一种含风电的电力系统自动发电控制仿真分析方法

摘要

本发明提供一种含风电的电力系统自动发电控制仿真分析方法，包括以下步骤：建立风电接入的电网模型；建立仿真平台外部接口模型；格式处理电网中随时间变化的数据并将数据输入至所述仿真平台外部接口模型；设定仿真参数并进行动态运行仿真；建立控制性能指标评价分析模型；保存并处理结果数据，得到控制性能指标。本发明用于研究风电接入对电网动态调频影响分析，仿真时间可以为秒级到小时级及以上，监测变量包括电力系统的系统频率、联络线功率、常规发电机组出力和风电场出力等，用于定量分析不同风电出力情况下对电网频率控制性能的影响，并给出自动发电控制系统控制方法调整的合理建议，有利于提前预警大规模风电接入后电力系统的安全稳定运行风险。

说明书

技术领域

本发明属于新能源发电领域，具体涉及一种含风电的电力系统自动发电控制仿真分析方法。 

背景技术

风力发电具有间歇性和随机性的特点，大规模风力发电并网对电力系统的安全稳定运行带来了非常大的影响，在大规模风力发电并网前，需要对其并网后各种运行状态进行仿真，发现潜在问题并提出解决方法，可有效防止大规模风电接入对系统安全稳定运行的影响。 

现有国内外电力系统仿真软件虽已建立风电机组和风电场模型，且可进行风电场接入电网影响分析，但分析手段多为潮流稳态计算和毫秒级故障暂态计算，不能进行含风电的长时间过程动态仿真，即未考虑基于调度计划的电网自动发电控制（二次调频）仿真，无法模拟仿真风电长时间波动对电力系统的系统频率和区域控制误差性能指标的影响。 

因此，需要建立适应长过程动态仿真的风电机组模型和常规发电机组模型等，建立电网自动发电控制系统模型，综合各类模型，基于调度计划和机组运行特性，考虑不同元件响应时间的配合协调，进行系统自动发电控制仿真，分析风电接入后对电力系的系统频率控制的影响，以提出适应风电发展的电力系统的系统频率控制方法。 

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种含风电的电力系统自动发电控制仿真分析方法，用于研究风电接入对电网动态调频影响分析，仿真时间可以为秒级到小时级及以上，监测变量包括电力系统的系统频率、联络线功率、发电机组出力和风电场出力等，用于定量分析不同风电出力情况下对电网频率控制性能的影响，并给出自动发电控制系统控制方法调整的合理建议，有利于提前预警大规模风电接入后电力系统的安全稳定运行风险。 

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案： 

一种含风电的电力系统自动发电控制仿真分析方法，所述仿真分析方法包括以下步骤： 

步骤1：建立风电接入的电网模型； 

步骤2：建立仿真平台外部接口模型； 

步骤3：格式处理电网中随时间变化的数据并将数据输入至所述仿真平台外部接口模型； 

步骤4：设定仿真参数并进行动态运行仿真； 

步骤5：建立控制性能指标评价分析模型； 

步骤6：保存并处理结果数据，得到控制性能指标。 

所述步骤1中，电网模型包括电网自动发电控制系统模型、电网拓扑结构模型和各类元件模型。 

所述电网自动发电控制系统模型包括总调节功率计算模块、机组基本功率计算模块、机组调节功率计算模块、机组目标功率计算模块和机组目标功率校验模块。 

所述总调节功率计算模块计算区域控制误差，控制区域包括死区、正常控制区、次紧急区和紧急区；所述基本功率包括固定基本功率模式和浮动基本功率模式；所述机组目标功率校验模块对机组反向延时、控制信号死区、机组相应控制命令、最大调节量和机组运行限值进行校验。 

所述元件模型包括风电机组模型、常规发电机组模型和负荷模型等。 

所述风电机组模型包括电气控制模块、机械模块、出力模拟模块、接收调度指令的有功功率控制模块和无功功率控制模块；所述常规发电机组模型包括自动电压控制模块、调速器模块、电力系统稳定器模块和自动发电控制模块。 

所述步骤2中，仿真平台外部接口模型实现仿真平台与随时间变化的数据的连接，实现仿真平台进行长时间动态仿真的数据源输入。 

所述步骤3中，随时间变化的数据包括常规发电机组计划出力、负荷和风电场出力。 

所述步骤4中，仿真参数包括仿真起始时间、终止时间和仿真步长。 

所述步骤5中，控制性能指标评价分析模型用于评价不同风电场出力情况下和不同调度模式下电力系统的系统频率和区域控制偏差。 

所述步骤6中，结果数据包括电力系统的系统频率、联络线功率、常规发电机组出力和风电场出力等；所述控制性能指标包括电力系统的系统频率和常规发电机组有功功率。 

与现有技术相比，本发明的有益效果在于： 

1.用于研究风电接入对电网动态调频影响分析，进行特定时段内电力系统的动态运行仿真，仿真时间可以为秒级到小时级及以上，监测变量包括电力系统的系统频率、联络线功率、常规发电机组出力和风电场出力等； 

2.用于定量分析不同风电出力情况下对电网频率控制性能的影响，并给出自动发电控制系统控制方法调整的合理建议，有利于提前预警大规模风电接入后电力系统的安全稳定运行风险； 

3.风电机组模型建立时考虑了风速变化、风电机组地理位置和机型等，包括有有功功率控制模块和无功功率控制模块的风电机组模型，可基于调度计划，进行自动发电量控制动作的过程模拟，可适应于风电接入对系统影响研究，也可用于其它涉及到长时间动态仿真的工程研究； 

4.建立控制性能指标评价分析模型用于评价不同风电场出力情况下和不同调度模式下电力系统的系统频率控制或区域控制的误差。 

附图说明

图1是本发明实施例的包括自动发电控制系统的电力系统的仿真结构图； 

图2是本发明实施例的风电机组模型结构图； 

图3是本发明实施例的电网自动发电控制系统模型结构图； 

图4是本发明实施例的机组基本功率计算模块示意图。 

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。 

如图1，一种含风电的电力系统自动发电控制仿真分析方法，所述仿真分析方法包括以下步骤： 

步骤1：建立风电接入的电网模型； 

步骤2：建立仿真平台外部接口模型； 

步骤3：格式处理电网中随时间变化的数据并将数据输入至所述仿真平台外部接口模型； 

步骤4：设定仿真参数并进行动态运行仿真； 

步骤5：建立控制性能指标评价分析模型； 

步骤6：保存并处理结果数据，得到控制性能指标。 

所述步骤1中，电网模型包括电网自动发电控制系统模型、电网拓扑结构模型和各类元件模型。 

所述元件模型包括风电机组模型、常规发电机组模型和负荷模型等。 

如图2，所述风电机组模型包括电气控制模块、机械模块、出力模拟模块、接收调度指令的有功功率控制模块和无功功率控制模块；所述常规发电机组模型包括自动电压控制模块、调速器模块、电力系统稳定器模块和自动发电控制模块。 

所述电网自动发电控制系统模型包括总调节功率计算模块、机组基本功率计算模块、机 组调节功率计算模块、机组目标功率计算模块和机组目标功率校验模块。 

所述总调节功率计算模块计算区域控制的误差，控制区域包括死区、正常控制区、次紧急区和紧急区。 

机组基本功率计算模块通常具备8种基本功率模式，所述基本功率包括固定基本功率和浮动基本功率。固定基本功率包括BASE、SCHE、YCBS、LDFC、TIEC，不随电力系统总负荷的变化；浮动基本功率包括AUTO、CECO、PROP，随电力系统总负荷的变化而变化。 

根据机组的基本功率模式不同，可获得机组的基本功率，如图4所示： 

AUTO机组的基本功率取当前的实际出力，即对机组的基本功率不作要求； 

SCHE机组的基本功率由计划曲线确定，可以由离线经济调度计算，也可以由有经验的调度员估计，利用机组计划输入功能或其他任何方式输入到自动发电控制数据库中。如果数据库中不存在有效的机组计划，则以当前机组的实际出力为基本功率。也可以直接给出全厂的基本功率计划，程序自动考虑当时厂内各机组的在线/离线、自动发电控制投入/退出状态、各机组的基本功率方式及机组的振动区等，按容量将全厂的基本功率比例地分配到相关机组。如果同时有机组计划和电厂计划，以机组计划优先； 

YCBS机组的基本功率是指定的实时数据库中某一遥测量，其它应用程序指定的负荷分配结果，只要存放在实时数据库中，同样可以定义为机组的基本功率。例如上一级调度指定的计划出力、电力市场安排的发电计划等； 

BASE机组的基本功率为当时的给定值，调度员可根据需要随时输入机组的基本功率。也可以直接输入全厂的基本功率，程序自动考虑当时厂内各机组的在线/离线自动发电量控制投入/退出状态、各机组的基本功率方式及机组的振动区等，将全厂的基本功率的增量分配到相关机组； 

CECO机组的基本功率由在线经济调度计算，将经济调度的结果作为机组的基本功率。如果存在机组振动区，将振动区排除在经济调度范围内之外； 

PROP机组的基本功率按相同可调容量比例分配，类似与CECO模式，只是发电需求不是按等微增率比例，而是按等可调容量比例分配。如果落在机组振动区内，取最近的振动区边界。设置这种模式是为了使各机间同步增减负荷，以避免速度快的机组很快到达调节上下限而失去调节能力； 

LDFC机组的基本功率由超短期负荷预报确定，这类机组将承担由超短期负荷预报所预计的负荷增量； 

TIEC机组的基本功率由相关线路(或稳定断面)的传输功率确定。用来跟踪指定断面的传 输功率，使之尽可能多送功率而又不超过指定的断面极限。具体处理方法是：将相应的断面限值与实际传输功率之差作为TIEC模式下机组应承担的总出力增量，再按机组上（下）可调容量比例将总出力增量分配给各TIEC模式的机组。每台机组分配的出力增量与当前实际出力之和作为TIEC模式下机组的基本功率。这仅实用于特定情况下的安全稳定控制，即稳定断面对机组构成割集。否则，自动发电控制执行实时安全约束调度的结果，实现线路(或稳定断面)越限的预防与校正控制； 

机组调节功率计算模块中，区域总调节功率是面向各电厂控制器(PLC)分配的，从而可以让不同的电厂控制器(PLC)承担不同的调节作用。 

自动发电控制系统将电厂控制器(PLC)承担调节功率模式分为以下几种： 

O(Off-regulated，无调节模式)电厂控制器(PLC)在任何情况下都不承担调节功率； 

R(Regulated，调节模式)电厂控制器(PLC)在任何需要的情况下，无条件承担调节功率； 

A(Assistant，辅助调节模式)当控制区域处于次紧急调节区域或紧急调节区域时，电厂控制器(PLC)才承担调节功率； 

E(Emergency，紧急调节模式)当控制区域处于紧急调节区域时，电厂控制器(PLC)才承担调节功率。所有参与自动发电控制系统控制的机组，必须至少有一台机组的调节功率模式设置为R，否则在自动发电控制系统正常调节区域将无机组承担区域控制偏差调节分量，自动发电控制系统将给出报警； 

确定承担自动发电控制系统调节功率的机组后，根据分配因子将总调节功率分配至每个机组，即可得到机组的调节功率。 

机组目标功率计算模块中，自动发电控制系统控制的目标是电厂控制器(PLC)，一般来说，第i台电厂控制器(PLC)的目标出力PD_i（也称期望发电）是基本功率PB_i与调节功率PR_i之和：PD_i=PB_i+PR_i。 

在不同的自动发电控制区域将有不同的自动发电控制方式： 

死区(DEADBAND)置区域总调节功率PR为零，即分配给所有PLC的调节功率为零。但由于基本功率PBi的作用，仍有可能向电厂控制器(PLC)下发控制命令； 

正常调节区(NORMAL)根据电厂控制器(PLC)的控制方式、基本功率承担方式及调节功率承担方式，计算电厂控制器(PLC)的功率设定值及控制信号，电厂控制器(PLC)的控制目标按公式PD_i=PB_i+PR_i计算。此时，不考虑区域总调节功率PR的方向，直接将电厂控制器(PLC)的控制命令下发到电厂； 

次紧急调节区(ASSISTANT EMERGENCY)类似于正常调节区，但如果此时机组的控制目 标PD_i=PB_i+PR_i不利于使系统总调节功率PR向减小的方向变化，控制命令暂不下发，称之为调节功率的允许测试。自动发电控制系统计算出的电厂控制器(PLC)功率增量（电厂控制器(PLC)的功率设定值与当前实发功率之差）可能有正有负，在该调节区域内，只允许功率增量与区域总调节功率P R同号（其作用使PR幅值减小）的电厂控制器(PLC)改变其所控制的机组出力，其它电厂控制器(PLC)的出力维持不变； 

紧急调节区(EMERGENCY)此时系统情况非常紧急，加速AGC机组的调整是AGC面临的最迫切的任务，要充分利用现有的AGC资源，快速减少区域总调节功率。这一情况下的AGC控制策略称之为紧急控制策略。在紧急控制策略下，所有AGC机组，不考虑机组经济性出力分配原则，只要能够承担调节功率，即调节功率模式不为“O”，都以当前实际出力为基本功率，并按实际响应速度的比例承担区域总调节功率。 

机组目标功率校验模块中，在发出控制命令之前，要进行一系列校验，以保证机组运行的安全性： 

机组反向延时校验机组在响应了某一控制命令后，必须经过一个指定的时间延时（可以为零）后,方能发出反向控制命令,否则该反向控制命令将被抑制，即暂时不下发。在紧急调节区，可以根据要求，忽略该项测试； 

控制信号死区校验当控制信号小于指定死区时，控制信号被抑制，即暂时不下发，未承担的调节量分配到其它机组； 

机组响应控制命令校验判断机组是否已响应上次的控制命令，如果机组未响应上次的控制命令，本次控制命令暂不下发，其调节量也不分配到其它机组；如果机组已响应上次的控制命令，则将本次的控制命令立即下发，但应接受下一校验； 

最大调节量校验如果控制命令对应的调节增量大于给定的限制在最大调节量上，未承担的调节量分配到其它机组； 

机组运行限值校验将控制信号限制在机组可调容量限值上，未承担的调节量分配到其它机组； 

调节功率允许测试当自动发电控制系统处于次紧急调节区域时，所有对减小区域总调节功率PR不利的控制信号将被抑制； 

控制命令震荡测试固定基本功率（包括BASE、SCHE、YCBS、LDFC、TIEC）的电厂控制器(PLC)在承担调节功率时，会造成控制命令震荡，需要抑制某些控制信号，其原则是跨过一个控制区才允许反PR调节。 

所述步骤2中，仿真平台外部接口模型实现仿真平台与随时间变化的数据的连接，实现 仿真平台进行长时间动态仿真的数据源输入。 

所述步骤3中，随时间变化的数据包括常规发电机组计划出力、负荷和风电场出力等。 

所述步骤4中，仿真参数包括仿真起始时间、终止时间和仿真步长。 

所述步骤5中，控制性能指标评价分析模型用于评价不同风电机组出力情况下和不同调度模式下电力系统的系统频率和区域控制偏差。 

所述步骤6中，结果数据包括电力系统的系统频率、联络线功率、发电机组出力和风电场出力；所述控制性能指标包括电力系统的系统频率控制性能和发电机组有功功率控制性能。 

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。