一种适用于风光电站的紧急控制方法

摘要

本发明公开了一种适用于风光电站的紧急控制方法，属于电力系统及其自动化领域。本发明在实施紧急切机命令时优先利用风光电站的储能装置的紧急控制能力，减少机组功率损失，并综合考虑风光电站各机组的性能差异以及机组检修周期，按照经济代价最小的原则进行切机。本发明能在保障电网安全稳定的前提下，提高设备的利用率，减少风光电站执行紧急控制时的经济代价。

权利要求

1.一种适用于风光电站的紧急控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)稳控装置采集本地风电主变高压侧上网电流和电压，计算风光电站上网功率，与风光电站的EMS系统通信获取每台机组的机组类型、当前出力和连续运行时间，采集储能并网变压器高压侧的电流和电压，计算储能装置的上网功率，实时与储能控制系统通信获取储能装置当前出力和当前电量；

如果稳控装置计算的风光电站上网功率和储能装置的上网功率与通过EMS系统获得的各机组的当前出力以及通过储能控制系统获得的储能装置当前出力不一致，则向电网安全稳定控制系统告警，如下式所示：|PT-ΣPEMS-PS|＞PEr

|PST-Ps|＞PEr

上式中，PT、PST分别为稳控装置计算的风光电站上网功率和储能装置的上网功率，ΣPEMS为通过各EMS系统获取的各机组的当前出力之和，Ps为通过储能控制系统获取的储能装置当前出力，P Er为功率容许误差阈值；

如果稳控装置收到来自电网安全稳定控制系统的紧急切机命令，则进入步骤2)；所述紧急切机命令含有需切除的功率ΔP和要求的切除时间ts；

2)如果此时风光电站无可用的储能装置，则直接进入步骤3)，否则：首先，评估储能装置对本次紧急控制的可调整量ΔPs，如下所示：若储能装置当前正处于充电状态，则：

若储能装置当前处于放电状态，则：

其中，dp/dt为储能装置功率的最大调整速度，Psmax为储能装置最大充电功率，Qmax为储能装置安全电量上限，Q为储能装置当前电量，T为紧急切机命令施加后储能装置必须运行的最大时间；

然后，稳控装置将ΔPs的命令下发给储能控制系统，若储能装置能单独完成本次紧急控制，则结束本方法；否则，则将剩余切除功率ΔP-ΔPs作为新的需切除的功率ΔP，进入步骤

3)；

3)计算每台机组的切机代价，切机代价按照折算后的损失功率来估计，第k台机组切机产生的切机代价计算公式为：Wk＝(1+αk+βk)*Pk+W0k/Tk

其中，Pk为第k台机组当前输出功率，Tk为第k台机组上次检修后已运行时间，αk为第k台机组考虑机组调节性能的切机代价因子，调节性能越好，切机代价因子越高；βk为第k台机组考虑故障穿越能力的切机代价因子，故障穿越的性能越好，代价因子也越高；W0k为折算到电量表示的第k台机组的固定检修费用；

4)将所有机组按照切机代价Wk从小到大进行排序，优先切除切机代价最小机组，直到已切除的机组的累加功率∑Psum＞ΔP，切机结束。

2.根据权利要求1所述的适用于风光电站的紧急控制方法，其特征在于，所述步骤3)中αk和βk的取值范围为0～1。

说明书

一种适用于风光电站的紧急控制方法

技术领域

[0001] 本发明属于电力系统及其自动化技术领域，更准确地说本发明涉及一种适用于风光电站的紧急控制方法。

背景技术

[0002] 随着风电场、光伏电站(以下简称为风光电站)开发利用规模越来越大，为了解决电网安全稳定问题，需要在风电场、光伏电站部署安全稳定控制装置作为切机执行站。目前，切机措施都是以整场或者馈线为基本单位，按照最小过切原则执行，其中对于不同机组(逆变器)的性能、检修周期以及是否配有储能设备都未做过多考虑。因此，这样的切机策略往往会给风光电站带来过多的经济损失。

[0003] 实际运行风光电站中往往包含着多种机组，不同机组受控制的性能差异很大，在紧急控制中如果性能优越的机组被先切除，将加剧风光电站不可控的风险，在电网出现异常时可能会导致计划外的脱网。同时，如果能优先切除即将到达检修周期的机组，势必将提高风光电站设备实际利用小时数，增加风光电站运行效益。

[0004] 随着储能装置的普及，在越来越多的风光电站都将配备一定容量储能设备。如能充分利用储能设备快速充放电的性能，参与电网紧急控制，不仅能取得更好的控制效果，同时能减少风光电站实际的切机量，从而提高经济性。尽管如此，如何考证实施紧急控制时的安全性和经济性的统一仍是本领域技术人员需要解决的问题。

发明内容

[0005] 本发明的目的是：针对风光电站紧急控制中经济性不足的问题，提出一种用于提高风光电站经济性的紧急控制方法，不仅实现储能设备参与紧急控制，以减少风光电站的实际切机量，同时实现综合考虑机组性能、故障穿越能力、机组检修的经济最优切机方案，以降低风光电站的经济损失。。

[0006] 具体地说，本发明是采用以下技术方案实现的，包括如下步骤：

[0007] 1)稳控装置采集本地风电主变高压侧上网电流和电压、计算风光电站上网功率，与风光电站的EMS系统通信获取每台机组的机组类型、当前出力和连续运行时间，采集储能并网变压器高压侧的电流和电压、计算储能装置的上网功率，实时与储能控制系统通信获取储能装置当前出力和当前电量；

[0008] 如果稳控装置计算的风光电站上网功率和储能装置的上网功率与通过EMS系统获得的各机组的当前出力以及通过储能控制系统获得的储能装置当前出力不一致，则向电网安全稳定控制系统告警，如下式所示：

[0009] |PT-ΣPEMS-PS|＞PEr

[0010] |PST-Ps|＞PEr

[0011] 上式中，PT、PST分别为稳控装置计算的风光电站上网功率和储能装置的上网功率，ΣPEMS为通过各EMS系统获取的各机组的当前出力之和，Ps为通过储能控制系统获取的储能装置当前出力，PEr为功率容许误差阈值；

[0012] 如果稳控装置收到来自电网安全稳定控制系统的紧急切机命令，则进入步骤2)；所述紧急切机命令含有需切除的功率ΔP和要求的切除时间ts；

[0013] 2)如果此时风光电站无可用的储能装置，则直接进入步骤3)，否则：

[0014] 首先，评估储能装置对本次紧急控制的可调整量ΔPs，如下所示：

[0015] 若储能装置当前正处于充电状态，则：

[0016]

[0017] 若储能装置当前处于放电状态，则：

[0018]

[0019] 其中，dp/dt为储能装置功率的最大调整速度，Psmax为储能装置最大充电功率，Qmax为储能装置安全电量上限，Q为储能装置当前电量，T为紧急切机命令施加后储能装置必须运行的最大时间；

[0020] 然后，稳控装置将ΔPs的命令下发给储能控制系统，若储能装置能单独完成本次紧急控制，则结束本方法；否则，则将剩余切除功率ΔP-ΔPs作为新的需切除的功率ΔP，进入步骤3)；

[0021] 3)计算每台机组的切机代价，切机代价按照折算后的损失功率来估计，第k台机组切机产生的切机代价计算公式为：

[0022] Wk＝(1+αk+βk)*Pk+W0k/Tk

[0023] 其中，Pk为第k台机组当前输出功率，Tk为第k台机组上次检修后已运行时间，αk为第k台机组考虑机组调节性能的切机代价因子，调节性能越好，切机代价因子越高；βk为第k台机组考虑故障穿越能力的切机代价因子，故障穿越的性能越好，代价因子也越高；W0k为折算到电量表示的第k台机组的固定检修费用；

[0024] 4)将所有机组按照切机代价Wk从小到大进行排序，优先切除切机代价最小机组，直到已切除的机组的累加功率∑Psum＞ΔP，切机结束。

[0025] 上述技术方案的进一步特征在于，所述步骤3)中αk和βk的取值范围为0～1。

[0026] 本发明的有益效果如下：本发明在实施紧急切机命令时优先利用风光电站的储能装置的紧急控制能力，减少机组功率损失，并综合考虑风光电站各机组的性能差异以及机组检修周期，按照经济代价最小的原则进行切机。本发明能在保障电网安全稳定的前提下，提高设备的利用率，减少风光电站执行紧急控制时的经济代价。

附图说明

[0027] 图1为风光电站的典型配置图。

[0028] 图2为本发明方法的流程图。

具体实施方式

[0029] 下面参照附图并结合实例对本发明作进一步详细描述。

[0030] 实施例1：

[0031] 本发明的一个实施例，其适用的风光电站的典型配置如图1所示。，风光电站的稳控装置需要采集本地风电主变高压侧上网电流和电压以计算风光电站上网功率，还需要采集储能并网变压器高压侧的电流和电压以计算储能装置的上网功率。同时，稳控装置还需要同各类机组的EMS系统及储能装置的储能控制系统通信，各EMS系统发送每台机组的相关信息给稳控装置，包括机组类型、当前出力、连续运行时间等。储能控制系统也将储能装置当前的状态发生给稳控装置，包括当前出力、当前电量等信息。

[0032] 本实施例的流程如图2所示，具体为：

[0033] 图2中步骤1描述的是稳控装置采集本地风电主变高压侧上网电流和电压、计算风光电站上网功率，与风光电站的EMS系统通信获取每台机组的机组类型、当前出力和连续运行时间，采集储能并网变压器高压侧的电流和电压、计算储能装置的上网功率，实时与储能控制系统通信获取储能装置当前出力和当前电量。

[0034] 如果稳控装置计算的风光电站上网功率和储能装置的上网功率与通过EMS系统获得的各机组的当前出力以及通过储能控制系统获得的储能装置当前出力不一致，则向电网安全稳定控制系统告警，如下式所示：

[0035] |PT-ΣPEMS-PS|＞PEr

[0036] |PST-Ps|＞PEr

[0037] 上式中，PT、PST分别为稳控装置计算的风光电站上网功率和储能装置的上网功率，ΣPEMS为通过各EMS系统获取的各机组的当前出力之和，Ps为通过储能控制系统获取的储能装置当前出力，PEr为功率容许误差阈值；

[0038] 如果稳控装置收到来自电网安全稳定控制系统的紧急切机命令，则进入步骤2；所述紧急切机命令含有需切除的功率ΔP和要求的切除时间ts；

[0039] 图2中步骤2描述的是，如果此时风光电站无可用的储能装置，则直接进入步骤3)，否则，首先，评估储能装置对本次紧急控制的可调整量ΔPs，如下所示：

[0040] 若储能装置当前正处于充电状态，则：

[0041]

[0042] 若储能装置当前处于放电状态，则：

[0043]

[0044] 其中，dp/dt为储能装置功率的最大调整速度，Psmax为储能装置最大充电功率，Qmax为储能装置安全电量上限，Q为储能装置当前电量，T为紧急切机命令施加后储能装置必须运行的最大时间。

[0045] 然后，稳控装置将ΔPs的命令下发给储能控制系统，若储能装置能单独完成本次紧急控制，则结束本方法；否则，则将剩余切除功率ΔP-ΔPs作为新的需切除的功率ΔP，进入步骤3。

[0046] 图2中步骤3描述的是，计算每台机组切机代价。为了保证切机的经济性，需要对每台机组的切机代价进行评估，切机代价按照折算后的损失功率来估计。

[0047] 假设风场内包含了三种机组：普通异步机组型、双馈机组型和直驱机组型。其中风场内含有i台普通异步机组(编号为第1台机组到第i台机组)，j台双馈机组(编号为第i+1台机组到第i+j台机组)，n台直驱机组(编号为第i+j+1台机组到第i+j+n台机组)。每台机组上次检修后已运行时间为T1、T2…Ti、Ti+1…Ti+j、Ti+j+1…Ti+j+n。每台机组的输出功率为P1、P2……Pi、Pi+1…Pi+j、Pi+j+1…Pi+j+n。普通异步型机组的启停费用为W01,双馈机组型的启停费用为W02，直驱型机组的启停费用为W03。普通异步型机组、双馈机组型、直驱型机组考虑调节性能的切机代价因子为αA、αB、αC；考虑故障穿越能力的切机代价因子分别为βA、βB、βC。αA、αB、αC以及βA、βB、βC的取值范围为0～1，具体大小风场运行人员根据实际需求来设置。根据实际运行的经验一般情况下有：αA＜αB＜αC，βA＜βB＜βC。

[0048] 这样第i台普通异步机组的切机代价为：

[0049] Wi＝(1+αi+βi)*Pi+W01/Ti

[0050] 第i+j台双馈机组的切机代价为：

[0051] Wi+j＝(1+αi+j+βi+j)*Pi+j+W02/Ti+j

[0052] 第i+j+n台直驱机组的切机代价为：

[0053] Wi+j+n＝(1+αi+j+n+βi+j+n)*Pi+j+n+W03/Ti+j+n

[0054] αi和βi为第i台普通异步机组考虑调节性能的切机代价因子以及考虑故障穿越能力的切机代价因子；αi+j和βi+j为第i+j台双馈异步机组考虑调节性能的切机代价因子以及考虑故障穿越能力的切机代价因子；αi+j+n和βi+j+n为第i+j+n台直驱异步机组考虑调节性能的切机代价因子以及考虑故障穿越能力的切机代价因子。

[0055] 因此，可总结为计算第k台机组切机产生的切机代价的公式为：

[0056] Wk＝(1+αk+βk)*Pk+W0k/Tk

[0057] 其中，Pk为第k台机组当前输出功率，Tk为第k台机组上次检修后已运行时间，αk为第k台机组考虑机组调节性能的切机代价因子，调节性能越好，切机代价因子越高；βk为第k台机组考虑故障穿越能力的切机代价因子，故障穿越的性能越好，代价因子也越高；W0k为折算到电量表示的第k台机组的固定检修费用。

[0058] 式中第一项1*Pk表示切机后直接损失的发电功率，第二项αk*Pk表示切机后损失的间接可调功率，第三项βk*Pk表示切机后损失的能进行故障穿越的功率，第四项W0k/T表示机组固定检修费用均摊到已运行时间上的功率。

[0059] 图2中步骤4描述的是，将所有机组按照切机代价Wk从小到大进行排序，优先切除切机代价最小机组，直到已切除的机组的累加功率∑Psum＞ΔP，切机结束。

[0060] 虽然本发明已以较佳实施例公开如上，但实施例并不是用来限定本发明的。在不脱离本发明之精神和范围内，所做的任何等效变化或润饰，同样属于本发明之保护范围。因此本发明的保护范围应当以本申请的权利要求所界定的内容为标准。