一種風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法
【專利摘要】本發明公開了一種風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法，包括步驟：風電場向省級調度中心上傳風電機組的實時出力和風電出力的超短期預測值；省級調度中心計算轄區內可參與到自動發電控制的風電機組調節容量以及爬坡速率；區域調度中心采用模型預測控制計算風電機組與傳統機組的調節功率；省級調度中心按比例分配調節功率；風電場通過風電場AGC系統調整風電有功出力。本發明具有如下優點：通過區域調度中心、省級調度中心、風電場的相互協調，有效評估風電機組參與電力系統自動發電控制的調節容量和調節性能，充分考慮電力系統內各類調頻資源的運行特性與調節能力，實現風電機組參與電力系統自動發電控制，提升系統穩定性和經濟性。
【專利說明】
一種風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法
技術領域
[0001 ]本發明屬于電力系統自動發電控制領域，具體涉及一種風電機組參與電力系統自 動發電控制的協調控制方法。
【背景技術】
[0002] 電力系統頻率是電能質量的重要指標，其反映了發電有功功率和負荷之間的平衡 關系。為了保證系統的頻率穩定，滿足用戶設備、發電廠設備和電力系統正常運行的需要， 電力系統自動發電控制(Automation Generation Control,AGC)被廣泛應用，以調整發電 機組出力，滿足不斷變化的用戶需求。
[0003] 近年來，在能源危機和環保壓力的雙重推動下，風電、太陽能等新能源發電技術發 展迅猛，電力系統中的新能源比例不斷提高。然而，由于風電等新能源發電具有波動性、隨 機性等特點，目前在電力系統調度領域多將新能源發電視作"負"負荷處理，由傳統機組為 其提供備用以補償其出力波動，這將導致系統調頻需求的上升和調頻機組磨損的加重，提 高電力系統的投資成本和運行成本。此外，在我國北方地區，風電機組多于冬季進入大發時 期，但此時受供熱需求等影響，電力系統的調頻容量短缺，進一步降低電力系統對間歇性可 再生能源的接納能力，導致出現"棄風"現象，造成巨大的經濟損失和環保壓力，不利于國家 節能減排和碳減排目標的實現。
[0004] 隨著風力發電控制技術的不斷發展，風電機組接受電網調度指令、參與電網調度 運行的能力不斷提升。特別地，風電參與電力系統自動發電控制已在硬件上成為可能:據統 計，目前在我國冀北地區的風電場中，安裝風電場AGC系統的比例已經超過70%，各級調度 單位業已配置相適應的調度系統。考慮在由于調峰困難造成的限風條件下，如果風電出力 和斷面約束尚有富余，可在約束其調頻出力大于零的前提下使風電機組參與電力系統自動 發電控制，在提升電力系統調頻性能的同時，實現風電機組的增發，提升系統運行的穩定性 和經濟性。
[0005] 然而，風電機組參與電力系統自動發電控制的性能將受到以下因素的影響：風電 機組的調頻出力上限受風電出力上限約束，盡管目前風電出力的超短期預測精度不斷提 升，但其仍有一定誤差;不同于傳統機組，風電機組的爬坡速率并非常數，其隨風電最大出 力變化而變化;為實現風電增發的目的，風電在參與電力系統自動發電控制時其調頻出力 應始終大于零。因此，不能簡單地將風電機組與傳統機組一視同仁，直接納入到現行的AGC 系統中。

【發明內容】

[0006] 本發明旨在至少解決上述技術問題之一。
[0007] 為此，本發明的一個目的在于提出一種風電機組參與電力系統自動發電控制的協 調控制方法。
[0008] 為了實現上述目的，本發明的實施例公開了一種風電機組參與電力系統自動發電 控制的協調控制方法，包括以下步驟:S1:風電場向省級調度中心上傳風電機組的實時出力 和風電出力的超短期預測值;S2:所述省級調度中心根據斷面約束信息和風電場機組性能 信息，計算轄區內可參與到自動發電控制的風電機組調節容量以及爬坡速率;S3:區域調度 中心根據區域控制偏差，考慮風電機組與傳統機組參與電力系統自動發電控制的特性和約 束，采用模型預測控制計算風電機組與傳統機組的調節功率;S4:所述省級調度中心按照各 風電場的調節容量按比例分配調節功率；以及S5:風電場通過風電場AGC系統調整風電有功 出力，實現對調節功率指令的響應。
[0009]根據本發明實施例的風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法，充分 考慮風電機組與傳統機組參與電力系統自動發電控制的特性和約束，在提升電力系統調頻 性能的同時，實現風電機組的增發，提升電力系統運行的穩定性和經濟性。
[0010]另外，根據本發明上述實施例的風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制 方法，還可以具有如下附加的技術特征：
[0011]進一步地，在步驟Sl中，所述風電機組的實時出力Pw,i，i = l，2, ·…，N，風電出力的 超短期預測值PF,i(t)，i = l，2, . . .，N，t = l，2, . . .，P，其中，N為省級調度中心轄區內安裝 AGC系統的風電場數量，P為所述區域調度中心執行模型預測控制的預測時域長度。
[0012] 進一步地，步驟S2進一步包括：
[0013] S201:通過以下公式計算轄區內可參與到自動發電控制的風電機組調節容量：
[0014]
[0015]
[0016]
[0017] 其中，Cfit (f)、Sk分別為斷面k下的向上調節容量和斷面容量約束，Nw,k和Ne,k分別 為斷面k下的風電場數和常規電廠數，Pm為常規機組實時出力，J為斷面總數，P C,不考慮 風電機組參與自動發電控制時風電場限風條件下的有功功率指令;以及
[0018] S202:通過以下公式計算轄區內可參與到自動發電控制的爬坡速率：
[0019]
[0020]
[0021] 其中，和〃,⑴、分別為各風電場的向上爬坡速率和向下爬坡速率，所述向 上爬坡速率和所述向下爬坡速率均與風電出力的超短期預測值pF>1(t)相關。
[0022] 進一步地，步驟S3進一步包括:S301:根據當前的頻率偏差Af與聯絡線交換功率 偏差Δ Pti4十算區域控制偏差ACE:ACE = B Δ f+ Δ Ptie，其中，B為系統頻率偏差系數;S302:在 電力系統運行點附近，對區域偏差控制過程進行線性化處理，基于傳統機組與風電機組的 動態數學模型，將電力系統區域偏差控制過程動態數學模型的狀態空間方程寫作如下形 式：f = /a +似+ /? r，γ=cx，其中，X代表狀態變量向量，u代表輸入變量向量，w代表擾動 量向量，Y代表輸出量向量，A代表該系統的狀態矩陣，B代表該系統的輸入矩陣，R代表擾動 矩陣，C代表輸出矩陣;將狀態空間方程進行離散化處理，得到電力系統區域偏差控制過程 數學模型的離散形式：
[0023]
[0024]
[0025]
[0026]
[0027]
[0028] 其中，Qg、Qw、Rg、Rw分別為傳統機組狀態量、風電機組狀態量、傳統機組控制量與風 電機組控制量的權重矩陣，M為模型預測控制的控制時域長度;S304:確定約束條件如下：
[0029] x(k+i+l I k) =Adx(k+i I k)+BdU(k+i I k)+RdW(k+i I k)，i^O
[0030] 表示，電力系統區域偏差控制過程的線性預測模型；
[0031 ] UGmin<UG(k+i I kXuGmax，i=0, · · ·，M_1
[0032] UWmin^Uw(k+i I k)^UWmax, i=0, . . . ,M-1
[0033] 表示，傳統機組控制量與風電機組控制量均受其控制區間的約束；
[0034] XGmin<XG(k+i I kXxGmax, i = l，· · ·，P
[0035] XWmin^XwCk+l I k) ^XWmax , ? - I，· · ·，P
[0036] 表示，傳統機組狀態量與風電機組狀態均受其調節容量的約束；
[0037] Δ XGmin^ A xc(k+i I k)^ Δ XGmax, i = l , · · · ,p
[0038] Δ xwmin^ A xw(k+i | k)^ Δ xwmax, i = l, . . . ,P
[0039] 表示，傳統機組狀態量增量與風電機組狀態量增量均受其爬坡速率的約束。S305: 根據起作用約束集算法進行求解，計算所述傳統機組調節功率與所述風電機組調節功率。
[0040] 進一步地，在步驟S305之后還包括以下步驟:S306:對所述傳統機組調節功率和所 述風電機組調節功率進行反饋校正和滾動優化;S307:將所述傳統機組調節功率和所述風 電機組調節功率下發給所述省級調度中心，由所述省級調度中心對調節功率進行分配，并 下發至各風電場。
[0041] 進一步地，在步驟S4中，所述省級調度中心按照各風電場的調節容量通過以下公 式按比例分配調節功率A w:
[0042]
[0043] 本發明的附加方面和優點將在下面的描述中部分給出，部分將從下面的描述中變 得明顯，或通過本發明的實踐了解到。
【附圖說明】
[0044] 本發明的上述和/或附加的方面和優點從結合下面附圖對實施例的描述中將變得 明顯和容易理解，其中：
[0045] 圖1是本發明一個實施例的風電機組參與電力系統自動發電控制協調控制方法的 流程圖；
[0046] 圖2是本發明一個實施例的風電機組參與電力系統自動發電控制的物理架構圖；
[0047] 圖3是本發明一個實施例的風電機組參與電力系統自動發電控制協調控制策略的 原理框圖。
【具體實施方式】
[0048] 下面詳細描述本發明的實施例，所述實施例的示例在附圖中示出，其中自始至終 相同或類似的標號表示相同或類似的元件或具有相同或類似功能的元件。下面通過參考附 圖描述的實施例是示例性的，僅用于解釋本發明，而不能理解為對本發明的限制。
[0049] 在本發明的描述中，需要理解的是，術語"中心"、"縱向"、"橫向"、"上"、"下"、 "前"、"后"、"左"、"右"、"豎直"、"水平"、"頂"、"底"、"內"、"外"等指示的方位或位置關系為 基于附圖所示的方位或位置關系，僅是為了便于描述本發明和簡化描述，而不是指示或暗 示所指的裝置或元件必須具有特定的方位、以特定的方位構造和操作，因此不能理解為對 本發明的限制。此外，術語"第一"、"第二"僅用于描述目的，而不能理解為指示或暗示相對 重要性。
[0050] 在本發明的描述中，需要說明的是，除非另有明確的規定和限定，術語"安裝"、"相 連"、"連接"應做廣義理解，例如，可以是固定連接，也可以是可拆卸連接，或一體地連接;可 以是機械連接，也可以是電連接;可以是直接相連，也可以通過中間媒介間接相連，可以是 兩個元件內部的連通。對于本領域的普通技術人員而言，可以具體情況理解上述術語在本 發明中的具體含義。
[0051] 參照下面的描述和附圖，將清楚本發明的實施例的這些和其他方面。在這些描述 和附圖中，具體公開了本發明的實施例中的一些特定實施方式，來表示實施本發明的實施 例的原理的一些方式，但是應當理解，本發明的實施例的范圍不受此限制。相反，本發明的 實施例包括落入所附加權利要求書的精神和內涵范圍內的所有變化、修改和等同物。
[0052]以下結合附圖描述根據本發明實施例的風電機組參與電力系統自動發電控制的 協調控制方法。
[0053]請參考圖1 -3，一種風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法，包括以 下步驟：
[0054] SI:風電場向省級調度中心上傳風電機組的實時出力和風電出力的超短期預測 值。
[0055]具體地，在每一個AGC指令周期T開始前，各風電場調用模塊1和模塊2監測風電機 組的實時出力Pw,i(Mff)，i = l，2, ...，N，計算風電出力的超短期預測值PF,i(t)，i = l，2,...， N，t=l，2,. . .，P，其中，N為省級調度中心轄區內安裝AGC系統的風電場數量，P為區域調度 中心執行模型預測控制的預測時域長度。調用模塊3向省級調度中心上報上述信息。
[0056] S2:省級調度中心根據斷面約束信息和風電場機組性能信息，計算轄區內可參與 到自動發電控制的風電機組調節容量以及爬坡速率。
[0057]具體地，當省級調度中心接受到其轄區內所有風電場的信息后，調用模塊4,讀取 斷面約束信息和風電場機組性能信息，調用模塊5計算轄區內可參與到自動發電控制的風 電機組調節容量以及爬坡速率，具體的計算步驟如下：
[0058] S201:計算轄區內風電機組參與自動發電控制的調節容量。根據風電機組的實時 出力、風電出力的超短期預測以及斷面約束，計算轄區內風電機組參與自動發電控制的向 上調節容量Cf (〖）、向下調節容量C;廣"（f):
[0059]
[0060]
[0061]
[0062] 其中，Cgs (f)、Sk分別為斷面k下的向上調節容量(麗)和斷面容量約束(麗），Nw,k和 Ne,k分別為斷面k下的風電場數和常規電廠數，PC,i為常規機組實時出力(麗）J為斷面總數， Pu為不考慮風電機組參與自動發電控制時風電場限風條件下的有功功率指令(Mff)。
[0063] S202:計算轄區內風電機組參與自動發電控制的爬坡速率。根據轄區內可參與到 自動發電控制的風電機組調節容量和風電場機組性能計算轄區內風電場參與自動發電控 制的向上爬坡速率(〖)和向上爬坡速率G):
[0064]
[0065]
[0066] 其中，⑴分別為各風電場的向上爬坡速率和向下爬坡速率，其均與 風電出力的超短期預測值Pf, : (t)相關。
[0067] S3:區域調度中心根據區域控制偏差，考慮風電機組與傳統機組參與電力系統自 動發電控制的特性和約束，采用模型預測控制計算風電機組與傳統機組的調節功率。步驟 S3包括以下步驟：
[0068] S301:計算區域控制偏差ACE。根據當前的頻率偏差Δ f與聯絡線交換功率偏差Δ Ptie計算區域控制偏差ACE:
[0069] ACE = B Af+APtie
[0070]其中，B為系統頻率偏差系數(MW/Hz)。
[0071] S302:計算電力系統區域偏差控制過程的預測模型。在電力系統運行點附近，對區 域偏差控制過程進行線性化處理，基于傳統機組與風電機組的動態數學模型，將電力系統 區域偏差控制過程動態數學模型的狀態空間方程寫作如下形式：
[0072]
[0073]
[0074] 其中，X代表狀態變量向量，U代表輸入變量向量，W代表擾動量向量，Y代表輸出量 向量，A代表該系統的狀態矩陣，B代表該系統的輸入矩陣，R代表擾動矩陣，C代表輸出矩陣。
[0075] 由于電力系統區域偏差控制過程的動態數學模型為連續系統模型，而模型預測控 制中采用的預測模型為離散系統模型，需要將狀態空間方程進行離散化處理，得到電力系 統區域偏差控制過程數學模型的離散形式：
[0076] x(k+l) =Adx(k)+Bdu(k)+Rdff(k)
[0077] 上式中各矩陣的表達式如下：
[0078]
[0079]其中，Ts為離散系統的采樣時間。
[0080] S303:確定控制目標。
[0081]
[0082 ] 其中，Qg、Qw、Rg、Rw分別為傳統機組狀態量、風電機組狀態量、傳統機組控制量與風 電機組控制量的權重矩陣，M為模型預測控制的控制時域長度。
[0083] S304:確定約束條件。
[0084] x(k+i+l I k) =Adx(k+i I k)+BdU(k+i I k)+RdW(k+i I k)，i^O
[0085] 表示，電力系統區域偏差控制過程的線性預測模型。
[0086] UGmin<UG(k+i I kXuGmax，i=0, · · ·，M_1
[0087] UWmin^Uw(k+i I k)^UWmax, i=0, . . . ,M-1
[0088] 表示，傳統機組控制量與風電機組控制量均受其控制區間的約束。
[0089] XGmin<XG(k+i I kXxGmax，i = l，· · ·，P
[0090] XWmin^Xw(k+i I k) ^XWmax, i = l , · · · ,P
[0091 ]表示，傳統機組狀態量與風電機組狀態均受其調節容量的約束。
[0092] Δ XGmin^ A xc(k+i I k)^ Δ XGmax, i = l , · · · ,p
[0093] Δ XWmin^ A xw(k+i | k)^ Δ xwmax, i = l, · · · ,P
[0094] 表示，傳統機組狀態量增量與風電機組狀態量增量均受其爬坡速率的約束。
[0095] S305:求取傳統機組調節功率與風電機組調節功率。建立的上述數學模型實際為 一個二次規劃問題，可以利用起作用約束集等算法進行求解。為實現對目標期望值的動態 跟蹤控制，還需進行反饋校正、滾動優化。求解完成后，應將計算得到的傳統機組調節功率 與風電機組調節功率進行下發，其中風電機組調節功率應下發至省級調度中心，由省級調 度中心對調節功率進行分配，并下發至各風電場。
[0096] S4:省級調度中心按照各風電場的調節容量按比例分配調節功率。
[0097] 具體地，省級調度中心接收到下發的風電機組調節功率指令后，調用模塊8,按照 各風電場的調節容量按比例分配調節功率Aw，下發至各風電場：
[0098]
[0099] 特別地，為了保證調節功率指令的執行效果，獎勵執行效果良好的風電場，應考慮 各風電場對上一時段調節功率指令的響應情況，對于向上調節功率指令，可優先分配給對 上一時段調節功率指令響應良好的風電場，對于向下調節功率指令，可按比例分配給所有 參與自動發電控制的風電場。
[0100] S5:風電場通過風電場AGC系統調整風電有功出力，實現對調節功率指令的響應。
[0101] 另外，本發明實施例的風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法的其 它構成以及作用對于本領域的技術人員而言都是已知的，為了減少冗余，不做贅述。
[0102] 在本說明書的描述中，參考術語"一個實施例"、"一些實施例"、"示例"、"具體示 例"、或"一些示例"等的描述意指結合該實施例或示例描述的具體特征、結構、材料或者特 點包含于本發明的至少一個實施例或示例中。在本說明書中，對上述術語的示意性表述不 一定指的是相同的實施例或示例。而且，描述的具體特征、結構、材料或者特點可以在任何 的一個或多個實施例或示例中以合適的方式結合。
[0103] 盡管已經示出和描述了本發明的實施例，本領域的普通技術人員可以理解:在不 脫離本發明的原理和宗旨的情況下可以對這些實施例進行多種變化、修改、替換和變型，本 發明的范圍由權利要求及其等同限定。
【主權項】
1. 一種風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法，其特征在于，包括W下 步驟： Sl:風電場向省級調度中屯、上傳風電機組的實時出力和風電出力的超短期預測值； S2:所述省級調度中屯、根據斷面約束信息和風電場機組性能信息，計算轄區內可參與 到自動發電控制的風電機組調節容量W及爬坡速率； S3:區域調度中屯、根據區域控制偏差，考慮風電機組與傳統機組參與電力系統自動發 電控制的特性和約束，采用模型預測控制計算風電機組與傳統機組的調節功率； S4:所述省級調度中屯、按照各風電場的調節容量按比例分配調節功率；W及 S5:風電場通過風電場AGC系統調整風電有功出力，實現對調節功率指令的響應。2. 根據權利要求1所述的風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法，其特 征在于，在步驟Sl中，所述風電機組的實時出力Pw,i，i = 1，2，...，N，風電出力的超短期預測 值扣,i(t)，i = l，2,. . .，N，t=l，2,. . .，P，其中，N為省級調度中屯、轄區內安裝AGC系統的風 電場數量，P為所述區域調度中屯、執行模型預測控制的預測時域長度。3. 根據權利要求2所述的風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法，其特 征在于，步驟S2進一步包括： S201:通過W下公式計算轄區內可參與到自動發電控制的風電機組調節容量：其中，端4(0、放分別為斷面k下的向上調節容量和斷面容量約束，佩,謝NG,k分別為斷面 k下的風電場數和常規電廠數，Pg,1為常規機組實時出力J為斷面總數，Pc,1為不考慮風電機 組參與自動發電控制時風電場限風條件下的有功功率指令;W及 S202:通過W下公式計算轄區內可參與到自動發電控制的爬坡速率：，， 、. 其中，iC,,(/)、雌："(0分別為各風電場的向上爬坡速率和向下爬坡速率，所述向上爬 坡速率和所述向下爬坡速率均與風電出力的超短期預測值扣,l(t)相關。4. 根據權利要求1所述的風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法，其特 征在于，步驟S3進一步包括： S301:根據當前的頻率偏差A f與聯絡線交換功率偏差A Ptie計算區域控制偏差ACE: ACE = B Af+A Ptie 其中，B為系統頻率偏差系數； S302:在電力系統運行點附近，對區域偏差控制過程進行線性化處理，基于傳統機組與 風電機組的動態數學模型，將電力系統區域偏差控制過程動態數學模型的狀態空間方程寫 作如下形式： Y = CX其中，X代表狀態變量向量，U代表輸入變量向量，W代表擾動量向量，Y代表輸出量向量， A代表該系統的狀態矩陣，B代表該系統的輸入矩陣，R代表擾動矩陣，C代表輸出矩陣； 將狀態空間方程進行離散化處理，得到電力系統區域偏差控制過程數學模型的離散形 式： x(k+l)=Adx(k)+BdU 化)+RdW 化） 上式中各矩陣的表達式如下：其中，Ts為離散系統的采樣時間； S303:確定控制目標函數如下式：其中，舶、挪、Kg、帖分別刃巧統機姐狀態重、W電機姐狀態重、巧統機姐巧制重巧風電機 組控制量的權重矩陣，M為模型預測控制的控制時域長度； S304:確定約束條件如下： x(k+i+l I k) =Adx(k+i I k)+BdU化+i I k)+RdW化+i I k), i>0 表示，電力系統區域偏差控制過程的線性預測模型； UGmin《UG(k+i |k)《UGmax,i=0, . . . ,M-I Ufcin《UW化+i |k)《Ufcax,i=0, . . . ,M_1 表示，傳統機組控制量與風電機組控制量均受其控制區間的約束； XGmin《XG(k+i |k)《XGmax,i = l , . . . ,P XWmin《XW化+i |k)《XWmax,i = l , . . . ,P 表示，傳統機組狀態量與風電機組狀態均受其調節容量的約束； A XGmin《A XG(k+i |k)《A XGmax,i = l , . . . ,P A Xfcin《A xw(k+i |k)《A Xfcax,i = l, . . . ,P 表示，傳統機組狀態量增量與風電機組狀態量增量均受其爬坡速率的約束。 S305:根據起作用約束集算法進行求解，計算所述傳統機組調節功率與所述風電機組 調節功率。5.根據權利要求4所述的風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法，其特 征在于，在步驟S305之后還包括W下步驟： S306:對所述傳統機組調節功率和所述風電機組調節功率進行反饋校正和滾動優化； S307:將所述傳統機組調節功率和所述風電機組調節功率下發給所述省級調度中屯、， 由所述省級調度中屯、對調節功率進行分配，并下發至各風電場。6.根據權利要求5所述的風電機組參與電力系統自動發電控制的協調控制方法，其特 征在于，在步驟S4中，所述省級調度中屯、按照各風電場的調節容量通過W下公式按比例分 配調節功率Aw:
【文檔編號】H02J3/38GK105914779SQ201610248302
【公開日】2016年8月31日
【申請日】2016年4月20日
【發明人】謝旭, 胡澤春, 羅浩成, 牛四清, 張哲 , 羅亞洲, 寧劍, 郭駿, 李洋, 郭磊
【申請人】國家電網公司, 國家電網公司華北分部, 清華大學