一种直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法技术

本发明专利技术提供了一种直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法，该方法通过指定直流送受端电网风电紧急正、负旋转备用机组来应对风电功率的大幅度变化，通过直流送受端电网的AGC机组及直流功率的自动调整来自动调节直流送端电网的风电功率波动，该方法考虑了直流送受端电网调节能力、直流功率输送能力、直流功率分接开关调节能力、不同的调整策略等因素，方法实际可行，可有效解决目前风电外送系统中直流功率安排方法的不足，灵活调节直流功率，充分发挥直流送受端电网的调节能力和互补调节特性，有效提高风电的消纳能力。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及一种电力系统自动化领域的方法，具体讲涉及一种直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法。
技术介绍
人们对电能的应用和认识是首先从直流开始的。法国物理学家和电气技师M.德普勒于1882年将装设在米斯巴赫煤矿中的3马力直流发电机所发的电能，以1500～2000伏直流电压，送到了57公里以外的慕尼黑国际博览会上，完成了第一次输电试验。此后在20世纪初，试验性的直流输电的电压、功率和距离分别达到过125千伏、20兆瓦和225公里。但由于采用直流发电机串联获得高压直流电源，受端电动机也是用串联方式运行，不但高压大容量直流电机的换向困难而受到限制，串联运行的方式也比较复杂，可靠性差，因此直流输电在近半个世纪的时期里没有得到进一步发展。在20世纪30～50年代，人们探索用各种器件构成换流器作为直流高电压电源，以替代直流发电机，从而研制了可控汞弧阀换流器，为发展高压大功率直流输电开辟了道路。1954年瑞典本土和哥德兰岛之间建成一条96公里长的海底电缆直流输电线，直流电压为±100千伏，传输功率为20兆瓦，是世界上第一条工业性的高压直流输电线，自果特兰岛直流输电工程建成以来，直流输电又重新被人们所重视并迅速崛起。50年代后期可控硅整流元件的出现，为换流设备的制造开辟了新的途径。20世纪70年代，随着可控硅技术的突飞猛进的发展，高压直流输电的技术优势也日趋明显。30年来，随着电力电子技术的进步，直流输电有了新的发展。到80年代世界上已投入运行的直流输电工程共有近30项，总输送容量约2万兆瓦，最长的输送距离超过1千公里。中国从20世纪50年代末起，跟踪世界直流输电技术发展，开始了直流输电技术研究。70年代在上海建成直流输电试验工程，80年代末建成舟山直流输电工业性试验工程，1990年建成中国首个大容量、远距离直流输电工程——葛洲坝—上海高压直流输电工程(500kV、1200MW)。经过十几年跨越式的发展，中国高压直流输电技术及其工程应用已经得到飞速发展，常规高压直流输电工程设备已实现国产化。截至2009年底，中国投运的超高压及以下直流输电工程有18项，总容量33570MW，直流输电线路总长11841km。目前中国已成为直流输电大国。2010年向家坝—上海±800kV特高压直流输电示范工程投运，2012年锦屏—苏南±800kV特高压直流输电工程建成投运，2014年世界上输送功率最大的直流输电工程——哈密南—郑州±800千伏特高压直流输电工程正式投入运行。特高压直流输电在中国得到了实
践和发展。由于中国能源与负荷分布极为不均，一次能源资源主要分布在人口密度低、用能需求小、经济欠发达的西南、西北和北部边远地区。负荷主要集中在东中部经济发达地区。根据预测，未来这一现状仍将持续，中国电力流向仍将呈现大规模西电东送和北电南送的总体格局。而根据直流输电的技术特点，未来直流输电将定位于中国大型能源基地的远距离、大容量外送，如西南水电基地、西北及新疆等煤电、风电基地和跨国电力均可通过直流输送。目前，中国已建成投运的直流工程，其功率安排一般按二段式功率曲线或恒定功率的方式安排，当直流送端电网含大规模风电时，这一方式安排需要送端电网独自承担风电功率波动引起的调峰、调频等压力，未来，当直流送端电网风电装机规模较大时，往往可能因直流送端电网调节能力有限而引起弃风现象，造成经济损失，直流功率的此种安排方式不能充分利用直流送受端电网的互补调节特性及受端电网的调节能力，不能适应大规模风电的发展外送。因此，需要提供一种新型的直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法。
技术实现思路
为克服上述现有技术的不足，本专利技术提供一种直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法。实现上述目的所采用的解决方案为：一种直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法，所述方法包括以下步骤：I、确定风电功率正旋转备用启动阀值和风电功率负旋转备用启动阀值；II、确定风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差ΔPw_real_plan，并给定调整后的风电功率值偏差的初值为初始的所述风电功率值偏差；III、判断所述调整后的风电功率值偏差的初值是否越限，未越限则进入步骤IV，越限则调整风电紧急旋转备用机组，并更新所述调整后的风电功率值偏差；IV、比较所述调整后的风电功率值偏差ΔP′w_real_plan和风电功率负旋转备用启动阀值Pw_emergency_T_down：若ΔP′w_real_plan＞Pw_emergency_T_down，则确定弃风量Pw_abandoned，并更新所述调整后的风电功率值偏差ΔP′w_real_plan；否则进入步骤V；V、考察直流功率调整策略，在不同所述直流功率调整策略下采用相应方法实时调节直流功率。与现有技术相比，本专利技术提供的方案具有以下优异效果：1、本专利技术提供的方法采用直流送受端电网指定风电紧急正、负旋转备用机组来应对风电功率的大幅度波动，提出了采用直流送受端电网AGC机组及直流功率的自动调节，使送受端电网均参与风电功率波动的调节，所提方法考虑了直流送受端电网的调节能力、直流功率输送能力、直流分接开关调节能力、不同的调整策略等因素，给出的直流功率跟随风电功率波动的自动调整方法实际可行，可克服目前常规直流功率安排的缺点，灵活调节直流功率，充分利用直流送受端电网的调节资源及互补调节特性，使直流送受端电网同时参与风电功率波动的调节，扩大风电消纳范围，提高风电消纳能力。2、本专利技术提供的方法弥补了现有的风电外送系统中直流功率安排的不足，可以用于风电外送系统中直流功率跟随风电功率波动的实时调整，所提方法提出采用风电紧急备用机组来应对风电功率的大幅度波动，提出采用直流送受端电网AGC机组及直流功率的实时调整来应对风电功率的常规波动，所提方法综合考虑了直流送受端电网调节能力、直流功率输送功率限制、直流分接开关调节能力、不同的调整策略等因素，直流功率实时调整方法合理可行，可以更好地提高电力系统对风电功率随机波动的响应能力。3、通过本专利技术所提供的方法，可以充分利用风电外送系统中直流送受端电网的互补调节特性及调节能力，有效增大风电的消纳范围，提高风电的消纳能力。本专利技术所提的方法还可推广到光伏等其他间歇式电源直流外送系统中。附图说明图1为本专利技术中直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法流程图；图2为本专利技术中直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法中按直流送端电网优先调节策略调整流程图；图3为本实施例中风电直流外送系统图；图4为本实施例中按直流送端电网优先调节策略得到的直流功率实时调整结果曲线图；图5为本实施例中按直流送受端电网频率偏差实时调整策略得到的直流功率实时调整结果曲线图；图6为本实施例中按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略得到的直流功率实时调
整结果曲线图；图7为本实施例中按直流送端电网优先调节策略且考虑直流分接开关调节能力时得到的直流功率实时调整结果曲线图；图8为本实施例中按直流送受端电网频率偏差实时调整策略且考虑直流分接开关调节能力时得到的直流功率实时调整结果曲线图；图9为本实施例中按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略且考虑直流分接开关调节能力时得到的直流功率实时调整结果曲线图。具体实施方式下面结合附图对本专利技术的具体实施本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法,其特征在于：所述方法包括以下步骤：I、确定风电功率正旋转备用启动阀值和风电功率负旋转备用启动阀值；II、确定风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差ΔPw_real_plan，并给定调整后的风电功率值偏差的初值；III、判断所述调整后的风电功率值偏差的初值是否越限，未越限则进入步骤IV，越限则调整风电紧急旋转备用机组，并更新所述调整后的风电功率值偏差；IV、比较所述调整后的风电功率值偏差ΔP′w_real_plan和风电功率负旋转备用启动阀值Pw_emergency_T_down：若ΔP′w_real_plan＞Pw_emergency_T_down，则确定弃风量Pw_abandoned，并更新所述调整后的风电功率值偏差ΔP′w_real_plan；否则进入步骤V；V、考察直流功率调整策略，在不同所述直流功率调整策略下采用相应方法实时调节直流功率。

【技术特征摘要】
1.一种直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法,其特征在于：所述方法包括以下步骤：I、确定风电功率正旋转备用启动阀值和风电功率负旋转备用启动阀值；II、确定风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差ΔPw_real_plan，并给定调整后的风电功率值偏差的初值；III、判断所述调整后的风电功率值偏差的初值是否越限，未越限则进入步骤IV，越限则调整风电紧急旋转备用机组，并更新所述调整后的风电功率值偏差；IV、比较所述调整后的风电功率值偏差ΔP′w_real_plan和风电功率负旋转备用启动阀值Pw_emergency_T_down：若ΔP′w_real_plan＞Pw_emergency_T_down，则确定弃风量Pw_abandoned，并更新所述调整后的风电功率值偏差ΔP′w_real_plan；否则进入步骤V；V、考察直流功率调整策略，在不同所述直流功率调整策略下采用相应方法实时调节直流功率。2.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤I中，在不同直流功率调整策略下，确定所述风电功率正旋转备用启动阀值和风电功率负旋转备用启动阀值；若采用按直流送端电网优先调节策略、按直流送受端电网频率偏差实时调整策略或按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略，按下式(1)、(2)确定所述风电功率正旋转备用启动阀值和所述风电功率负旋转备用启动阀值：Pw_emergency_T_up＝Ps_AGC_up+min(max(PD-PD_min,0),Pr_AGC_up) (1)Pw_emergency_T_down＝Ps_AGC_down+min(max((PDN-PD),0),Pr_AGC_down) (2)若采用考虑分接开关最大调节能力调整策略，则按下式(3)、(4)分别确定风电功率正旋转备用启动阀值和风电功率负旋转备用启动阀值：Pw_emergency_T_up＝Ps_AGC_up+min(max(PD-PD_min,0),Pr_AGC_up,PD_λlimit_down) (3)Pw_emergency_T_down＝Ps_AGC_down+min(max((PDN-PD),0),Pr_AGC_down,PD_λlimit_up) (4)上式(1)-(4)中，Ps_AGC_up为直流送端电网AGC机组正调节能力，Pr_AGC_up为直流受端电网AGC机组正调节能力，Ps_AGC_down为直流送端电网AGC机组负调节能力，Pr_AGC_down
\t为直流受端电网AGC机组负调节能力，PD为直流功率曲线安排的直流功率值，PDN为直流额定功率，PD_λlimit_up为直流分接开关向上调节能力，PD_λlimit_down为直流分接开关向下调节能力，PD_min为直流最小输送功率，PD_min＝0.1*PDN，PDN为直流额定功率。3.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤II包括：按下式(5)确定所述风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差：ΔPw_real_plan＝Pw-Pw_plan (5)式中，Pw为风电功率实时测量值，Pw_plan为纳入发电计划的风电功率值；给定调整后的风电功率值偏差的初值ΔP′w_real_plan为初始计算获得的所述风电功率值偏差。4.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤III包括：比较所述风电功率正旋转备用启动阀值Pw_emergency_T_up、所述风电功率负旋转备用启动阀值Pw_emergency_T_down和所述调整后的风电功率值偏差的初值ΔPw_real_plan：若-Pw_emergency_T_up＜ΔPw_real_plan＜Pw_emergency_T_down，则进入步骤IV；若ΔPw_real_plan＞Pw_emergency_T_down，则按下式(6)确定直流送端电网风电紧急负旋转备用机组调节容量：ΔPs_w_emergency_reserve_down＝-min(ΔPw_real_plan-Pw_emergency_T_down,Ps_w_emergency_reserve_down) (6)按下式(7)确定直流送端电网调整后的风电功率值偏差：：ΔP′w_real_plan＝ΔP′w_real_plan+ΔPs_w_emergency_reserve_down (7)按下式(8)确定直流受端电网风电紧急负旋转备用机组调节容量：ΔPr_w_emergency_reserve_down＝-min(ΔP′w_real_plan-Pw_emergency_T_down, (8)max(PDN-PD,0),Pr_w_emergency_reserve_down)按下式(9)确定直流受端电网调整后的风电功率值偏差：ΔP′w_real_plan＝ΔP′w_real_plan+ΔPr_w_emergency_reserve_down (9)按下式(10)确定直流调整量ΔPD：ΔPD＝-ΔPr_w_emergency_reserve_down (10)调整直流功率值PD_new＝PD+ΔPD；若ΔPw_real_plan＜-Pw_emergency_T_up，则按下式(11)确定直流送端电网风电紧急正旋转备用机组调节容量：ΔPs_w_emergency_reserve_up＝min(-ΔPw_real_plan-Pw_emergency_T_up,Ps_w_emergency_reserve_up) (11)按下式(12)确定直流送端电网调整后的风电功率值偏差：ΔP′w_real_plan＝ΔP′w_real_plan+ΔPs_w_emergency_reserve_up (12)按下式(13)确定直流受端电网风电紧急正旋转备用机组调节容量：ΔPr_w_emergency_reserve_up＝min(-ΔP′w_real_plan-Pw_emergency_T_up, (13)max(PD-PD_min,0),Pr_w_emergency_reserve_up)按下式(14)确定直流受端电网调整后的风电功率值偏差：ΔP′w_real_plan＝ΔP′w_real_plan+ΔPr_w_emergency_reserve_up (14)按下式(15)确定直流调整量ΔPD：ΔPD＝-ΔPr_w_emergency_reserve_up (15)调整直流功率值PD_new＝PD+ΔPD；式中，ΔPw_real_plan为风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差，Pw_emergency_T_up为风电功率正旋转备用启动阀值，PD_min为直流最小输送功率，PD为直流功率曲线安排的直流功率值，PDN为直流额定功率。5.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤IV包括：按下式(16)确定所述弃风量Pw_abandonedPw_abandoned＝ΔP′w_real_plan-Pw_emergency_T_down (16)按下式(17)确定调整后的风电功率值偏差ΔP′w_real_plan，且所述调整后的风电功率值偏差在直流送受端电网AGC机组的调节能力范围；ΔP′w_real_plan＝ΔP′w_real_plan-Pw_abandoned (17)式中，Pw_emergency_T_down为风电功率负旋转备用启动阀值。6.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述直流功率调整策略包括按直流送端电网优先调节策略、按直流送受端电网频率偏差实时调整策略、按直流送受端电网AGC机组调节
\t能力调整策略和考虑分接开关最大调节能力调整策略。7.如权利要求6所述的方法，其特征在于：当采用按直流送端电网优先调节策略时，实时调节直流功率包括以下步骤：判断调整后的风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差ΔP′w_real_plan是否大于0：若ΔP′w_real_plan＞0，则确定直流送端电网AGC机组负调节量为：ΔPs_w_AGC_down＝-min(max(Pw-PD_min,0),ΔP′w_real_plan,Ps_w_AGC_down)更新所述调整后的风电功率值偏差为：ΔP′w_real_plan＝ΔP′w_real_plan+ΔPs_w_AGC_down确定直流受端电网AGC机组负调节量Pr_w_AGC_down为：ΔPr_w_AGC_down＝-min(ΔP′w_real_plan,max(PDN-PD_new,0),Pr_w_AGC_down)确定直流调整量为：ΔPD＝-ΔPr_w_AGC_down；更新直流功率为：PD_new＝PD_new+ΔPD若ΔP′w_real_plan＜0，则确定直流送端电网AGC机组正调节量为：ΔPs_w_AGC_up＝min(-ΔP′w_real_plan,Ps_w_AGC_up)再次更新所述调整后的风电功率值偏差为：ΔP′w_real_plan＝ΔP′w_real_plan+ΔPs_w_AGC_up确定直流受端电网AGC机组正调节量Ps_w_AGC_up为：ΔPr_w_AGC_up＝min(-ΔP′w_real_plan,max(PD_new-PD_min,0),Pr_w_AGC_up)确定所述直流调整量为：ΔPD＝-ΔPr_w_AGC_up；更新所述直流功率为：PD_new＝PD_new+ΔPD；式中，Pw风电功率实时测量值，PD_min直流最小输送功率，ΔPD为直流调整量。8.如权利要求6所述的方法，其特征在于：当采用所述按直流送受端电网频率偏差实时调整策略时，实时调节直流功率包括以下步骤：实时监测送端电网和受端电网的频率，确定直流调整量： Δ P D = max ( min ( P D _ min - P D _ new , 0 ) , min ( max ( P DN - P D _ new , 0 ) , f s - f r β s + β r β s β r ) ) ]]>根据所述送端电网和受端电网的频率偏差调节直流功率：PD_new＝PD_new+ΔPD式中，PD_min为直流最小输送功率，PD_new为调整后的直流功率，PDN为直流额定功率，βs为直流送端电网复合频率响应特性系数，βr为直流受端电网复合频率响应特性系数，fs为直流送端电网频率实测值，fr为直流受端电网频率实测值。9.如权利要求6所述的方法，其特征在于：当采用所述按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略时，实时调节直流功率包括以下步骤：确定直流调整量为： Δ P D = max ( min ( P D _ min - P D _ new , 0 ) , min ( max ( P DN - P D _ new , 0 ) , Δ ...

【专利技术属性】
技术研发人员：孙玉娇，郭剑波，周勤勇，申洪，郭小江，黄镔，王义红，
申请(专利权)人：国家电网公司，中国电力科学研究院，国网甘肃省电力公司，
类型：发明
国别省市：北京;11