一种分调‑省调两级协调的风电增发控制方法与流程

本发明涉及一种分调-省调两级协调的风电增发控制方法，属于电力系统有功控制技术领域。

背景技术：

风力发电是目前除水电外，技术最成熟、经济效益最好的一种可再生能源发电方式。大规模风电的并网运行后，风电的随机性、波动性和间歇性的特点对电网安全稳定运行的影响逐渐显现。随着国内多个千万千瓦级风电基地的开工建设，电网在保证安全稳定运行及保证有功控制性能的前提下全部消纳风电的难度逐渐增大，同时对电网调度和有功控制也提出了更高的要求。

根据国家新能源政策的要求，风电并网后电网采取优先调度和全额收购的方式来接纳风电资源。大规模风电并网后，风电爬坡和下坡速率过快，“反调峰”、间歇特性大大增加了电网对常规能源调节备用容量需求，提高了调节资源性能要求，降低了电网运行经济性。从当前已并网风电的有功控制情况看，尽管很多风电场具备接受远方控制的能力，但出于风电有功控制经验缺乏及风电资源最大化利用等原因，风电有功控制尚处于跟踪日前计划的阶段，风电场日前计划受风功率预测精度及全网系统负荷预测结果影响，风电有功控制较为粗犷，风电资源利用效果不佳。因此，为了充分实现风电资源最大化利用，就必须摒弃现有的计划值控制模式，将风电场引入常规AGC控制，进行风电与常规能源的一体化及区别控制，实现基于风电接纳能力的风电与常规能源的协调控制。

电力系统中针对风电接入的有功控制技术目前有如下方法：

大量风电引入电网时的频率控制特性(电力系统自动化2008年第32卷第1期第29页)，在深入分析异步电动机频率特性的基础上，采用所开发的电力扰动装置对不同转矩特性的异步电动机的频率特性进行了测试。基于加权综合的思路建立了包含异步电动机的综合负荷的频率特性模型，同时分析了风力发电的出力特性。通过对一个包含风力发电的电网进行分析,论证了考虑负荷频率特性以后,在同样电网调频能力的情况下,频率波动的偏差会变小。

双馈变速风电机组频率控制的仿真研究(电力系统自动化2007年第31卷第7期第61页)，以双馈变速风电机组模型为基础，根据双馈变速风电机组控制特点和控制过程，在电力系统仿真软件中增加了频率控制环节，在系统频率变化时，双馈变速风电机组通过释放或者吸收转子中的一部分动能，相应增加或者减少有功出力，实现了风电机组的频率控制。仿真结果证明了频率控制环节的有效性和实用性，并证明了通过增加附加频率控制环节，风电场能够在一定程度上参与系统频率调整。

上述分别从风电机组和风电场模型及特性、电参与电网一、二次频率控制技术等不同层面披露了风电接入后的有功调度技术。

一种计及电网安全约束的风电优化调度方法(电力系统自动化2010年第34卷第15期第71页)，提出了一种根据风电功率预测、电网负荷预测和省间联络线计划，计及电网安全稳定等约束条件，制定风电场出力计划的优化调度方法。文章提出的方法主要为网省调度机构协调优化安排常规能源机组，预留风电出力空间保证风电场有功出力在安全区域内稳定运行，为电网最大程度的接纳风电创造条件。该风电优化调度方法，通过合理安排日前计划做到系统运行经济性和风电最大程度接入的平衡，并通过风电场跟踪安全区域曲线保证风电接入后电网安全稳定运行。从网省调资源协调，资源调用方式优化以及电网安全角度等不同层面披露了风电接入后的电网和风电场的有功功率控制技术，但是并未从实时控制和AGC角度分析风电与常规能源协调对风电场有功功率控制技术进行论述。

System control of large scale wind power by use of automatic generation control(AGC)》(Quality and Security of Electric Power Delivery Systems,2003.CIGRE/PES 2003.CIGRE/IEEE PES International Symposium 8-10Oct.2003，On page(s):15–21，提出了将风电实际发电功率与计划发电功率偏差引入AGC控制，从电力市场角度分析风电接入与系统控制问题。该文献主要从电力市场角度分析风电实际出力与计划出力的偏差平衡问题，当风电场实际出力与计划出力有偏差时，偏差部分引入AGC控制，由AGC自动调用其他能源满足功率偏差需求，实现风电资源的消纳、功率平衡及频率稳定。但是其讨论的问题局限于风电场实际出力与计划出力偏差，主要观点为讨论风电场计划完成问题，并未研究在大规模风电场接入后对电网安全稳定产生影响时风电消纳问题。

Research on Active Power Real-Time Dispatching of Wind Farm Integration(Power and Energy Engineering Conference(APPEEC),2010Asia-Pacific,28-31March 2010,On page(s):1–4)，分析了大规模风电场的功率特性，提出了大规模风电场接入电网的弹性调度方法，通过仿真和对比分析研究，文献五认为风电场应该根据超短期负荷预报的结果预留一部分调节容量以应对频率一次和二次调整，以减少风电场功率波动，提高电网运行稳定性和经济性。该文献从风电场预留调节容量角度分析减小大规模风电接入后风电间歇性对电网产生的不利影响，但要求风电场根据超短期负荷预报结果预留一部分调节容量有悖于当前新能源发展政策中尽量消纳风电资源的基本要求。

考虑断面安全约束的大规模风电有功控制(电网技术,2015(4):1014-1018)，提出了一种大规模风电分层断面的有功控制方法，根据大规模风电送出断面的树状、多层嵌套和有功功率单向性的特点，在给定断面分层结构的条件下，采用广域分配风电调节功率、深度优先搜索越限断面和发电能力转移的方法实现多层次断面调节功率的分配，不仅可以提升电网断面的利用率和电网运行经济性，而且可以减轻调度员的调控压力。该文献从电网结构和电网安全约束出发，在满足电网安全约束的前提下尽量利用输电通道的输电能力，实现风电资源的最大化利用。

技术实现要素：

本发明所要解决的技术问题是克服现有技术的缺陷，提供一种分调-省调两级协调的风电增发控制方法，采用在分调统筹考虑全网风电总的消纳能力，再将全网总的消纳能力分配到各个省调形成各个省调的风电消纳指标，分调AGC系统将各个省调的风电消纳指标按照固定周期发送到各个省调的AGC系统中，省调AGC再将得到的风电消纳指标作为省网风电总的调节限值，利用风电总调节限值对风电场进行功率控制。

为解决上述技术问题，本发明提供一种分调-省调两级协调的风电增发控制方法，包括以下步骤：

1)在分调AGC应用中建立一个主控制区域，实施互联电网的常规区域控制,利用常规机组实施常规的频率及联络线功率控制；主控制区域的控制目标为维持电网的频率在控制范围内，或为维持本控制区域与其相邻控制区域交换功率为给定计划值，或两个控制目标同时满足；

2)在分调AGC应用中建立一个风电控制区，该风电控制区主要实施对分调内部各个省调风电的间接控制；在风电控制区中建立对应各个省调的虚拟风电机组，每个省调对应一个虚拟风电机组；

3)在省调AGC中建立一个风电控制区域，实施风电功率控制；在省调AGC的风电控制区域建立风电场控制对象，风电场控制对象的控制参数包括调节范围，装机容量，命令死区，最大命令，远方控制信号，增减闭锁信号，遥测调节上下限；省调通过累加各个风电场控制对象的实际出力、装机容量、远方控制信号、调节范围形成省调风电控制区域总体的风电总出力、装机容量、远方控制信号、调节范围并上送分调AGC，作为分调AGC对应省调虚拟风电机组的控制参数；

4)在分调AGC风电控制区建立的虚拟风电机组控制参数包括控制模式，调节范围，装机容量，命令死区，最大命令，远方控制信号，增减闭锁信号，遥测调节上下限,其中装机容量，远方控制信号，增减闭锁信号，遥测调节上下限控制参数来源于省调AGC上送；

5)在完成分调AGC、省调AGC新能源控制区域、虚拟风电机组后，在将省调虚拟风电机组在分调投入闭环控制前，先进行两级调度互信校验；

6)各个省调均投入风电协调控制功能后，分调AGC首先按照每5分钟一次的时间间隔，计算各个省调的风电发电指标；

7)计算完各个省调的风电发电指标后，分调AGC再将该指标按照每1分钟一次的时间间隔，下发到各个省调；

8)各个省调接收到分调下发的风电发电指标后，通过省调的风电控制系统对风电场进行功率控制。

前述的步骤5)进行两级调度互信校验方法如下：

5-1)初始分调、省调的风电协调控制功能处于预备状态，分调调度员先要求省调投入风电AGC协调控制功能，省调AGC首先向分调AGC上送为“合”的风电投入远方控制信号，省调AGC处于预投入状态；

5-2)分调AGC接收到省调AGC上送的风电投入远方控制信号，将省调对应的虚拟风电机组投入“预备”模式，同时将该虚拟风电机组的目标出力设置为虚拟风电机组的实际出力，并将该虚拟风电机组的目标出力通过遥测的方法下发到省调AGC，分调AGC风电协调控制功能处于预投入状态；

5-3)省调AGC接收到分调AGC下发的目标出力后，将该目标出力与AGC中风电控制区域风电总实际出力进行对比，如果两者之间的偏差在给定范围内，则省调AGC设置省调风电协调控制功能正式投入信号为“合”，并上送分调AGC，此时省调AGC的风电协调控制功能处于正式投入状态；否则上送省调风电协调控制功能正式投入为“分”的信号；所述给定范围设置为风电场总装机容量的1％；

5-4)分调AGC接收到省调AGC上送的风电协调控制功能正式投入信号为“合”时，自动将对应省调的虚拟风电机组投入“指标跟踪”模式，分调AGC的风电协调控制功能处于正式投入状态；此时，分调、省调的风电协调控制功能正式实时闭环控制。

前述的步骤6)计算各个省调的风电发电指标，计算方法如下：

6-1)先计算分调总的风电发电指标，计算方法如式(1)所示：

I_wind-all＝V_forecast-P_{tie-line-plan}-V_h-reg-V_reserve-reg-V_{reserve-plant}+V_pump (1)

其中，I_wind-all为分调总的风电发电指标；V_forecast为分调的负荷预测；P_{tie-line-plan}为分调联络线总计划；V_h-reg为分调统调火电最小可调；V_reserve-reg为预留下旋转备用；V_{reserve-plant}为分调自备电厂出力；V_pump为发电抽水功率；

6-2)再计算各个省调在分调总的风电装机容量占比，计算方法如式(2)所示：

$W_{i-percent}=\frac{W_{i-Curcap}}{\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{W}_{i-Curcap}}---\left(2\right)$

其中，W_i-percent为第i个省调的风电装机容量占比；W_i-Curcap为第i个省调的风电总装机容量；n为分调下属省调的个数；

6-3)再根据分调总的风电发电指标和各个省调的风电装机容量比，计算得到各个省调的初始风电发电指标，计算公式如下：

I_wind-i＝I_wind-all×W_i-percent (3)

其中，I_wind-i为第i个省调的初始风电发电指标；

6-4)对初始风电发电指标进行区域间余缺调节，得到各省调的风电发电指标。

前述的步骤6-4)对初始风电发电指标进行区域间余缺调节，策略如下：

a)先统计所有省调中初始风电发电指标超过该省风电预测发电值，得到超出总量；

b)再将超出总量按照装机容量比例分配给初始风电发电指标未超出该省风电预测发电的省份，各省将分配得到的发电指标加上本省原有的初始风电发电指标，作为新的初始风电发电指标；

c)再次检查是否有省调新的初始风电发电指标超出本省的风电预测发电值，如果有，返回步骤a)重新循环计算，直到所有省份的初始风电发电指标均未超出本省的风电预测发电值。

本发明所达到的有益效果：

本发明通过对分调和省调的两级协调控制，能够在更大范围内对风电进行消纳，通过各个省调风力发电互补性进行余缺调剂，从更大范围内保证了风电资源的最大化利用。

附图说明

图1是本发明的分调-省调两级协调的风电增发控制模型；

图2是本发明的分调-省调两级协调的风电增发控制互信校验机制原理图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。

本发明的分调-省调两级协调的风电增发控制模型如图1所示，控制方法包括下列步骤:

1)在分部调度中心(以下简称分调)AGC(Automatic Generation Control，AGC)应用中建立一个主控制区域，实施互联电网的常规区域控制,利用常规机组实施常规的频率及联络线功率控制。主控制区域的控制目标为维持电网的频率在控制范围内，或为维持本控制区域与其他相邻控制区域交换功率为给定计划值，或上述两个控制目标同时满足。

2)在分调AGC应用中建立一个风电控制区，该控制区主要实施对分调内部各个省调风电的间接控制。在风电控制区中建立对应各个省调的虚拟风电机组，每个省调对应一个虚拟风电机组。

3)在省级调度中心(以下简称省调)AGC中建立一个风电控制区域，实施风电功率控制。在省调AGC的风电控制区建立风电场控制对象，风电场控制对象的控制参数包括调节范围，装机容量，命令死区，最大命令，远方控制信号，增减闭锁信号，遥测调节上下限。省调通过累加各个风电场的实际出力、装机容量、远方控制信号、调节范围形成省调风电控制区总体的风电总出力、装机容量、远方控制信号、调节范围并上送分调AGC，作为分调AGC对应省调虚拟风电机组的控制参数。

4)在分调AGC风电控制区AGC模型中建立的虚拟风电机组控制参数包括控制模式，调节范围，装机容量，命令死区，最大命令，远方控制信号，增减闭锁信号，遥测调节上下限，其中装机容量、远方控制信号、增减闭锁信号、遥测调节上下限控制参数来源于省调AGC上送。

5)在完成分调、省调AGC新能源控制区域模型、虚拟风电机组后，为保证分调-省调两级风电控制的安全性，在将省调虚拟风电机组在分调投入闭环控制前，先要进行两级调度互信校验，如图2所示，校验方法如下：

51)初始分调、省调的风电协调控制功能处于预备状态，分调调度员先要求省调投入风电AGC协调控制功能，省调AGC首先向分调AGC上送为“合”的风电投入远方控制信号，省调AGC处于预投入状态；

52)分调AGC接收到省调AGC上送的风电投入远方控制信号，将省调对应的虚拟风电机组投入“预备”模式，同时将该虚拟风电机组的目标出力设置为虚拟风电机组的实际出力，并将该虚拟风电机组的目标出力通过遥测的方法下发到省调AGC，分调AGC风电协调控制功能处于预投入状态；

53)省调AGC接收到分调下发的目标出力后，再将该目标出力与AGC中风电控制区域风电总实际出力进行对比，如果两者之间的偏差在给定范围内，范围门槛设置为风电场总装机容量的1％，省调AGC设置省调风电协调控制功能正式投入信号为“合”，并上送分调AGC，此时省调AGC的风电协调控制功能处于正式投入状态。否则上送省调风电控制功能正式投入为“分”的信号。

54)分调AGC接收到省调AGC上送的风电协调控制功能正式投入信号为“合”时，自动将对应省调的虚拟风电机组投入“指标跟踪”模式，分调AGC的风电协调控制功能处于正式投入状态。此时，分调、省调的风电协调控制功能正式实时闭环控制。

6)各个省调均投入风电协调控制功能后，分调AGC首先按照每5分钟一次的时间间隔，计算各个省调的风电发电指标，计算方法如下：

61)先计算分调总的风电发电指标，计算方法如式(1)所示：

I_wind-all＝V_forecast-P_{tie-line-plan}-V_h-reg-V_reserve-reg-V_{reserve-plant}+V_pump (1)

式中：

I_wind-all为分调总的风电发电指标；

V_forecast为分调的负荷预测；

P_{tie-line-plan}为分调联络线总计划；

V_h-reg为分调统调火电最小可调；

V_reserve-reg为预留下旋转备用；

V_{reserve-plant}为分调自备电厂出力；

V_pump为发电抽水功率；

62)再计算各个省调在分调总的风电装机容量占比，计算方法如式(2)所示：

$W_{i-percent}=\frac{W_{i-Curcap}}{\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{W}_{i-Curcap}}---\left(2\right)$

式中：

W_i-percent为第i个省调的风电装机容量占比；

W_i-Curcap为第i个省调的风电总装机容量；

n为分调下属省调的个数；

63)再根据分调总的风电发电指标和各个省调的风电装机容量比，计算得到各个省调的初始风电发电指标，计算公式如下：

I_wind-i＝I_wind-all×W_i-percent (3)

其中，I_wind-i为第i个省调的初始风电发电指标。

64)对初始风电发电指标进行区域间余缺调节，得到各省调的风电发电指标

通过式(3)计算得到各个省调的初始风电发电指标后，可能出现个别省份的发电指标超过该省风电预测发电值，导致风电发电指标过剩，需要将剩余的部分调剂给其他省调，实现最大程度风电消纳。余缺调节策略如下：

a)先统计所有省调中初始风电发电指标超过该省风电预测发电值，得到超出总量；

b)再将超出总量按照装机容量比例分配给其他初始风电发电指标未超出该省风电预测发电的省份，各省将分配得到的调剂量加上本省原有的初始风电发电指标，作为新的初始风电发电指标；

c)再次检查是否有省调新的初始风电发电指标超出本省的风电预测发电值，如果有，返回步骤a)重新循环计算，直到所有省份的初始风电发电指标均未超出本省的风电预测发电值。

7)计算完各个省调的风电发电指标后，分调AGC再将该指标按照每1分钟一次的时间间隔，下发到各个省调。

8)各个省调接收到分调下发的风电发电指标后，通过省调的风电控制系统对风电场进行功率控制。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。