CN117375115A - 风电场的有功调节方法及装置 - Google Patents

风电场的有功调节方法及装置 Download PDF

Info

Publication number
CN117375115A
CN117375115A CN202210771456.2A CN202210771456A CN117375115A CN 117375115 A CN117375115 A CN 117375115A CN 202210771456 A CN202210771456 A CN 202210771456A CN 117375115 A CN117375115 A CN 117375115A
Authority
CN
China
Prior art keywords
full
active
power
field
agc
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN202210771456.2A
Other languages
English (en)
Inventor
左美灵
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Beijing Goldwind Science and Creation Windpower Equipment Co Ltd
Original Assignee
Beijing Goldwind Science and Creation Windpower Equipment Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Beijing Goldwind Science and Creation Windpower Equipment Co Ltd filed Critical Beijing Goldwind Science and Creation Windpower Equipment Co Ltd
Priority to CN202210771456.2A priority Critical patent/CN117375115A/zh
Publication of CN117375115A publication Critical patent/CN117375115A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/48—Controlling the sharing of the in-phase component
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

提供了一种风电场的有功调节方法及装置。所述有功调节方法包括：从达到一次调频触发条件开始，每隔第一预设时长，确定需要风电场调节的全场有功调节量，并基于全场有功调节量确定是否满足预设条件；当满足所述预设条件时，确定全场可调备用功率；基于全场有功调节量和全场可调备用功率，确定风电场的各台风力发电机组对应的单机有功调节量；分别向各台风力发电机组下发对应的单机有功调节量，以控制各台风力发电机组进行有功调节。

Description

风电场的有功调节方法及装置
技术领域
本公开总体说来涉及电力技术领域，更具体地讲，涉及一种风电场的有功调节方法及装置。
背景技术
随着电力***风电接入规模的不断扩大，电力***调度问题与运行压力日益凸显，***调度部门不得不调度传统机组持有更多的调频容量来确保风电的顺利消纳。这一方面增加了传统机组的运行压力以及***调度运行的复杂性，另一方面减少或抵消了风电并网带来的经济环保效益。随着风力发电机组控制技术的提高，风力发电机组在一定程度上也能够参与***调频。
一次调频(Primary Frequency Control，PFR)指当电力***(例如，电网)的频率偏离目标频率时，风电场通过控制***的自动反应，调整有功出力以减少电力***的频率偏差的控制功能。自动发电控制(Automatic Generation Control，AGC)指通过自动控制程序，使风电场在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照一定的调节速率实时调整发电出力，以满足电力***频率和功率控制要求的服务。
风电场参与***调频，提供快速、准确的有功功率支撑，应对电网安全运行需求，对提高新能源场站的渗透率及确保电力***的稳定运行具有重要意义。因此，如何调节风电场的有功功率以有效地满足***调频需求就显得尤为重要。
发明内容
本公开的示例性实施例在于提供一种风电场的有功调节方法及装置，其能够有效针对一次调频场景调节风电场的有功功率。
根据本公开实施例的第一方面，提供一种风电场的有功调节方法，包括：从达到一次调频触发条件开始，每隔第一预设时长，确定需要风电场调节的全场有功调节量，并基于全场有功调节量确定是否满足预设条件；当满足所述预设条件时，确定全场可调备用功率；基于全场有功调节量和全场可调备用功率，确定风电场的各台风力发电机组对应的单机有功调节量；分别向各台风力发电机组下发对应的单机有功调节量，以控制各台风力发电机组进行有功调节。
可选地，在当前还需要对风电场进行自动发电控制AGC的情况下，全场有功调节量为：用于实现AGC的AGC全场有功调节量与用于实现一次调频的一次调频全场有功调节量之和。
可选地，所述预设条件包括：第一预设条件或第二预设条件，其中，第一预设条件为：本次确定的全场有功调节量不同于上一次确定的全场有功调节量，且距上一次下发单机有功调节量已达到第二预设时长；其中，第二预设条件为：本次确定的全场有功调节量与上一次确定的全场有功调节量相同，且距上一次下发单机有功调节量已达到第三预设时长，且全场实际功率与上一次下发单机有功调节量所需达到的全场功率目标值之间的差额超过全场功率控制精度死区。
可选地，基于全场有功调节量和全场可调备用功率，确定风电场的各台风力发电机组对应的单机有功调节量的步骤包括：基于全场实际功率和一次调频全场有功初始值，对全场有功调节量进行修正，得到修正后的基于全场实际功率的全场有功调节量；基于修正后的全场有功调节量和全场可调备用功率，确定每台风力发电机组的单机有功调节量；针对每台风力发电机组，基于该台风力发电机组的实际功率和一次调频有功初始值，对该台风力发电机组的单机有功调节量进行修正，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量。
可选地，得到修正后的基于全场实际功率的全场有功调节量的步骤包括：确定一次调频全场有功初始值与全场有功调节量的和值，并将所述和值与全场实际功率之间的差值，确定为修正后的全场有功调节量。
可选地，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量的步骤包括：针对每台风力发电机组，在该台风力发电机组的单机有功调节量的基础上，叠加该台风力发电机组的实际功率与一次调频有功初始值之间的差值，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量。
可选地，全场实际功率为并网点的实际功率或风电场的各台风力发电机组的实际功率的总和。
可选地，通过下述方式确定AGC全场有功调节量：将AGC全场有功调节量确定为：当前的AGC执行计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值，或者，当前的AGC执行计划值与达到一次调频触发条件时的AGC执行计划值之间的差值；
或者，根据距离下一个AGC调度计划值的下发周期的时间确定针对最近一次下发的AGC调度计划值的剩余控制子周期的数量，并将最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分与剩余控制子周期的数量的比值，确定为单个剩余控制子周期的调节量；当处于第i个剩余控制子周期时，将AGC补偿值与i*单个剩余控制子周期的调节量之和，确定为AGC全场有功调节量，其中，AGC补偿值为最近一次下发的AGC调度计划值的上一个AGC调度计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值，其中，AGC执行计划值为AGC调度计划值与风电场的有功计划值之中的较小值，AGC调度计划值为网侧的有功调度计划值。
可选地，在达到一次调频触发条件之后首次确定单个剩余控制子周期的调节量的情况下，最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分为：最近一次下发的AGC调度计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值；在达到一次调频触发条件之后非首次确定单个剩余控制子周期的调节量的情况下，最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分为：最近一次下发的AGC调度计划值与其上一个AGC调度计划值之间的差值。
可选地，全场可调备用功率包括：全场上调备用功率和全场下调备用功率；其中，确定全场可调备用功率的步骤包括：基于风电场的各台风力发电机组的变桨方式上调备用功率、惯量方式上调备用功率以及转子动能方式上调备用功率，确定全场上调备用功率；基于风电场的各台风力发电机组的变桨方式下调备用功率、惯量方式下调备用功率以及制动电阻方式下调备用功率，确定全场下调备用功率，其中，理论功率小于实际功率的风力发电机组的变桨方式上调备用功率为：该风力发电机组基于实际功率的变桨方式上调备用功率与上调裕度之和，其中，所述上调裕度大于0。
根据本公开实施例的第二方面，提供一种风电场的有功调节装置，包括：全场有功调节量确定单元，被配置为从达到一次调频触发条件开始，每隔第一预设时长，确定需要风电场调节的全场有功调节量；判断单元，被配置为基于全场有功调节量确定是否满足预设条件；备用功率确定单元，被配置为当满足所述预设条件时，确定全场可调备用功率；单机有功调节量确定单元，被配置为基于全场有功调节量和全场可调备用功率，确定风电场的各台风力发电机组对应的单机有功调节量；下发单元，被配置为分别向各台风力发电机组下发对应的单机有功调节量，以控制各台风力发电机组进行有功调节。
可选地，在当前还需要对风电场进行自动发电控制AGC的情况下，全场有功调节量为：用于实现AGC的AGC全场有功调节量与用于实现一次调频的一次调频全场有功调节量之和。
可选地，所述预设条件包括：第一预设条件或第二预设条件，其中，第一预设条件为：本次确定的全场有功调节量不同于上一次确定的全场有功调节量，且距上一次下发单机有功调节量已达到第二预设时长；其中，第二预设条件为：本次确定的全场有功调节量与上一次确定的全场有功调节量相同，且距上一次下发单机有功调节量已达到第三预设时长，且全场实际功率与上一次下发单机有功调节量所需达到的全场功率目标值之间的差额超过全场功率控制精度死区。
可选地，单机有功调节量确定单元被配置为：基于全场实际功率和一次调频全场有功初始值，对全场有功调节量进行修正，得到修正后的基于全场实际功率的全场有功调节量；基于修正后的全场有功调节量和全场可调备用功率，确定每台风力发电机组的单机有功调节量；针对每台风力发电机组，基于该台风力发电机组的实际功率和一次调频有功初始值，对该台风力发电机组的单机有功调节量进行修正，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量。
可选地，单机有功调节量确定单元被配置为：确定一次调频全场有功初始值与全场有功调节量的和值，并将所述和值与全场实际功率之间的差值，确定为修正后的全场有功调节量。
可选地，单机有功调节量确定单元被配置为：针对每台风力发电机组，在该台风力发电机组的单机有功调节量的基础上，叠加该台风力发电机组的实际功率与一次调频有功初始值之间的差值，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量。
可选地，全场实际功率为并网点的实际功率或风电场的各台风力发电机组的实际功率的总和。
可选地，通过下述方式确定AGC全场有功调节量：将AGC全场有功调节量确定为：当前的AGC执行计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值，或者，当前的AGC执行计划值与达到一次调频触发条件时的AGC执行计划值之间的差值；
或者，根据距离下一个AGC调度计划值的下发周期的时间确定针对最近一次下发的AGC调度计划值的剩余控制子周期的数量，并将最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分与剩余控制子周期的数量的比值，确定为单个剩余控制子周期的调节量；当处于第i个剩余控制子周期时，将AGC补偿值与i*单个剩余控制子周期的调节量之和，确定为AGC全场有功调节量，其中，AGC补偿值为最近一次下发的AGC调度计划值的上一个AGC调度计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值，其中，AGC执行计划值为AGC调度计划值与风电场的有功计划值之中的较小值，AGC调度计划值为网侧的有功调度计划值。
可选地，在达到一次调频触发条件之后首次确定单个剩余控制子周期的调节量的情况下，最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分为：最近一次下发的AGC调度计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值；在达到一次调频触发条件之后非首次确定单个剩余控制子周期的调节量的情况下，最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分为：最近一次下发的AGC调度计划值与其上一个AGC调度计划值之间的差值。
可选地，全场可调备用功率包括：全场上调备用功率和全场下调备用功率；其中，备用功率确定单元被配置为：基于风电场的各台风力发电机组的变桨方式上调备用功率、惯量方式上调备用功率以及转子动能方式上调备用功率，确定全场上调备用功率；基于风电场的各台风力发电机组的变桨方式下调备用功率、惯量方式下调备用功率以及制动电阻方式下调备用功率，确定全场下调备用功率，其中，理论功率小于实际功率的风力发电机组的变桨方式上调备用功率为：该风力发电机组基于实际功率的变桨方式上调备用功率与上调裕度之和，其中，所述上调裕度大于0。
可选地，所述有功调节装置设置在风电场的控制器中。
根据本公开实施例的第三方面，提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上所述的风电场的有功调节方法。
根据本公开实施例的第四方面，提供一种风电场的有功调节装置，所述有功调节装置包括：处理器；存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上所述的风电场的有功调节方法。
可选地，所述有功调节装置设置在风电场的控制器中。
根据本公开的示例性实施例的风电场的有功调节方法及装置，能够有效针对一次调频场景调节风电场的有功功率。此外，尤其针对长时一次调频应用场景，能够较大幅度地提高控制精度，缩短响应时间。
将在接下来的描述中部分阐述本公开总体构思另外的方面和/或优点，还有一部分通过描述将是清楚的，或者可以经过本公开总体构思的实施而得知。
附图说明
通过下面结合示例性地示出实施例的附图进行的描述，本公开示例性实施例的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中：
图1示出根据本公开的示例性实施例的风电场的拓扑结构；
图2示出根据本公开的示例性实施例的一次调频下垂控制的示例；
图3示出根据本公开的示例性实施例的风电场的有功调节方法的流程图；
图4示出根据本公开的示例性实施例的确定风电场的各台风力发电机组对应的单机有功调节量的方法的流程图；
图5示出根据本公开的示例性实施例的风电场的有功调节装置的结构框图。
具体实施方式
现将详细参照本公开的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中，相同的标号始终指的是相同的部件。以下将通过参照附图来说明所述实施例，以便解释本公开。
图1示出根据本公开的示例性实施例的风电场的拓扑结构。
参照图1，风电场场级控制器(例如，图1中的场站控制***)作为顶层控制设备，可监控并网点数据，并集中控制所有风力发电机组(也简称为风机、风电机组)。
作为示例，用于实现一次调频功能的设备(即，一次调频控制设备)可根据检测到的并网点频率，控制并网点有功功率，以满足并网点频率在死区范围内。一次调频控制设备在风机的功率控制下限以上到额定功率以下这一功率段内控制风机，不能在功率小于功率控制下限时触发一次调频控制，且在触发控制后，过程中不能因调频限功率而停机。作为示例，一次调频控制设备可为无功管理平台(Voltage/Var Management Platform，VMP)。
作为示例，用于实现AGC的设备(即，AGC设备)的主要功能是控制风电场的有功功率，接收电网侧的调度计划值，按照调度计划值控制并网点的有功功率来满足调度计划值的要求。AGC设备可以根据调度计划值在全功率段控制风机，包括升功率的启机和限功率的停机等动作。作为示例，AGC设备可为能源管理平台(Energy Management Platform，EMP)。
在现有技术中，AGC设备和一次调频控制设备是并列运行的，两个设备都需要控制风机，且风机同一时间只能被其中一个设备控制，因此在不同的工况下，需要切换两个设备来控制风机。
作为示例，风电场电网高频扰动情况下，一次调频动作量达10％额定出力后可不再向下调节，电网低频扰动情况下，一次调频动作量达6％额定出力后可不再向上调节(10％、6％均为推荐设定值)。一次调频下垂特性通过设定频率与有功功率折线函数实现，即：
其中，P表示一次调频需要达到的全场功率目标值，单位为MW；fd表示一次调频死区，单位为Hz；fN表示电网***额定频率，单位为Hz；PN表示额定功率，单位为MW；δ％表示新能源一次调频调差系数；P0表示一次调频全场有功初始值，单位为MW；f表示电网当前的实际频率。
例如，在一次调频死区设定0.05Hz，调差系数设定5％，一次调频功率上调节最大功率限幅设定为6％PN，一次调频功率下调节最大功率限幅设定为10％PN的情况下，风电场参与电网一次调频的下垂曲线可如图2所示。
图3示出根据本公开的示例性实施例的风电场的有功调节方法的流程图。
作为示例，根据本公开的示例性实施例的风电场的有功调节方法可由风电场的场级控制器执行，例如，该场级控制器可为VMP。
风电场可包括多台风力发电机组。风电场的风力发电机组通过适当的方式接入电网。
参照图3，在步骤S10，从达到一次调频触发条件开始，每隔第一预设时长，确定需要风电场调节的全场有功调节量。
需要风电场调节的全场有功调节量即需要风电场调节的有功功率增量。应该理解，需要风电场调节的全场有功调节量可大于0或小于0，需要风电场调节的全场有功调节量大于0即需要风电场增大有功功率输出，需要风电场调节的全场有功调节量小于0即需要风电场降低有功功率输出。
作为示例，一次调频触发条件可为风电场的并网点频率超出一次调频死区。
仅作为示例，第一预设时长可为20ms。第一预设时长可根据实际情况和具体需求，设置为适当的值。
作为示例，在当前还需要对风电场进行自动发电控制AGC的情况下，全场有功调节量可为：用于实现AGC的AGC全场有功调节量与用于实现一次调频的一次调频全场有功调节量之和。否则，全场有功调节量可为：用于实现一次调频的一次调频全场有功调节量。
根据本公开的示例性实施例，考虑到现有技术中同一时间仅能由AGC设备和一次调频控制设备中的一个来控制风力发电机组，无法实现AGC和一次调频的协同控制。本公开提出将AGC全场有功调节量叠加一次调频全场有功调节量得到综合的全场有功调节量，并基于该综合的全场有功调节量来控制风电场的风机，即，同时进行AGC和一次调频，以满足AGC和一次调频协同控制的需求。
应该理解，可每隔第一预设时长计算一次调频全场有功调节量。在当前还需要对风电场进行自动发电控制AGC的情况下，可每隔第一预设时长计算一次调频全场有功调节量、获取更新后的AGC全场有功调节量，并得到更新后的全场有功调节量。
作为示例，计算得到的一次调频全场有功调节量可为：
在步骤S20，基于全场有功调节量确定是否满足预设条件。
作为示例，所述预设条件可包括：第一预设条件或第二预设条件。应该理解，当满足第一预设条件和第二预设条件之一，即可认为满足所述预设条件。
第一预设条件可为：本次确定的全场有功调节量不同于上一次确定的全场有功调节量，且距上一次下发单机有功调节量已达到第二预设时长。
第二预设条件可为：本次确定的全场有功调节量与上一次确定的全场有功调节量相同，且距上一次下发单机有功调节量已达到第三预设时长，且当前全场实际功率与上一次下发单机有功调节量所需达到的全场功率目标值之间的差额超过全场功率控制精度死区。例如，上一次下发单机有功调节量所需达到的全场功率目标值可为：上一次下发单机有功调节量时所需调节的全场有功调节量与一次调频全场有功初始值之和。
作为示例，第二预设时长可长于第一预设时长，第三预设时长可长于第一预设时长。作为示例，第三预设时长可长于第二预设时长。
应该理解，每当在步骤S10确定了全场有功调节量(即，本次确定的全场有功调节量)之后，执行步骤S20进行判断。
当在步骤S20确定满足所述预设条件时，执行步骤S30，确定全场可调备用功率。
在步骤S40，基于全场有功调节量和全场可调备用功率，确定风电场的各台风力发电机组各自对应的单机有功调节量。
在步骤S50，分别向各台风力发电机组下发对应的单机有功调节量，以控制各台风力发电机组进行有功调节。
作为示例，根据本公开的示例性实施例的风电场的有功调节方法还可包括：当风电场的并网点频率回到一次调频死区时，结束执行该有功调节方法。
根据本公开的示例性实施例，在调频过程中，通过根据全场实际功率的闭环控制，能够提高控制精度，并缩短响应时间。尤其在触发一次调频后，持续处于一次调频状态，长时间不退出的场景下，即使控制过程中风速不稳、或者变化过大，也能保证调控精度。
下面将描述AGC全场有功调节量的确定方式的示例性实施例。
在一个实施例中，可将AGC全场有功调节量确定为：当前的AGC执行计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值；或者，可将AGC全场有功调节量确定为：当前的AGC执行计划值与达到一次调频触发条件时(即，一次调频触发时刻)的AGC执行计划值之间的差值。当前的AGC执行计划值即最近一次更新的AGC执行计划值。
AGC执行计划值为AGC调度计划值与风电场的有功计划值之中的较小值，AGC调度计划值为网侧的有功调度计划值。作为示例，可从EMP等AGC设备接收其下发的AGC调度计划值和AGC执行计划值，例如，下发的AGC调度计划值可为AGC设备直接转发的其接收到的原始有功调度计划值，也可为AGC设备对其接收到的原始有功调度计划值进行切分所得到的有功调度计划值，AGC设备会每隔一个下发周期按序下发一个切分得到的有功调度计划值。
作为示例，可有至少一种自动发电控制模式，例如，自动发电控制模式的类型可包括以下项之中的至少一项：第一AGC模式、第二AGC模式、第三AGC模式。当达到一次调频触发条件时可采用以上模式之一。
作为示例，在第一AGC模式下，调度(例如，EMP等AGC设备)可间隔第四预设时长下发一次AGC调度计划值，根据本公开的示例性实施例的风电场的有功调节方法还可包括：接收下发的AGC调度计划值，并按照斜率拆分AGC调度计划值，以得到每个控制子周期的AGC全场有功调节量。可首先进入第一个控制子周期，当单个控制子周期的时长达到时，顺序进入下一个控制子周期。例如，第四预设时长可为5分钟。例如，单个控制子周期的时长可为5秒或10秒。
作为示例，在第二AGC模式下，调度可间隔第五预设时长下发一次AGC调度计划值。例如，第五预设时长可为4秒。
作为示例，在第三AGC模式下，调度不控，就地自控。
作为示例，可在处于第一AGC模式且AGC执行计划值小于AGC调度计划值的情况下，将AGC全场有功调节量确定为：当前的AGC执行计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值，或者，当前的AGC执行计划值与达到一次调频触发条件时的AGC执行计划值之间的差值。
作为示例，可在处于第二AGC模式的情况下，将AGC全场有功调节量确定为：当前的AGC执行计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值，或者，当前的AGC执行计划值与达到一次调频触发条件时的AGC执行计划值之间的差值。
作为示例，可在处于第三AGC模式的情况下，将AGC全场有功调节量确定为：当前的AGC执行计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值，或者，当前的AGC执行计划值与达到一次调频触发条件时的AGC执行计划值之间的差值。
在另一个实施例中，可根据距离下一个AGC调度计划值的下发周期的时间确定针对最近一次下发的AGC调度计划值的剩余控制子周期的数量，并将最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分与剩余控制子周期的数量的比值，确定为单个剩余控制子周期的调节量；当处于第i个剩余控制子周期时，将(i*单个剩余控制子周期的调节量)与AGC补偿值之和，确定为AGC全场有功调节量。i为大于0的整数，i的起始值为1。AGC补偿值为最近一次下发的AGC调度计划值的上一个AGC调度计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值。例如，可在处于第一AGC模式且AGC执行计划值不小于AGC调度计划值的情况下，按照该实施例确定AGC全场有功调节量。
作为示例，可将距离下一个AGC调度计划值的下发周期的时间与单个控制子周期的时长之间的比值，作为针对最近一次下发的AGC调度计划值的剩余控制子周期的数量。
应该理解，可当达到一次调频触发条件时，首次确定单个剩余控制子周期的调节量。之后可每当接收到下发的AGC调度计划值时，确定单个剩余控制子周期的调节量。
作为示例，在达到一次调频触发条件之后首次确定单个剩余控制子周期的调节量的情况下，最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分可为：最近一次下发的AGC调度计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值。作为示例，在达到一次调频触发条件之后首次确定单个剩余控制子周期的调节量的情况下，AGC补偿值可为0。
作为示例，在达到一次调频触发条件之后非首次确定单个剩余控制子周期的调节量的情况下，最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分可为：最近一次下发的AGC调度计划值与其上一个AGC调度计划值之间的差值。最近一次下发的AGC调度计划值的上一个AGC调度计划值即在该最近一次的前一次下发AGC调度计划值。
作为示例，当距离下一个AGC调度计划值的下发周期的时间不足单个控制子周期的时长时，可将AGC全场有功调节量确定为：最近一次下发的AGC调度计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值。
根据本公开的示例性实施例，考虑到一次调频全场下垂控制计算是基于一次调频全场有功初始值P0计算一次调频全场有功调节量(即，PFR指令)，在计算AGC全场有功调节量时也基于P0计算，从而便于在同一维度上进行协调叠加。
下面将描述步骤S30的示例性实施例。
全场可调备用功率可包括：全场上调备用功率和全场下调备用功率。
作为示例，步骤S30可包括：基于风电场的各台风力发电机组的变桨方式上调备用功率、惯量方式上调备用功率以及转子动能方式上调备用功率，确定全场上调备用功率；并基于风电场的各台风力发电机组的变桨方式下调备用功率、惯量方式下调备用功率以及制动电阻方式下调备用功率，确定全场下调备用功率。
风力发电机组的变桨方式上调备用功率指风力发电机组通过变桨操作可增加的有功功率量；风力发电机组的转子动能方式上调备用功率指风力发电机组通过改变转子动能可增加的有功功率量；风力发电机组的惯量方式上调备用功率指风力发电机组通过惯量可增加的有功功率量。作为示例，可基于风力发电机组的机组惯量系数、额定功率、当前实际功率，确定风力发电机组的惯量方式上调备用功率。
例如，风电场的变桨方式上调备用功率可为：风电场内各台风力发电机组的变桨方式上调备用功率的总和。例如，风电场的惯量方式上调备用功率可为：风电场内各台风力发电机组的惯量方式上调备用功率的总和。例如，风电场的转子动能方式上调备用功率可为：风电场内各台风力发电机组的转子动能方式上调备用功率的总和。全场上调备用功率可为：风电场的变桨方式上调备用功率、风电场的惯量方式上调备用功率、风电场的转子动能方式上调备用功率的总和，也即，风电场的各台风力发电机组的上调备用功率总量的总和。
风力发电机组的变桨方式下调备用功率指风力发电机组通过变桨操作可降低的有功功率量；风力发电机组的制动电阻方式下调备用功率指风力发电机组通过制动电阻消耗可降低的有功功率量；风力发电机组的惯量方式下调备用功率指风力发电机组通过惯量可降低的有功功率量。作为示例，可基于风力发电机组的机组惯量系数、额定功率、当前实际功率，确定风力发电机组的惯量方式下调备用功率。
例如，风电场的变桨方式下调备用功率可为：风电场内各台风力发电机组的变桨方式下调备用功率的总和。例如，风电场的惯量方式下调备用功率可为：风电场内各台风力发电机组的惯量方式下调备用功率的总和。例如，风电场的制动电阻方式下调备用功率可为：风电场内各台风力发电机组的制动电阻方式下调备用功率的总和。全场下调备用功率可为：风电场的变桨方式下调备用功率、风电场的惯量方式下调备用功率、风电场的制动电阻方式下调备用功率的总和。
作为示例，当前理论功率小于当前实际功率的风力发电机组的变桨方式上调备用功率可为：该风力发电机组基于当前实际功率的变桨方式上调备用功率与上调裕度之和。上调裕度大于0，例如，上调裕度可为200kW。基于当前实际功率的变桨方式上调备用功率即基于风力发电机组当前的实际功率计算得到的变桨方式上调备用功率。
作为示例，风力发电机组的理论功率可为通过超短期的风机功率预测，得到的在当前风速下，风机应该能达到的功率值。作为示例，可从EMP得到风电场的各台风力发电机组的原始的理论功率，然后，基于桨距角和实际功率对原始的理论功率进行处理，得到最终的理论功率。例如，在从EMP得到风电场的各台风力发电机组的原始的理论功率之后，可进行如下处理：当风力发电机组的所有叶片的平均桨距角小于预设阈值时，将风力发电机组的理论功率确定为：风力发电机组的实际功率；当风力发电机组的所有叶片的平均桨距角大于或等于预设阈值、且实际功率大于额定功率时，将风力发电机组的理论功率确定为：风力发电机组的实际功率；当风力发电机组的所有叶片的平均桨距角大于或等于预设阈值、且实际功率小于或等于额定功率、且实际功率小于0时，将风力发电机组的理论功率确定为：0；当风力发电机组的所有叶片的平均桨距角大于或等于预设阈值、且实际功率小于或等于额定功率、且实际功率大于或等于0时，将风力发电机组的理论功率确定为：从EMP得到的该台风力发电机组的原始的理论功率。
根据本公开的示例性实施例，能够对理论功率小于实际功率的风力发电机组的基于实际功率计算得到的变桨方式上调备用功率进行修正，提升了风力发电机组的变桨方式上调备用功率的计算准确性。
下面将结合图4来描述步骤S40的示例性实施例。
参照图4，在步骤S401，基于全场实际功率和一次调频全场有功初始值，对全场有功调节量进行修正，得到修正后的基于全场实际功率的全场有功调节量。
作为示例，全场实际功率可为风电场的并网点的实际功率或风电场的各台风力发电机组的实际功率的总和。
作为示例，可确定一次调频全场有功初始值与全场有功调节量的和值，并将所述和值与全场实际功率之间的差值，确定为修正后的全场有功调节量。
根据本公开的示例性实施例考虑到场级综合指令(即，全场有功调节量)是基于P0计算得到的，但长时间调控后，实际功率和P0的偏差较大，因此将基于场级P0的全场有功调节量，转化到基于实际功率的全场有功调节量，以对全场有功调节量进行修正，从而提高控制的准确性。
作为示例，可通过下式得到修正后的全场有功调节量DeltPReal：
DeltPReal＝WTSumMeasP0+BlockLogicDeltP–WTSumRealTimePower
(2)
其中，WTSumMeasP0表示一次调频触发时各台风力发电机组的实际功率的总和，BlockLogicDeltP表示未修正时的全场有功调节量，WTSumRealTimePower表示当前各台风力发电机组的实际功率的总和。
作为另一示例，作为示例，可通过下式得到修正后的全场有功调节量DeltPReal：
DeltPReal＝PCCMeasP0+BlockLogicDeltP–PCCRealTimePower(3)
其中，PCCMeasP0表示一次调频触发时并网点的实际功率，BlockLogicDeltP表示未修正时的全场有功调节量，PCCRealTimePower表示当前并网点的实际功率。
作为示例，可优先将并网点的实际功率作为全场实际功率，但当并网点异常时，切换为将各台风力发电机组的实际功率的总和作为全场实际功率。例如，可当并网点的实际功率小于各台风力发电机组的实际功率的总和，且差值大于10％Pn，且这种状态持续一定时长时，确定并网点异常。
在步骤S402，基于修正后的全场有功调节量和全场可调备用功率，确定每台风力发电机组的单机有功调节量。
应该理解，可使用适当的方式，基于修正后的全场有功调节量和全场可调备用功率，为每台风力发电机组分配需要其调节的单机有功调节量，本公开对此不作限制。
在步骤S403，针对每台风力发电机组，基于该台风力发电机组的实际功率和一次调频有功初始值，对该台风力发电机组的单机有功调节量进行修正，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量，以下发修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量。
风力发电机组的一次调频有功初始值即一次调频触发时该风力发电机组的实际功率。
作为示例，可针对每台风力发电机组，在该台风力发电机组的单机有功调节量的基础上，叠加该台风力发电机组的实际功率与一次调频有功初始值之间的差值，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量。
本公开考虑到：短时一次调频控制时，机组后期的控制以一次调频控制触发时刻的机组实时功率为基础进行响应。但因应用场景不同，改成长时间一次调频控制后，控制过程很长，已将基于一次调频全场有功初始值得到的全场有功调节量修正为基于全场实际功率的全场有功调节量，且分配过程中，每台风机的上下调备用功率能力也是按照当前实际功率基础上得到的，因此分配给每台风机的单机有功调节量已经不是基于一次调频有功初始值的了，但为了让风机不修改程序，同时满足短时一次调频控制和长时一次调频控制的兼容性，所以这里将每台风机的基于实际功率的单机有功调节量修正为基于一次调频有功初始值的单机有功调节量。修正后的单机有功调节量下发到风机后，执行效果才是一个维度上的。
根据本公开的示例性实施例，上调备用功率的计算准确性提高；长时间触发一次调频，控制过程中即使风速不稳，或者变化过大，也能保证整场调控精度；满足电网对一次调频和AGC调度同时控制的需求；在风电机组程序不修改的基础上，能够同时满足短时控制和长时间控制的控制要求。
图5示出根据本公开的示例性实施例的风电场的有功调节装置的结构框图。
如图5所示，根据本公开的示例性实施例的风电场的有功调节装置包括：全场有功调节量确定单元10、判断单元20、备用功率确定单元30、单机有功调节量确定单元40、下发单元50。
具体说来，全场有功调节量确定单元10被配置为从达到一次调频触发条件开始，每隔第一预设时长，确定需要风电场调节的全场有功调节量。
判断单元20被配置为基于全场有功调节量确定是否满足预设条件。
备用功率确定单元30被配置为当满足所述预设条件时，确定全场可调备用功率。
单机有功调节量确定单元40被配置为基于全场有功调节量和全场可调备用功率，确定风电场的各台风力发电机组对应的单机有功调节量。
下发单元50被配置为分别向各台风力发电机组下发对应的单机有功调节量，以控制各台风力发电机组进行有功调节。
作为示例，在当前还需要对风电场进行自动发电控制AGC的情况下，全场有功调节量可为：用于实现AGC的AGC全场有功调节量与用于实现一次调频的一次调频全场有功调节量之和。
作为示例，所述预设条件可包括：第一预设条件或第二预设条件，其中，第一预设条件为：本次确定的全场有功调节量不同于上一次确定的全场有功调节量，且距上一次下发单机有功调节量已达到第二预设时长；其中，第二预设条件为：本次确定的全场有功调节量与上一次确定的全场有功调节量相同，且距上一次下发单机有功调节量已达到第三预设时长，且全场实际功率与上一次下发单机有功调节量所需达到的全场功率目标值之间的差额超过全场功率控制精度死区。
作为示例，单机有功调节量确定单元40可被配置为：基于全场实际功率和一次调频全场有功初始值，对全场有功调节量进行修正，得到修正后的基于全场实际功率的全场有功调节量；基于修正后的全场有功调节量和全场可调备用功率，确定每台风力发电机组的单机有功调节量；针对每台风力发电机组，基于该台风力发电机组的实际功率和一次调频有功初始值，对该台风力发电机组的单机有功调节量进行修正，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量。
作为示例，单机有功调节量确定单元40可被配置为：确定一次调频全场有功初始值与全场有功调节量的和值，并将所述和值与全场实际功率之间的差值，确定为修正后的全场有功调节量。
作为示例，单机有功调节量确定单元40可被配置为：针对每台风力发电机组，在该台风力发电机组的单机有功调节量的基础上，叠加该台风力发电机组的实际功率与一次调频有功初始值之间的差值，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量。
作为示例，全场实际功率可为并网点的实际功率或风电场的各台风力发电机组的实际功率的总和。
作为示例，可通过下述方式确定AGC全场有功调节量：将AGC全场有功调节量确定为：当前的AGC执行计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值，或者，当前的AGC执行计划值与达到一次调频触发条件时的AGC执行计划值之间的差值。
作为示例，可通过下述方式确定AGC全场有功调节量：根据距离下一个AGC调度计划值的下发周期的时间确定针对最近一次下发的AGC调度计划值的剩余控制子周期的数量，并将最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分与剩余控制子周期的数量的比值，确定为单个剩余控制子周期的调节量；当处于第i个剩余控制子周期时，将AGC补偿值与i*单个剩余控制子周期的调节量之和，确定为AGC全场有功调节量，其中，AGC补偿值为最近一次下发的AGC调度计划值的上一个AGC调度计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值，其中，AGC执行计划值为AGC调度计划值与风电场的有功计划值之中的较小值，AGC调度计划值为网侧的有功调度计划值。
作为示例，在达到一次调频触发条件之后首次确定单个剩余控制子周期的调节量的情况下，最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分可为：最近一次下发的AGC调度计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值；在达到一次调频触发条件之后非首次确定单个剩余控制子周期的调节量的情况下，最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分可为：最近一次下发的AGC调度计划值与其上一个AGC调度计划值之间的差值。
作为示例，全场可调备用功率可包括：全场上调备用功率和全场下调备用功率；其中，备用功率确定单元30可被配置为：基于风电场的各台风力发电机组的变桨方式上调备用功率、惯量方式上调备用功率以及转子动能方式上调备用功率，确定全场上调备用功率；基于风电场的各台风力发电机组的变桨方式下调备用功率、惯量方式下调备用功率以及制动电阻方式下调备用功率，确定全场下调备用功率，其中，理论功率小于实际功率的风力发电机组的变桨方式上调备用功率为：该风力发电机组基于实际功率的变桨方式上调备用功率与上调裕度之和，其中，所述上调裕度大于0。
作为示例，所述有功调节装置可设置在风电场的控制器中。
应该理解，根据本公开示例性实施例的风电场的有功调节装置所执行的具体处理已经参照图1至图4进行了详细描述，这里将不再赘述相关细节。
应该理解，根据本公开示例性实施例的风电场的有功调节装置中的各个单元可被实现硬件组件和/或软件组件。本领域技术人员根据限定的各个单元所执行的处理，可以例如使用现场可编程门阵列(FPGA)或专用集成电路(ASIC)来实现各个单元。
本公开的示例性实施例提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上述示例性实施例所述的风电场的有功调节方法。该计算机可读存储介质是可存储由计算机***读出的数据的任意数据存储装置。计算机可读存储介质的示例包括：只读存储器、随机存取存储器、只读光盘、磁带、软盘、光数据存储装置和载波(诸如经有线或无线传输路径通过互联网的数据传输)。
根据本公开的示例性实施例的风电场的有功调节装置包括：处理器(未示出)和存储器(未示出)，其中，存储器存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上述示例性实施例所述的风电场的有功调节方法。
作为示例，所述有功调节装置可设置在风电场的控制器中。
虽然已表示和描述了本公开的一些示例性实施例，但本领域技术人员应该理解，在不脱离由权利要求及其等同物限定其范围的本公开的原理和精神的情况下，可以对这些实施例进行修改。

Claims (15)

1.一种风电场的有功调节方法，其特征在于，包括：
从达到一次调频触发条件开始，每隔第一预设时长，确定需要风电场调节的全场有功调节量，并基于全场有功调节量确定是否满足预设条件；
当满足所述预设条件时，确定全场可调备用功率；
基于全场有功调节量和全场可调备用功率，确定风电场的各台风力发电机组对应的单机有功调节量；
分别向各台风力发电机组下发对应的单机有功调节量，以控制各台风力发电机组进行有功调节。
2.根据权利要求1所述的有功调节方法，其特征在于，在当前还需要对风电场进行自动发电控制AGC的情况下，全场有功调节量为：用于实现AGC的AGC全场有功调节量与用于实现一次调频的一次调频全场有功调节量之和。
3.根据权利要求1所述的有功调节方法，其特征在于，所述预设条件包括：第一预设条件或第二预设条件，
其中，第一预设条件为：本次确定的全场有功调节量不同于上一次确定的全场有功调节量，且距上一次下发单机有功调节量已达到第二预设时长；
其中，第二预设条件为：本次确定的全场有功调节量与上一次确定的全场有功调节量相同，且距上一次下发单机有功调节量已达到第三预设时长，且全场实际功率与上一次下发单机有功调节量所需达到的全场功率目标值之间的差额超过全场功率控制精度死区。
4.根据权利要求1所述的有功调节方法，其特征在于，基于全场有功调节量和全场可调备用功率，确定风电场的各台风力发电机组对应的单机有功调节量的步骤包括：
基于全场实际功率和一次调频全场有功初始值，对全场有功调节量进行修正，得到修正后的基于全场实际功率的全场有功调节量；
基于修正后的全场有功调节量和全场可调备用功率，确定每台风力发电机组的单机有功调节量；
针对每台风力发电机组，基于该台风力发电机组的实际功率和一次调频有功初始值，对该台风力发电机组的单机有功调节量进行修正，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量。
5.根据权利要求4所述的有功调节方法，其特征在于，得到修正后的基于全场实际功率的全场有功调节量的步骤包括：
确定一次调频全场有功初始值与全场有功调节量的和值，并将所述和值与全场实际功率之间的差值，确定为修正后的全场有功调节量。
6.根据权利要求4所述的有功调节方法，其特征在于，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量的步骤包括：
针对每台风力发电机组，在该台风力发电机组的单机有功调节量的基础上，叠加该台风力发电机组的实际功率与一次调频有功初始值之间的差值，得到修正后的基于一次调频有功初始值的单机有功调节量。
7.根据权利要求3至5之中任一权利要求所述的有功调节方法，其特征在于，全场实际功率为并网点的实际功率或风电场的各台风力发电机组的实际功率的总和。
8.根据权利要求1所述的有功调节方法，其特征在于，通过下述方式确定AGC全场有功调节量：
将AGC全场有功调节量确定为：当前的AGC执行计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值，或者，当前的AGC执行计划值与达到一次调频触发条件时的AGC执行计划值之间的差值；
或者，
根据距离下一个AGC调度计划值的下发周期的时间确定针对最近一次下发的AGC调度计划值的剩余控制子周期的数量，并将最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分与剩余控制子周期的数量的比值，确定为单个剩余控制子周期的调节量；
当处于第i个剩余控制子周期时，将AGC补偿值与i*单个剩余控制子周期的调节量之和，确定为AGC全场有功调节量，
其中，AGC补偿值为最近一次下发的AGC调度计划值的上一个AGC调度计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值，
其中，AGC执行计划值为AGC调度计划值与风电场的有功计划值之中的较小值，AGC调度计划值为网侧的有功调度计划值。
9.根据权利要求8所述的有功调节方法，其特征在于，
在达到一次调频触发条件之后首次确定单个剩余控制子周期的调节量的情况下，最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分为：最近一次下发的AGC调度计划值与一次调频全场有功初始值之间的差值；
在达到一次调频触发条件之后非首次确定单个剩余控制子周期的调节量的情况下，最近一次下发的AGC调度计划值的剩余待执行部分为：最近一次下发的AGC调度计划值与其上一个AGC调度计划值之间的差值。
10.根据权利要求1所述的有功调节方法，其特征在于，全场可调备用功率包括：全场上调备用功率和全场下调备用功率；
其中，确定全场可调备用功率的步骤包括：
基于风电场的各台风力发电机组的变桨方式上调备用功率、惯量方式上调备用功率以及转子动能方式上调备用功率，确定全场上调备用功率；
基于风电场的各台风力发电机组的变桨方式下调备用功率、惯量方式下调备用功率以及制动电阻方式下调备用功率，确定全场下调备用功率，
其中，理论功率小于实际功率的风力发电机组的变桨方式上调备用功率为：该风力发电机组基于实际功率的变桨方式上调备用功率与上调裕度之和，其中，所述上调裕度大于0。
11.一种风电场的有功调节装置，其特征在于，包括：
全场有功调节量确定单元，被配置为从达到一次调频触发条件开始，每隔第一预设时长，确定需要风电场调节的全场有功调节量；
判断单元，被配置为基于全场有功调节量确定是否满足预设条件；
备用功率确定单元，被配置为当满足所述预设条件时，确定全场可调备用功率；
单机有功调节量确定单元，被配置为基于全场有功调节量和全场可调备用功率，确定风电场的各台风力发电机组对应的单机有功调节量；
下发单元，被配置为分别向各台风力发电机组下发对应的单机有功调节量，以控制各台风力发电机组进行有功调节。
12.根据权利要求11所述的有功调节装置，其特征在于，所述有功调节装置设置在风电场的控制器中。
13.一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如权利要求1至10中的任意一项所述的风电场的有功调节方法。
14.一种风电场的有功调节装置，其特征在于，所述有功调节装置包括：
处理器；
存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如权利要求1至10中的任意一项所述的风电场的有功调节方法。
15.根据权利要求14所述的有功调节装置，其特征在于，所述有功调节装置设置在风电场的控制器中。
CN202210771456.2A 2022-06-30 2022-06-30 风电场的有功调节方法及装置 Pending CN117375115A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210771456.2A CN117375115A (zh) 2022-06-30 2022-06-30 风电场的有功调节方法及装置

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210771456.2A CN117375115A (zh) 2022-06-30 2022-06-30 风电场的有功调节方法及装置

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN117375115A true CN117375115A (zh) 2024-01-09

Family

ID=89389826

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210771456.2A Pending CN117375115A (zh) 2022-06-30 2022-06-30 风电场的有功调节方法及装置

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN117375115A (zh)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN109861242B (zh) 一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法及***
CN108474346B (zh) 风力发电厂的控制
CN109586319B (zh) 一种风电机组参与***调频方法及***
CN109494811B (zh) 一种风电场机组参与调频调压的功率控制方法与***
CN110768307A (zh) 一种风电场一次调频控制方法及***
CN107346893B (zh) 一种风电场有功功率控制方法及***
CN110148956A (zh) 一种基于mpc的电池储能***辅助agc控制方法
CN114784854A (zh) 风储联合电站参与调频优化控制方法、***、设备及介质
CN106286128A (zh) 一种减载变速风电机组的***频率控制方法及装置
CN110429668B (zh) 减载风电机组变速变桨协调优化频率控制方法
CN110190609A (zh) 一种变速风电机组参与电力***调频的方法
Spichartz et al. New stability concept for primary controlled variable speed wind turbines considering wind fluctuations and power smoothing
US11078887B2 (en) Method for operating a wind farm
CN111416365A (zh) 风电场与常规调频机组异步协同最优agc控制***
CN115549128A (zh) 一种一次调频和agc的协调控制方法、装置和电子设备
CN113346519A (zh) 一种考虑延迟支撑的风电机组一次调频控制策略
CN114938005A (zh) 一种风储电站参与电网一次调频的双层控制方法和装置
CN108377004B (zh) 基于虚拟同步机的风储协调调频方法及***
CN113809760A (zh) 一种风电场参与电网二次调频的控制方法及装置
CN117375115A (zh) 风电场的有功调节方法及装置
CN114123248B (zh) 以新能源一次调频优先的电网调频运行控制方法及***
CN116093972A (zh) 结合储能的新型风电场调频和惯量控制***及新型风电场
CN116154804A (zh) 考虑备用灵活性的风机-水轮机一次调频控制方法
US20230223760A1 (en) Hybrid power plant fast frequency response
CN112260306B (zh) 一种新能源发电站均分群控发电控制方法及装置

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination