CN117117931A - 海上风力发电的协调控制方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种海上风力发电的协调控制方法及系统，方法包括：基于调度指令获取负荷侧所需的调度功率；在所述调度功率小于等于实际输出功率时，控制风电场进行储能充电；在所述调度功率大于所述实际输出功率时，分别获取各风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，计算得到各风电场的功率调节能力；在预设的约束条件下，对各风电场分别进行储能放电，使风电功率误差在预设范围内。实施本发明，考虑风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，从而计算功率调节能力，并结合约束条件对风电场进行储能放电，可以提高海上风力发电调度的精细程度，提高其运行可靠性，并降低因为对风电场考虑不足而引起的失稳风险。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统控制领域，尤其涉及一种海上风力发电的协调控制方法及系统。
背景技术
新能源发电技术逐渐进入人们的视野。常见的分布式能源发电包括光伏发电、风力发电或水力发电等。其中风力发电占比相对较大，且具有日渐成熟的控制技术，且风能常见易得。为了避免土地资源的浪费，现已发展出海上风力发电的模式，以有效提供电能。但是考虑到针对现有的海上风电场并网，由于不同的海上风电场的配置不同，相应的，其容量、功率调节能力或转速等表征性能的参数可能存在较大的差异，在缺乏考虑风电场的性能差异的情况下对海上风力发电进行调度，会导致海上风力发电的运行可靠性较低，存在一定的失稳风险。
发明内容
本发明提供了一种海上风力发电的协调控制方法及系统，以解决海上风力发电的运行可靠性较低的技术问题。
为了解决上述技术问题，本发明实施例提供了一种海上风力发电的协调控制方法，包括：
基于调度指令获取负荷侧所需的调度功率；
在所述调度功率小于等于实际输出功率时，控制风电场进行储能充电；在所述调度功率大于所述实际输出功率时，分别获取各风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，并计算得到各风电场的功率调节能力；根据所述功率调节能力，在预设的约束条件下，对各风电场分别进行储能放电，使风电功率误差在预设范围内，以实现协调控制；其中，所述约束条件包括功率调节能力约束。
作为优选方案，所述计算得到各风电场的功率调节能力，包括：
其中，ΔPhi为所述调度指令下发后第i个风电场的功率调节能力，ωi为第i个风电场的实际转速，ωmi为第i个风电场的实际最大转速，ωNi为第i个风电场的额定转速，βi为第i个风电场的实际运行桨距角，βmini和βmaxi为第i个风电场的运行桨距角的下上限，Pmaxi为第i个风电场的最大输出功率，x1为转速对应的权重系数，x2为桨距角对应的权重系数。
作为优选方案，所述风电场包括若干风力机，所述功率调节能力约束Ph具体为：
其中，为第i个风电场中第j个风力机的启停状态，/>为第i个风电场中第j个风力机的功率调节能力。
作为优选方案，所述约束条件还包括功率调度指令约束、储能充放电约束和电压电流约束。
作为优选方案，所述储能充放电约束具体为10％PbN≤SOC≤90％PbN；其中，SOC为储能设备的剩余容量，PbN为储能设备的额定容量。
相应的，本发明实施例提供了一种海上风力发电的协调控制系统，包括获取模块和控制模块；其中，
所述获取模块，用于基于调度指令获取负荷侧所需的调度功率；
所述控制模块，用于在所述调度功率小于等于实际输出功率时，控制风电场进行储能充电；在所述调度功率大于所述实际输出功率时，分别获取各风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，并计算得到各风电场的功率调节能力；根据所述功率调节能力，在预设的约束条件下，对各风电场分别进行储能放电，使风电功率误差在预设范围内，以实现协调控制；其中，所述约束条件包括功率调节能力约束。
作为优选方案，所述控制模块计算得到各风电场的功率调节能力，包括：
其中，ΔPhi为所述调度指令下发后第i个风电场的功率调节能力，ωi为第i个风电场的实际转速，ωmi为第i个风电场的实际最大转速，ωNi为第i个风电场的额定转速，βi为第i个风电场的实际运行桨距角，βmini和βmaxi为第i个风电场的运行桨距角的下上限，Pmaxi为第i个风电场的最大输出功率，x1为转速对应的权重系数，x2为桨距角对应的权重系数。
作为优选方案，所述风电场包括若干风力机，所述功率调节能力约束Ph具体为：
其中，为第i个风电场中第j个风力机的启停状态，/>为第i个风电场中第j个风力机的功率调节能力。
作为优选方案，所述约束条件还包括功率调度指令约束、储能充放电约束和电压电流约束。
作为优选方案，所述储能充放电约束具体为10％PbN≤SOC≤90％PbN；其中，SOC为储能设备的剩余容量，PbN为储能设备的额定容量。
相比于现有技术，本发明实施例具有如下有益效果：
本发明提供了一种海上风力发电的协调控制方法及系统，所述协调控制方法包括：基于调度指令获取负荷侧所需的调度功率；在所述调度功率小于等于实际输出功率时，控制风电场进行储能充电；在所述调度功率大于所述实际输出功率时，分别获取各风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，并计算得到各风电场的功率调节能力；根据所述功率调节能力，在预设的约束条件下，对各风电场分别进行储能放电，使风电功率误差在预设范围内，以实现协调控制；其中，所述约束条件包括功率调节能力约束。实施本发明，考虑风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，从而计算功率调节能力，并结合约束条件对风电场进行储能放电，可以提高海上风力发电调度的精细程度，提高其运行可靠性，并降低因为对风电场考虑不足而引起的失稳风险。
附图说明
图1：为本发明提供的海上风力发电的协调控制方法的一种实施例的流程示意图。
图2：为本发明提供的海上风电并网系统的一种实施例的拓扑结构示意图。
图3：为本发明提供的海上风力发电的协调控制系统的一种实施例的结构示意图。
具体实施方式
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、完整地描述，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作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。
实施例一:
请参照图1，图1为本发明实施例提供的一种海上风力发电的协调控制方法，包括步骤S1和步骤S2；其中，
步骤S1，基于调度指令获取负荷侧所需的调度功率。
在本实施例中，可以采集负荷侧的功率，用于步骤S2所述风电场的储能充放电状态的判断以及控制。本实施例具体是获取调度指令，然后通过该调度指令，获得负荷侧所需的调度功率。
示例性地，本实施例可以应用于多个不同规模的海上风电场的情形。如图2所示，图2为一种海上风电并网系统的拓扑结构示意图。所述海上风电并网系统包括风电场1和风电场2，风电场1包括5台风力机、风电场2包括8台风力机。单个的风力机经过PSMG(永磁同步电机)连接至变压器，然后与同一组别的风力机共同通过变压器连接至交流母线，然后经过海底电缆输送至海上变电站，经过AC/DC变换器输送至直流电缆，最后通过DC/AC变换器，输送至交流电网。
步骤S2，在所述调度功率小于等于实际输出功率时，控制风电场进行储能充电；在所述调度功率大于所述实际输出功率时，分别获取各风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，并计算得到各风电场的功率调节能力；根据所述功率调节能力，在预设的约束条件下，对各风电场分别进行储能放电，使风电功率误差在预设范围内，以实现协调控制；其中，所述约束条件包括功率调节能力约束。
在本实施例中，可以定义海上风电场的功率调节能力数学模型：
其中，ΔPhi为所述调度指令下发后第i个风电场的功率调节能力，ωi为第i个风电场的实际转速，ωmi为第i个风电场的实际最大转速，ωNi为第i个风电场的额定转速，βi为第i个风电场的实际运行桨距角，βmini和βmaxi为第i个风电场的运行桨距角的下上限，Pmaxi为第i个风电场的最大输出功率，x1为转速对应的权重系数，x2为桨距角对应的权重系数(x1+x2＝1，0<x1<1，0<x2<1)。
通过该数学模型计算得到风电场的功率调节能力，可以考虑不同风电场的特性，例如转速、桨距角等，为不同的特性赋予不同的权重x，从而分别确定各风电场的功率调节能力，进而准确响应负荷侧的需求。
进一步地，所述风电场包括若干风力机，所述功率调节能力约束Ph具体为：
其中，为第i个风电场中第j个风力机的启停状态，/>为第i个风电场中第j个风力机的功率调节能力。
作为一种优选实施方式，所述约束条件还包括功率调度指令约束、储能充放电约束和电压电流约束。
对于功率调节指令约束：
其中，Pi j为第i个风电场中第j个风力机实际发出功率，和/>分别为第i个风电场中第j个风力机所发出的最小功率和最大功率。
对于储能充放电约束，考虑到需要保证储能设备正常且健康地工作，需要储能设备的剩余容量SOC在额定容量PbN的10％至90％的范围内，即：
10％PbN≤SOC≤90％PbN；
对于电压电流约束：
其中，Umin和Umax为配电网允许运行的最小电压和最大电压，Imin和Imax为配电网允许运行的最小电流和最大电流。这样，可以确保配电网运行时，其运行电压以及电流工作在安全的有限范围内，以确保配电网的稳定正常运行。
优选地，所述风电功率误差所要确保的范围可以设置为[-ΔP，ΔP]，-ΔP和ΔP分别为误差范围的下限和上限。当该误差超出该范围时，可以重新返回对调度功率以及所述实际输出功率的判断，否则可以进行储能的充电。
相应的，参照图3，本发明实施例提供了一种海上风力发电的协调控制系统，包括获取模块101和控制模块102；其中，
所述获取模块101，用于基于调度指令获取负荷侧所需的调度功率；
所述控制模块102，用于在所述调度功率小于等于实际输出功率时，控制风电场进行储能充电；在所述调度功率大于所述实际输出功率时，分别获取各风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，并计算得到各风电场的功率调节能力；根据所述功率调节能力，在预设的约束条件下，对各风电场分别进行储能放电，使风电功率误差在预设范围内，以实现协调控制；其中，所述约束条件包括功率调节能力约束。
作为优选方案，所述控制模块102计算得到各风电场的功率调节能力，包括：
其中，ΔPhi为所述调度指令下发后第i个风电场的功率调节能力，ωi为第i个风电场的实际转速，ωmi为第i个风电场的实际最大转速，ωNi为第i个风电场的额定转速，βi为第i个风电场的实际运行桨距角，βmini和βmaxi为第i个风电场的运行桨距角的下上限，Pmaxi为第i个风电场的最大输出功率，x1为转速对应的权重系数，x2为桨距角对应的权重系数。
作为优选方案，所述风电场包括若干风力机，所述功率调节能力约束Ph具体为：
其中，为第i个风电场中第j个风力机的启停状态，/>为第i个风电场中第j个风力机的功率调节能力。
作为优选方案，所述约束条件还包括功率调度指令约束、储能充放电约束和电压电流约束。
作为优选方案，所述储能充放电约束具体为10％PbN≤SOC≤90％PbN；其中，SOC为储能设备的剩余容量，PbN为储能设备的额定容量。
相比于现有技术，本发明实施例具有如下有益效果：
本发明提供了一种海上风力发电的协调控制方法及系统，所述协调控制方法包括：基于调度指令获取负荷侧所需的调度功率；在所述调度功率小于等于实际输出功率时，控制风电场进行储能充电；在所述调度功率大于所述实际输出功率时，分别获取各风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，并计算得到各风电场的功率调节能力；根据所述功率调节能力，在预设的约束条件下，对各风电场分别进行储能放电，使风电功率误差在预设范围内，以实现协调控制；其中，所述约束条件包括功率调节能力约束。实施本发明，考虑风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，从而计算功率调节能力，并结合约束条件对风电场进行储能放电，可以提高海上风力发电调度的精细程度，提高其运行可靠性，并降低因为对风电场考虑不足而引起的失稳风险。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步的详细说明，应当理解，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围。特别指出，对于本领域技术人员来说，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种海上风力发电的协调控制方法，其特征在于，包括：
基于调度指令获取负荷侧所需的调度功率；
在所述调度功率小于等于实际输出功率时，控制风电场进行储能充电；在所述调度功率大于所述实际输出功率时，分别获取各风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，并计算得到各风电场的功率调节能力；根据所述功率调节能力，在预设的约束条件下，对各风电场分别进行储能放电，使风电功率误差在预设范围内，以实现协调控制；其中，所述约束条件包括功率调节能力约束。
2.如权利要求1所述的一种海上风力发电的协调控制方法，其特征在于，所述计算得到各风电场的功率调节能力，包括：
其中，ΔPhi为所述调度指令下发后第i个风电场的功率调节能力，ωi为第i个风电场的实际转速，ωmi为第i个风电场的实际最大转速，ωNi为第i个风电场的额定转速，βi为第i个风电场的实际运行桨距角，βmini和βmaxi为第i个风电场的运行桨距角的下上限，Pmaxi为第i个风电场的最大输出功率，x1为转速对应的权重系数，x2为桨距角对应的权重系数。
3.如权利要求2所述的一种海上风力发电的协调控制方法，其特征在于，所述风电场包括若干风力机，所述功率调节能力约束Ph具体为：
其中，为第i个风电场中第j个风力机的启停状态，/>为第i个风电场中第j个风力机的功率调节能力。
4.如权利要求1至3任意一项所述的一种海上风力发电的协调控制方法，其特征在于，所述约束条件还包括功率调度指令约束、储能充放电约束和电压电流约束。
5.如权利要求4所述的一种海上风力发电的协调控制方法，其特征在于，所述储能充放电约束具体为10％PbN≤SOC≤90％PbN；其中，SOC为储能设备的剩余容量，PbN为储能设备的额定容量。
6.一种海上风力发电的协调控制系统，其特征在于，包括获取模块和控制模块；其中，
所述获取模块，用于基于调度指令获取负荷侧所需的调度功率；
所述控制模块，用于在所述调度功率小于等于实际输出功率时，控制风电场进行储能充电；在所述调度功率大于所述实际输出功率时，分别获取各风电场的实际转速、实际最大转速和实际运行桨距角，并计算得到各风电场的功率调节能力；根据所述功率调节能力，在预设的约束条件下，对各风电场分别进行储能放电，使风电功率误差在预设范围内，以实现协调控制；其中，所述约束条件包括功率调节能力约束。
7.如权利要求6所述的一种海上风力发电的协调控制系统，其特征在于，所述控制模块计算得到各风电场的功率调节能力，包括：
其中，ΔPhi为所述调度指令下发后第i个风电场的功率调节能力，ωi为第i个风电场的实际转速，ωmi为第i个风电场的实际最大转速，ωNi为第i个风电场的额定转速，βi为第i个风电场的实际运行桨距角，βmini和βmaxi为第i个风电场的运行桨距角的下上限，Pmaxi为第i个风电场的最大输出功率，x1为转速对应的权重系数，x2为桨距角对应的权重系数。
8.如权利要求7所述的一种海上风力发电的协调控制系统，其特征在于，所述风电场包括若干风力机，所述功率调节能力约束Ph具体为：
其中，为第i个风电场中第j个风力机的启停状态，/>为第i个风电场中第j个风力机的功率调节能力。
9.如权利要求6至8任意一项所述的一种海上风力发电的协调控制系统，其特征在于，所述约束条件还包括功率调度指令约束、储能充放电约束和电压电流约束。
10.如权利要求9所述的一种海上风力发电的协调控制系统，其特征在于，所述储能充放电约束具体为10％PbN≤SOC≤90％PbN；其中，SOC为储能设备的剩余容量，PbN为储能设备的额定容量。
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