CN115313425A - 一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法 - Google Patents

一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法 Download PDF

Info

Publication number
CN115313425A
CN115313425A CN202211014542.5A CN202211014542A CN115313425A CN 115313425 A CN115313425 A CN 115313425A CN 202211014542 A CN202211014542 A CN 202211014542A CN 115313425 A CN115313425 A CN 115313425A
Authority
CN
China
Prior art keywords
wind
power generation
power plant
frequency modulation
energy storage
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
CN202211014542.5A
Other languages
English (en)
Inventor
钱鹏
蓝天龙
冯博
张大海
应有
孙勇
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.)
Zhejiang University ZJU
Original Assignee
Zhejiang University ZJU
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 Zhejiang University ZJU filed Critical Zhejiang University ZJU
Priority to CN202211014542.5A priority Critical patent/CN115313425A/zh
Publication of CN115313425A publication Critical patent/CN115313425A/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
    • H02J3/24—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
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • 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
    • H02J3/38—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
    • H02J2203/20—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

本发明公开了一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法。方法包括：获取风电场的总调频出力输入系统动态调频模型输出系统频率变化率和系统频率偏差量；获取环境参数及状态参数输入MACBETH‑CRITIC综合评估模型中输出状态因数；判断系统是否处于一次调频阶段；获取风电场的调整调频出力，实现一次调频；获取储能装置的荷电状态，判断是否处于预设安全SOC区间，运行代价目标函数输出调整后的储能装置的功率变化量及荷电状态，实现储能控制。本发明提出了基于状态因数的风储协同一次调频方法，并对储能装置的维护区间进行了控制，减缓了风电机组状态的衰减，保证储能装置能有效响应并参与下一次的一次调频。

Description

一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法
技术领域
本发明涉及了一种一次调频及储能控制方法，具体涉及一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法。
背景技术
风电作为清洁能源，能够优化电力系统能源结构。随着高渗透率风电并网，要求风力发电装置提供调频、转动惯量等辅助服务。风电机组本身是一套复杂系统，所处的运行环境通常比较恶劣，在此条件下，有必要对风电机组的状态进行周期性评估。储能技术的发展为新能源发电更加安全稳定提供了基础，一方面能够提高风电资源的利用率和可控性，另一方面可以加强风电并网后的电网的电能质量。
大部分研究忽略风电机组状态的变化，通常设置不同风电机组的状态相同。但是风电场的环境通常比较复杂，不同风电机组的状态会随着时间和空间变化，基于平均分配方法对调频出力进行分配可能使风电机组面临状态加速恶化与运行寿命缩短的风险。
储能装置的荷电状态SOC是一项重要的参数，反映了储能装置的充电或放电裕度，若不考虑荷电状态SOC进行辅助调频，可能导致过度充电或过度放电。储能装置辅助风电机组一次调频后，经过充电或放电，其剩余电量可能不符合参与下一次一次调频的要求。因此，如何保证储能装置实现调频辅助服务后进一步满足未来一次调频要求是值得关注的问题。
发明内容
为了解决背景技术中存在的问题，为了处理风电机组状态变化的影响，降低储能装置过度充电与过度放电的风险，本发明提供一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法，该方法对风电机组的状态因数进行周期性评估，依据风电机组与储能装置的状态因数动态调整发电单元的调频出力，同时考虑荷电状态SOC进行辅助调频，能够有效提高电网稳定性，并减缓风电机组状态恶化，延长储能装置的使用寿命。
本发明采用的技术方案是：
本发明一次调频及储能控制方法包括如下步骤：
步骤1：构建风电场并网发电系统，风电场并网发电系统包括电网、若干风储一体式发电单元和负荷，每个风储一体式发电单元包括风电机组和储能装置，各个风储一体式发电单元构成风电场。
步骤2：建立风电场并网发电系统的系统动态调频模型，获取风电场的总调频出力并输入系统动态调频模型中，系统动态调频模型输出风电场并网发电系统的系统频率变化率和系统频率偏差量。
步骤3：获取风电场并网发电系统的环境参数以及风电场的状态参数，均通过预先安装在风电场并网发电系统内的状态监控系统进行采集；将环境参数与状态参数输入MACBETH-CRITIC综合评估模型中，MACBETH-CRITIC综合评估模型输出风电场的状态因数；。
步骤4：判断风电场并网发电系统是否处于一次调频阶段，若是，则继续进行步骤5；若否，则继续进行步骤6。
步骤5：根据系统动态调频模型输出的风电场并网发电系统的系统频率变化率和系统频率偏差量以及风电场的状态因数获取风电场的调整调频出力作为当前的风电场的调频出力，实现风储一体式发电单元的一次调频。
步骤6：获取风电场中的各个储能装置的荷电状态，判断风电场中的各个储能装置的荷电状态是否处于预设安全SOC区间，若是，则不动作；若否，则建立风电场的储能装置的运行代价目标函数，获取当前各个储能装置的功率变化量，将当前各个储能装置的功率变化量以及荷电状态输入运行代价目标函数中，运行代价目标函数输出调整后的各个储能装置的功率变化量以及荷电状态作为当前各个储能装置的功率变化量以及荷电状态，使得风电场中的各个储能装置的荷电状态处于安全SOC区间，实现储能控制。
所述的步骤1中，风电场并网发电系统包括电网、若干风储一体式发电单元和负荷，电网、各个风储一体式发电单元和负荷之间通过输电线路相互连接。
所述的步骤2中，建立的风电场并网发电系统的系统动态调频模型，具体如下：
Figure BDA0003811993900000021
Figure BDA0003811993900000022
ΔPGE，i＝ΔPG，i+ΔPE，i
Figure BDA0003811993900000031
Figure BDA0003811993900000032
Figure BDA0003811993900000033
Figure BDA0003811993900000034
其中，μr为风电场并网发电系统的变惯性系数，f为风电场并网发电系统的系统频率，μd为风电场并网发电系统的变阻尼系数，Δf为风电场并网发电系统的系统频率偏差值，ΔPWF为风电场的总调频出力，N为风储一体式发电单元的数量，ΔPGE，i为风电场中第i个风储一体式发电单元的调频出力，ΔPG，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的调频出力，ΔPE，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的调频出力；Δfd为风电场并网发电系统的系统频率偏差阈值，
Figure BDA0003811993900000035
为风电场并网发电系统的系统频率偏差上限值；ΔPWF 和
Figure BDA0003811993900000036
分别为风电场的总调频出力的下限值与上限值；ΔPG，i 和
Figure BDA0003811993900000037
分别为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的调频出力的下限值与上限值；Δ PE，i 和
Figure BDA0003811993900000038
分别为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的调频出力的下限值与上限值。
Figure BDA0003811993900000039
为风电场并网发电系统的系统频率变化率；获取风电场的总调频出力ΔPWF并输入系统动态调频模型中，系统动态调频模型输出风电场并网发电系统的系统频率变化率
Figure BDA00038119939000000310
和系统频率偏差量f。
所述的步骤3中，风电场并网发电系统的环境参数具体包括风速、气温、气压、湿度、各个风储一体式发电单元的风电机组的控制柜温度和机舱内温度等；各个风储一体式发电单元的状态参数具体包括齿轮箱冷却液温度、齿轮箱润滑油温度、发电机绕组温度、发电机轴承温度、液压系统油温、蓄电池温度、蓄电池充放电电流和蓄电池荷电状态等。
所述的步骤4中，判断风电场并网发电系统是否处于一次调频阶段，具体为首先获取风电场并网发电系统的频率，判断风电场并网发电系统的频率是否超出预设调频死区，若是，则风电场并网发电系统处于一次调频阶段，若否，则风电场并网发电系统不处于一次调频阶段。
所述的步骤5中，根据系统动态调频模型输出的风电场并网发电系统的系统频率变化率和系统频率偏差量以及风电场的状态因数获取风电场的调频出力，具体如下：
Figure BDA0003811993900000041
Figure BDA0003811993900000042
Figure BDA0003811993900000043
其中，
Figure BDA0003811993900000044
为风电场中第i个风储一体式发电单元的理论调频出力，J*为变惯量系数，R*为变下垂系数；
Figure BDA0003811993900000045
为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的调整调频出力；
Figure BDA0003811993900000046
为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的调整调频出力；HIG，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的状态因数；HIE，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的状态因数。
风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的状态因数HIG，i和风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的状态因数HIE，i均作为风电场的状态因数。
当风电场并网发电系统处于一次调频阶段，在每个采样区间内获取各个风储一体式发电单元的状态因数，在某一采样区间内，风储一体式发电单元的风电机组工作在最大输出功率点，采用虚拟惯量控制辅助电网进行一次调频，并基于前一采样区间计算得到的风电机组的状态因数设置当前采样区间的虚拟惯量系数，即变惯量系数J*，优化对频率变化率的响应；同时储能装置采用虚拟同步机辅助电网进行一次调频，并基于前一采样区间计算得到的状态因数设置当前采样区间的控制器调频系数，即变下垂系数R*，优化对频率偏差量的响应。
所述的步骤6中，建立的风电场的储能装置的运行代价目标函数min F，具体如下：
min F＝CFE，p(ΔPE)+CFE，s(SOC)
其中，CFE，p()为各个储能装置的功率变化代价函数，ΔPE为各个储能装置的功率变化量，CFE，s()为储能装置荷电状态变化代价函数，SOC为各个储能装置的荷电状态。
代价具体与储能装置的功率变化或荷电状态变化所消耗的电量相关。
若各个储能装置的蓄电池的荷电状态SOC处于预设次安全SOC区间之内且低于预设安全SOC区间，则控制蓄电池以预设功率充电；若蓄电池SOC处于预设次安全SOC区间之内且高于预设安全SOC区间，则控制蓄电池以预设功率放电。蓄电池的荷电状态SOC的预设安全SOC区间和预设次安全SOC区间是根据实际要求或调试经验进行设置的，充放电功率则是在维持系统频率不超出调频死区的前提下，基于风电机组状态因数进行动态调整的。
本发明的有益效果是：
本发明综合考虑了风电机组与储能装置的状态因数，对风储一体式发电单元的调频出力进行了优化，并且对储能装置的荷电状态SOC进行了监控，对储能装置的维护区间进行了控制，在提高电网频率稳定性的同时减小风电机组状态的恶化，减缓了风电机组状态的衰减，并避免储能装置过度充电与过度放电，确保储能装置能有效响应并参与下一次的一次调频。
附图说明
图1是本发明的整体流程图；
图2是本发明的控制结构图；
图3是本发明的储能恢复流程图。
具体实施方式
下面结合附图及具体实施例对本发明作进一步详细说明。
如图2所示，本发明一次调频及储能控制方法包括如下步骤：
1、一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法，其特征在于：
包括以下步骤：
步骤1：构建风电场并网发电系统，风电场并网发电系统包括电网、若干风储一体式发电单元和负荷，每个风储一体式发电单元包括风电机组和储能装置，各个风储一体式发电单元构成风电场。
步骤1中，风电场并网发电系统包括电网、若干风储一体式发电单元和负荷，电网、各个风储一体式发电单元和负荷之间通过输电线路相互连接。
步骤2：建立风电场并网发电系统的系统动态调频模型，获取风电场的总调频出力并输入系统动态调频模型中，系统动态调频模型输出风电场并网发电系统的系统频率变化率和系统频率偏差量。
步骤2中，建立的风电场并网发电系统的系统动态调频模型，具体如下：
Figure BDA0003811993900000051
Figure BDA0003811993900000052
ΔPGE，i＝ΔPG，i+ΔPE，i
Figure BDA0003811993900000061
Figure BDA0003811993900000062
Figure BDA0003811993900000063
Figure BDA0003811993900000064
其中，μr为风电场并网发电系统的变惯性系数，f为风电场并网发电系统的系统频率，μd为风电场并网发电系统的变阻尼系数，Δf为风电场并网发电系统的系统频率偏差值，ΔPWF为风电场的总调频出力，N为风储一体式发电单元的数量，ΔPGE，i为风电场中第i个风储一体式发电单元的调频出力，ΔPG，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的调频出力，ΔPE，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的调频出力；Δfd为风电场并网发电系统的系统频率偏差阈值，
Figure BDA0003811993900000065
为风电场并网发电系统的系统频率偏差上限值；ΔPWF 和
Figure BDA0003811993900000066
分别为风电场的总调频出力的下限值与上限值；ΔPG，i 和
Figure BDA0003811993900000067
分别为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的调频出力的下限值与上限值；Δ PE，i 和
Figure BDA0003811993900000068
分别为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的调频出力的下限值与上限值。
Figure BDA0003811993900000069
为风电场并网发电系统的系统频率变化率；获取风电场的总调频出力ΔPWF并输入系统动态调频模型中，系统动态调频模型输出风电场并网发电系统的系统频率变化率
Figure BDA00038119939000000610
和系统频率偏差量Δf。
步骤3：获取风电场并网发电系统的环境参数以及风电场的状态参数，均通过预先安装在风电场并网发电系统内的状态监控系统进行采集；将环境参数与状态参数输入MACBETH-CRITIC综合评估模型中，MACBETH-CRITIC综合评估模型输出风电场的状态因数。
步骤3中，风电场并网发电系统的环境参数具体包括风速、气温、气压、湿度、各个风储一体式发电单元的风电机组的控制柜温度和机舱内温度等；各个风储一体式发电单元的状态参数具体包括齿轮箱冷却液温度、齿轮箱润滑油温度、发电机绕组温度、发电机轴承温度、液压系统油温、蓄电池温度、蓄电池充放电电流和蓄电池荷电状态等。
步骤4：如图1所示，判断风电场并网发电系统是否处于一次调频阶段，若是，则继续进行步骤5；若否，则继续进行步骤6。
步骤4中，判断风电场并网发电系统是否处于一次调频阶段，具体为首先获取风电场并网发电系统的频率，判断风电场并网发电系统的频率是否超出预设调频死区，若是，则风电场并网发电系统处于一次调频阶段，若否，则风电场并网发电系统不处于一次调频阶段。
步骤5：根据系统动态调频模型输出的风电场并网发电系统的系统频率变化率和系统频率偏差量以及风电场的状态因数获取风电场的调整调频出力作为当前的风电场的调频出力，实现风储一体式发电单元的一次调频。
步骤5中，根据系统动态调频模型输出的风电场并网发电系统的系统频率变化率和系统频率偏差量以及风电场的状态因数获取风电场的调频出力，具体如下：
Figure BDA0003811993900000071
Figure BDA0003811993900000072
Figure BDA0003811993900000073
其中，
Figure BDA0003811993900000074
为风电场中第i个风储一体式发电单元的理论调频出力，J*为变惯量系数，R*为变下垂系数；
Figure BDA0003811993900000075
为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的调整调频出力；
Figure BDA0003811993900000076
为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的调整调频出力；HIG，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的状态因数；HIE，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的状态因数。
风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的状态因数HIG，i和风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的状态因数HIE，i均作为风电场的状态因数。
当风电场并网发电系统处于一次调频阶段，在每个采样区间内获取各个风储一体式发电单元的状态因数，在某一采样区间内，风储一体式发电单元的风电机组工作在最大输出功率点，采用虚拟惯量控制辅助电网进行一次调频，并基于前一采样区间计算得到的风电机组的状态因数设置当前采样区间的虚拟惯量系数，即变惯量系数J*，优化对频率变化率的响应；同时储能装置采用虚拟同步机辅助电网进行一次调频，并基于前一采样区间计算得到的状态因数设置当前采样区间的控制器调频系数，即变下垂系数R*，优化对频率偏差量的响应。
步骤6：如图3所示，获取风电场中的各个储能装置的荷电状态，判断风电场中的各个储能装置的荷电状态是否处于预设安全SOC区间，若是，则不动作；若否，则建立风电场的储能装置的运行代价目标函数，获取当前各个储能装置的功率变化量，将当前各个储能装置的功率变化量以及荷电状态输入运行代价目标函数中，运行代价目标函数输出调整后的各个储能装置的功率变化量以及荷电状态作为当前各个储能装置的功率变化量以及荷电状态，使得风电场中的各个储能装置的荷电状态处于安全SOC区间，实现储能控制。
步骤6中，建立的风电场的储能装置的运行代价目标函数minF，具体如下：
minF＝CFE，p(ΔPE)+CFE，s(SOC)
其中，CFE，p()为各个储能装置的功率变化代价函数，ΔPE为各个储能装置的功率变化量，CFE，s()为储能装置荷电状态变化代价函数，SOC为各个储能装置的荷电状态。
代价具体与储能装置的功率变化或荷电状态变化所消耗的电量相关。
若各个储能装置的蓄电池的荷电状态SOC处于预设次安全SOC区间之内且低于预设安全SOC区间，则控制蓄电池以预设功率充电；若蓄电池SOC处于预设次安全SOC区间之内且高于预设安全SOC区间，则控制蓄电池以预设功率放电。蓄电池的荷电状态SOC的预设安全SOC区间和预设次安全SOC区间是根据实际要求或调试经验进行设置的，充放电功率则是在维持系统频率不超出调频死区的前提下，基于风电机组状态因数进行动态调整的。
综上所述，本发明在一次调频时，合理调整了风电机组和储能装置的调频出力，降低了风电机组状态恶化的速率，延长了风电机组的运行寿命。同时，在非调频时，在尽可能不影响电网频率稳定性的前提下对储能装置的荷电状态SOC进行控制，避免了储能装置的过度充电和过度放电导致无法参与下一次的一次调频的风险。

Claims (7)

1.一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤1：构建风电场并网发电系统，风电场并网发电系统包括电网、若干风储一体式发电单元和负荷，每个风储一体式发电单元包括风电机组和储能装置，各个风储一体式发电单元构成风电场；
步骤2：建立风电场并网发电系统的系统动态调频模型，获取风电场的总调频出力并输入系统动态调频模型中，系统动态调频模型输出风电场并网发电系统的系统频率变化率和系统频率偏差量；
步骤3：获取风电场并网发电系统的环境参数以及风电场的状态参数，将环境参数与状态参数输入MACBETH-CRITIC综合评估模型中，MACBETH-CRITIC综合评估模型输出风电场的状态因数；
步骤4：判断风电场并网发电系统是否处于一次调频阶段，若是，则继续进行步骤5；若否，则继续进行步骤6；
步骤5：根据系统动态调频模型输出的风电场并网发电系统的系统频率变化率和系统频率偏差量以及风电场的状态因数获取风电场的调整调频出力作为当前的风电场的调频出力，实现风储一体式发电单元的一次调频；
步骤6：获取风电场中的各个储能装置的荷电状态，判断风电场中的各个储能装置的荷电状态是否处于预设安全SOC区间，若是，则不动作；若否，则建立风电场的储能装置的运行代价目标函数，获取当前各个储能装置的功率变化量，将当前各个储能装置的功率变化量以及荷电状态输入运行代价目标函数中，运行代价目标函数输出调整后的各个储能装置的功率变化量以及荷电状态作为当前各个储能装置的功率变化量以及荷电状态，使得风电场中的各个储能装置的荷电状态处于安全SOC区间，实现储能控制。
2.根据权利要求1所述的一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法，其特征在于：所述的步骤1中，风电场并网发电系统包括电网、若干风储一体式发电单元和负荷，电网、各个风储一体式发电单元和负荷之间通过输电线路相互连接。
3.根据权利要求1所述的一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法，其特征在于：所述的步骤2中，建立的风电场并网发电系统的系统动态调频模型，具体如下：
Figure FDA0003811993890000021
Figure FDA0003811993890000022
ΔPGE，i＝ΔPG，i+ΔPE，i
Figure FDA0003811993890000023
Figure FDA0003811993890000024
Figure FDA0003811993890000025
Figure FDA0003811993890000026
其中，μr为风电场并网发电系统的变惯性系数，f为风电场并网发电系统的系统频率，μd为风电场并网发电系统的变阻尼系数，Δf为风电场并网发电系统的系统频率偏差值，ΔPWF为风电场的总调频出力，N为风储一体式发电单元的数量，ΔPGE，i为风电场中第i个风储一体式发电单元的调频出力，ΔPG，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的调频出力，ΔPE，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的调频出力；Δfd为风电场并网发电系统的系统频率偏差阈值，
Figure FDA0003811993890000027
为风电场并网发电系统的系统频率偏差上限值；ΔPWF 和
Figure FDA0003811993890000028
分别为风电场的总调频出力的下限值与上限值；ΔPG，i 和
Figure FDA0003811993890000029
分别为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的调频出力的下限值与上限值；ΔPE，i 和
Figure FDA00038119938900000210
分别为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的调频出力的下限值与上限值；
Figure FDA00038119938900000211
为风电场并网发电系统的系统频率变化率；获取风电场的总调频出力ΔPWF并输入系统动态调频模型中，系统动态调频模型输出风电场并网发电系统的系统频率变化率
Figure FDA00038119938900000212
和系统频率偏差量Δf。
4.根据权利要求1所述的一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法，其特征在于：所述的步骤3中，风电场并网发电系统的环境参数具体包括风速、气温、气压、湿度、各个风储一体式发电单元的风电机组的控制柜温度和机舱内温度；各个风储一体式发电单元的状态参数具体包括齿轮箱冷却液温度、齿轮箱润滑油温度、发电机绕组温度、发电机轴承温度、液压系统油温、蓄电池温度、蓄电池充放电电流和蓄电池荷电状态。
5.根据权利要求1所述的一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法，其特征在于：所述的步骤4中，判断风电场并网发电系统是否处于一次调频阶段，具体为首先获取风电场并网发电系统的频率，判断风电场并网发电系统的频率是否超出预设调频死区，若是，则风电场并网发电系统处于一次调频阶段，若否，则风电场并网发电系统不处于一次调频阶段。
6.根据权利要求1所述的一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法，其特征在于：所述的步骤5中，根据系统动态调频模型输出的风电场并网发电系统的系统频率变化率和系统频率偏差量以及风电场的状态因数获取风电场的调频出力，具体如下：
Figure FDA0003811993890000031
Figure FDA0003811993890000032
Figure FDA0003811993890000033
其中，
Figure FDA0003811993890000034
为风电场中第i个风储一体式发电单元的理论调频出力，J*为变惯量系数，R*为变下垂系数；
Figure FDA0003811993890000035
为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的调整调频出力；
Figure FDA0003811993890000036
为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的调整调频出力；HIG，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的状态因数；HIE，i为风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的状态因数；
风电场中第i个风储一体式发电单元中的风电机组的状态因数HIG，i和风电场中第i个风储一体式发电单元中的储能装置的状态因数HIE，i均作为风电场的状态因数。
7.根据权利要求1所述的一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法，其特征在于：所述的步骤6中，建立的风电场的储能装置的运行代价目标函数min F，具体如下：
min F＝CFE，p(ΔPE)+CFE，s(SOC)
其中，CFE，p()为各个储能装置的功率变化代价，ΔPE为各个储能装置的功率变化量，CFE，s()为储能装置荷电状态变化代价，SOC为各个储能装置的荷电状态。
CN202211014542.5A 2022-08-23 2022-08-23 一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法 Pending CN115313425A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202211014542.5A CN115313425A (zh) 2022-08-23 2022-08-23 一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202211014542.5A CN115313425A (zh) 2022-08-23 2022-08-23 一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN115313425A true CN115313425A (zh) 2022-11-08

Family

ID=83865418

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202211014542.5A Pending CN115313425A (zh) 2022-08-23 2022-08-23 一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN115313425A (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116031969A (zh) * 2022-12-06 2023-04-28 浙江大学 可提升风电系统惯量响应和频率支撑的储能控制方法

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116031969A (zh) * 2022-12-06 2023-04-28 浙江大学 可提升风电系统惯量响应和频率支撑的储能控制方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105162167B (zh) 一种基于自适应下垂控制的风光储微网调频方法
Zhang et al. Self-adaptive secondary frequency regulation strategy of micro-grid with multiple virtual synchronous generators
CN111371104A (zh) 一种基于风储联合发电系统的电网频率稳定控制方法
CN111900745A (zh) 一种用于平抑风电功率波动的混合储能分频协调控制系统
CN114336678A (zh) 一种基于pmu的风光储场站一次调频控制的方法
CN114567002A (zh) 储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法
CN110601237A (zh) 一种飞轮储能联合锂电储能进行火电调频的系统
KR101687900B1 (ko) 풍력발전단지에서의 배터리 에너지 저장 시스템에 기반한 풍력 발전 변동의 평활화 방법
CN103560533B (zh) 基于变化率控制储能电站平滑风光发电波动的方法及系统
CN110429615B (zh) 风储交流微电网自动功率平衡控制方法及系统
CN115313425A (zh) 一种针对风储一体式发电单元的一次调频及储能控制方法
Peng et al. An optimal control and sizing strategy for a coordinated WTG-ES system to provide frequency support
Villena-Lapaz et al. Evaluation of frequency response of variable speed wind farms for reducing stability problems in weak grids
He et al. Research on the frequency regulation strategy of large-scale Battery energy storage in the power grid system
CN112865139A (zh) 储能电站安全参与电网一次调频的优化控制策略
CN116937546A (zh) 一种考虑风储并网的电网低频振荡抑制方法及系统
CN113685315B (zh) 一种适用于风力发电机组的能量双控管理方法和系统
CN115995825A (zh) 一种计及调频死区的风储联合频率控制方法
CN115021314A (zh) 一种用于增强系统电压稳定的双馈风机联合控制策略
EP4165748A1 (en) Hybrid power plant fast frequency response
Shi et al. A coordinated fuzzy-based frequency control strategy of wind-storage system
Nielsen et al. Towards 100% renewables in the Faroe Islands: wind and energy storage integration
Zhai et al. Frequency response strategy of Wind-storage-PEV collaborated system
Fan et al. Frequency Emergency Control Strategy Considering the Operation Speed of Frequency Regulation resources
CN116599119B (zh) 考虑储能电站恢复能力的风储联合黑启动控制方法

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
CB02 Change of applicant information
CB02 Change of applicant information

Country or region after: China

Address after: 316021 Zhoushan campus of Zhejiang University, No.1 Zheda Road, Dinghai District, Zhoushan City, Zhejiang Province

Applicant after: ZHEJIANG University

Address before: 310058 Yuhang Tang Road, Xihu District, Hangzhou, Zhejiang 866

Applicant before: ZHEJIANG University

Country or region before: China