一种应对风电极限场景的储能自适应控制方法与流程

本发明属于新能源安全并网领域，具体涉及一种应对风电极限场景的储能自适应控制方法。

背景技术：

随着风电和太阳能具有随机性和波动性的可再生能源并网规模逐渐增加，其对电网安全稳定的影响越来越突出。特别是，当风电场有功出力发生极限变化场景时，电网常规同步机组难以及时跟踪其有功变化，容易造成电网频率稳定事件。电力系统“源-网”协调为该问题的解决提供了一种解决思路，其中大规模风电场安装储能装置是目前试点推广的技术手段。因此，如何高效利用风电场配置的储能装置应对风电场极限出力场景，保障含风电电力系统安全稳定运行亟需研究。

为了有效应对风电极限场景，“梁子鹏，陈皓勇，郑晓东，王晓娟，陈思敏。考虑风电极限场景的输电网鲁棒扩展规划(电力系统自动化，2019，43(16)：58-68)”对风电极限场景进行了描述，其采的用技术手段是通过规划建设电网来解决风电极限场景问题。“虞临波，寇鹏，冯玉涛，冯浩天。风储联合发电系统参与频率响应的模型预测控制策略(电力系统自动化，2019，43(12)：36-46)构建风储联合发电系统参与电网调频，通过求解滚动时域最优控制问题协调两者之间的出力分配来优化风电储能的频率控制特性，该控制方法并没有提出应对风电极限场景的风储联合控制策略。

技术实现要素：

本发明的目的是针对现有技术存在的上述问题，提供一种能够提高储能装置的极端场景应对能力的应对风电极限场景的储能自适应控制方法。

为实现以上目的，本发明的技术方案如下：

一种应对风电极限场景的储能自适应控制方法，依次包括以下步骤：

步骤a、采用参数辨识的方法建立含有风电并网电力系统的调频评估模型：

δpg＝δpc-reqδf

上式中，tj为电网等效的惯量时间常数，δf为电网频率偏差，t为时间，δpg为电网内所有发电机有功功率之和变化值，δpl为电网内所有负荷有功功率之和变化值，δpc为电网内储能有功功率控制增量，req为系统的等效一次调频系数；

步骤b、将预测的风电功率变化数据代入步骤a建立的调频评估模型中，仿真计算该风电功率变化条件下的电网频率偏差，然后根据电网频率偏差值判断是否存在发生风电极限场景，若存在，进入步骤c，其中，所述风电极限场景包括风功率极限上爬坡场景、风功率极限下爬坡场景；

步骤c、根据步骤b得到的判断结果调整储能装置的能量和功率。

步骤b中，所述根据电网频率偏差值判断是否存在发生风电极限场景是指：

若存在或δf≥0.2hz，则判断存在发生风功率极限上爬坡场景，hh＝1；若存在或δf≤-0.2hz，则判断存在发生风功率极限下爬坡场景，hh＝-1；否则，判断不会出现风电极限场景，hh＝0。

步骤b中，所述预测的风电功率变化数据包括以t1为时间间隔预测未来mt1时间内所有发电机有功功率之和变化值即风电有功功率变化值pw(0)、pw(t1)、...、pw(mt1)，负荷有功功率之和变化值δpl(0)、δpl(t1)、...、δpl(mt1)，电网内储能有功功率控制增量δpc(0)、δpc(t1)、...、δpc(mt1)。

所述步骤c依次包括以下步骤：

c1、根据以下公式调整储能装置的存储能量：

上式中，es为储能装置的存储能量，1pu为储能装置的额定容量；

c2、先测量调整储能装置的存储能量后的电网频率变化，再按照以下三阶段策略调整储能装置的有功出力：

若满足第一阶段指令的条件，按照第一阶段指令输出储能装置的有功出力，当时按照第二阶段指令控制储能装置的有功输出，当满足第三阶段指令的条件时按照第三阶段指令控制储能装置进入等待状态；

若不满足第一阶段指令的条件但满足第二阶段指令的条件，按照第二阶段指令控制储能装置的有功输出，并在满足第三阶段指令的条件时按照第三阶段指令控制储能装置的有功输出；

若不满足第一、二阶段指令的条件但满足第三阶段指令的条件，按照第三阶段指令控制储能装置进入等待状态；

其中，所述第一阶段指令为：

所述第二阶段指令为：

所述第二阶段指令为：

pord＝0if-0.2hz＜δf＜0.2hz

上式中，pord为储能装置的有功出力，pr为储能装置的额定功率。

所述步骤a依次包括以下步骤：

a1、建立含有风电并网电力系统的调频初始模型：

δpg＝δpc-reqδf

上式中，tj为电网等效的惯量时间常数，δf为电网频率偏差，t为时间，δpg为电网内所有发电机有功功率之和变化值，δpl为电网内所有负荷有功功率之和变化值，δpc为电网内储能有功功率控制增量，req为系统的等效一次调频系数；

a2、当电网发生发电机切除扰动时，以发电机切除时刻为0时刻、t为间隔时间，记录系统在nt时间内的频率变化δf(0)、δf(t)、...、δf(nt)，电网内所有发电机有功功率之和变化值δpg(0)、δpg(t)、...、δpg(nt),负荷有功功率之和变化值δpl(0)、δpl(t)、...、δpl(nt)，电网内储能有功功率控制增量δpc(0)、δpc(t)、...、δpc(nt)，并将记录的这些数据代入初始模型中，通过参数辨识的方法得到tj和req即建立风电并网电力系统的调频评估模型。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

本发明一种应对风电极限场景的储能自适应控制方法先采用参数辨识的方法建立含有风电并网电力系统的调频评估模型，再将预测的风电功率变化数据代入调频评估模型中，仿真计算该风电功率变化条件下的电网频率偏差，然后根据电网频率偏差值判断是否存在发生风电极限场景，若存在，则调整储能装置的能量和功率以应对风电极限场景，一方面，本方法通过对风电极限场景进行提前评估，判定系统是否承受风电极限场景的冲击，且只在判定系统将会发生极限场景情况下才提前调整储能装置的能力状态，不仅有利于提高储能装置的极端场景应对能力，而且可有效减少储能装置的无效动作次数，在保障电力系统安全稳定运行的前提下延长储能装置的使用寿命，另一方面，通过对含风电电力系统的调频模型进行参数变数辨识，考虑了风电出力变化常规电网之间的相互作用，进而甄别风电极限场景，更加准确和科学。因此，本发明不仅有利于提高储能装置的极端场景应对能力、在保障电力系统安全稳定运行的前提下延长了储能装置的使用寿命，而且准确科学。

附图说明

图1为实施例1所述我国某等值电网示意图。

图2为图1中电厂1发生切机后系统的频率变化图。

图3为实施例1中预测的1分钟内的风电有功出力图。

图4为实施例1中预测的1分钟内负荷变化图。

图5为实施例1中预测的1分钟内频率变化图。

图6为实施例1中采用三阶段策略调整得到的储能装置有功出力图。

图7是采用本发明方法前、后的系统频率比较图。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

一种应对风电极限场景的储能自适应控制方法，依次包括以下步骤：

步骤a、采用参数辨识的方法建立含有风电并网电力系统的调频评估模型：

δpg＝δpc-reqδf

上式中，tj为电网等效的惯量时间常数，δf为电网频率偏差，t为时间，δpg为电网内所有发电机有功功率之和变化值，δpl为电网内所有负荷有功功率之和变化值，δpc为电网内储能有功功率控制增量，req为系统的等效一次调频系数；

步骤b、将预测的风电功率变化数据代入步骤a建立的调频评估模型中，仿真计算该风电功率变化条件下的电网频率偏差，然后根据电网频率偏差值判断是否存在发生风电极限场景，若存在，进入步骤c，其中，所述风电极限场景包括风功率极限上爬坡场景、风功率极限下爬坡场景；

步骤c、根据步骤b得到的判断结果调整储能装置的能量和功率。

步骤b中，所述根据电网频率偏差值判断是否存在发生风电极限场景是指：

若存在或δf≥0.2hz，则判断存在发生风功率极限上爬坡场景，hh＝1；若存在或δf≤-0.2hz，则判断存在发生风功率极限下爬坡场景，hh＝-1；否则，判断不会出现风电极限场景，hh＝0。

步骤b中，所述预测的风电功率变化数据包括以t1为时间间隔预测未来mt1时间内所有发电机有功功率之和变化值即风电有功功率变化值pw(0)、pw(t1)、...、pw(mt1)，负荷有功功率之和变化值δpl(0)、δpl(t1)、...、δpl(mt1)，电网内储能有功功率控制增量δpc(0)、δpc(t1)、...、δpc(mt1)。

所述步骤c依次包括以下步骤：

c1、根据以下公式调整储能装置的存储能量：

上式中，es为储能装置的存储能量，1pu为储能装置的额定容量；

c2、先测量调整储能装置的存储能量后的电网频率变化，再按照以下三阶段策略调整储能装置的有功出力：

若满足第一阶段指令的条件，按照第一阶段指令输出储能装置的有功出力，当时按照第二阶段指令控制储能装置的有功输出，当满足第三阶段指令的条件时按照第三阶段指令控制储能装置进入等待状态；

若不满足第一阶段指令的条件但满足第二阶段指令的条件，按照第二阶段指令控制储能装置的有功输出，并在满足第三阶段指令的条件时按照第三阶段指令控制储能装置的有功输出；

若不满足第一、二阶段指令的条件但满足第三阶段指令的条件，按照第三阶段指令控制储能装置进入等待状态；

其中，所述第一阶段指令为：

所述第二阶段指令为：

所述第二阶段指令为：

pord＝0if-0.2hz＜δf＜0.2hz

上式中，pord为储能装置的有功出力，pr为储能装置的额定功率。

所述步骤a依次包括以下步骤：

a1、建立含有风电并网电力系统的调频初始模型：

δpg＝δpc-reqδf

上式中，tj为电网等效的惯量时间常数，δf为电网频率偏差，t为时间，δpg为电网内所有发电机有功功率之和变化值，δpl为电网内所有负荷有功功率之和变化值，δpc为电网内储能有功功率控制增量，req为系统的等效一次调频系数；

a2、当电网发生发电机切除扰动时，以发电机切除时刻为0时刻、t为间隔时间，记录系统在nt时间内的频率变化δf(0)、δf(t)、...、δf(nt)，电网内所有发电机有功功率之和变化值δpg(0)、δpg(t)、...、δpg(nt),负荷有功功率之和变化值δpl(0)、δpl(t)、...、δpl(nt)，电网内储能有功功率控制增量δpc(0)、δpc(t)、...、δpc(nt)，并将记录的这些数据代入初始模型中，通过参数辨识的方法得到tj和req即建立风电并网电力系统的调频评估模型。

本发明的原理说明如下：

传统风电极限场景的甄别主要是从风电出边变化情况进行判断，对于不同系统容量的常规电网而言，其能消纳的风电变化情况不一样，这会导致传统极限场景的甄别存在一定误差。本发明通过对含风电电力系统的调频模型进行参数变数辨识，考虑了风电出力变化常规电网之间的相互作用，使得甄别风电极限场景更加准确和科学。

实施例1：

一种应对风电极限场景的储能自适应控制方法，本实施例以图1所示我国某等值电网为对象，该电网具备风电场一个，总的装机容量为1.5×2231mva，常规火电电厂2个，装机容量均为2×300mva，系统年平均维持在900mw左右，风电场配置有40mw、5mwh容量的储能装置，电厂1机组切除之前，系统内4台机组全部开机，电网负荷为1300mw，所述方法依次按照以下步骤进行：

步骤1、建立含有风电并网电力系统的调频初始模型：

δpg＝δpc-reqδf

上式中，tj为电网等效的惯量时间常数，δf为电网频率偏差，t为时间，δpg为电网内所有发电机有功功率之和变化值，δpl为电网内所有负荷有功功率之和变化值，δpc为电网内储能有功功率控制增量，req为系统的等效一次调频系数；

步骤2、当电厂1发生发电机切除扰动时，参见图2，以发电机切除时刻为0时刻、t＝0.2秒为间隔时间，记录系统在nt＝15秒内的频率变化δf＝[δf(0)、δf(t)、...、δf(nt)]＝[0、-0.0775、...、-0.0323]hz，考虑15秒内其他发电机有功变化相对于该发电机切除有功量较小，电网内所有发电机有功功率之和变化值δpg＝[δpg(0)、δpg(t)、...、δpg(nt)]＝[0、-300、...、-300]mw,同时，考虑nt时间内无负荷切除和储能装置有功控制操作，该段时间的负荷有功功率之和变化δpl＝[δpl(0)、δpl(t)、...、δpl(nt)]＝[0、0、...、0]mw，电网内储能有功功率控制增量δpc＝[δpc(0)、δpc(t)、...、δpc(nt)]＝[0、0、...、0]mw，将记录的这些数据代入初始模型中，通过参数辨识的方法得到tj为5.9秒，req为438mw/hz，此时，完成风电并网电力系统的调频评估模型的建立；

步骤3、参见图3、图4，以t1＝0.2秒为时间间隔预测未来mt1＝1分钟时间内风电有功功率变化值δpw＝[pw(0),pw(t1),…,pw(it1),…,pw(mt1)]1×(m+1)＝[15.110、15.052、...、-8.251]mw和负荷有功功率之和变化δpl2＝[pl2(0),pl2(t1),…,pl2(it1),…,pl2(mt1)]1×(m+1)＝[3.145、4.742、...、52.471]mw，考虑发电机无切故障，mt1时段内所有发电机有功功率之和变化δpg2＝δpw＝[pw(0),pw(t1),…,pw(it1),…,pw(mt1)]1×(m+1)＝[15.110、15.052、...、-8.251]mw，考虑该时段内储能装置无有功控制操作，电网内储能有功功率控制增量δpc2＝[0,0,…,0]1×(m+1)，将以上数据代入建立的调频评估模型中，仿真计算2分钟内该风电功率变化条件下的电网频率偏差δf2＝[0.0213,0.0385,…,-0.1470]1×301＝[0.0213、0.0385、...、-0.1470]hz(其具体变化规律参见图5)，若存在或δf≥0.2hz，则判断存在发生风功率极限上爬坡场景，hh＝1，进入步骤4；若存在或δf≤-0.2hz，则判断存在发生风功率极限下爬坡场景，hh＝-1，进入步骤4；否则，判断不会出现风电极限场景，hh＝0，其中，所述预测的风电功率变化数据包括所述风电极限场景包括风功率极限上爬坡场景、风功率极限下爬坡场景；

本实施例中，26.41-29.56秒将发生风功率极限上爬坡场景，10.37-21.04秒、48.88-51.37秒、56.65-59.17秒将发生风功率极限下爬坡场景；

步骤4、根据以下公式调整储能装置的存储能量：

上式中，es为储能装置的存储能量，1pu为储能装置的额定容量；

本实施例中，不会发生风电极限场景的状态持续时间最多，储能装置将会调节其能量到0.5pu，即2.5mwh；

步骤5、先测量调整储能装置的存储能量后的电网频率变化，再按照以下三阶段策略调整储能装置的有功出力(参见图6)：

若满足第一阶段指令的条件，按照第一阶段指令输出储能装置的有功出力，当时按照第二阶段指令控制储能装置的有功输出，当满足第三阶段指令的条件时按照第三阶段指令控制储能装置进入等待状态；

若不满足第一阶段指令的条件但满足第二阶段指令的条件，按照第二阶段指令控制储能装置的有功输出，并在满足第三阶段指令的条件时按照第三阶段指令控制储能装置的有功输出；

若不满足第一、二阶段指令的条件但满足第三阶段指令的条件，按照第三阶段指令控制储能装置进入等待状态；

其中，所述第一阶段指令为：

所述第二阶段指令为：

所述第二阶段指令为：

pord＝0if-0.2hz＜δf＜0.2hz

上式中，pord为储能装置的有功出力，pr为储能装置的额定功率。

参见图7，通过比较采用采用本实施例所述方法前、后的系统频率情况可知，采用本发明所述方法后系统的频率特性得到了有效改善，有助于系统保持安全稳定运行。

另外，申请人对一周时间的数据进行了仿真分析，发现采用本发明所述方法提前预测风电极限场景的发生情况，进而提前调整储能装置的能量，减少了储能装置能量调整次数764次，并且避免了储能装置因为应对极端风电场景而发生过度充电(能量超过0.9pu)和或过度放电(能量低于0.1pu)的情况，有助于提高储能装置的有效使用寿命。