CN116316884A - 一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法 - Google Patents

一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法 Download PDF

Info

Publication number
CN116316884A
CN116316884A CN202310277696.1A CN202310277696A CN116316884A CN 116316884 A CN116316884 A CN 116316884A CN 202310277696 A CN202310277696 A CN 202310277696A CN 116316884 A CN116316884 A CN 116316884A
Authority
CN
China
Prior art keywords
power
new energy
wind
power grid
real
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
CN202310277696.1A
Other languages
English (en)
Inventor
张晓煜
孙朝霞
李毅
贾耀坤
张登旭
王亮
吉雅雯
刘继兵
邹明继
冷爽
兰玉梅
艾欣琦
熊一帆
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.)
Suizhou Power Supply Co of State Grid Hubei Electric Power Co Ltd
Original Assignee
Suizhou Power Supply Co of State Grid Hubei 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 Suizhou Power Supply Co of State Grid Hubei Electric Power Co Ltd filed Critical Suizhou Power Supply Co of State Grid Hubei Electric Power Co Ltd
Priority to CN202310277696.1A priority Critical patent/CN116316884A/zh
Publication of CN116316884A publication Critical patent/CN116316884A/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
    • H02J3/46—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
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/002—Flicker reduction, e.g. compensation of flicker introduced by non-linear load
    • 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
    • H02J3/381—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
    • H02J3/48—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
    • 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
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • 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
    • 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
    • H02J2300/40—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation wherein a plurality of decentralised, dispersed or local energy generation technologies are operated simultaneously

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Nonlinear Science (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

本发明公开了一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，涉及电力系统控制技术领域，所述步骤包括如下：建立仿真模型，核校以及优化电网的安全性，采集自动发电控制机组实时调节功率，数据采集系统对电网的实时运行进行采集数据，反复迭代得到最优分配，该调频控制方法基于不同调频资源的动态响应特性，从而建立多种新能源和传统发电厂之间的自动发电控制多源最优协同控制模型，进而提升了电力系统的整体控制效果，通过将实时总调节功率输入到每个自动发电控制机组中，使得算法寻优速度快，能够满足电网系统在不同的负荷水平及其变化特性条件下自动发电控制机组的实时在线调控需求。

Description

一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法
技术领域
本发明涉及电力系统控制技术领域，具体为一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法。
背景技术
随着全球化石燃料等不可再生能源的快速消耗以及化石燃料在使用过程中产生日益严峻的环境问题，因此越来越重视新能源的发掘以及使用，尤其太阳能以及风能这类可再生能源得到了广泛的研究以及开发利用，并且随着大量的风光新能源接入电网，从而使多种新能源也开始参与区域电网二次调频，因此新能源的消纳形式也从以往的被动消纳逐步转变为主动消纳，传统的发电厂调峰调频弹性差，已经难以满足高比例新能源电网系统的高质量动态调频需求，并且现有的电网系统中提升对新能源消纳的措施灵活性较为单一，因此在当前高比例新能源并网消纳的情况下负荷较大，不能够最优化地发挥主动配电网消纳新能源的能力，因此导致现有的电网系统中不能综合考虑主动配电网新能源消纳能力，传统的单一的控制方法已经无法充分适应电网在不同的负荷水平及其变化特性条件下的多种复杂运行方式。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供了一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，解决了背景技术中所提出的问题。
为实现以上目的，本发明通过以下技术方案予以实现：一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，所述步骤包括如下：
步骤一：建立仿真模型，建立高比例新能源微电网调频控制仿真模型，仿真计算风光出力方式对能源基地外送通道的输电极限的影响，分析送电极限的受限故障以及失稳模式；结合高比例新能源电网消纳能力并设定参与调频的策略，所述控制模型为风光新能源与水火电间的自动发电控制多源最优协同控制模型，
步骤二：核校以及优化电网的安全性，提出表征风光出力相关性、用于电网特性分析的风光多种典型出力方式，计算风光出力相关性，自动发电控制多源最优协同控制模型采用两区域互联电网框架，每个区域的控制过程包括控制器和功率的优化分配，从多侧面校核风光出力典型方式下330kV或750kV交流网架安全性，并给出强化网架结构以及优化风光出力方式的措施；
步骤三：采集自动发电控制机组实时调节功率，通过自动发电控制多源最优协同控制模型，输出每个区域电网的实时总调节功率，将实时总调节功率输入到每个自动发电控制机组中，得到自动发电控制机组实时调节功率；
步骤四：计算系统调峰能力，计算风光荷相关性得到参与调峰的风电置信容量并计算了系统调峰能力；
步骤五：数据采集系统对电网的实时运行进行采集数据，将当前自动发电控制机组实时调节功率下的频率偏差和联络线功率偏差数据进行收集分析，得到实时频率偏差和实时联络线功率偏差；
步骤六：反复迭代得到最优分配，将实时频率偏差和实时联络线功率偏差转换成区域控制偏差反馈至控制器中进行下一次迭代，反复迭代至文化基因樽海鞘算法收敛，得到最优功率分配，最优功率分配为最小功率响应总偏差。
优选的，所述步骤二中还包括通过仿真模型计算风光出力相关性，仿真计算风光多种出力方式下电网无功电压的波动，并提出适应风光出力波动的无功电压控制原则。
优选的，所述步骤一中高比例新能源电网消纳能力以最大化主动配电网的新能源消纳量、最小化主动配电网的运行成本为目标，建立高比例新能源电网消纳能力评估模型，利用线性化方法将主动新能源电网的新能源消纳能力评估模型转换为多源协同混合整数线性优化模型，对多源协同混合整数线性优化模型进行解算，得到高比例新能源电网消纳能力。
优选的，所述风电出力同时率为0.5，即95%的概率风电出力低于风电装机容量的0.5倍，光伏电站出力同时率为0.9，即95%的概率光伏电站出力低于光伏装机容量的0.9倍，统计风电、光伏电站出力的历史数据以及考虑风电和光伏并网要求，得到风电有功出力分钟级的变化速率为0.1， 光伏有功出力分钟级的变化速率为0。
优选的，所述步骤二中还包括从多侧面对风光出力典型方式下330kV、750kV交流网架安全性进行核校，其中多侧面包括热稳定、功角稳定和电压稳定。
优选的，所述步骤二中还包括：判断系统运行状态，根据日负荷预测曲线，通过日负荷功率变化范围，分别设定异常、紧急临界功率，当超出或低于设定临界功率时，来确定当前工作区域，即正常域、异常域、紧急域，设定发电机组及储能机组投入运行优先级，根据用电负荷功率及机组出力平衡特性，构建权重计算模型，调控中心基于机组运行变化，对机组工作状态做出相应调整，对各发电机组及储能机组下发相应调度指令，通过调控中心多源多域控制，根据调度中心下达指令，在时间t内，负荷增加/减少功率变化量ΔP，通过跟踪负荷变化，进行发电功率实时控制，保持频率要求水平内。
优选的，所述设定日最大负荷功率的45％为异常临界功率，日最大负荷功率的20％为紧急临界功率。
优选的，根据24h负荷曲线，时间分辨率为15min，定义日间控制时间尺度为24h，共96个时刻点，引入闭环控制，控制出力变化率vg，在任意时间周期t内，通过跟踪负荷速率变化率v，定义多个控制周期td(td<t)，使得机组出力变化率趋向负荷速率变化率。
本发明提供了一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法。具备以下有益效果：
该调频控制方法基于不同调频资源的动态响应特性，从而建立多种新能源和传统发电厂之间的自动发电控制多源最优协同控制模型，进而提升了电力系统的整体控制效果，通过将实时总调节功率输入到每个自动发电控制机组中，使得算法寻优速度快，能够满足电网系统在不同的负荷水平及其变化特性条件下自动发电控制机组的实时在线调控需求，进而有利于提升了整个电网系统区域的动态响应，并且评估了新能源变化多种形态对电网无功电压波动的影响，从而提出了适应出力变化的无功电压控制策略，保证电网系统中发电机组在最短时间内，跟踪上负荷变化，从而达到增长速率能够与负载保持一致。
附图说明
图1为本发明流程示意图。
实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整的描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
请参阅图1，本发明实施例提供一种技术方案：一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，所述步骤包括如下：
步骤一：建立仿真模型，建立高比例新能源微电网调频控制仿真模型，仿真计算风光出力方式对能源基地外送通道的输电极限的影响，分析送电极限的受限故障以及失稳模式；结合高比例新能源电网消纳能力并设定参与调频的策略，所述控制模型为风光新能源与水火电间的自动发电控制多源最优协同控制模型，
步骤二：核校以及优化电网的安全性，提出表征风光出力相关性、用于电网特性分析的风光多种典型出力方式，计算风光出力相关性，自动发电控制多源最优协同控制模型采用两区域互联电网框架，每个区域的控制过程包括控制器和功率的优化分配，从多侧面校核风光出力典型方式下330kV或750kV交流网架安全性，并给出强化网架结构以及优化风光出力方式的措施；
步骤三：采集自动发电控制机组实时调节功率，通过自动发电控制多源最优协同控制模型，输出每个区域电网的实时总调节功率，将实时总调节功率输入到每个自动发电控制机组中，得到自动发电控制机组实时调节功率；
步骤四：计算系统调峰能力，计算风光荷相关性得到参与调峰的风电置信容量并计算了系统调峰能力；
步骤五：数据采集系统对电网的实时运行进行采集数据，将当前自动发电控制机组实时调节功率下的频率偏差和联络线功率偏差数据进行收集分析，得到实时频率偏差和实时联络线功率偏差；
步骤六：反复迭代得到最优分配，将实时频率偏差和实时联络线功率偏差转换成区域控制偏差反馈至控制器中进行下一次迭代，反复迭代至文化基因樽海鞘算法收敛，得到最优功率分配，最优功率分配为最小功率响应总偏差。
所述步骤二中还包括通过仿真模型计算风光出力相关性，仿真计算风光多种出力方式下电网无功电压的波动，并提出适应风光出力波动的无功电压控制原则。
所述步骤一中高比例新能源电网消纳能力以最大化主动配电网的新能源消纳量、最小化主动配电网的运行成本为目标，建立高比例新能源电网消纳能力评估模型，利用线性化方法将主动新能源电网的新能源消纳能力评估模型转换为多源协同混合整数线性优化模型，对多源协同混合整数线性优化模型进行解算，得到高比例新能源电网消纳能力。
所述风电出力同时率为0.5，即95%的概率风电出力低于风电装机容量的0.5倍，光伏电站出力同时率为0.9，即95%的概率光伏电站出力低于光伏装机容量的0.9倍， 统计风电、光伏电站出力的历史数据以及考虑风电和光伏并网要求，得到风电有功出力分钟级的变化速率为0.1， 光伏有功出力分钟级的变化速率为0。
所述步骤二中还包括从多侧面对风光出力典型方式下330kV、750kV交流网架安全性进行核校，其中多侧面包括热稳定、功角稳定和电压稳定。
所述步骤二中还包括：判断系统运行状态，根据日负荷预测曲线，通过日负荷功率变化范围，分别设定异常、紧急临界功率，当超出或低于设定临界功率时，来确定当前工作区域，即正常域、异常域、紧急域，设定发电机组及储能机组投入运行优先级，根据用电负荷功率及机组出力平衡特性，构建权重计算模型，调控中心基于机组运行变化，对机组工作状态做出相应调整，对各发电机组及储能机组下发相应调度指令，通过调控中心多源多域控制，根据调度中心下达指令，在时间t内，负荷增加/减少功率变化量ΔP，通过跟踪负荷变化，进行发电功率实时控制，保持频率要求水平内。
所述设定日最大负荷功率的45％为异常临界功率，日最大负荷功率的20％为紧急临界功率。
根据24h负荷曲线，时间分辨率为15min，定义日间控制时间尺度为24h，共96个时刻点，引入闭环控制，控制出力变化率vg，在任意时间周期t内，通过跟踪负荷速率变化率v，定义多个控制周期td(td<t)，使得机组出力变化率趋向负荷速率变化率。
工作原理：该调频控制方法基于不同调频资源的动态响应特性，从而建立多种新能源和传统发电厂之间的自动发电控制多源最优协同控制模型，进而提升了复杂的电力系统的整体控制效果，并且通过将实时总调节功率输入到每个自动发电控制机组中，使得算法寻优速度快，能够满足电网系统在不同的负荷水平及其变化特性条件下自动发电控制机组的实时在线调控需求，进而有利于提升了整个电网系统区域的动态响应，并且评估了新能源变化多种形态对电网无功电压波动的影响，从而提出了适应出力变化的无功电压控制策略，保证电网系统中发电机组在最短时间内，跟踪上负荷变化，从而达到增长速率能够与负载保持一致。

Claims (8)

1.一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，其特征在于：所述步骤包括如下：
步骤一：建立仿真模型，建立高比例新能源微电网调频控制仿真模型，仿真计算风光出力方式对能源基地外送通道的输电极限的影响，分析送电极限的受限故障以及失稳模式；结合高比例新能源电网消纳能力并设定参与调频的策略，所述控制模型为风光新能源与水火电间的自动发电控制多源最优协同控制模型，
步骤二：核校以及优化电网的安全性，提出表征风光出力相关性、用于电网特性分析的风光多种典型出力方式，计算风光出力相关性，自动发电控制多源最优协同控制模型采用两区域互联电网框架，每个区域的控制过程包括控制器和功率的优化分配，从多侧面校核风光出力典型方式下330kV或750kV交流网架安全性，并给出强化网架结构以及优化风光出力方式的措施；
步骤三：采集自动发电控制机组实时调节功率，通过自动发电控制多源最优协同控制模型，输出每个区域电网的实时总调节功率，将实时总调节功率输入到每个自动发电控制机组中，得到自动发电控制机组实时调节功率；
步骤四：计算系统调峰能力，计算风光荷相关性得到参与调峰的风电置信容量并计算了系统调峰能力；
步骤五：数据采集系统对电网的实时运行进行采集数据，将当前自动发电控制机组实时调节功率下的频率偏差和联络线功率偏差数据进行收集分析，得到实时频率偏差和实时联络线功率偏差；
步骤六：反复迭代得到最优分配，将实时频率偏差和实时联络线功率偏差转换成区域控制偏差反馈至控制器中进行下一次迭代，反复迭代至文化基因樽海鞘算法收敛，得到最优功率分配，最优功率分配为最小功率响应总偏差。
2.根据权利要求1所述一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，其特征在于：所述步骤二中还包括通过仿真模型计算风光出力相关性，仿真计算风光多种出力方式下电网无功电压的波动，并提出适应风光出力波动的无功电压控制原则。
3.根据权利要求1所述一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，其特征在于：所述步骤一中高比例新能源电网消纳能力以最大化主动配电网的新能源消纳量、最小化主动配电网的运行成本为目标，建立高比例新能源电网消纳能力评估模型，利用线性化方法将主动新能源电网的新能源消纳能力评估模型转换为多源协同混合整数线性优化模型，对多源协同混合整数线性优化模型进行解算，得到高比例新能源电网消纳能力。
4.根据权利要求1所述一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，其特征在于：所述风电出力同时率为0.5，即95%的概率风电出力低于风电装机容量的0.5倍，光伏电站出力同时率为0.9，即95%的概率光伏电站出力低于光伏装机容量的0.9倍， 统计风电、光伏电站出力的历史数据以及考虑风电和光伏并网要求，得到风电有功出力分钟级的变化速率为0.1， 光伏有功出力分钟级的变化速率为0。
5.根据权利要求1所述一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，其特征在于：所述步骤二中还包括从多侧面对风光出力典型方式下330kV、750kV交流网架安全性进行核校，其中多侧面包括热稳定、功角稳定和电压稳定。
6.根据权利要求1所述一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，其特征在于：所述步骤二中还包括：判断系统运行状态，根据日负荷预测曲线，通过日负荷功率变化范围，分别设定异常、紧急临界功率，当超出或低于设定临界功率时，来确定当前工作区域，即正常域、异常域、紧急域，设定发电机组及储能机组投入运行优先级，根据用电负荷功率及机组出力平衡特性，构建权重计算模型，调控中心基于机组运行变化，对机组工作状态做出相应调整，对各发电机组及储能机组下发相应调度指令，通过调控中心多源多域控制，根据调度中心下达指令，在时间t内，负荷增加/减少功率变化量ΔP，通过跟踪负荷变化，进行发电功率实时控制，保持频率要求水平内。
7.根据权利要求6所述一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，其特征在于：所述设定日最大负荷功率的45％为异常临界功率，日最大负荷功率的20％为紧急临界功率。
8.根据权利要求6所述一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法，其特征在于：根据24h负荷曲线，时间分辨率为15min，定义日间控制时间尺度为24h，共96个时刻点，引入闭环控制，控制出力变化率vg，在任意时间周期t内，通过跟踪负荷速率变化率v，定义多个控制周期td(td<t)，使得机组出力变化率趋向负荷速率变化率。
CN202310277696.1A 2023-03-21 2023-03-21 一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法 Pending CN116316884A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310277696.1A CN116316884A (zh) 2023-03-21 2023-03-21 一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310277696.1A CN116316884A (zh) 2023-03-21 2023-03-21 一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN116316884A true CN116316884A (zh) 2023-06-23

Family

ID=86830264

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202310277696.1A Pending CN116316884A (zh) 2023-03-21 2023-03-21 一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN116316884A (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117335449A (zh) * 2023-10-30 2024-01-02 华北电力大学 一种高比例新能源电力系统最低调频能力需求计算方法

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117335449A (zh) * 2023-10-30 2024-01-02 华北电力大学 一种高比例新能源电力系统最低调频能力需求计算方法
CN117335449B (zh) * 2023-10-30 2024-03-15 华北电力大学 一种高比例新能源电力系统最低调频能力需求计算方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
García-Triviño et al. Long-term optimization based on PSO of a grid-connected renewable energy/battery/hydrogen hybrid system
CN104362648B (zh) 一种光伏电站无功调相方法
Oshnoei et al. Disturbance observer and tube-based model predictive controlled electric vehicles for frequency regulation of an isolated power grid
CN108092324B (zh) 一种风电参与调峰调频的agc控制系统和控制方法
CN107785909B (zh) 一种风电场无功电压协调控制方法
Zhang et al. Self-adaptive secondary frequency regulation strategy of micro-grid with multiple virtual synchronous generators
CN102611118A (zh) 一种引入预测信息的风电场综合无功电压控制方法
CN110829408B (zh) 基于发电成本约束的计及储能电力系统的多域调度方法
CN108462212B (zh) 一种新能源电力系统在多源多调控域运行方式下控制方法
CN108736509A (zh) 一种主动配电网多源协调优化控制方法及系统
CN108711868A (zh) 一种计及孤岛运行电压安全的配电网无功优化规划方法
CN105656034A (zh) 孤岛微电网频率控制的仿真建模方法
CN105574620A (zh) 一种结合双主控协作与mpso算法的微电网动态优化调度方法
CN116316884A (zh) 一种适用于高比例新能源电网多源协同的调频控制方法
CN110311386A (zh) 一种基于pso新能源电站自发无功和svg无功补偿的容量优化配置方法
CN116526511B (zh) 一种多源协同参与系统负荷频率控制的方法
CN108448655A (zh) 一种无源电网广域发电控制方法及系统
Li et al. The capacity optimization of wind-photovoltaic-thermal energy storage hybrid power system
CN115473282B (zh) 一种梯级水电与光伏互补发电系统及控制方法
CN115765054A (zh) 考虑风光无功调节的配电网分布式电源双层规划方法
CN114696370A (zh) 一种一次调频的风电集群控制系统、方法及装置
Zhang et al. Research on active power automatic control strategy of wind farm energy station access system
Mengxi et al. Reactive power coordinated control strategy based on PSO for wind farms cluster
Yang et al. Research on the frequency regulation strategy of virtual synchronous generator based photovoltaic power plant
CN117748628B (zh) 一种面向风电机组输出功率平滑的有功功率优化调度方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication