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基于主从式储能协调控制的特高压联络线有功波动平抑方法

发明公布  在审
申请(专利)号:CN201811424537.5国省代码:江苏 32
申请(专利权)人:国网江苏省电力有限公司扬州供电分公司;国网江苏省电力有限公司;东南大学;中国电力科学研究院有限公司
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摘要:
基于主从式储能协调控制的特高压联络线有功波动平抑方法。涉及电网二次调频技术领域,具体涉及一种基于主从式储能协调控制的特高压联络线有功波动平抑方法。提供了一种根据BESS自身调频特点、满足特高压互联电网的实际需要的基于主从式储能协调控制的特高压联络线有功波动平抑方法。本发明可以实现BESS对联络线功率和频率波动的解耦控制,可以在保证电网频率稳定的前提下有效抑制联络线功率波动,以满足满足特高压连接的区域电网对联络线交换功率稳定性的要求;本发明将控制性能标准CPS作为评判指标,保证区域电网符合电网公司的考核指标。

主权项:
1.基于主从式储能协调控制的特高压联络线有功波动平抑方法,其特征在于,包括如下步骤:1)、获取特高压互联电网中所需的AGC基本信息;2)、计算相邻两个电网控制区域调频控制性能标准CPS1和CPS2;3)、计算各区域电网BESS的参与因子4)、确定区域电网BESS充放电指标及共同参与因子KB;5)、控制BESS执行充放电指令。


相似专利
频率波动 调频 评判 计算 解耦 联络线 考核指标 络线 电网频率 电网公司 电网 电指令 波动 标准 指标 抑制 平抑 对联 协调 功率波动 功率 充放电 充放 信息 交换功率 互联电网
一种多时间尺度约束下平抑功率波动的简化约束方法
交流互联电网中大扰动对联络线的冲击特性分析方法
基于群控热泵的微电网联络线功率波动平抑方法及系统
一种适应多区域互联电网联络线功率控制的性能评价方法
一种冲击扰动后互联电网的暂态稳定控制方法
基于网频波动幅度动态调整的一次调频控制方法及装置
含风‑光‑储‑电动汽车的并网型微网的削峰填谷方法
一种基于分层储能的微电网功率波动平抑方法
一种考虑电动汽车充电影响的微网能量管理方法
一种基于DFIG与同步发电机的电力系统二次调频方法
一种多时间尺度约束下平抑功率波动的简化约束方法
一种多点储能协调分布式电源的调频能力评价方法
一种考虑责任度指标的特高压联络线功率控制方法
平抑光伏电站出力波动的控制方法、光伏电站及存储介质
一种考虑责任度指标的特高压联络线功率控制方法
基于主从式储能协调控制的特高压联络线有功波动平抑方法
互联电网分级调频控制方法
一种并网型微电网联络线功率平滑的方法
一种冲击扰动后互联电网的暂态稳定控制方法
一种集群温控负荷参与电网AGC的辅助调频方法
说明书

基于主从式储能协调控制的特高压联络线有功波动平抑方法

技术领域

本发明涉及电网二次调频技术领域,具体涉及一种基于主从式储能协调控制的特
高压联络线有功波动平抑方法。

背景技术

电力系统频率作为表征电能质量的三大指标之一,与电网的安全稳定运行关系密
切。自动发电控制(AGC)作为维持系统频率稳定的重要技术手段,在电力系统中的作用至关
重要。随着电力系统的飞速发展,区域电网间的互联程度也日益加强。与非互联电网相比,
互联电网除了需要保证频率稳定之外,还需要维持区域电网间联络线交换功率按计划运
行。与此同时,为避免因互联电网中某一区域电网推卸调频责任而影响整个电力系统的频
率稳定,电网公司制定了一系列考核标准,以达到评价各区域电网调节能力、限制投机行为
的目的。

现在国际上对自动发电控制的评价通常采用控制性能标准(CPS),包含CPS1和
CPS2两个标准。具体来说,CPS1采用数理统计方法来衡量区域电网的变化特征及其与系统
频率偏差的关系,作用是评估频率偏差;CPS2则用于评估区域电网控制联络线潮流偏差的
能力。我国现阶段电力系统基本采取CPS标准。

目前,电力系统中针对储能参与下的AGC控制策略有如下二份专利列举的方法。

专利名称为“一种考虑责任度指标的特高压联络线功率控制方法”、申请号为
“201410046792.6”的中国专利提出:在AGC系统中建立一个主控制区域,实现互联电网的区
域控制,设定该区域电网与互联电网联络线功率波动合格的门槛值,按照区域控制模式计
算控制区域ACE及联络线功率波动的责任度指标,依据责任度指标计算责任度分量,根据计
算ACE与联络线功率波动责任度指标计算调节功率需求,最后将功率调节需求在控制机组
之间进行分配。

专利名称为“储能参与电网二次调频的AGC控制方法及控制系统”、申请号为
“201510888434.4”的中国专利提出:根据电网的频率偏差及联络线交换功率偏差生成电网
的实时区域控制误差及实时区域控制指令;根据实时区域控制误差所处的控制区间,利用
实时区域控制指令及预设控制逻辑分配电池储能系统的调节量及其初始荷电状态确定电
池储能系统的实时荷电状态,据此确定电池储能系统的实际调节量。

但是以上方法已经无法满足特高压连接的区域电网对联络线交换功率稳定性的
要求。

近年来,利用大规模电池储能电站(BESS)参与电网调频受业界广泛关注。BESS在
电网调频中具有响应速度快、控制灵活精确等优点,能够很大程度上改善调频效果,并且履
行比传统机组更加灵活的调频手段。在互联电网中如何灵活控制BESS,以达到平抑互联电
网频率偏差及联络线功率波动,是BESS参与下互联电网AGC需要解决的关键问题。

现有控制中专门针对BESS参与下,有效平抑互联电网联络线有功平抑方法较少。
同时,由特高压连接的区域电网对联络线交换功率稳定也提出了较高的要求,因此,必须提
出有效的特高压联络线有功平抑方法来满足这一要求。

发明内容

本发明针对以上问题,提供了一种根据BESS自身调频特点、满足特高压互联电网
的实际需要的基于主从式储能协调控制的特高压联络线有功波动平抑方法。

本发明的技术方案是:包括如下步骤:

1)、获取特高压互联电网中所需的AGC基本信息;

2)、计算相邻两个电网控制区域调频控制性能标准CPS1和CPS2;

3)、计算各区域电网BESS的参与因子

4)、确定区域电网BESS充放电指标及共同参与因子KB

5)、控制BESS执行充放电指令。

所述步骤1)中的所需的AGC基本信息包括如下信息:

①互联电网相邻控制区域频率偏差Δfi,Δfj

②互联电网相邻控制区域控制误差ACEi,ACEj

③互联电网相邻区域间联络线有功功率功率偏差ΔPij

ACEi=ΔPij+BiΔfi (1)

ACEj=-ΔPij+BjΔfj (2)

其中,上述参数添加下标i时,指的是区域i的相应参数;添加下标j时,指的是区域
j的相应参数。B为区域电网设定的频率偏差系数,单位为MW/0.1HZ,取正号。

所述步骤2)中CPS1和CPS2按以下公式计算:

CPS1=100%(2-AyG{CF1}) (3)




其中,ε1指的是区域电网对全年1分钟频率平均偏差的均方根值的控制目标值,单
位为Hz;ΔF1指的是1分钟频率偏差的平均值,ACE10指的是10分钟内的互联电网区域控制误
差的平均值;L10指的是10分钟内对ACE平均值的绝对值的控制限制;CF1用于评价控制区域
的AGC控制对整个互联系统频率的影响;CF2指的是ACE每10分钟的平均值与控制限制的比
值。

所述步骤3)中各区域电网BESS的参与因子按以下公式计算:


所述步骤4)中共同参与因子KB的确定方法为:

①当KBi*小于KBj*,且KBi*≥0时,KB等于KBj*,BESSi为主BESS,BESSj为从BESS;

②当KBj*小于KBi*,且KBj*≥0时,KB等于KBi*,BESSj为主BESS,BESSi为从BESS;

③当KBi*和KBj*都等于0时,使用已有AGC控制来进行ΔPij的恢复。

所述步骤5)中区域电网i和区域电网j的充放电功率分别为PBi和PBj,PBi和PBj大小
相同,充放电方向相反;

通过比较PBi*和PBj*绝对值的大小,并取其中较小的值得到PBi和PBj的值,PBi*和PBj*
的计算方法如下,当SoCi<SoCmin,且要求电池进一步放电,或SoCi>SoCmax,且要求电池进一
步充电时,其余情况同样的方式可计算得到其中SoC代表电池
储能的荷电状态。

本发明的有益效果是:本发明根据特高压连接的区域电网对联络线交换功率稳定
性的要求,从特高压互联电网的特性出发,采用CPS1和CPS2调频控制性能标准,确定区域电
网BESS充放电指标,并最终执行充放电指令,有效平抑了互联电网联络线有功波动。此外由
于BESS不直接补偿发电与负载之间的有功不平衡,所以本发明对BESS功率容量的需求大大
减少;不同于传统机组与电网频率同步耦合的特点,本发明可以实现BESS对联络线功率和
频率波动的解耦控制,可以在保证电网频率稳定的前提下有效抑制联络线功率波动,以满
足满足特高压连接的区域电网对联络线交换功率稳定性的要求;本发明将控制性能标准
CPS作为评判指标,保证区域电网符合电网公司的考核指标。

附图说明

图1是本发明的工作流程图,

图2是CPS1标准下的合格运行区域,

图3中a是本发明实施例中区域电网1和区域电网2的CPS变化曲线,

图3中b是本发明实施例中两区域电网各自的参与因子变化曲线,

图3中c是本发明实施例中两区域电网的共同参与因子变化曲线,

图3中d是本发明实施例中两区域电网中BESS出力变化曲线,

图4是本发明实施例中主从式储能协调控制方法联络线功率变化曲线。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作具体说明。

如图1所示,本发明的基于主从式储能协调控制的特高压联络线有功波动平抑方
法包括如下步骤:

步骤1:获取特高压互联电网中所需的AGC基本信息

特高压互联电网调频电源包括传统机组和电池储能电站,其基本信息包括

①互联电网相邻控制区域频率偏差Δfi,Δfj

②互联电网相邻控制区域控制误差ACEi,ACEj

③互联电网相邻区域间联络线有功功率功率偏差ΔPij

ACEi=ΔPij+BiΔfi (I)

ACEj=-ΔPij+BjΔfj (2)

其中,上述参数添加下标i时,指的是区域i的相应参数;添加下标j时,指的是区域
j的相应参数。B为区域电网设定的频率偏差系数,该系数为常数,单位为MW/0.1HZ,取正号
[一般由电网公司定,通常根据电机的一次调频调差系数(调差系数σ表示无功电流从零增
加到额定值时,发电机电压的相对变化)来确定,比如调差系数为3%~5%,B值可取其倒数
的0.5-2倍,即10-66.6]。

区域频率偏差Δfi和Δfj是该区域的电网频率与电网认定频率的差值,我国电网
认定频率为50Hz。ΔPij是两个控制区域间实时功率交换与计划功率交换的偏差值。Δfi,Δ
fj和ΔPij由系统SCADA(数据采集与监视控制系统)实时测量。

步骤2:计算电网控制区域调频控制性能标准(CPS)

基于主从式储能协调控制的特高压联络线有功波动平抑方法中需要分别计算出
相邻两个区域电网的调频控制性能标准,本专利采用在我国广泛使用的CPS标准,其包含
CPS1和CPS2两个标准。基于CPS标准下的区域电网调频控制性能指标具体计算方式如式
(3)-(6)所示:

CPS1=100%(2-AVG{CF1}) (3)




其中,ε1指的是区域电网对全年1分钟频率平均偏差的均方根值的控制目标值,单
位为Hz(是距某个目标频率的频率偏差常数,通常取上一年基于一分钟的平均频率与额定
频率偏差的均方根值。相邻控制区域的取值相同);ΔF1指的是1分钟频率偏差的平均值;
ACE10指的是10分钟内的互联电网区域控制误差的平均值;L10指的是10分钟内对ACE平均值
的绝对值的控制限制。CF1用于评价控制区域的AGC控制对整个互联系统频率的影响,是
CPS1中的基本控制变量;CF2指的是ACE每10分钟的平均值与控制限制的比值。

L10按以下公式计算:


其中,ε10为给定一年内,系统实际频率与标准频率偏差10分钟平均值的均方根值
(单位Hz),Bi为控制区i的频率偏差系数,Bs为互联电力系统总的频率偏差系数,为各控制
区频率偏差系数的平均值。

步骤3:分别评估区域电网调频控制性能标准(CPS)

根据步骤2中的CPS计算结果,确定各区域电网BESS的参与因子计算该参与因
子是为了确定各区域电网BESS在平抑特高压联络线交换功率的同时,避免区域电网出现
CPS不达标而受到制裁的情况发生。

因为CPS2主要反映的是AGC对联络线的控制程度,这个方法是用来平抑联络线波
动的,那CPS2是肯定不会超过标准的,而且CPS2的计算周期是10分钟,这个时间尺度与控制
时间尺度无法匹配,因此,本案中只考虑CPS1。

图2是CPS1标准下的合格运行区域,当CPS1>200%时,系统频率恢复紧迫程度较
小,当CPS1为从200%到150%,紧迫程度逐步增加,从150%到100%认为是比较紧迫了,小
于100%就不是CPS1的合格运行区域了。

CPS1的合格运行区域如图中框出范围,即CPS1∈[100%,200%],ACE与Δf方向相
反(Δf×ACE<0),即图2中第二和第四象限,说明系统对频率恢复的紧迫程度不大,可以优
先平抑联络线功率偏差,执行本发明所述方法;同理,ACE与Δf方向相同(Δf×ACE>0),即
图中第一和第三象限,随着CPS1值的减小,系统对频率恢复的紧迫程度不断加大,平抑联络
线功率偏差的优先程度逐步减少,一旦CPS1≤150%,则停止使用本发明所述方法。

所以,根据CPS的计算结果,参与因子会出现以下三种情况,具体说明如下:


情况1:如果Δf和ACE符号相反(互为正负),该区域的CPS1超过200%。在这种情况
下,BESS可以只考虑平抑ΔPij而忽略Δf的恢复,此时KB*取最大值KB,max,KB,max代表BESS能参
与平抑联络线有功波动平抑的最大参数,这个数值的取值要通过根轨迹图来选取。

情况2:如果Δf和ACE符号相同(同正或同负),且CPS1的值大于150%,则BESS需要
兼顾互联电网对ΔPij和Δf的平抑,此时KB*取值为

情况3:如果Δf和ACE符号相同,且CPS1的值小于150%,则BESS不需要兼顾互联电
网对ΔPij和Δf的平抑,而BESS的工况必须有利于Δf的恢复,此时KB*取值为0。

步骤4:确定区域电网BESS充放电指标及共同参与因子

在该步骤中,根据上一步骤中KBi*和KBj*的取值计算相邻区域电网BESS的共同参与
因子KB,和每个BESS的充放电状态,该步骤是基于主从式储能协调控制的特高压联络线有
功波动平抑方法的核心。当区域电网受到扰动后,相邻区域电网的参与因子KBi*和KBj*可分
为以下三种情况讨论,以确定KB的取值。具体说明如下:

情况1:KBi*小于KBj*,且KBi*≥为0

这种情况下,区域电网j的CPS1较大,区域电网i的BESS为主BESS,而区域电网j的
BESS为从BESS。作为从区域电网的BESS,BESSj可仅关注于平抑ΔPij的波动而不考虑对Δf
的恢复。同时,由于BESSi的工况必须有利于Δf的恢复,故BESS的充放电指标则参考区域电
网i中BESS的充放电指标。即如果BESSi执行充电动作,则BESSj执行放电动作,反之亦然。然
而,由于BESSj的动作不利于该区域电网Δf的恢复,故相邻区域电网BESS的共同参与因子KB
等于KBj*

假设区域电网i发生负荷阶跃增加,导致数秒内Δfi,Δfj和ΔPij为负,其中ΔPij
为负表示有功从区域电网j传输至区域电网i。根据式(1),区域电网i的ACEi为负,与Δfi
号相同。一般情况下,此时区域电网i的CPS1较差,该区域电网内的BESS应当优先恢复Δfi
只有BESSi放电,才则能同时平抑Δfi和ΔPij。因此,BESSi必须工作在放电模式,所以BESSj
应工作在充电模式。区域电网j的情况则可根据式(2),ACEj的符号由-ΔPij和BjΔfj的代数
和决定。当-ΔPij较大时,CPS1大于200%;而当-BjΔfj较大时,CPS1也通常大于150%。因
此,该区域电网CPS1尚有较大的裕度,BESSj可专注于平抑ΔPij波动。但是,由于BESSj的工
况不利于恢复该区域电网的Δfj,因此必须仔细考虑BESS的充电功率大小。所以,这两个区
域电网BESS的共同参与因子KB均等于KBj*。综上所述,在本发明方法执行下,BESSi放电,
BESSj充电,二者的功率绝对值相等。此时,对主从BESS的控制有利于ΔPij的恢复。此外,尽
管Δfj因BESSj的工况而恶化,但通过监控CPS1可将其限制在一定范围内。若区域电网j的
CPS1不满足要求,则过度至其他两种情况。

情况2:KBj*小于KBi*,且KBj*≥为0

情况2与情况1相反。根据主从式储能协调控制方法的运行规则,每个区域电网中
的BESS充放电状态由KBj*决定,此时KBj*小于KBi*。这种情况下,相邻区域电网BESS的共同参
与因子KB等于KBi*

情况3:KBi*和KBj*都等于0

情况3表示两个区域电网都受到干扰的情况,此时已有的AGC控制有利于对ΔPij
恢复,不需要使用所述方法来平抑ΔPij。传统意义上AGC通过比例积分控制响应频率偏移产
生的ACE分量和联络线交换功率偏移产生的ACE分量,控制机组的出力使系统频率和区域联
络线交换功率维持在计划值。

步骤5:控制BESS执行充放电指令

根据上述步骤已确定互联电网BESS充放电指标和相邻电网的共同参与因子,该步
骤将根据结果要求由BESS执行充放电指令,主从BESS充电和放电的大小相同,方向相反。

然而,BESS的实际工况受电池特性限制,如额定功率PB,rated、额定容量EB_rated和荷
电状态SoC。首先,BESS的有功出力介于额定最大放电功率PB,ratedmax和额定最大充电功率
PB,rated-max之间。同时SoC必须实时保持在可接受的范围内,例如20%至80%之间。在该步骤
执行过程中,当(SoC<SoCmin&PB>0)或(SoC>SoCmax&PB<0)时,BESS被切除以避免过充或过放
电。SoC的计算公式如(7)和(8)所示。



其中EB(tn)和EB(tn-1)分别是tn和tn-1时刻BESS中储存的能量,PB(tn)是BESS的输出
功率(符号为正代表放电,反之为充电),η+和η-别是BESS的充放电效率,本案中取η+=0.9、
η-=0.95,SoC(tn)代表tn时刻电池储能的荷电状态,EB.rated代表BESS的额定容量,PB是PBi
PBj的通用表示。

该步骤中根据电网各自区域电网BESS所能提供的出力计算PBi*和PBj*。计算方式如
下,当SoCi<SoCmin,且要求电池进一步放电,或SoCi>SoCmax,且要求电池进一步充电时,
其余情况同样的方式可计算得到由于控制方法要求相邻控
制区域电池充放电功率大小相同,充放电方向相反,所以进一步比较PBi*和PBj*的取值,确定
BESS最终输出PBi和PBj。具体来说,PBi和PBj的取值为PBi*和PBj*绝对值的中较小值,充放电方
向PBi同PBi*,PBj同PBj*

综上所述,通过实施应用这5个步骤,本发明所述方法能有效地平抑AGC中ΔPij
波动,并在一定程度上改善了Δf的恢复效果。此外,每个区域电网的AGC性能仍然通过监控
CPS来保证,并且保证BESS的SoC在可控范围之内。

下面结合实施例对本发明技术方案的有益效果进行说明。

根据电网实际运行情况,提取关键数据,模拟两个互联的区域电网,区域电网1的
发电功率2500MW,负荷为2400MW;区域电网2的发电功率1900MW,负荷为2000MW;区域电网间
的联络线交换功率为100MW,方向为从区域电网1向区域电网2;传统机组调差系数取值为
5%,惯性常数H以100MW为基准时取5,同步转矩系数为1.2。每个区域中的BESS参数为25MW/
5MWh;整个系统以2000MW为标幺值计算的基准值。

本发明使用matlab中的simulink(MATLAB中的一种可视化仿真工具)软件进行计
算,向simulink中输入随机给定的净负荷波动,如区域电网2在10s发生0.05%(1MW)p.u.的
阶跃负荷波动,电网频率和控制区域误差随之发生改变,作为步骤1所需要的电网基本信
息。然后软件依次计算出步骤2)中的各值,并绘制各相关曲线。图3(a)为该实施例中,区域
电网1和区域电网2的CPS变化曲线;图3(b)为两区域电网各自的参与因子变化曲线;图3(c)
为两区域电网的共同参与因子变化曲线;图3(d)为两区域电网中BESS出力变化曲线。通过
CPS计算模块,实时计算CPS的值,如图3(a)所示;然后计算出对应的各区域电网的参与因子
如图3(b)所示;在充放电模块中,计算得到该案例属于情况2,即大于
据所述方法的规则,此时,KB等于故两区域电网的共同参...

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图1
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