一種含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法

2023-06-07 10:29:46

專利名稱：一種含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法
技術領域：
本發明屬於新能源發電領域，具體涉及一種含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法。
背景技術：
風力發電具有間歇性和隨機性的特點，大規模風力發電併網對電力系統的安全穩定運行帶來了非常大的影響，在大規模風力發電併網前，需要對其併網後各種運行狀態進行仿真，發現潛在問題並提出解決方法，可有效防止大規模風電接入對系 統安全穩定運行的影響。現有國內外電力系統仿真軟體雖已建立風電機組和風電場模型，且可進行風電場接入電網影響分析，但分析手段多為潮流穩態計算和毫秒級故障暫態計算，不能進行含風電的長時間過程動態仿真，即未考慮基於調度計劃的電網自動發電控制(二次調頻)仿真，無法模擬仿真風電長時間波動對電力系統的系統頻率和區域控制誤差性能指標的影響。因此，需要建立適應長過程動態仿真的風電機組模型和常規發電機組模型等，建立電網自動發電控制系統模型，綜合各類模型，基於調度計劃和機組運行特性，考慮不同元件響應時間的配合協調，進行系統自動發電控制仿真，分析風電接入後對電力系的系統頻率控制的影響，以提出適應風電發展的電力系統的系統頻率控制方法。

發明內容
為了克服上述現有技術的不足，本發明提供一種含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，用於研究風電接入對電網動態調頻影響分析，仿真時間可以為秒級到小時級及以上，監測變量包括電力系統的系統頻率、聯絡線功率、發電機組出力和風電場出力等，用於定量分析不同風電出力情況下對電網頻率控制性能的影響，並給出自動發電控制系統控制方法調整的合理建議，有利於提前預警大規模風電接入後電力系統的安全穩定運行風險。為了實現上述發明目的，本發明採取如下技術方案一種含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，所述仿真分析方法包括以下步驟步驟I :建立風電接入的電網模型；步驟2 :建立仿真平臺外部接口模型；步驟3 :格式處理電網中隨時間變化的數據並將數據輸入至所述仿真平臺外部接口模型；步驟4 :設定仿真參數並進行動態運行仿真；步驟5 :建立控制性能指標評價分析模型；步驟6 :保存並處理結果數據，得到控制性能指標。所述步驟I中，電網模型包括電網自動發電控制系統模型、電網拓撲結構模型和各類元件模型。所述電網自動發電控制系統模型包括總調節功率計算模塊、機組基本功率計算模塊、機組調節功率計算模塊、機組目標功率計算模塊和機組目標功率校驗模塊。所述總調節功率計算模塊計算區域控制誤差，控制區域包括死區、正常控制區、次緊急區和緊急區；所述基本功率包括固定基本功率模式和浮動基本功率模式；所述機組目標功率校驗模塊對機組反向延時、控制信號死區、機組相應控制命令、最大調節量和機組運行限值進行校驗。所述元件模型包括風電機組模型、常規發電機組模型和負荷模型等。所述風電機組模型包括電氣控制模塊、機械模塊、出力模擬模塊、接收調度指令的有功功率控制模塊和無功功率控制模塊；所述常規發電機組模型包括自動電壓控制模塊、調速器模塊、電力系統穩定器模塊和自動發電控制模塊。
所述步驟2中，仿真平臺外部接口模型實現仿真平臺與隨時間變化的數據的連接，實現仿真平臺進行長時間動態仿真的數據源輸入。所述步驟3中，隨時間變化的數據包括常規發電機組計劃出力、負荷和風電場出力。所述步驟4中，仿真參數包括仿真起始時間、終止時間和仿真步長。所述步驟5中，控制性能指標評價分析模型用於評價不同風電場出力情況下和不同調度模式下電力系統的系統頻率和區域控制偏差。所述步驟6中，結果數據包括電力系統的系統頻率、聯絡線功率、常規發電機組出 力和風電場出力等；所述控制性能指標包括電力系統的系統頻率和常規發電機組有功功率。與現有技術相比，本發明的有益效果在於I.用於研究風電接入對電網動態調頻影響分析，進行特定時段內電力系統的動態運行仿真，仿真時間可以為秒級到小時級及以上，監測變量包括電力系統的系統頻率、聯絡線功率、常規發電機組出力和風電場出力等；2.用於定量分析不同風電出力情況下對電網頻率控制性能的影響，並給出自動發電控制系統控制方法調整的合理建議，有利於提前預警大規模風電接入後電力系統的安全穩定運行風險；3.風電機組模型建立時考慮了風速變化、風電機組地理位置和機型等，包括有有功功率控制模塊和無功功率控制模塊的風電機組模型，可基於調度計劃，進行自動發電量控制動作的過程模擬，可適應於風電接入對系統影響研究，也可用於其它涉及到長時間動態仿真的工程研究；4.建立控制性能指標評價分析模型用於評價不同風電場出力情況下和不同調度模式下電力系統的系統頻率控制或區域控制的誤差。


圖I是本發明實施例的包括自動發電控制系統的電力系統的仿真結構圖；圖2是本發明實施例的風電機組模型結構圖；圖3是本發明實施例的電網自動發電控制系統模型結構圖4是本發明實施例的機組基本功率計算模塊示意圖。
具體實施例方式下面結合附圖對本發明作進一步詳細說明。如圖I，一種含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，所述仿真分析方法包括以下步驟步驟I :建立風電接入的電網模型；步驟2 :建立仿真平臺外部接口模型；步驟3 :格式處理電網中隨時間變化的數據並將數據輸入至所述仿真平臺外部接口模型；步驟4 :設定仿真參數並進行動態運行仿真； 步驟5 :建立控制性能指標評價分析模型；步驟6 :保存並處理結果數據，得到控制性能指標。所述步驟I中，電網模型包括電網自動發電控制系統模型、電網拓撲結構模型和各類元件模型。所述元件模型包括風電機組模型、常規發電機組模型和負荷模型等。如圖2，所述風電機組模型包括電氣控制模塊、機械模塊、出力模擬模塊、接收調度指令的有功功率控制模塊和無功功率控制模塊；所述常規發電機組模型包括自動電壓控制模塊、調速器模塊、電力系統穩定器模塊和自動發電控制模塊。所述電網自動發電控制系統模型包括總調節功率計算模塊、機組基本功率計算模塊、機組調節功率計算模塊、機組目標功率計算模塊和機組目標功率校驗模塊。所述總調節功率計算模塊計算區域控制的誤差，控制區域包括死區、正常控制區、次緊急區和緊急區。機組基本功率計算模塊通常具備8種基本功率模式，所述基本功率包括固定基本功率和浮動基本功率。固定基本功率包括BASE、SCHE、YCBS、LDFC、TIEC，不隨電力系統總負荷的變化；浮動基本功率包括AUTO、CECO, PROP,隨電力系統總負荷的變化而變化。根據機組的基本功率模式不同，可獲得機組的基本功率，如圖4所示AUTO機組的基本功率取當前的實際出力，即對機組的基本功率不作要求；SCHE機組的基本功率由計劃曲線確定，可以由離線經濟調度計算，也可以由有經驗的調度員估計，利用機組計劃輸入功能或其他任何方式輸入到自動發電控制資料庫中。如果資料庫中不存在有效的機組計劃，則以當前機組的實際出力為基本功率。也可以直接給出全廠的基本功率計劃，程序自動考慮當時廠內各機組的在線/離線、自動發電控制投入/退出狀態、各機組的基本功率方式及機組的振動區等，按容量將全廠的基本功率比例地分配到相關機組。如果同時有機組計劃和電廠計劃，以機組計劃優先；YCBS機組的基本功率是指定的實時資料庫中某一遙測量，其它應用程式指定的負荷分配結果，只要存放在實時資料庫中，同樣可以定義為機組的基本功率。例如上一級調度指定的計劃出力、電力市場安排的發電計劃等；BASE機組的基本功率為當時的給定值，調度員可根據需要隨時輸入機組的基本功率。也可以直接輸入全廠的基本功率，程序自動考慮當時廠內各機組的在線/離線自動發電量控制投入/退出狀態、各機組的基本功率方式及機組的振動區等，將全廠的基本功率的增量分配到相關機組；CECO機組的基本功率由在線經濟調度計算，將經濟調度的結果作為機組的基本功率。如果存在機組振動區，將振動區排除在經濟調度範圍內之外；PROP機組的基本功率按相同可調容量比例分配，類似與CECO模式，只是發電需求不是按等微增率比例，而是按等可調容量比例分配。如果落在機組振動區內，取最近的振動區邊界。設置這種模式是為了使各機間同步增減負荷，以避免速度快的機組很快到達調節上下限而失去調節能力；LDFC機組的基本功率由超短期負荷預報確定，這類機組將承擔由超短期負荷預報所預計的負荷增量；
TIEC機組的基本功率由相關線路(或穩定斷面)的傳輸功率確定。用來跟蹤指定斷面的傳輸功率，使之儘可能多送功率而又不超過指定的斷面極限。具體處理方法是將相應的斷面限值與實際傳輸功率之差作為TIEC模式下機組應承擔的總出力增量，再按機組上(下)可調容量比例將總出力增量分配給各TIEC模式的機組。每臺機組分配的出力增量與當前實際出力之和作為TIEC模式下機組的基本功率。這僅實用於特定情況下的安全穩定控制，即穩定斷面對機組構成割集。否則，自動發電控制執行實時安全約束調度的結果，實現線路(或穩定斷面)越限的預防與校正控制；機組調節功率計算模塊中，區域總調節功率是面向各電廠控制器(PLC)分配的，從而可以讓不同的電廠控制器(PLC)承擔不同的調節作用。自動發電控制系統將電廠控制器(PLC)承擔調節功率模式分為以下幾種0 (Off-regulated,無調節模式)電廠控制器(PLC)在任何情況下都不承擔調節功率；R(Regulated，調節模式)電廠控制器(PLC)在任何需要的情況下，無條件承擔調節功率；A(Assistant，輔助調節模式)當控制區域處於次緊急調節區域或緊急調節區域時，電廠控制器(PLC)才承擔調節功率；E(EmergenCy，緊急調節模式)當控制區域處於緊急調節區域時，電廠控制器(PLC)才承擔調節功率。所有參與自動發電控制系統控制的機組，必須至少有一臺機組的調節功率模式設置為R，否則在自動發電控制系統正常調節區域將無機組承擔區域控制偏差調節分量，自動發電控制系統將給出報警；確定承擔自動發電控制系統調節功率的機組後，根據分配因子將總調節功率分配至每個機組，即可得到機組的調節功率。機組目標功率計算模塊中，自動發電控制系統控制的目標是電廠控制器(PLC)，一般來說，第i臺電廠控制器(PLC)的目標出力PDi (也稱期望發電)是基本功率PBi與調節功率 PRi 之和=PDi=PB^PRi0在不同的自動發電控制區域將有不同的自動發電控制方式死區(DEADBAND)置區域總調節功率PR為零，即分配給所有PLC的調節功率為零。但由於基本功率PBi的作用，仍有可能向電廠控制器(PLC)下發控制命令；正常調節區(NORMAL)根據電廠控制器(PLC)的控制方式、基本功率承擔方式及調節功率承擔方式，計算電廠控制器(PLC)的功率設定值及控制信號，電廠控制器(PLC)的控制目標按公式I3Di=PBJPRi計算。此時，不考慮區域總調節功率PR的方向，直接將電廠控制器(PLC)的控制命令下發到電廠；次緊急調節區(ASSISTANT EMERGENCY)類似於正常調節區，但如果此時機組的控制目標I3Di=PBJPRi不利於使系統總調節功率PR向減小的方向變化，控制命令暫不下發，稱之為調節功率的允許測試。自動發電控制系統計算出的電廠控制器(PLC)功率增量(電廠控制器(PLC)的功率設定值與當前實發功率之差)可能有正有負，在該調節區域內，只允許功率增量與區域總調節功率P R同號(其作用使PR幅值減小)的電廠控制器(PLC)改變其所控制的機組出力，其它電廠控制器(PLC)的出力維持不變；緊急調節區(EMERGENCY)此時系統情況非常緊急，加速AGC機組的調整是AGC面臨的最迫切的任務，要充分利用現有的AGC資源，快速減少區域總調節功率。這一情況下的AGC控制策略稱之為緊急控制策略。在緊急控制策略下，所有AGC機組，不考慮機組經濟性出力分配原則，只要能夠承擔調節功率，即調節功率模式不為「0」，都以當前實際出力為基 本功率，並按實際響應速度的比例承擔區域總調節功率。機組目標功率校驗模塊中，在發出控制命令之前，要進行一系列校驗，以保證機組運行的安全性機組反向延時校驗機組在響應了某一控制命令後，必須經過一個指定的時間延時(可以為零)後，方能發出反向控制命令，否則該反向控制命令將被抑制，即暫時不下發。在緊急調節區，可以根據要求，忽略該項測試；控制信號死區校驗當控制信號小於指定死區時，控制信號被抑制，即暫時不下發，未承擔的調節量分配到其它機組；機組響應控制命令校驗判斷機組是否已響應上次的控制命令，如果機組未響應上次的控制命令，本次控制命令暫不下發，其調節量也不分配到其它機組；如果機組已響應上次的控制命令，則將本次的控制命令立即下發，但應接受下一校驗；最大調節量校驗如果控制命令對應的調節增量大於給定的限制在最大調節量上，未承擔的調節量分配到其它機組；機組運行限值校驗將控制信號限制在機組可調容量限值上，未承擔的調節量分配到其它機組；調節功率允許測試當自動發電控制系統處於次緊急調節區域時，所有對減小區域總調節功率PR不利的控制信號將被抑制；控制命令震蕩測試固定基本功率(包括BASE、SCHE、YCBS、LDFC、TIEC)的電廠控制器(PLC)在承擔調節功率時，會造成控制命令震蕩，需要抑制某些控制信號，其原則是跨過一個控制區才允許反PR調節。所述步驟2中，仿真平臺外部接口模型實現仿真平臺與隨時間變化的數據的連接，實現仿真平臺進行長時間動態仿真的數據源輸入。所述步驟3中，隨時間變化的數據包括常規發電機組計劃出力、負荷和風電場出力等。所述步驟4中，仿真參數包括仿真起始時間、終止時間和仿真步長。所述步驟5中，控制性能指標評價分析模型用於評價不同風電機組出力情況下和不同調度模式下電力系統的系統頻率和區域控制偏差。所述步驟6中，結果數據包括電力系統的系統頻率、聯絡線功率、發電機組出力和風電場出力；所述控制性能指標包括電力系統的系統頻率控制性能和發電機組有功功率控制性能。最後應當說明的是以上實施例僅用以說明本發明的技術方案而非對其限制，儘管參照上述實施例對本發明進行了詳細的說明，所屬領域的普通技術人員應當理解依然可以對本發明的具體實施方式
進行修改或者等同替換，而未脫離本發明精神和範圍的任何修改或者等同替換，其均應涵蓋在本發明的 權利要求範圍當中。
權利要求
1.一種含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，其特徵在於所述仿真分析方法包括以下步驟 步驟I:建立風電接入的電網模型； 步驟2 :建立仿真平臺外部接口模型； 步驟3 :格式處理電網中隨時間變化的數據並將數據輸入至所述仿真平臺外部接口模型； 步驟4 :設定仿真參數並進行動態運行仿真； 步驟5 :建立控制性能指標評價分析模型； 步驟6 :保存並處理結果數據，得到控制性能指標。
2.根據權利要求I所述的含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，其特徵在於所述步驟I中，電網模型包括電網自動發電控制系統模型、電網拓撲結構模型和元件模型。
3.根據權利要求2所述的含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，其特徵在於所述電網自動發電控制系統模型包括總調節功率計算模塊、機組基本功率計算模塊、機組調節功率計算模塊、機組目標功率計算模塊和機組目標功率校驗模塊。
4.根據權利要求3所述的含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，其特徵在於所述總調節功率計算模塊計算區域控制誤差，控制區域包括死區、正常控制區、次緊急區和緊急區；所述基本功率包括固定基本功率模式和浮動基本功率模式；所述機組目標功率校驗模塊對機組反向延時、控制信號死區、機組相應控制命令、最大調節量和機組運行限值進行校驗。
5.根據權利要求2所述的含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，其特徵在於所述元件模型包括風電機組模型、常規發電機組模型和負荷模型。
6.根據權利要求5所述的含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，其特徵在於所述風電機組模型包括電氣控制模塊、機械模塊、出力模擬模塊、接收調度指令的有功功率控制模塊和無功功率控制模塊；所述常規發電機組模型包括自動電壓控制模塊、調速器模塊、電力系統穩定器模塊和自動發電控制模塊。
7.根據權利要求I所述的含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，其特徵在於所述步驟2中，仿真平臺外部接口模型實現仿真平臺與隨時間變化的數據的連接，實現仿真平臺進行長時間動態仿真的數據源輸入。
8.根據權利要求I所述的含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，其特徵在於所述步驟3中，隨時間變化的數據包括常規發電機組計劃出力、負荷和風電場出力。
9.根據權利要求I所述的含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，其特徵在於所述步驟4中，仿真參數包括仿真起始時間、終止時間和仿真步長。
10.根據權利要求I所述的含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，其特徵在於所述步驟5中，控制性能指標評價分析模型用於評價不同風電出力情況下和不同調度模式下電力系統的系統頻率以及區域控制偏差。
11.根據權利要求I所述的含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，其特徵在於所述步驟6中，結果數據包括電力系統的系統頻率、聯絡線功率、常規發電機組出力和風電場出力；所述控制性能指標包括電力系統的系統頻率和常規發電機組有功功率。
全文摘要
本發明提供一種含風電的電力系統自動發電控制仿真分析方法，包括以下步驟建立風電接入的電網模型；建立仿真平臺外部接口模型；格式處理電網中隨時間變化的數據並將數據輸入至所述仿真平臺外部接口模型；設定仿真參數並進行動態運行仿真；建立控制性能指標評價分析模型；保存並處理結果數據，得到控制性能指標。本發明用於研究風電接入對電網動態調頻影響分析，仿真時間可以為秒級到小時級及以上，監測變量包括電力系統的系統頻率、聯絡線功率、常規發電機組出力和風電場出力等，用於定量分析不同風電出力情況下對電網頻率控制性能的影響，並給出自動發電控制系統控制方法調整的合理建議，有利於提前預警大規模風電接入後電力系統的安全穩定運行風險。
文檔編號H02J3/38GK102751737SQ201210148589
公開日2012年10月24日 申請日期2012年5月14日 優先權日2012年5月14日
發明者付敏, 劉德偉, 劉純, 李丹, 李鵬, 查浩, 柴海棣, 江長明, 許曉豔, 馬爍, 黃越輝 申請人:中國電力科學研究院, 華北電網有限公司