更加全面地理解本发明教导的前述和其他方面、实施例和特征。本发明的其他附加方面例如示例性实施方式的特征和/或有益效果将在下面的描述中显见，或通过根据本发明教导的具体实施方式的实践中得知。
附图说明
附图不意在按比例绘制。在附图中，在各个图中示出的每个相同或近似相同的组成部分可以用相同的标号表示。为了清晰起见，在每个图中，并非每个组成部分均被标记。现在，将通过例子并参考附图来描述本发明的各个方面的实施例，其中：
图1为本发明示例性实施例的风电参与电网频率支撑的机组组合确定方法的流程图；
图2为虚拟惯量与下垂控制联合控制策略示意图；
图3是风电场输出功率决策指标图；
图4是IEEE-9节点系统示意图；
图5是风电场快速频率响应控制研究的快速仿真模型图；
图6是扰动功率为49.80Hz下各指标与风速的关系图；
图7是基于GSFR的指标确定模型
图8是寻优示意图；
图9是机组组合后的简化输出功率与指标对比图。
图10是机组组合前后风电场输出功率对比图。
图11是机组组合参与调频前后频率响应对比图。
具体实施方式
为了更了解本发明的技术内容，特举具体实施例并配合所附图式说明如下。
在本公开中参照附图来描述本发明的各方面，附图中示出了许多说明的实施例。本公开的实施例不必定意在包括本发明的所有方面。应当理解，上面介绍的多种构思和实施例，以及下面更加详细地描述的那些构思和实施方式可以以很多方式中任意一种来实施，这是因为本发明所公开的构思和实施例并不限于任何实施方式。另外，本发明公开的一些方面可以单独使用，或者与本发明公开的其他方面的任何适当组合来使用。
结合图1所示的流程示例，根据本发明公开的实施例的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法，包括以下步骤：
步骤1、给定风电场输出功率决策指标，包括有功功率变化的最大值△PMAX、有功功率变化达到最大值的时间TM、有功功率变化归零的时间TZ和有功功率变化的允许最小值△PMIN；
步骤2、仿真获得风电场内各风电机组在不同风速、不同目标程度的系统频率跌落过程下的有功功率响应曲线及所述步骤1中对应的四个决策指标的数值；
步骤3、判断电网系统中同步发电机的开机组合和发电功率是否发生预期变化，若是则重新执行步骤2，否则进入步骤4；
步骤4、判断电网系统是否发生预定的功率缺额，若是则进入步骤5，否则返回步骤3；
步骤5、采用系统频率响应函数，计算出风电不参与调频情况下系统频率的最大跌落程度，确定系统频率最低值的控制目标fmin1以及对应的风电场等效阶跃支撑功率△Pstep，确定系统频率恢复过程中的频率二次跌落幅度△f2；
步骤6、根据风电场内各风电机组当前风速，确定所述步骤1中所述风电场风电场输出功率决策指标的数值或取值范围；
步骤7、在步骤6所确定的指标取值范围内对各指标进行分步寻优，分步确定各指标的具体数值；
步骤8、根据步骤7所得风电场输出功率的各个指标的具体数值，确定四个指标所围成的图形△Pindex(t)，并据此确定风电场内参与频率支撑的机组组合。
作为可选的实施方式，在前述步骤1中，对于给定的风电场输出功率决策指标，其中：
在有功功率变化量图上，根据点(0,0)、(TM,△PMAX)和(TZ,0)，构造一个表示电网系统对风电场功率支撑量需求的三角形，在风电场最终提供的功率支撑量高于该三角形时，即能够实现对电网系统的频率调节目标；其中，△PMIN表示风电场在风电机组转子转速恢复阶段的输出功率变化最低值，其用于确保频率恢复过程中的频率二次跌落程度符合预期。
作为可选的实施方式，在前述步骤2中，不同目标程度的系统频率跌落过程，是指根据电网系统开机组合情况，采用系统频率响应函数，通过设置不同的系统功率缺额来产生不同目标程度的系统频率跌落过程。
作为可选的实施方式，在前述步骤2中，计算风电场内各风电机组在不同风速、不同目标程度的系统频率跌落过程下的有功功率响应曲线及对应的四个指标数值时，风速以0.1m/s为步长变化，变化范围根据风电机组运行风速范围确定；
电网系统频率跌落程度以频率最低点0.05Hz为步长进行变化，跌落变化范围为49.95Hz至49.00Hz。
作为可选的实施方式，在前述步骤6中，确定步骤1中风电场风电场输出功率决策指标的数值或取值范围，包括：
首先，根据各风电机组当前风速和系统频率最低值的控制目标，在步骤2所得的结果中查询获得所有机组的有功功率响应曲线，并将其累加获得风电场的有功功率响应曲线；
然后，将风电场输出有功功率达到最大值的时间作为TM，取风电场输出有功功率的最大值为指标△PMAX的取值上限，取步骤5中计算所得的风电场等效阶跃支撑功率△Pstep为指标△PMAX的取值下限；取风电场输出有功功率的最小值为指标△PMIN的取值下限，指标△PMIN的取值上限为0；取所有风电机组中指标TZ的最大值和最小值分别作为指标TZ取值的上限和下限。
作为可选的实施方式，在前述步骤7中，分步确定各指标数值的过程包括：
首先，以实现系统频率最低值控制目标fmin1为前提，fmin1以0.05Hz为步长，以风电场有功功率增发段所包围面积TZ△PMAX/2最小为寻优目标，确定指标△PMAX和TZ的数值；
然后，固定已确定的△PMAX和TZ数值，以指标△PMIN的下限为初始值，逐次增加△PMIN，直到满足系统频率二次跌落幅度△f2要求为止。
作为可选的实施方式，在前述步骤8中，确定风电场内参与频率支撑的机组组合，包括以下过程：
步骤8.1、将第n次迭代时的△Pindex(t)记为
Figure BDA0003805097180000051
找到
Figure BDA0003805097180000052
中最大值
Figure BDA0003805097180000053
所对应的时刻
Figure BDA0003805097180000054
其中第1次迭代时
Figure BDA0003805097180000055
步骤8.2、对未选出风电机组，根据
Figure BDA0003805097180000056
时刻有功功率
Figure BDA0003805097180000057
与△PMIN_i比值的绝对值，下标i为机组编号，按从大到小顺序进行排序，若
Figure BDA0003805097180000058
大小相同，则按照
Figure BDA0003805097180000059
从大到小进行排序；
步骤8.3、若
Figure BDA00038050971800000510
大于所有未选出风电机组在
Figure BDA00038050971800000511
时刻有功功率最大值，则选出步骤8.2中排序最靠前的风电机组，否则在步骤8.2排序后的机组中从前往后选出
Figure BDA00038050971800000512
时刻有功功率大于且最接近
Figure BDA00038050971800000513
的风电机组，记录选中风电机组的编号
Figure BDA00038050971800000514
步骤8.4、在
Figure BDA00038050971800000515
中减去风电机组
Figure BDA00038050971800000516
的有功功率响应曲线
Figure BDA00038050971800000517
得到
Figure BDA00038050971800000518
即
Figure BDA00038050971800000519
步骤8.5、重复上述步骤8.1-步骤8.4，直到
Figure BDA00038050971800000520
为止，选中的一系列机组
Figure BDA00038050971800000521
即为要参与系统频率支撑的机组组合。
结合图1所示的示例，在确定参与系统频率支撑的机组组合之后，输出参与频率支撑的指令至各选中的机组，实现风电场对系统频率的支撑。
下面我们将结合图1-图11所示，更加具体的描述本发明以上方法的示例性实现过程。
步骤1、给定风电场输出功率决策指标，包括有功功率变化的最大值△PMAX、有功功率变化达到最大值的时间TM、有功功率变化归零的时间TZ和有功功率变化的允许最小值△PMIN。上述四个决策指标的具体数值及范围可在后续步骤中确定。
本实施例中，考虑到风机运行的经济性，只考虑虚拟惯量控制和下垂控制的联合控制策略。
作为本发明的实施例，典型的联合控制策略结构如图2所示，其中Kdf为惯量控制系数，Kpf为下垂控制系数，ωr为转子转速，Pmeas为风电机组有功功率，f为系统频率，f0为额定频率。
该控制策略通过根据频率偏差Δf和频率变化率df/dt释放转子动能来实现风力发电机的快速频率响应。控制策略对应的方程如(1)所示：
Figure BDA0003805097180000061
根据风电机组在快速频率响应期间输出功率变化的形态特征，本发明提出了ΔP的4个功率变化指标，以确定风电场参与快速频率响应时需要提供的有功功率，如表1所示。
四个指标所包围的图形，如图3所示。
表1输出功率决策指标
符号 含义
ΔP<sub>MAX</sub> 功率变化的最大值
T<sub>M</sub> 功率变化达到最大值ΔP<sub>MAX</sub>的时间
ΔP<sub>MIN</sub> 功率变化的最小值
T<sub>Z</sub> 功率变化重新归零的时间
结合图2、3所示，在有功功率变化量图上，根据点(0,0)、(TM,△PMAX)和(TZ,0)，可以构造一个表示电力系统对风电场功率支撑量需求的三角形，风电场最终提供的功率支撑量高于该三角形时，电力系统的频率调节目标就能实现；△PMIN规定了风电场在风电机组转子转速恢复阶段的输出功率变化最低值，其用于确保频率恢复过程中的频率二次跌落程度符合预期。
步骤2、仿真获得风电场内各风电机组在不同风速、不同目标程度的系统频率跌落过程下的有功功率响应曲线及对应的四个指标数值。
本本示例中，采用了如图4所示的典型的IEEE-9节点仿真系统。图4中G1和G2分别设置为水轮机和汽轮机；G3是一个配备48台1.5MW的DFIG风电机组的风电场，并用单机等效模型表示。同时，为了提高获取不同风速下参数以及评估和决策的速度，采用一种现有的整合风机和电力系统的快速仿真模型，其模型如图5所示。
在可选的示例中，获得不同目标程度的系统频率跌落过程的具体方法是：根据电力系统开机组合情况，根据现有技术以采用系统频率响应函数的方式，通过设置不同的系统功率缺额来产生不同目标程度的系统频率跌落过程。
在可选的示例中，在进行仿真时，风速以0.1m/s为步长变化，变化范围根据风电机组运行风速范围确定；系统频率跌落程度以频率最低点0.05Hz为步长进行变化，跌落的变化范围为49.95Hz至49.00Hz。
步骤3、判断系统中同步发电机的开机组合和发电功率是否发生较大变化，若是则重新执行步骤2，否则进入步骤4。本实例中未发生较大变化，直接进入步骤4。
步骤4、判断系统是否发生重大功率缺额，若是则进入步骤5，否则返回步骤3。本实例中的重大功率缺额为总线5上负载功率突然增加15MW，这种功率缺额约为系统总发电量的5.13％，进入步骤5。
步骤5、采用系统频率响应函数，计算出风电不参与调频情况下系统频率的最大跌落程度，考虑系统各种常规调频手段的能力后确定系统频率最低值的控制目标fmin1(以0.05Hz为步长)以及对应的风电场等效阶跃支撑功率△Pstep，确定系统频率恢复过程中的频率二次跌落幅度△f2。
本实例中，风电不参与调频情况下系统频率的最大跌落程度为49.73Hz。考虑系统各种常规调频手段的能力后确定系统频率最低值的控制目标fmin1＝49.80Hz，对应的风电场等效阶跃支撑功率△Pstep＝0.055(p.u.),系统频率恢复过程中的频率二次跌落幅度△f2＝0.5Hz。
步骤6、根据风电场内各风电机组当前风速，确定步骤1中所述风电场各决策指标的数值或取值范围。
为了快速确定表1的所列四个决策指标的数值，在本发明的实施例中使用了基于通用系统频率响应(GSFR)模型的快速仿真模型，如图5所示。图5中指标测试模块生成功率变化曲线ΔP(t)。
进一步，确定各决策指标的数值或取值范围的具体方法包括以下步骤：
首先，根据各风电机组当前风速和系统频率最低值的控制目标，在步骤2所得的结果中查询获得所有机组的有功功率响应曲线，并将其累加获得风电场的有功功率响应曲线；本实施例系统频率最低值的控制目标为49.80Hz，在步骤2中查询的曲线如图6所示；
然后，将风电场输出有功功率达到最大值的时间作为TM，取风电场输出有功功率的最大值为指标△PMAX的取值上限，取步骤5中计算所得的风电场等效阶跃支撑功率△Pstep为指标△PMAX的取值下限；取风电场输出有功功率的最小值为指标△PMIN的取值下限，指标△PMIN的取值上限为0；取所有风电机组中指标TZ的最大值和最小值分别作为指标TZ取值的上限和下限。
在本实例下，获得的四个决策指标的取值范围如表2所示。
表2四个决策指标的取值范围
指标 取值范围 指标 取值范围
ΔP<sub>MAX</sub>(p.u.) [0.055,0.266] ΔP<sub>MIN</sub>(p.u.) [-0.054,0]
T<sub>M</sub>(s) 3.09 T<sub>Z</sub>(s) [8.61,9.32]
步骤7、在步骤6所确定的指标取值范围内对各指标进行分步寻优，分步确定各指标的具体数值。
作为可选的实施方式，分步确定各指标数值的具体方法包括以下步骤：
首先，以实现系统频率最低值控制目标fmin1为前提，以风电场有功功率增发段所包围面积TZ△PMAX/2最小为寻优目标，确定指标△PMAX和TZ的数值；然后，固定已确定的△PMAX和TZ数值，以指标△PMIN的下限为初始值，逐次增加△PMIN直到满足系统频率二次跌落幅度△f2要求为止；
本实施例中ΔPMIN下限为-0.054，增加步长为0.001；
然后，以面积k(n)＝TZ△PMAX/2为寻优方向，即以图7中灰色长箭头所指方向寻优，若k(n)中没有能够实现系统频率最低值控制目标的△PMAX和TZ，则增大面积，使k(n+1)＝k(n)+△k，如以图7中黑色短箭头所指方向位移，而后在k(n+1)约束下继续寻优，直到寻到满足调频要求的△PMAX和TZ。
本实例中k(0)＝0.474，Δk＝0.001，使用8核CPU的计算机，通过并行计算可以在0.2s内得到结果。本实例获得的指标数据如表3所示。
表3风电场输出功率决策指数的数值
指标 数值 指标 数值
ΔP<sub>MAX</sub>(p.u.) 0.099 ΔP<sub>MIN</sub>(p.u.) -0.043
T<sub>M</sub>(s) 3.09 T<sub>Z</sub>(s) 8.62
步骤8、根据步骤7所得风电场输出功率指标，根据四个指标所围成的图形△Pindex(t)，确定风电场内参与频率支撑的机组组合。
作为可选的实施方式，确定风电场内参与频率支撑的机组组合的过程具体包括以下步骤：
第一步、将第n次迭代时的△Pindex(t)记为
Figure BDA0003805097180000091
找到
Figure BDA0003805097180000092
中最大值
Figure BDA0003805097180000093
所对应的时刻
Figure BDA0003805097180000094
(第1次迭代时
Figure BDA0003805097180000095
)；
第二步、对未选出风电机组，根据
Figure BDA0003805097180000096
时刻有功功率
Figure BDA0003805097180000097
与△PMIN_i比值的绝对值(下标i为机组编号)，按从大到小顺序进行排序，若
Figure BDA0003805097180000098
大小相同，则按照
Figure BDA0003805097180000099
从大到小进行排序；
第三步、若
Figure BDA00038050971800000910
大于所有未选出风电机组在
Figure BDA00038050971800000911
时刻有功功率最大值，则选出第二步中排序最靠前的风电机组，否则在第二步排序后的机组中从前往后选出
Figure BDA00038050971800000912
时刻有功功率大于且最接近
Figure BDA00038050971800000913
的风电机组，记录选中风电机组的编号
Figure BDA00038050971800000914
第四步、在
Figure BDA00038050971800000915
中减去风电机组
Figure BDA00038050971800000916
的有功功率响应曲线
Figure BDA00038050971800000917
得到
Figure BDA00038050971800000918
即
Figure BDA00038050971800000919
由此，重复上述四个步骤，直到
Figure BDA00038050971800000920
为止，选中的一系列机组
Figure BDA00038050971800000921
即为要参与系统频率支撑的机组组合。
通过计算和仿真处理，本实例中机组组合可以在0.07s之内得到结果。本实例中，机组组合后的简化输出功率与指标对比如图8所示，从图中可以看出机组组合的简化输出功率满足指标的要求。
进一步地，可输出参与系统频率支撑的指令至各选中机组，实现风电场对系统频率的支撑。
作为示例的，在电网系统实际系统中机组组合前后风电场输出功率结果如图9所示，从图中可以看出选出的机组组合可以刚好覆盖住指标且由不会造成过多的浪费，从而提高了风电参与电网频率支撑的效率；实际系统中机组组合参与调频前后频率响应结果如图10所示，从图中可以看出第一次频率跌落最小值被有效的提升到49.80Hz以上，第二次频率跌落量也小于0.05Hz，可以准确实现对系统频率的预期支撑效果。本实施例从故障发生后步骤5开始到步骤9结束总耗时0.34s。由此可见，通过本发明的方法能够快速的对风电场如何参与电网频率支撑做出决策。
结合以上用于确定风电场参与电网频率支撑的机组组合的方法的实施，根据本发明公开的实施例还提出一种用于确定风电场参与电网频率支撑的机组组合的系统，包括：一个或多个处理器以及存储器。其中，存储器被配置用于存储可被操作的指令，这些指令通过这样的执行使得所述一个或多个处理器执行操作，这些操作包括如前述任一项实施例的确定风电场参与电网频率支撑的机组组合的方法的流程。
结合以上采用大扰动数据辨识电力负荷成分比例的方法的实施，根据本发明公开的实施例还提出一种存储软件的计算机可读介质，所述软件包括能通过一个或多个处理器执行的指令，这些指令通过这样的执行使得所述一个或多个处理器执行操作，这些操作包括如前述任一项实施例的确定风电场参与电网频率支撑的机组组合的方法的流程。
虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然其并非用以限定本发明。本发明所属技术领域中具有通常知识者，在不脱离本发明的精神和范围内，当可作各种的更动与润饰。因此，本发明的保护范围当视权利要求书所界定者为准。

Claims (10)

1.一种风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1、给定风电场输出功率决策指标，包括有功功率变化的最大值△PMAX、有功功率变化达到最大值的时间TM、有功功率变化归零的时间TZ和有功功率变化的允许最小值△PMIN；
步骤2、仿真获得风电场内各风电机组在不同风速、不同目标程度的系统频率跌落过程下的有功功率响应曲线及所述步骤1中对应的四个决策指标的数值；
步骤3、判断电网系统中同步发电机的开机组合和发电功率是否发生预期变化，若是则重新执行步骤2，否则进入步骤4；
步骤4、判断电网系统是否发生预定的功率缺额，若是则进入步骤5，否则返回步骤3；
步骤5、采用系统频率响应函数，计算出风电不参与调频情况下系统频率的最大跌落程度，确定系统频率最低值的控制目标fmin1以及对应的风电场等效阶跃支撑功率△Pstep，确定系统频率恢复过程中的频率二次跌落幅度△f2；
步骤6、根据风电场内各风电机组当前风速，确定所述步骤1中所述风电场风电场输出功率决策指标的数值或取值范围；
步骤7、在步骤6所确定的指标取值范围内对各指标进行分步寻优，分步确定各指标的具体数值；
步骤8、根据步骤7所得风电场输出功率的各个指标的具体数值，确定四个指标所围成的图形△Pindex(t)，并据此确定风电场内参与频率支撑的机组组合。
2.根据权利要求1所述的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法，其特征在于：所述步骤1中，对于给定的风电场输出功率决策指标，其中：
在有功功率变化量图上，根据点(0,0)、(TM,△PMAX)和(TZ,0)，构造一个表示电网系统对风电场功率支撑量需求的三角形，在风电场最终提供的功率支撑量高于该三角形时，即能够实现对电网系统的频率调节目标；其中，△PMIN表示风电场在风电机组转子转速恢复阶段的输出功率变化最低值，其用于确保频率恢复过程中的频率二次跌落程度符合预期。
3.根据权利要求1所述的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法，其特征在于：所述步骤2中，所述不同目标程度的系统频率跌落过程，是指根据电网系统开机组合情况，采用系统频率响应函数，通过设置不同的系统功率缺额来产生不同目标程度的系统频率跌落过程。
4.根据权利要求2所述的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法，其特征在于：所述步骤2中，计算风电场内各风电机组在不同风速、不同目标程度的系统频率跌落过程下的有功功率响应曲线及对应的四个指标数值时，风速以0.1m/s为步长变化，变化范围根据风电机组运行风速范围确定；
电网系统频率跌落程度以频率最低点0.05Hz为步长进行变化，跌落变化范围为49.95Hz至49.00Hz。
5.根据权利要求1所述的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法，其特征在于：所述步骤6中，确定所述步骤1中所述风电场风电场输出功率决策指标的数值或取值范围，包括：
首先，根据各风电机组当前风速和系统频率最低值的控制目标，在步骤2所得的结果中查询获得所有机组的有功功率响应曲线，并将其累加获得风电场的有功功率响应曲线；
然后，将风电场输出有功功率达到最大值的时间作为TM，取风电场输出有功功率的最大值为指标△PMAX的取值上限，取步骤5中计算所得的风电场等效阶跃支撑功率△Pstep为指标△PMAX的取值下限；取风电场输出有功功率的最小值为指标△PMIN的取值下限，指标△PMIN的取值上限为0；取所有风电机组中指标TZ的最大值和最小值分别作为指标TZ取值的上限和下限。
6.根据权利要求5所述的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法，其特征在于：所述步骤7中，分步确定各指标数值的过程包括：
首先，以实现系统频率最低值控制目标fmin1为前提，fmin1以0.05Hz为步长，以风电场有功功率增发段所包围面积TZ△PMAX/2最小为寻优目标，确定指标△PMAX和TZ的数值；
然后，固定已确定的△PMAX和TZ数值，以指标△PMIN的下限为初始值，逐次增加△PMIN，直到满足系统频率二次跌落幅度△f2要求为止。
7.根据权利要求1所述的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法，其特征在于：所述步骤8中，确定风电场内参与频率支撑的机组组合，包括以下过程：
步骤8.1、将第n次迭代时的△Pindex(t)记为
Figure FDA0003805097170000021
找到
Figure FDA0003805097170000022
中最大值
Figure FDA0003805097170000023
所对应的时刻
Figure FDA0003805097170000024
其中第1次迭代时
Figure FDA0003805097170000025
步骤8.2、对未选出风电机组，根据
Figure FDA0003805097170000026
时刻有功功率
Figure FDA0003805097170000027
与△PMIN_i比值的绝对值，下标i为机组编号，按从大到小顺序进行排序，若
Figure FDA0003805097170000028
大小相同，则按照
Figure FDA0003805097170000029
从大到小进行排序；
步骤8.3、若
Figure FDA00038050971700000210
大于所有未选出风电机组在
Figure FDA00038050971700000211
时刻有功功率最大值，则选出步骤8.2中排序最靠前的风电机组，否则在步骤8.2排序后的机组中从前往后选出
Figure FDA0003805097170000031
时刻有功功率大于且最接近
Figure FDA0003805097170000032
的风电机组，记录选中风电机组的编号
Figure FDA0003805097170000033
步骤8.4、在
Figure FDA0003805097170000034
中减去风电机组
Figure FDA0003805097170000035
的有功功率响应曲线Pi n(t)得到
Figure FDA0003805097170000036
即
Figure FDA0003805097170000037
步骤8.5、重复上述步骤8.1-步骤8.4，直到
Figure FDA0003805097170000038
为止，选中的一系列机组
Figure FDA0003805097170000039
即为要参与系统频率支撑的机组组合。
8.根据权利要求1-7中任意一项所述的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法，其特征在于：所述方法还包括以下步骤：
输出参与频率支撑的指令至各选中的机组，实现风电场对系统频率的支撑。
9.一种用于确定风电场参与电网频率支撑的机组组合的系统，其特征在于，包括：
一个或多个处理器；
存储器，存储可被操作的指令，所述指令在通过所述一个或多个处理器执行时使得所述一个或多个处理器执行操作，所述操作包括如权利要求1-8中任意一项所述的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法的流程。
10.一种存储软件的计算机可读介质，其特征在于，所述软件包括能通过一个或多个处理器执行的指令，所述指令通过这样的执行使得所述一个或多个处理器执行操作，所述操作包括如权利要求1-8中任意一项所述的风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法的流程。
CN202210994760.3A 2022-08-18 2022-08-18 风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法与系统 Pending CN115241922A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210994760.3A CN115241922A (zh) 2022-08-18 2022-08-18 风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法与系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210994760.3A CN115241922A (zh) 2022-08-18 2022-08-18 风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法与系统

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN115241922A true CN115241922A (zh) 2022-10-25

Family

ID=83681649

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210994760.3A Pending CN115241922A (zh) 2022-08-18 2022-08-18 风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法与系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN115241922A (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116826789A (zh) * 2023-08-31 2023-09-29 国网山西省电力公司经济技术研究院 一种基于多资源协同调控的配电系统紧急频率控制方法

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116826789A (zh) * 2023-08-31 2023-09-29 国网山西省电力公司经济技术研究院 一种基于多资源协同调控的配电系统紧急频率控制方法
CN116826789B (zh) * 2023-08-31 2023-11-17 国网山西省电力公司经济技术研究院 一种基于多资源协同调控的配电系统紧急频率控制方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5013372B2 (ja) 風力発電機用蓄電池設備の製作方法
CN113591359B (zh) 一种风电机组切入/切出风速调优方法、系统及设备介质
CN106774276A (zh) 风电场自动发电控制系统测试平台
KR101411420B1 (ko) 시뮬레이션 기법을 이용한 풍력 발전 단지의 풍력 발전기 제어 시스템 및 방법
CN111697578B (zh) 多目标含储能区域电网运行控制方法
CN107785935A (zh) 计及风险及机组组合的电网风电消纳能力评估方法
CN106953363A (zh) 一种风电场限功率运行状态下电网旋转备用优化配置方法
Teng et al. An improved support vector clustering approach to dynamic aggregation of large wind farms
CN109376426B (zh) 一种风电并网功率调度方法及装置
CN115510677B (zh) 一种风电场发电能力评估方法及系统
CN113659620A (zh) 基于动态频率约束的水风互补发电系统日前调度方法
CN115241922A (zh) 风电场参与电网频率支撑的机组组合确定方法与系统
CN111027179B (zh) 一种计及辅助调频服务的双馈风电场的等值建模方法
CN108988381B (zh) 风力发电机组低电压穿越控制方法、装置及系统
CN113036822B (zh) 一种风储协调控制方法、系统、设备及存储介质
CN108242823A (zh) 风电场有功功率的分配方法和装置
Garasi et al. Power smoothing of wind turbine generator using Fuzzy-PI pitch angle controller
CN107979112B (zh) 一种风机控制方法、系统、终端及可读存储介质
Lidström et al. Frequency support by synthetic inertia from variable speed wind turbines
CN116260160A (zh) 一种风储一次调频功率分配方法、系统及电子设备
Courtecuisse et al. Variable speed wind generators participation in primary frequency control
CN115693659A (zh) 一种电力系统短期生产模拟计算方法、系统、介质及设备
CN115102228A (zh) 一种含飞轮储能的风电场多目标协调频率优化方法和装置
CN114336663A (zh) 一种新型电力系统源网协同规划方法及装置
Wang et al. An optimal over-frequency droop control for DFIG-based wind farm under unreliable communication

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