CN119231663B - 一种风电场配储发电系统的一次调频控制方法 - Google Patents

一种风电场配储发电系统的一次调频控制方法

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Abstract

本发明涉及电力系统调频技术领域，公开一种风电场配储发电系统的一次调频控制方法，采集风电场并网点二次电压、电流信号，计算频率和正序电压幅值，根据频率和正序电压幅值判断新能源场站调频，风电场配储发电系统调频分为风电、储能系统联合调频、独立调频；针对联合调频，根据风电机组实际出力有功功率、储能系统实际运行功率、风电机组理论可发有功功率、储能系统满放电功率、储能系统满充电功率计算调频有功功率分配，最后根据风电机组实际出力有功功率、储能系统实际运行功率，实现风电场配储发电系统的一次调频调节，从而尽量减小风电场的电能损失，充分发挥风电场配储作用和两者之间的协调配合，提高储能系统参与电网频率调整的利用率。

Description

一种风电场配储发电系统的一次调频控制方法
技术领域
本发明涉及电力系统调频技术领域，具体涉及一种风电场配储发电系统的一次调频控制方法。
背景技术
新能源发电出力具有间歇性、随机性、波动性大等特点，且现阶段网内新能源基本全额消纳，对系统调节能力提出了更高要求，大规模接入后进一步挤占了常规可调节能源的运行空间，对系统调峰和调频带来巨大挑战。加之现有标准规范均规定新建风电场均配置10％容量配比的电化学储能系统，但是未充分考虑两者之间的协调配合能力。
目前，无风电场配储发电系统的一次调频规定，缺少相关标准、规范；现有文献大多针对风电场配置电化学储能系统参与电网一次调频的进行研究，但是多是研究如何用电化学储能系统替代风电机组参与调频，部分文献忽略了未从风电场角度考虑，使风电场的电量损失。以及现有标准要求的风电机组、储能系统的调频能力，但是未明确风电机组、储能系统参与调频辅助服务市场的机制，调频导致电量损失减小风电场的收益。
因此，亟需解决现有风电场配储发电系统参与电网一次调频的不足，充分发挥风电场配储发电系统协调配合作用，提升一次调频动作效果。
发明内容
为了解决现有技术的不足，本发明提供一种风电场配储发电系统的一次调频控制方法，用以完善现有风电场配储发电系统的一次调频方法，提高风电场配储发电系统的一次调频动作效果。
本发明采用的技术方案为：
一种风电场配储发电系统的一次调频控制方法，包括以下步骤：
步骤1，系统监测：
风电场配储发电系统的调频系统采集风电场并网点二次电压，基于二次电压计算频率f、正序电压幅值U；
步骤2，判断一次调频动作：
根据频率f与额定频率fn的绝对值与风电场一次调频死区△f的大小关系，判断一次调频是否动作；
步骤3，电压判断：
基于步骤二中判断一次调频动作结果，判断正序电压幅值U与风电场低电压门槛值Ud、高电压门槛值Us的大小关系，判断一次调频是否动作；
步骤4，调频方式选择：
基于步骤三中判断一次调频动作结果，判断风电、储能系统是联合调频还是独立调频；
若独立调频则分别依据风电、储能系统的现有调频方法；
若风电、储能系统是联合调频，则进一步判断AGC是否投入，根据AGC与一次调频配合逻辑计算有功功率动作理论值△P；
步骤5，执行有功功率动作：
读取风电机组实际出力有功功率、以及储能系统实际运行功率P风、P储，若△P＞0，且P风≥风电机组理论可发有功功率P风理，则选择由储能系统执行有功功率动作理论值△P；
若△P＞0，且P风＜P风理，P储≥储能系统满放电功率Pn放，则选择由风电机组执行有功功率动作理论值△P；
若△P＞0，且P风＜P风理，同时P储＜Pn放，且Pn放-P储≥△P；则选择由储能系统执行有功功率动作理论值△P；
若△P＞0且P风＜P风理，同时P储＜Pn放，且Pn放-P储＜△P；则优先选择储能系统执行有功功率动作理论值△P11，风电机组执行有功功率动作理论值△P12；其中△P11＝Pn放-P储，△P12＝△P-△P11；
若△P＜0，P储≥储能系统满充电功率Pn充，则选择由风电机组执行有功功率动作理论值△P；
若△P＜0、P储＜Pn充，Pn充-P储≥|△P|，则选择由储能系统执行有功功率动作理论值△P；
若△P＜0、P储＜Pn充，Pn充-P储＜|△P|，则优先选择储能系统执行有功功率动作理论值△P21，风电机组执行有功功率动作理论值△P22；其中△P21＝P储-Pn充，△P22＝△P-△P21。
进一步，步骤2中，风电场一次调频死区△f取值范围推荐为0.03～0.1Hz；若频率f与额定频率fn的绝对值大于风电场一次调频死区△f，则满足一次调频动作条件。
进一步，步骤3中，风电场低电压门槛值Ud推荐为0.8Un、高电压门槛值Us推荐为1.15Un；若风电场正序电压幅值U满足0.8Un＜U＜1.15Un，则满足一次调频动作条件。
进一步，步骤4中，若风电场AGC未投入，或风电场AGC投入、AGC未在调节期间，则直接根据频率变化量计算有功功率动作理论值△P；
若风电场AGC投入，且AGC在调节期间，则进行AGC与一次调频逻辑判断，进行AGC指令△PAGC与风电场理论调频有功功率指令△P调计算，得到有功功率动作理论值△P；
其中AGC与一次调频的配合逻辑有AGC闭锁一次调频指令，一次调频闭锁AGC指令，AGC与一次调频指令同向、反向均叠加指令，AGC与一次调频指令同向叠加、反向闭锁一次调频指令，AGC与一次调频指令同向叠加指令、反向闭锁AGC指令。
进一步，风电场配储系统的一次调频的调频有功功率△P调的计算方式为：
式中，Kf表示有功调频系数；f为二次电压计算频率；fn表示电网的定额定频；Pn风表示风电机组装机额定容量；Pn储表示储能系统额定功率。
进一步，步骤5中，风电机组实际出力有功功率P风通过风电机组能量管理平台、或者集电线路有功功率累加获取；储能系统实际运行功率P储通过储能系统能量管理系统获取。
与现有技术相比，该风电场配储发电系统的一次调频控制方法具备如下有益效果：
(1)该风电场配储发电系统的一次调频方法提出了一种风电场配储发电系统联合调频的方法，既充分发挥储能参与调频的作用，又减少风电场的电量损失；发电系统调频需减少有功功率时，优先增加储能单元的充电功率；发电系统调频需增加有功功率时，优先利用风电机组增加发电系统有功功率。
(2)该风电场配储发电系统的一次调频方法完善现有风电场配储发电系统的一次调频方法，提高储能系统参与电网调频的利用率，提高风电场配储发电系统的一次调频动作效果。
(3)该风电场配储发电系统的一次调频方法，充分考虑风电机组运行预留有功功率和不预留有功功率工况下的调频，充分发挥风电场配储能的作用。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。
其中：
图1是本发明风电场配储发电系统的一次调频控制方法流程图。
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。
为解决现有风电场配储发电系统参与电网一次调频的不足，充分发挥风电场配储发电系统协调配合作用，提升一次调频动作效果，本实施例提供一种风电场配储发电系统的一次调频控制方法。
如图1所示，该风电场配储发电系统的一次调频控制方法包括以下步骤：
步骤1，系统监测：
风电场配储发电系统的调频系统采集风电场并网点二次电压，基于二次电压计算频率f、正序电压幅值U。
步骤2，判断一次调频动作：
根据频率f与额定频率fn的绝对值与风电场一次调频死区△f的大小关系，判断一次调频是否动作。
进一步的，风电场一次调频死区△f取值范围推荐为0.03～0.1Hz；若频率f与额定频率fn的绝对值大于风电场一次调频死区△f，则满足一次调频动作条件。
步骤3，电压判断：
基于步骤二中判断一次调频动作结果，判断正序电压幅值U与风电场低电压门槛值Ud、高电压门槛值Us的大小关系，判断一次调频是否动作。
进一步的，风电场低电压门槛值Ud推荐为0.8Un、高电压门槛值Us推荐为1.15Un；若风电场正序电压幅值U满足0.8Un＜U＜1.15U n，则满足一次调频动作条件。
步骤4，调频方式选择：
基于步骤三中判断一次调频动作结果，判断风电、储能系统是联合调频还是独立调频；
若独立调频则分别依据风电、储能系统的现有调频方法；
若风电、储能系统是联合调频，则进一步判断AGC是否投入，根据AGC与一次调频配合逻辑计算有功功率动作理论值△P。
具体的，若风电场AGC未投入，或风电场AGC投入、AGC未在调节期间，则直接根据频率变化量计算有功功率动作理论值△P；
若风电场AGC投入，且AGC在调节期间，则进行AGC与一次调频逻辑判断，进行AGC指令△PAGC与风电场理论调频有功功率指令△P调计算，得到有功功率动作理论值△P；
其中AGC与一次调频的配合逻辑有AGC闭锁一次调频指令，一次调频闭锁AGC指令，AGC与一次调频指令同向、反向均叠加指令，AGC与一次调频指令同向叠加、反向闭锁一次调频指令，AGC与一次调频指令同向叠加指令、反向闭锁AGC指令。
风电场配储系统的一次调频的调频有功功率△P调的计算方式为：
式中，Kf表示有功调频系数，取值为20；f为二次电压计算频率；fn表示电网的定额定频，即50Hz；Pn风表示风电机组装机额定容量；Pn储表示储能系统额定功率。
步骤5，执行有功功率动作：
读取风电机组实际出力有功功率、以及储能系统实际运行功率P风、P储，若△P＞0，且P风≥风电机组理论可发有功功率P风理，则选择由储能系统执行有功功率动作理论值△P；
若△P＞0，且P风＜P风理，P储≥储能系统满放电功率Pn放，则选择由风电机组执行有功功率动作理论值△P；
若△P＞0，且P风＜P风理，同时P储＜Pn放，且Pn放-P储≥△P；则选择由储能系统执行有功功率动作理论值△P；
若△P＞0且P风＜P风理，同时P储＜Pn放，且Pn放-P储＜△P；则优先选择储能系统执行有功功率动作理论值△P11，风电机组执行有功功率动作理论值△P12；其中△P11＝Pn放-P储，△P12＝△P-△P11。
若△P＜0，P储≥储能系统满充电功率Pn充，则选择由风电机组执行有功功率动作理论值△P；
若△P＜0、P储＜Pn充，Pn充-P储≥|△P|，则选择由储能系统执行有功功率动作理论值△P；
若△P＜0、P储＜Pn充，Pn充-P储＜|△P|，则优先选择储能系统执行有功功率动作理论值△P21，风电机组执行有功功率动作理论值△P22；其中△P21＝P储-Pn充，△P22＝△P-△P21。
风电机组实际出力有功功率P风通过风电机组能量管理平台、或者集电线路有功功率累加获取；储能系统实际运行功率P储通过储能系统能量管理系统获取。
为了对该风电场配储发电系统的一次调频方法实际效果进行验证，本实施例还给出以下应用实例：
应用实例1
仿真中，某风电场配储发电系统A风电机组装机容量为100MW、储能系统装机容量为10MW；即Pn充为10MW，Pn放为10MW。
风电机组运行在不预留有功功率工况下，风电机组实际出力有功功率P风为70MW，储能系统实际运行功率P储为8MW；
设置一次调死区△f为0.05Hz，设置风电场并网点频率f从50Hz变为50.2Hz，并网点二次电压U是1.0Un，AGC未投入。
风电场并网点频率f＝50.2Hz与额定频率fn＝50Hz的绝对值大于风电场一次调频死区△f＝0.05Hz，并网点二次电压U是1.0Un满足0.8Un＜U＜1.15Un；
计算有功功率动作理论值△P为6.6MW，由于风电机组运行在不预留有功功率工况下，则P风＝P风理，由储能系统执行有功功率动作理论值△P＝6.6MW。
应用实例2
仿真中，某风电场配储发电系统B风电机组装机容量为100MW、储能系统装机容量为10MW；即Pn充为10MW，Pn放为10MW。
风电机组运行在不预留有功功率工况下，风电机组实际出力有功功率P风为70MW，储能系统实际运行功率P储为8MW；
设置一次调死区△f为0.05Hz，设置风电场并网点频率f从50Hz变为50.2Hz，并网点二次电压U是1.1Un，AGC未投入。
风电场并网点频率f＝50.2Hz与额定频率fn＝50Hz的绝对值大于风电场一次调频死区△f＝0.05Hz，并网点二次电压U是1.1Un满足0.8Un＜U＜1.15Un；
计算有功功率动作理论值△P为-6.6MW，P储＜Pn充；
进一步判断Pn充-P储＝10MW-8MW＝2MW＜|△P|，则优先选择储能系统执行有功功率动作理论值△P21＝P储-Pn充＝8MW-10MW＝-2MW，风电机组执行有功功率动作理论值△P22＝△P-△P21＝-6.6MW-(-2MW)＝-4.6MW。
应用实例3
仿真中，某风电场配储发电系统C风电机组装机容量为100MW、储能系统装机容量为10MW；即Pn充为10MW，Pn放为10MW。
风电机组运行在不预留有功功率工况下，风电机组实际出力有功功率P风为70MW，储能系统实际运行功率P储为8MW；
设置一次调死区△f为0.05Hz，设置风电场并网点频率f从50Hz变为50.2Hz，并网点二次电压U是1.1Un；AGC投入，且投入AGC与一次调频指令同向叠加、反向闭锁一次调频指令。
风电场并网点频率f＝50.2Hz与额定频率fn＝50Hz的绝对值大于风电场一次调频死区△f＝0.05Hz，并网点二次电压U是1.1Un满足0.8Un＜U＜1.15Un；
一次调频动作期间AGC指令减小5MW；
计算有功功率动作理论值△P为-11.6MW，P储＜Pn充；
进一步判断Pn充-P储＝10MW-8MW＝2MW＜|△P|，则优先选择储能系统执行有功功率动作理论值△P21＝P储-Pn充＝8MW-10MW＝-2MW，风电机组执行有功功率动作理论值△P22＝△P-△P21＝-11.6MW-(-2MW)＝-9.6MW。
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。

Claims (6)

1.一种风电场配储发电系统的一次调频控制方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤1，系统监测：
风电场配储发电系统的调频系统采集风电场并网点二次电压，基于二次电压计算频率f、正序电压幅值U；
步骤2，判断一次调频动作：
根据频率f与额定频率fn的绝对值与风电场一次调频死区△f的大小关系，判断一次调频是否动作；
步骤3，电压判断：
基于步骤二中判断一次调频动作结果，判断正序电压幅值U与风电场低电压门槛值Ud、高电压门槛值Us的大小关系，判断一次调频是否动作；
步骤4，调频方式选择：
基于步骤三中判断一次调频动作结果，判断风电、储能系统是联合调频还是独立调频；
若独立调频则分别依据风电、储能系统的现有调频方法；
若风电、储能系统是联合调频，则进一步判断AGC是否投入，根据AGC与一次调频配合逻辑计算有功功率动作理论值△P；
步骤5，执行有功功率动作：
读取风电机组实际出力有功功率、以及储能系统实际运行功率P风、P储，若△P＞0，且P风≥风电机组理论可发有功功率P风理，则选择由储能系统执行有功功率动作理论值△P；
若△P＞0，且P风＜P风理，P储≥储能系统满放电功率Pn放，则选择由风电机组执行有功功率动作理论值△P；
若△P＞0，且P风＜P风理，同时P储＜Pn放，且Pn放-P储≥△P；则选择由储能系统执行有功功率动作理论值△P；
若△P＞0且P风＜P风理，同时P储＜Pn放，且Pn放-P储＜△P；则优先选择储能系统执行有功功率动作理论值△P11，风电机组执行有功功率动作理论值△P12；其中△P11＝Pn放-P储，△P12＝△P-△P11；
若△P＜0，P储≥储能系统满充电功率Pn充，则选择由风电机组执行有功功率动作理论值△P；
若△P＜0、P储＜Pn充，Pn充-P储≥|△P|，则选择由储能系统执行有功功率动作理论值△P；
若△P＜0、P储＜Pn充，Pn充-P储＜|△P|，则优先选择储能系统执行有功功率动作理论值△P21，风电机组执行有功功率动作理论值△P22；其中△P21＝P储-Pn充，△P22＝△P-△P21。
2.根据权利要求1所述的风电场配储发电系统的一次调频控制方法，其特征在于：步骤2中，风电场一次调频死区△f取值范围推荐为0.03～0.1Hz；若频率f与额定频率fn的绝对值大于风电场一次调频死区△f，则满足一次调频动作条件。
3.根据权利要求1所述的风电场配储发电系统的一次调频控制方法，其特征在于：步骤3中，风电场低电压门槛值Ud推荐为0.8Un、高电压门槛值Us推荐为1.15Un；若风电场正序电压幅值U满足0.8Un＜U＜1.15Un，则满足一次调频动作条件。
4.根据权利要求1所述的风电场配储发电系统的一次调频控制方法，其特征在于：步骤4中，若风电场AGC未投入，或风电场AGC投入、AGC未在调节期间，则直接根据频率变化量计算有功功率动作理论值△P；
若风电场AGC投入，且AGC在调节期间，则进行AGC与一次调频逻辑判断，进行AGC指令△PAGC与风电场理论调频有功功率指令△P调计算，得到有功功率动作理论值△P；
其中AGC与一次调频的配合逻辑有AGC闭锁一次调频指令，一次调频闭锁AGC指令，AGC与一次调频指令同向、反向均叠加指令，AGC与一次调频指令同向叠加、反向闭锁一次调频指令，AGC与一次调频指令同向叠加指令、反向闭锁AGC指令。
5.根据权利要求4所述的风电场配储发电系统的一次调频控制方法，其特征在于：
风电场配储系统的一次调频的调频有功功率△P调的计算方式为：
式中，Kf表示有功调频系数，取值为20；f为二次电压计算频率；fn表示电网的定额定频，即50Hz；Pn风表示风电机组装机额定容量；Pn储表示储能系统额定功率。
6.根据权利要求4所述的风电场配储发电系统的一次调频控制方法，其特征在于：步骤5中，风电机组实际出力有功功率P风通过风电机组能量管理平台、或者集电线路有功功率累加获取；储能系统实际运行功率P储通过储能系统能量管理系统获取。
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