CN108092324B - 一种风电参与调峰调频的agc控制***和控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开一种风电参与调峰调频的AGC控制***和控制方法，在分调AGC控制端建立一个风电控制模块，在风电控制模块中建立对应各个省调的虚拟风电机组，从而实施对区域内各个省调风电的间接控制。在省调AGC中建立一个风电控制模块，实施风电场功率控制。分调AGC首先滚动计划各个省调风电的发电指标，同时检测虚拟风电机组的出力稳定性和发电指标的稳定性，如果虚拟风电机组都满足出力稳定和发电指标稳定，可投入调峰调频模式。调峰调频模式下，将控制区ACE按照给定比例分配给各虚拟风电机组，虚拟风电机组再在发电指标的基础上加上ACE分配量作为调频增量得到总的控制目标，省调AGC根据该总控制目标对区域内风电场进行控制。

Description

一种风电参与调峰调频的AGC控制***和控制方法
技术领域
本发明涉及电力***有功控制技术领域，特别是一种适用于大规模风电并网后，基于两级调度协调控制框架，通过参与电网调峰、调频实现风电增发的AGC控制***和控制方法。
背景技术
风力发电是目前除水电外，技术最成熟、经济效益最好的一种可再生能源发电方式。大规模风电的并网运行后，风电的随机性、波动性和间歇性的特点对电网安全稳定运行的影响逐渐显现。随着国内多个千万千瓦级风电基地的开工建设，电网在保证安全稳定运行及保证有功控制性能的前提下全部消纳风电的难度逐渐增大，同时对电网调度和有功控制也提出了更高的要求。
根据国家新能源政策的要求，风电并网后电网采取优先调度和全额收购的方式来接纳风电资源。大规模风电并网后，风电爬坡和下坡速率过快，“反调峰”、间歇特性大大增加了电网对常规能源调节备用容量需求，提高了调节资源性能要求，降低了电网运行经济性。从当前已并网风电的有功控制情况看，尽管很多风电场具备接受远方控制的能力，但出于风电有功控制经验缺乏及风电资源最大化利用等原因，风电有功控制尚处于跟踪日前计划的阶段，风电场日前计划受风功率预测精度及全网***负荷预测结果影响，风电有功控制较为粗犷，风电资源利用效果不佳。因此，为了充分实现风电资源最大化利用，就必须摒弃现有的计划值控制模式，将风电场引入常规AGC控制，进行风电与常规能源的一体化及区别控制，实现基于风电接纳能力的风电与常规能源的协调控制。
电力***中针对风电接入的有功控制技术目前有如下方法：
文献一《大量风电引入电网时的频率控制特性》(电力***自动化2008年第32卷第1期第29页)在深入分析异步电动机频率特性的基础上，采用所开发的电力扰动装置对不同转矩特性的异步电动机的频率特性进行了测试。基于加权综合的思路建立了包含异步电动机的综合负荷的频率特性模型，同时分析了风力发电的出力特性。通过对一个包含风力发电的电网进行分析，论证了考虑负荷频率特性以后，在同样电网调频能力的情况下，频率波动的偏差会变小。
文献二《双馈变速风电机组频率控制的仿真研究》(电力***自动化2007年第31卷第7期第61页)以双馈变速风电机组模型为基础，根据双馈变速风电机组控制特点和控制过程，在电力***仿真软件中增加了频率控制环节，在***频率变化时，双馈变速风电机组通过释放或者吸收转子中的一部分动能，相应增加或者减少有功出力，实现了风电机组的频率控制。仿真结果证明了频率控制环节的有效性和实用性，并证明了通过增加附加频率控制环节，风电场能够在一定程度上参与***频率调整。
上述文献分别从风电机组和风电场模型及特性、电参与电网一、二次频率控制技术等不同层面披露了风电接入后的有功调度技术。
文献三《一种计及电网安全约束的风电优化调度方法》(电力***自动化2010年第34卷第15期第71页)提出了一种根据风电功率预测、电网负荷预测和省间联络线计划，计及电网安全稳定等约束条件，制定风电场出力计划的优化调度方法。文章提出的方法主要为网省调度机构协调优化安排常规能源机组，预留风电出力空间保证风电场有功出力在安全区域内稳定运行，为电网最大程度的接纳风电创造条件。
文献三提出的风电优化调度方法，通过合理安排日前计划做到***运行经济性和风电最大程度接入的平衡，并通过风电场跟踪安全区域曲线保证风电接入后电网安全稳定运行。从网省调资源协调，资源调用方式优化以及电网安全角度等不同层面披露了风电接入后的电网和风电场的有功功率控制技术，但是并未从实时控制和AGC角度分析风电与常规能源协调对风电场有功功率控制技术进行论述。
文献四《System control of large scale wind power by use of automaticgeneration control(AGC)》(Quality and Security of Electric Power DeliverySystems,2003.CIGRE/PES 2003.CIGRE/IEEE PES International Symposium 8-10Oct.2003，On page(s):15-21)提出了将风电实际发电功率与计划发电功率偏差引入AGC控制，从电力市场角度分析风电接入与***控制问题。
文献四主要从电力市场角度分析风电实际出力与计划出力的偏差平衡问题，当风电场实际出力与计划出力有偏差时，偏差部分引入AGC控制，由AGC自动调用其他能源满足功率偏差需求，实现风电资源的消纳、功率平衡及频率稳定。文献四讨论的问题局限于风电场实际出力与计划出力偏差，主要观点为讨论风电场计划完成问题，并未研究在大规模风电场接入后对电网安全稳定产生影响时风电消纳问题。
文献五《Research on Active Power Real-Time Dispatching of Wind FarmIntegration》(Power and Energy Engineering Conference(APPEEC),2010Asia-Pacific,28-31March 2010,On page(s):1–4)分析了大规模风电场的功率特性，提出了大规模风电场接入电网的弹性调度方法，通过仿真和对比分析研究，文献五认为风电场应该根据超短期负荷预报的结果预留一部分调节容量以应对频率一次和二次调整，以减少风电场功率波动，提高电网运行稳定性和经济性。
文献五从风电场预留调节容量角度分析减小大规模风电接入后风电间歇性对电网产生的不利影响，但要求风电场根据超短期负荷预报结果预留一部分调节容量有悖于当前新能源发展政策中尽量消纳风电资源的基本要求。
文献六《考虑断面安全约束的大规模风电有功控制》(电网技术,2015(4):1014-1018)提出了一种大规模风电分层断面的有功控制方法，根据大规模风电送出断面的树状、多层嵌套和有功功率单向性的特点，在给定断面分层结构的条件下，采用广域分配风电调节功率、深度优先搜索越限断面和发电能力转移的方法实现多层次断面调节功率的分配，不仅可以提升电网断面的利用率和电网运行经济性，而且可以减轻调度员的调控压力。
文献六从电网结构和电网安全约束出发，在满足电网安全约束的前提下尽量利用输电通道的输电能力，实现风电资源的最大化利用。
专利《一种分-省两级协调的风电增发控制方法》公开了一种分-省调整体协调控制策略，分调侧进行整体优化得出全网的发电指标，再将发电指标分配给各个省调，由省调对单个风电场进行控制，实现风电协调增发功能。
发明内容
本发明要解决的技术问题为，基于分调-省调两级调度协调控制架构，在分调AGC(Automatic Generation Control，自动发电控制)***计算得到各个省调的风电消纳指标的基础上，再根据全网控制区的ACE(Area Control Error，区域控制偏差)，利用风电参与调峰调频，进一步实现风电增发，提高电网对风电的消纳能力。
本发明采取的技术方案为：一种风电参与调峰调频的AGC控制***，基于“分调-省调”协调控制架构，所述“分调-省调”协调控制架构包括分调AGC控制端和省调风电控制端；
分调AGC控制端包括用于互联电网常规区域控制的主控制模块和用于风电场控制的风电控制模块；
省调风电控制端包括多个省调风电控制模块，各省调风电控制模块用于一个控制区域内多个风电场的风电功率控制；
分调AGC控制端的风电控制模块中建立有对应各控制区域风电场的虚拟风电机组模型，作为风电控制模块的AGC控制对象；
各省调风电控制模块统计控制区域内风电场的控制参数数据，上传至风电控制模块的相应虚拟风电机组模型；风电控制模块通过各虚拟风电机组模型获取相应的控制参数数据，以及向相应的省调风电控制模块转发风电控制命令数据；
各省调风电控制模块根据接收到的风电控制命令数据对控制区域内的风电场进行风电控制。
进一步的，所述省调风电控制模块的控制区域内风电场的控制参数数据包括：控制区域内多个风电场的实际出力、调节范围和AGC可控信号。这些控制参数数据上传后将更新为相应虚拟风电机组模型的控制参数。
分调AGC控制端的主控制模块，实施本分调AGC控制区域在互联电网中的常规区域控制，其控制目标为维持本控制区域电网的频率在控制范围内，或维持本控制区域与其他相邻分调AGC控制区域的交换功率为给定计划值，或上述两个控制目标同时满足。上述常规区域控制为现有技术。
分调AGC的风电控制模块下发至虚拟风电机组的控制命令数据包括各省调AGC的控制目标，分调AGC根据从虚拟风电机组获取的控制参数数据，按照发电指标跟踪模式或者调峰调频控制模式，通过各虚拟风电机组模型，向各相应的省调风电控制模块发送控制命令数据；
发电指标跟踪模式下，控制目标为按照设定时间间隔计算得到的各省调控制区域对应的风电发电指标数据；
调峰调频控制模式下，控制目标为风电发电指标数据与区域AEC调频分量的和。
一种基于上述风电参与调峰调频的AGC控制***的风电参与调峰调频的AGC控制方法，包括：
S1，建立“分调-省调”协调控制***架构，获取各省调风电控制模块对应的控制区域内多个风电场的控制参数，根据获取到的控制参数，更新各虚拟风电机组模型；
S2，分调AGC的风电控制模块按照发电指标跟踪模式或者调峰调频控制模式，通过各虚拟风电机组模型，向各相应的省调风电控制模块发送控制命令数据；
所述发电指标跟踪模式下，风电控制模块发送至虚拟风电机组模型的控制命令数据包括实时风电发电指标；所述调峰调频控制模式下，风电控制模块发送至虚拟风电机组模型的控制命令数据包括实时风电发电指标和控制区ACE分摊量；
S3，各省调风电控制模块从相应的虚拟风电机组模型获取控制命令数据，并根据控制命令数据对相应控制区域内的各风电场进行AGC控制。
优选的，本发明步骤S2包括：
S21，分调AGC控制端的风电控制模块以设定的时间间隔，计算对应各个省调风电控制模块对应的虚拟风电机组的风电发电指标；
S22，风电控制模块判断各虚拟风电机组模型是否同时满足出力稳定条件和发电指标稳定条件：若不满足则风电控制模块按照发电指标跟踪模式，向相应的虚拟风电机组下发包括实时风电发电指标的控制命令数据；若同时满足则风电控制模块按照调峰调频控制模式，向相应的虚拟风电机组下发包括实时风电发电指标和控制区ACE分摊量的控制命令数据。
进一步的，所述出力稳定条件为：以设定的时间间隔滚动计算虚拟风电机组出力与上一次AGC控制的调节目标是否进入目标死区，若进入控制目标死区且维持时间超过设定的持续时间门槛，则认为虚拟风电机组满足出力稳定条件，且运行精度较好。所述的控制目标维持持续时间门槛可设置为20s。
所述发电指标稳定条件为：根据分调控制区域总体的风电发电指标，计算得到虚拟风电机组的发电指标，若计算得到的发电指标与虚拟风电机组装机容量的上、下偏差均不超过给定门槛值，则认为虚拟机组满足发电指标稳定条件。
优选的，S21包括：
S211，计算分调AGC控制区域总体的风电发电指标Iwind-all：
Iwind-all＝Vforecast-Ptie-line-plan-Vh-reg-Vreserve-reg-Vreserve-plant+Vpump (1)
式中，Vforecast为分调的负荷预测，Ptie-line-plan为分调联络线总计划，Vh-reg为分调统调火电最小可调，Vreserve-reg为预留下旋转备用，Vreserve-plant为分调自备电厂出力；Vpump为发电抽水功率；
S212，按照分调AGC控制区域内多个省调的装置容量比例分配，计算各个省调对应的虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro：
Figure GDA0003289317610000061
式中，Cwind-i为第i个省调对应的风电总装机容量，n为分调控制区域内虚拟风电机组的数量；Iwind-pro-i为第i个省的风电发电指标。
优选的，S22中，发电指标跟踪模式下，分调风电控制模块向各虚拟风电机组下发的控制命令数据中的实时风电发电指标，即为相应省调对应的虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro。
优选的，S22中，调峰调频控制模式下，分调风电控制模块向相应的虚拟风电机组下发的控制命令数据中，实时风电发电指标即为相应省调对应的虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro；控制区ACE分摊量的计算方法包括以下步骤：
S221，分调AGC主控制模块根据当前分调控制区域的控制模式，计算分调控制区域的实时ACE；
S222，若计算得到的实时ACE小于预设的负向次紧急门槛值，则处于调峰调频控制模式的所有虚拟风电机组的调频增发调节量为ACEwind：
ACEwind＝K×ACE (4)
式中，K为风电调频分配因子，为一个小于1的正数；
则参与调峰调频的各虚拟风电机组的调频增发调节量Preg为：
Figure GDA0003289317610000062
式中，Preg-i为第i个参与调峰调频的虚拟风电机组分配得到的调频增发调节量；Ci为第i个参与调峰调频的虚拟风电机组的装机容量；n为参与调峰调频的虚拟风电机组的数量；
各参与调峰调频的虚拟风电机组对应的省调风电控制模块，对其控制区域内风电场进行AGC控制的控制目标Pgendes为：
Pgendes＝Pindex+Preg (6)
式中，Pindex为虚拟风电机组的基点功率，其值等于虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro。此时，常规水火电机组总体的调节量为：
ACEgeneral＝α×(1-K)×ACE (7)
式中，α为调节系数。
考虑到风电参与电网调频过程中速率、调节精度以及风资源的不确定性，在进行分配时，α系数必须设置为大于1，确保电网发电存在缺额时，通过风电及常规机组的联合调整，保证电网功率平衡得到满足。
各省调风电控制模块在从虚拟风电机组获取控制目标后，将控制目标按照控制区域内各风电场的装机容量比例分配进行分配，为现有技术。
更进一步的，对于处于调峰调频模式的虚拟风电机组，分调风电控制模块实时获取相应省调AGC控制区域的控制参数，若实际出力在设定时间内进入目标控制死区，则认为AGC跟踪合格，相应的虚拟风电机组继续参与调峰调频；否则认为相应的省调AGC控制区域风资源不足，将相应的虚拟风电机组的控制模式切换为发电指标跟踪模式，即下一个调峰调频周期该虚拟风电机组不参与调峰调频。上述设定时间可设置为60秒。
有益效果
本发明的风电参与调峰调频的AGC控制方法，基于分调-省调的两级协调控制架构，设计风电参与跟踪风电发电指标的同时，根据全网主控制区ACE情况，当ACE为负需要增加出力时，通过实时判断虚拟风电机组的调节状态，让风电场承担增加出力的调频量，达到既满足频率调整需求，要能使得风电增发，进一步提高风电消纳水平。
附图说明
图1所示为本发明***架构示意图；
图2所示为本发明方法流程示意图。
具体实施方式
以下结合附图和具体实施例进一步描述。
实施例1
参考图1所示，本发明的风电参与调峰调频的AGC控制***，基于“分调-省调”协调控制架构，“分调-省调”协调控制架构包括分调AGC控制端和省调风电控制端；
分调AGC控制端包括用于互联电网常规区域控制的主控制模块和用于风电场控制的风电控制模块；
省调风电控制端包括多个省调风电控制模块，各省调风电控制模块用于一个控制区域内多个风电场的风电功率控制；
分调AGC控制端的风电控制模块中建立有对应各控制区域风电场的虚拟风电机组模型，作为风电控制模块的AGC控制对象；
各省调风电控制模块统计控制区域内风电场的控制参数数据，上传至风电控制模块的相应虚拟风电机组模型；风电控制模块通过各虚拟风电机组模型获取相应的控制参数数据，以及向相应的省调风电控制模块转发风电控制命令数据；
各省调风电控制模块根据接收到的风电控制命令数据对控制区域内的风电场进行风电控制。
省调风电控制模块的控制区域内风电场的控制参数数据包括：控制区域内多个风电场的实际出力、调节范围和AGC可控信号。这些控制参数数据上传后将更新为相应虚拟风电机组模型的控制参数。
分调AGC控制端的主控制模块，实施本分调AGC控制区域在互联电网中的常规区域控制，其控制目标为维持本控制区域电网的频率在控制范围内，或维持本控制区域与其他相邻分调AGC控制区域的交换功率为给定计划值，或上述两个控制目标同时满足。上述常规区域控制为现有技术。
分调AGC的风电控制模块下发至虚拟风电机组的控制命令数据包括各省调AGC的控制目标，分调AGC根据从虚拟风电机组获取的控制参数数据，按照发电指标跟踪模式或者调峰调频控制模式，通过各虚拟风电机组模型，向各相应的省调风电控制模块发送控制命令数据；
发电指标跟踪模式下，控制目标为按照设定时间间隔计算得到的各省调控制区域对应的风电发电指标数据；
调峰调频控制模式下，控制目标为风电发电指标数据与区域AEC的调频分量的和。
实施例2
参考图2所示，基于上述风电参与调峰调频的AGC控制***的风电参与调峰调频的AGC控制方法，包括：
S1，建立“分调-省调”协调控制***架构，获取各省调风电控制模块对应的控制区域内多个风电场的控制参数，根据获取到的控制参数，更新各虚拟风电机组模型；
S2，分调AGC的风电控制模块按照发电指标跟踪模式或者调峰调频控制模式，通过各虚拟风电机组模型，向各相应的省调风电控制模块发送控制命令数据；
所述发电指标跟踪模式下，风电控制模块发送至虚拟风电机组模型的控制命令数据包括实时风电发电指标；所述调峰调频控制模式下，风电控制模块发送至虚拟风电机组模型的控制命令数据包括实时风电发电指标和控制区ACE分摊量；
S3，各省调风电控制模块从相应的虚拟风电机组模型获取控制命令数据，并根据控制命令数据对相应控制区域内的各风电场进行AGC控制。
步骤S2包括：
S21，分调AGC控制端的风电控制模块以设定的时间间隔，计算对应各个省调风电控制模块对应的虚拟风电机组的风电发电指标；
S22，风电控制模块判断各虚拟风电机组模型是否同时满足出力稳定条件和发电指标稳定条件：若不满足则风电控制模块按照发电指标跟踪模式，向相应的虚拟风电机组下发包括实时风电发电指标的控制命令数据；若同时满足则风电控制模块按照调峰调频控制模式，向相应的虚拟风电机组下发包括实时风电发电指标和控制区ACE分摊量的控制命令数据。
所述出力稳定条件为：以设定的时间间隔滚动计算虚拟风电机组出力与上一次AGC控制的调节目标是否进入目标死区，若进入控制目标死区且维持时间超过设定的持续时间门槛，则认为虚拟风电机组满足出力稳定条件，且运行精度较好。所述的控制目标维持持续时间门槛可设置为20s。
发电指标稳定条件为：根据分调控制区域总体的风电发电指标，计算得到虚拟风电机组的发电指标，若计算得到的发电指标与虚拟风电机组装机容量的上、下偏差均不超过给定门槛值，则认为虚拟机组满足发电指标稳定条件。
步骤S21包括：
S211，计算分调AGC控制区域总体的风电发电指标Iwind-all：
Iwind-all＝Vforecast-Ptie-line-plan-Vh-reg-Vreserve-reg-Vreserve-plant+Vpump (1)
式中，Vforecast为分调的负荷预测，Ptie-line-plan为分调联络线总计划，Vh-reg为分调统调火电最小可调，Vreserve-reg为预留下旋转备用，Vreserve-plant为分调自备电厂出力；Vpump为发电抽水功率；
S212，按照分调AGC控制区域内多个省调的装置容量比例分配，计算各个省调对应的虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro：
Figure GDA0003289317610000101
式中，Cwind-i为第i个省调对应的风电总装机容量，n为分调控制区域内虚拟风电机组的数量；Iwind-pro-i为第i个省的风电发电指标。
S22中，发电指标跟踪模式下，分调风电控制模块向各虚拟风电机组下发的控制命令数据中的实时风电发电指标，即为相应省调对应的虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro。
S22中，调峰调频控制模式下，分调风电控制模块向相应的虚拟风电机组下发的控制命令数据中，实时风电发电指标即为相应省调对应的虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro；控制区ACE分摊量的计算方法包括以下步骤：
S221，分调AGC主控制模块根据当前分调控制区域的控制模式，计算分调控制区域的实时ACE；
S222，若计算得到的实时ACE小于预设的负向次紧急门槛值，则处于调峰调频控制模式的所有虚拟风电机组的调频增发调节量为ACEwind：
ACEwind＝K×ACE (4)
式中，K为风电调频分配因子，为一个小于1的正数；
则参与调峰调频的各虚拟风电机组的调频增发调节量Preg为：
Figure GDA0003289317610000111
式中，Preg-i为第i个参与调峰调频的虚拟风电机组分配得到的调频增发调节量；Ci为第i个参与调峰调频的虚拟风电机组的装机容量；
各参与调峰调频的虚拟风电机组对应的省调风电控制模块，对其控制区域内风电场进行AGC控制的控制目标Pgendes为：
Pgendes＝Pindex+Preg (6)
式中，Pindex为虚拟风电机组的基点功率，其值等于虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro。此时，常规水火电机组总体的调节量为：
ACEgeneral＝α×(1-K)×ACE (7)
式中，α为调节系数。
考虑到风电参与电网调频过程中速率、调节精度以及风资源的不确定性，在进行分配时，α系数必须设置为大于1，确保电网发电存在缺额时，通过风电及常规机组的联合调整，保证电网功率平衡得到满足。
各省调风电控制模块在从虚拟风电机组获取控制目标后，将控制目标按照控制区域内各风电场的装机容量比例分配进行分配，为现有技术。
更进一步的，对于处于调峰调频模式的虚拟风电机组，分调风电控制模块实时获取相应省调AGC控制区域的控制参数，若实际出力在设定时间内进入目标控制死区，则认为AGC跟踪合格，相应的虚拟风电机组继续参与调峰调频；否则认为相应的省调AGC控制区域风资源不足，将相应的虚拟风电机组的控制模式切换为发电指标跟踪模式，即下一个调峰调频周期该虚拟风电机组不参与调峰调频。上述设定时间可设置为60秒。
本发明的风电参与调峰调频的AGC控制方法，基于分调-省调的两级协调控制架构，设计风电参与跟踪风电发电指标的同时，根据全网主控制区ACE情况，当ACE为负需要增加出力时，通过实时判断虚拟风电机组的调节状态，让风电场承担增加出力的调频量，达到既满足频率调整需求，要能使得风电增发，进一步提高风电消纳水平。
实施例3
结合图1和图2，本发明再具体实施时，首先在分调AGC应用中建立一个主控制区域(主控制模块)，实施互联电网的常规区域控制，利用常规机组实施常规的频率及联络线功率控制。在分调AGC应用再另建立一个风电控制区(风电控制模块)，该控制区主要实施对分调内部各个省调风电的间接控制。在风电控制区中建立对应各个省调的虚拟风电机组，每个省调对应一个虚拟风电机组。在省调AGC中建立一个风电控制区域，实施风电功率控制，省调AGC的风电控制区以风电场为控制对象。
省调AGC通过统计风电控制区内各个风电场的实际出力、调节范围、AGC可控信号形成省调总体的风电控制参数信息上送至分调控制端，作为分调AGC风电控制区域中建立的虚拟控制机组控制参数。
在完成分调、省调AGC架构设计以及虚拟风电机组建模后，在分调AGC侧进行风电增发控制，设计发电指标跟踪模式和调峰调频控制模式两种控制模式，分调AGC根据虚拟风电机组的运行状态控制参数进行出力稳定和发电指标稳定的判断，实现对虚拟风电机组控制模式的自动切换。
各个省调均投入风电控制功能后，分调AGC首先按照设定(如每5分钟一次)的时间间隔，计算分调控制区域的总风电发电指标：
Iwind-all＝Vforecast-Ptie-line-plan-Vh-reg-Vreserve-reg-Vreserve-plant+Vpump (1)
在得到分调总体的发电指标Iwind-all后，再按照多个省调装机容量比例分配，得到各个省调的风电发电指标：
Figure GDA0003289317610000131
计算完各个省调的风电发电指标后，分调AGC根据各省调对应虚拟风电机组的控制模式，自动设定虚拟风电机组的控制目标。如果虚拟风电机组的控制模式为跟踪指标控制模式，那么该虚拟风电机组的控制目标为计算得到的风电发电指标Iwind-pro；如果虚拟风电机组的控制模式为调峰调频控制模式，则进入以下计算：
分调AGC根据分调主控制区采用的控制模式，计算分调控制区的实时ACE(AreaControl Error)。以TBC(Tie-Line Bias Control，联络线偏差控制模式)为例，TBC模式下分调控制区的ACE为：
ACE＝Treal-Tsche+B×△f (3)
式中：Treal为控制区对外联络线实际传输功率；Tsche为控制区对外联络线计划传输功率；B为控制区频偏系数；△f为电网频率偏差。
此时如果ACE小于电网预先设置的负向次紧急门槛值(例如为-200MW)，则计算分调控制区域内的ACE整体调节量为：
ACEwind＝K×ACE (4)
则参与调峰调频的各虚拟风电机组的调频增发调节量Preg为：
Figure GDA0003289317610000132
各参与调峰调频的虚拟风电机组对应的省调风电控制模块，对其控制区域内风电场进行AGC控制的控制目标Pgendes为：
Pgendes＝Pindex+Preg (6)
式中，Pindex为虚拟风电机组的基点功率，其值等于虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro。此时，常规水火电机组总体的调节量为：
ACEgeneral＝α×(1-K)×ACE (7)
式中，α为调节系数。
考虑到风电参与电网调频过程中速率、调节精度以及风资源的不确定性，在进行分配时，α系数必须设置为大于1，确保电网发电存在缺额时，通过风电及常规机组的联合调整，保证电网功率平衡得到满足。
分调AGC根据式(6)得到风电调峰调频模式下的控制目标后，再将该控制目标通过虚拟风电机组下发给省调风电AGC，由省调风电AGC对单个风电场实施控制。
分调AGC同时检测虚拟风电机组控制参数数据，跟踪调峰调频模式下AGC的实际跟踪情况，如果虚拟风电机组出力进入目标控制死区，认为跟踪合格，可以继续进行调峰调频，如果在指定时间内(例如60s)不能达到给定目标，认为风资源不足，下一个周期不进入调峰调频模式。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种风电参与调峰调频的AGC控制方法，其特征是，包括：
S1，建立“分调-省调”协调控制***架构，获取各省调风电控制模块对应的控制区域内多个风电场的控制参数，根据获取到的控制参数，更新各虚拟风电机组模型；
S2，分调AGC的风电控制模块按照发电指标跟踪模式或者调峰调频控制模式，通过各虚拟风电机组模型，向各相应的省调风电控制模块发送控制命令数据；
所述发电指标跟踪模式下，风电控制模块发送至虚拟风电机组模型的控制命令数据包括实时风电发电指标；所述调峰调频控制模式下，风电控制模块发送至虚拟风电机组模型的控制命令数据包括实时风电发电指标和控制区ACE分摊量；
S3，各省调风电控制模块从相应的虚拟风电机组模型获取控制命令数据，并根据控制命令数据对相应控制区域内的各风电场进行AGC控制；
所述“分调-省调”协调控制架构包括分调AGC控制端和省调风电控制端；分调AGC控制端包括用于互联电网常规区域控制的主控制模块和用于风电场控制的风电控制模块；省调风电控制端包括多个省调风电控制模块，各省调风电控制模块用于一个控制区域内多个风电场的风电功率控制；分调AGC控制端的风电控制模块中建立有对应各控制区域风电场的虚拟风电机组模型，作为风电控制模块的AGC控制对象；各省调风电控制模块统计控制区域内风电场的控制参数数据，上传至风电控制模块的相应虚拟风电机组模型；风电控制模块通过各虚拟风电机组模型获取相应的控制参数数据，以及向相应的省调风电控制模块转发风电控制命令数据；
S2包括：
S21，分调AGC控制端的风电控制模块以设定的时间间隔，计算对应各个省调风电控制模块对应的虚拟风电机组的风电发电指标；
S22，风电控制模块判断各虚拟风电机组模型是否同时满足出力稳定条件和发电指标稳定条件：若不满足则风电控制模块按照发电指标跟踪模式，向相应的虚拟风电机组下发包括实时风电发电指标的控制命令数据；若同时满足则风电控制模块按照调峰调频控制模式，向相应的虚拟风电机组下发包括实时风电发电指标和控制区ACE分摊量的控制命令数据；
所述出力稳定条件为：以设定的时间间隔滚动计算虚拟风电机组出力与上一次AGC控制的调节目标是否进入目标死区，若进入控制目标死区且维持时间超过设定的持续时间门槛，则认为虚拟风电机组满足出力稳定条件；
发电指标稳定条件为：根据分调控制区域总体的风电发电指标，计算得到虚拟风电机组的发电指标，若计算得到的发电指标与虚拟风电机组装机容量的上、下偏差均不超过给定门槛值，则认为虚拟机组满足发电指标稳定条件。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征是，所述省调风电控制模块的控制区域内风电场的控制参数数据包括：控制区域内多个风电场的实际出力、调节范围和AGC可控信号。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征是，S21包括：
S211，计算分调AGC控制区域总体的风电发电指标Iwind-all：
Iwind-all＝Vforecast-Ptie-line-plan-Vh-reg-Vreserve-reg-Vreserve-plant+Vpump (1)
式中，Vforecast为分调的负荷预测，Ptie-line-plan为分调联络线总计划，Vh-reg为分调统调火电最小可调，Vreserve-reg为预留下旋转备用，Vreserve-plant为分调自备电厂出力；Vpump为发电抽水功率；
S212，按照分调AGC控制区域内多个省调的装置容量比例分配，计算各个省调对应的虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro：
Figure FDA0003289317600000021
式中，Cwind-i为第i个省调对应的风电总装机容量，n为分调控制区域内虚拟风电机组的数量；Iwind-pro-i为第i个省的风电发电指标。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征是，S22中，发电指标跟踪模式下，分调风电控制模块向各虚拟风电机组下发的控制命令数据中的实时风电发电指标，即为相应省调对应的虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征是，S22中，调峰调频控制模式下，分调风电控制模块向相应的虚拟风电机组下发的控制命令数据中，实时风电发电指标即为相应省调对应的虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro；控制区ACE分摊量的计算方法包括以下步骤：
S221，分调AGC主控制模块根据当前分调控制区域的控制模式，计算分调控制区域的实时ACE；
S222，若计算得到的实时ACE小于预设的负向次紧急门槛值，则处于调峰调频控制模式的所有虚拟风电机组的调频增发调节量为ACEwind：
ACEwind＝K×ACE (4)
式中，K为风电调频分配因子，为一个小于1的正数；
则参与调峰调频的各虚拟风电机组的调频增发调节量Preg为：
Figure FDA0003289317600000031
式中，n为分调控制区域内虚拟风电机组的数量，Preg-i为第i个参与调峰调频的虚拟风电机组分配得到的调频增发调节量；Ci为第i个参与调峰调频的虚拟风电机组的装机容量；
各参与调峰调频的虚拟风电机组对应的省调风电控制模块，对其控制区域内风电场进行AGC控制的控制目标Pgendes为：
Pgendes＝Pindex+Preg (6)
式中，Pindex为虚拟风电机组的基点功率，其值等于虚拟风电机组的风电发电指标Iwind-pro。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征是，对于处于调峰调频模式的虚拟风电机组，分调风电控制模块实时获取相应省调AGC控制区域的控制参数，若实际出力在设定时间内进入目标控制死区，则认为AGC跟踪合格，相应的虚拟风电机组继续参与调峰调频；否则认为相应的省调AGC控制区域风资源不足，将相应的虚拟风电机组的控制模式切换为发电指标跟踪模式。
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