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CN112366758B - 电网调频控制方法及装置 - Google Patents

电网调频控制方法及装置 Download PDF

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CN112366758B
CN112366758B CN202011237486.2A CN202011237486A CN112366758B CN 112366758 B CN112366758 B CN 112366758B CN 202011237486 A CN202011237486 A CN 202011237486A CN 112366758 B CN112366758 B CN 112366758B
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power
virtual synchronous
photovoltaic
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grid
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宋鹏
巩宇
刘辉
邵尹池
王开让
张宇航
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North China Electric Power Research Institute Co Ltd
Electric Power Research Institute of State Grid Jibei Electric Power Co Ltd
State Grid Corp of China SGCC
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North China Electric Power Research Institute Co Ltd
Electric Power Research Institute of State Grid Jibei Electric Power Co Ltd
State Grid Corp of China SGCC
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Abstract

本申请提供了一种电网调频控制方法及装置，该方法包括：获取目标电网的当前电网频率；判断所述当前电网频率是否大于第一电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在并网且调频前输出功率大于输出功率阈值的第一目标光伏虚拟同步发电机，若是，根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和；判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率，若是，则将所述输出功率阈值作为所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。本申请能够提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性。

Description

电网调频控制方法及装置
技术领域
本申请涉及电网技术领域，尤其涉及一种电网调频控制方法及装置。
背景技术
为了解决日益严重的全球气候变化以及环境破坏等问题，大力发展可再生能源已成为整个能源电力行业的共识。截至2018年底，我国全国风电、光伏装机达到3.6亿千瓦，占全部装机比例近20％；风电、光伏全年发电量6000亿千瓦时，占全部发电量接近9％。按中、美发布的高比例可再生能源发展愿景，2050年中国风电、太阳能发电装机容量占比预计分别达到33.75％和37.97％。
无论是风电、光伏等发电设备，当它们达到一定容量和规模后，电力系统便呈现出电力电子化趋势。电力电子设备有调节迅速、输出功率与电力系统频率解耦等特性，并网后导致系统惯性降低，无法在系统频率发生偏移时提供有效的支撑，不利于系统频率稳定。同时，电力电子设备中的虚拟同步发电机耐电压波动能力差，不具备电压支撑能力或支撑能力较弱，不利于电力系统电压安全与调控。
发明内容
针对现有技术中的问题，本申请提出了一种电网调频控制方法及装置，能够提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性。
为了解决上述技术问题，本申请提供以下技术方案：
第一方面，本申请提供一种电网调频控制方法，包括：
获取目标电网的当前电网频率；
判断所述当前电网频率是否大于第一电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在并网且调频前输出功率大于输出功率阈值的第一目标光伏虚拟同步发电机，若是，根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和；
判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率，若是，则将所述输出功率阈值作为所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
进一步地，所述根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和，包括：
获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值；
将所述光伏虚拟同步发电机组的各个所述差值的总和，作为该光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和。
进一步地，在所述判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率之前，还包括：
根据所述当前电网频率与预设的频率调节死区之间的差值、预设的一次调频系数、额定电网频率、所述光伏虚拟同步发电机的额定功率和所述光伏虚拟同步发电机组中光伏虚拟同步发电机的台数，得到所述理论调频支撑功率。
进一步地，在所述判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率之后，还包括：
若所述可降低功率总和大于所述预设的理论调频支撑功率，则获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值，作为各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的可降低功率；
获取各个所述可降低功率分别占所述可降低功率总和的比值，并根据该比值和所述预设的理论调频支撑功率，得到各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
进一步地，在所述获取目标电网的当前电网频率之后，还包括：
判断所述当前电网频率是否小于第二电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在未处于最大功率点跟踪模式的第二目标光伏虚拟同步发电机；
若存在所述第二目标光伏虚拟同步发电机，则将所述输出功率阈值分别与各个所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值作为所述第二目标光伏虚拟同步发电机的光伏受限功率；
判断所述光伏虚拟同步发电机组中光伏受限功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则基于所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及预设的理论调频支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
进一步地，在所述判断所述光伏虚拟同步发电机组中光伏受限功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率之后，还包括：
若所述光伏受限功率的总和不大于所述预设的理论调频支撑功率，则将所述第二目标光伏虚拟同步发电机调整为最大功率点跟踪模式；
根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述第二目标光伏虚拟同步发电机对应的储能单元的储能支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
进一步地，在所述判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在未处于最大功率点跟踪模式的第二目标光伏虚拟同步发电机之后，还包括：
若所述光伏虚拟同步发电机组中的各个光伏虚拟同步发电机均处于最大功率点跟踪模式，则获取该光伏虚拟同步发电机组对应的各个储能单元的储能支撑功率的总和；
判断所述储能支撑功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述储能支撑功率，得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
进一步地，在所述判断所述储能支撑功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率之后，还包括：
若所述储能支撑功率不大于所述预设的理论调频支撑功率，则根据所述储能支撑功率得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
第二方面，本申请提供一种电网调频控制装置，包括：
电网频率获取模块，用于获取目标电网的当前电网频率；
第一判断模块，用于判断所述当前电网频率是否大于第一电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在并网且调频前输出功率大于输出功率阈值的第一目标光伏虚拟同步发电机，若是，根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和；
第一调频控制模块，用于判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率，若是，则将所述输出功率阈值作为所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
进一步地，所述第一判断模块，包括：
获取单元，用于获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值；
将所述光伏虚拟同步发电机组的各个所述差值的总和，作为该光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和。
进一步地，所述的电网调频控制装置，还包括：
确定调频支撑功率模块，用于根据所述当前电网频率与预设的频率调节死区之间的差值、预设的一次调频系数、额定电网频率、所述光伏虚拟同步发电机的额定功率和所述光伏虚拟同步发电机组中光伏虚拟同步发电机的台数，得到所述理论调频支撑功率。
进一步地，所述的电网调频控制装置，还包括：
可降低功率获取模块，用于若所述可降低功率总和大于所述预设的理论调频支撑功率，则获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值，作为各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的可降低功率；
第二调频控制模块，用于获取各个所述可降低功率分别占所述可降低功率总和的比值，并根据该比值和所述预设的理论调频支撑功率，得到各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
进一步地，所述的电网调频控制装置，还包括：
第二判断模块，用于判断所述当前电网频率是否小于第二电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在未处于最大功率点跟踪模式的第二目标光伏虚拟同步发电机；
光伏受限功率获取模块，用于若存在所述第二目标光伏虚拟同步发电机，则将所述输出功率阈值分别与各个所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值作为所述第二目标光伏虚拟同步发电机的光伏受限功率；
第三调频控制模块，用于判断所述光伏虚拟同步发电机组中光伏受限功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则基于所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及预设的理论调频支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
进一步地，所述的电网调频控制装置，还包括：
调整模块，用于若所述光伏受限功率的总和不大于所述预设的理论调频支撑功率，则将所述第二目标光伏虚拟同步发电机调整为最大功率点跟踪模式；
第四调频控制模块，用于根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述第二目标光伏虚拟同步发电机对应的储能单元的储能支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
进一步地，所述的电网调频控制装置，还包括：
储能支撑功率获取模块，用于若所述光伏虚拟同步发电机组中的各个光伏虚拟同步发电机均处于最大功率点跟踪模式，则获取该光伏虚拟同步发电机组对应的各个储能单元的储能支撑功率的总和；
第五调频控制模块，用于判断所述储能支撑功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述储能支撑功率，得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
进一步地，所述的电网调频控制装置，还包括：
第六调频控制模块，用于若所述储能支撑功率不大于所述预设的理论调频支撑功率，则根据所述储能支撑功率得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
第三方面，本申请提供一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现所述的电网调频控制方法。
第四方面，本申请提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，所述指令被执行时实现所述的电网调频控制方法。
由上述技术方案可知，本申请提供一种电网调频控制方法及装置。其中，该方法包括：获取目标电网的当前电网频率；判断所述当前电网频率是否大于第一电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在并网且调频前输出功率大于输出功率阈值的第一目标光伏虚拟同步发电机，若是，根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和；判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率，若是，则将所述输出功率阈值作为所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制，能够提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性；具体地，能够保证光伏电站的稳定性，提高光伏电站运行的安全性，同时能够实现电网的灵活调频控制以及电力系统电压的安全调控。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是现有技术中一种具有光伏电站快速频率响应控制功能的光伏电站的结构示意图；
图2是本申请实施例中电网调频控制方法的第一流程示意图；
图3是本申请实施例中电网调频控制方法的第二流程示意图；
图4是本申请实施例中电网调频控制方法的第三流程示意图；
图5是本申请实施例中电网调频控制方法的第四流程示意图；
图6是本申请实施例中电网调频控制方法的第五流程示意图；
图7是本申请实施例中电网调频控制方法的第六流程示意图；
图8是本申请实施例中电网调频控制方法的第七流程示意图；
图9是本申请应用实例中电网调频控制方法的第一流程示意图；
图10是本申请应用实例中电网调频控制方法的第二流程示意图；
图11是本申请实施例中电网调频控制装置的结构示意图；
图12是本申请另一实施例中电网调频控制装置的结构示意图；
图13是本申请应用实例中光伏电站的结构示意图；
图14是本申请一种举例中多个曲线示意图之间的第一比较示意图；
图15是本申请一种举例中多个曲线示意图之间的第二比较示意图；
图16是本申请一种举例中多个曲线示意图之间的第三比较示意图；
图17是本申请一种举例中光伏电站的逻辑示意图；
图18是本申请实施例的电子设备的系统构成示意框图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本说明书中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
在现有技术中，参见图1，一种常见的具有快速频率响应控制功能的光伏电站包括：光伏阵列1、逆变器2、通讯单元3、CT电流互感器及PT电压互感器4、外部电网5、AGC系统6以及快速频率响应装置7，AGC系统即有功控制系统；有功控制系统中可以包含快速频率响应装置，在有功控制的计算环节，加入了调频计算环节。当电网频率正常时，AGC系统通过快速频率响应装置向通信单元下发调度端指令；当出现频率越限时，闭锁场站AGC控制信号，快速频率响应装置启动调节，通过叠加AGC指令与调频信号，将命令发送到通信单元，最后由通信单元完成对逆变器的指令下发，并在规定的时间内监测功率调节结果，形成闭环控制。
其中，光伏电站快速频率响应控制技术的优点包括：调频控制目标为并网点功率，功率响应精度高；缺点包括：通讯环节较多，功率响应滞后时间较长。虚拟同步发电机技术的优点：光伏虚拟同步发电机机端侧频模块直接采集电网频率，调频响应速度快；缺点：若干个单机调频功率叠加与并网点所需的调频功率误差较大。
对于光伏虚拟同步发电机常见的结构是在传统光伏发电单元的直流母线上并联10％储能单元。PVVSG控制系统通过持续检测并网点频率，当发生频率扰动时，通过控制储能单元和光伏逆变器的改变输出功率，实现调频支撑。基本调频控制策略为，当发生频率升高超过死区即高周，通过降低光伏功率以响应调频，储能单元不响应；当发生频率降低超过死区即低周，通过增加储能功率以响应调频，光伏单元不响应。调频响应功率值计算方法如下：
Figure GDA0003933639060000081
式中：△P为调频应支撑的功率值；Kf为一次调频系数；△f为电网实际频率-频率死区；PN为光伏虚拟同步发电机的额定功率；f0为额定电网频率，50Hz。
按照国网公司标准《单元式光伏虚拟同步发电机技术要求和试验方法》中的规定：(1)当系统频率偏差值大于±0.03Hz，虚拟同步发电机的有功出力大于10％PN时，虚拟同步发电机应能调节有功输出；(2)当系统频率下降时，虚拟同步发电机应根据一次调频曲线增加有功输出，当有功调节量达到10％PN时可不再继续增加；(3)当系统频率上升时，虚拟同步发电机应根据一次调频曲线减少有功输出，当有功调节量达到20％PN时可不再继续减小。对于这种单机自主支撑电网的调频方式，由于电网调度部分对光伏电站调频效果的考察点是电站并网点，采用PVVSG的光伏电站调频考察点与调频实施点不同，一定会导致调频精度不达标。具体情况由于光伏单机调频会出现以下三种情况，影响调频功率精度，①低辐照度影响，虚拟同步发电机技术标准中规定调频过程中，若光伏逆变器输出功率小于10％PN，该光伏虚拟同步发单机可不再响应调频。阴天低辐照度情况下，可能导致地理位置不好的虚拟同步机不响应调频；②部分设备损坏停机或检修，停机状态的光伏虚拟同步机不响应调频；③光伏虚拟同步发电机配置的储能系统在过高、过低SOC、自动充电过程均可能不响应调频支撑。
基于此，为了提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性，本申请实施例提供一种电网调频控制装置，该装置可以是一服务器或客户端设备，所述客户端设备可以包括智能手机、平板电子设备、网络机顶盒、便携式计算机、台式电脑、个人数字助理(PDA)、车载设备和智能穿戴设备等。其中，所述智能穿戴设备可以包括智能眼镜、智能手表和智能手环等。
在实际应用中，进行电网调频控制的部分可以在如上述内容所述的服务器侧执行，也可以所有的操作都在所述客户端设备中完成。具体可以根据所述客户端设备的处理能力，以及用户使用场景的限制等进行选择。本申请对此不作限定。若所有的操作都在所述客户端设备中完成，所述客户端设备还可以包括处理器。
上述的客户端设备可以具有通信模块(即通信单元)，可以与远程的服务器进行通信连接，实现与所述服务器的数据传输。所述服务器可以包括任务调度中心一侧的服务器，其他的实施场景中也可以包括中间平台的服务器，例如与任务调度中心服务器有通信链接的第三方服务器平台的服务器。所述的服务器可以包括单台计算机设备，也可以包括多个服务器组成的服务器集群，或者分布式装置的服务器结构。
所述服务器与所述客户端设备之间可以使用任何合适的网络协议进行通信，包括在本申请提交日尚未开发出的网络协议。所述网络协议例如可以包括TCP/IP协议、UDP/IP协议、HTTP协议、HTTPS协议等。当然，所述网络协议例如还可以包括在上述协议之上使用的RPC协议(Remote Procedure Call Protocol，远程过程调用协议)、REST协议(Representational State Transfer，表述性状态转移协议)等。
具体通过下述各个实施例进行说明。
为了提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性，本实施例提供一种执行主体是电网调频控制装置的电网调频控制方法，如图2所示，该方法具体包含有如下内容：
步骤100：获取目标电网的当前电网频率。
步骤200：判断所述当前电网频率是否大于第一电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在并网且调频前输出功率大于输出功率阈值的第一目标光伏虚拟同步发电机，若是，根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和。
具体地，所述第一电网频率阈值可以是预设的频率调节死区和额定电网频率之间的总和；所述目标电网可以有对应的多个光伏虚拟同步发电机组，每个光伏虚拟同步发电机组包括：多个光伏虚拟同步发电机。所述输出功率阈值可以是光伏虚拟同步发电机额定输出功率的10％。每个光伏虚拟同步发电机额定输出功率可以相同。所述根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和，可以包括：
1)获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值。
2)将所述光伏虚拟同步发电机组的各个所述差值的总和，作为该光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和。
若仅存在唯一的第一目标光伏虚拟同步发电机，可以将所述输出功率阈值与所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值作为所述可降低功率总和；可以根据下列公式得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和：
Figure GDA0003933639060000101
其中，Pn表示第一目标光伏虚拟同步发电机的额定功率，Paci表示第i台第一目标光伏虚拟同步发电机调频前实时输出功率，m表示光伏虚拟同步发电机组中第一目标光伏虚拟同步发电机的台数。
步骤300：判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率，若是，则将所述输出功率阈值作为所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
步骤300可分为步骤301：判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率；步骤302：若是，则将所述输出功率阈值作为所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。若存在多个第一目标光伏虚拟同步发电机，则将所述输出功率阈值分别作为各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率。
为了进一步提高获取理论调频支撑功率的可靠性，在本申请一个实施例中，参见图3，在步骤300之前，还包括：
步骤201：根据所述当前电网频率与预设的频率调节死区之间的差值、预设的一次调频系数、额定电网频率、所述光伏虚拟同步发电机的额定功率和所述光伏虚拟同步发电机组中光伏虚拟同步发电机的台数，得到所述理论调频支撑功率。
具体地，可以根据下列公式得到所述理论调频支撑功率：
Figure GDA0003933639060000102
其中，△Pref为所述光伏虚拟同步发电机组中n台光伏虚拟同步发电机的理论调频支撑功率；n表示光伏虚拟同步发电机组中光伏虚拟同步发电机的台数；Pn表示每台光伏虚拟同步发电机的额定功率；f表示当前电网频率；deadzone表示频率调节死区，该频率调节死区可根据实际需要进行设置，优选范围为0.03～0.06Hz；Kf表示一次调频系数，可根据实际需要进行设置；50表示目标电网的额定频率。
为了进一步提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性，在本申请一个实施例中，参见图4，在步骤301之后，还包括：
步骤303：若所述可降低功率总和大于所述预设的理论调频支撑功率，则获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值，作为各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的可降低功率。
步骤304：获取各个所述可降低功率分别占所述可降低功率总和的比值，并根据该比值和所述预设的理论调频支撑功率，得到各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
具体地，可以将任一所述第一目标光伏虚拟同步发电机对应的比值与所述预设的理论调频支撑功率之间的乘积，作为该第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率。可以理解的是，若所述目标光伏电站存在多个光伏虚拟同步发电机组，则分别判断各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的可降低功率分别占所属的光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和的比值，以得到各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率。
为了进一步提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性，在本申请一个实施例中，参见图5，在步骤100之后，还包括：
步骤400：判断所述当前电网频率是否小于第二电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在未处于MPPT最大功率点跟踪模式的第二目标光伏虚拟同步发电机。
具体地，所述第二电网频率阈值可以为额定电网频率与预设的频率调节死区之间的差值；可以根据所述光伏虚拟同步发电机的限功率标志位判断该光伏虚拟同步发电机是否处于MPPT最大功率点跟踪模式。
步骤500：若存在所述第二目标光伏虚拟同步发电机，则将所述输出功率阈值分别与各个所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值作为所述第二目标光伏虚拟同步发电机的光伏受限功率。
步骤600：判断所述光伏虚拟同步发电机组中光伏受限功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则基于所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及预设的理论调频支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
步骤600可以分为步骤601：判断所述光伏虚拟同步发电机组中光伏受限功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率；步骤602：若是，则基于所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及预设的理论调频支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
具体地，可以将所述理论调频支撑功率按照裕度分配给各个所述第二目标光伏虚拟同步发电机，包括：获取所述第二目标光伏虚拟同步发电机的光伏受限功率占光伏受限功率的总和的比值，将该比值与所述理论调频支撑功率的乘积作为该第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率。
为了进一步提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性，在本申请一个实施例中，参见图6，在步骤601之后，还包括：
步骤603：若所述光伏受限功率的总和不大于所述预设的理论调频支撑功率，则将所述第二目标光伏虚拟同步发电机调整为最大功率点跟踪模式。
具体地，可以将所述第二目标光伏虚拟同步发电机的限功率标志位修改为MPPT运行模式。
步骤604：根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述第二目标光伏虚拟同步发电机对应的储能单元的储能支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
具体地，每个PVVSG光伏虚拟同步发电机配置一个储能单元，各个储能单元组合为储能系统。储能支撑功率可以表示储能单元输出功率，以响应调频。
为了进一步提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性，在本申请一个实施例中，参见图7，在步骤400之后，还包括：
步骤401：若所述光伏虚拟同步发电机组中的各个光伏虚拟同步发电机均处于最大功率点跟踪模式，则获取该光伏虚拟同步发电机组对应的各个储能单元的储能支撑功率的总和。
步骤402：判断所述储能支撑功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述储能支撑功率，得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
步骤402可以分为步骤4021：判断所述储能支撑功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，步骤4022：若是，则根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述储能支撑功率，得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
为了进一步提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性，在本申请一个实施例中，参见图8，在步骤4021之后，还包括：
步骤4023：若所述储能支撑功率不大于所述预设的理论调频支撑功率，则根据所述储能支撑功率得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
具体地，可以将所述储能支撑功率的10％作为各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率。
为了进一步说明本方案，本申请还提供一种电网调频控制方法的应用实例，该应用实例包括：
1)当发生频率升高超过死区即高周时，调频功率单元中n台光伏虚拟同步发电机通过虚拟同步发电机下垂控制主动降低功率输出值以响应调频，储能单元不响应，如图9所示，若f>50+deadzone，即当前电网频率f大于50+deadzone，deadzone表示电网调度设定的频率调节死区，一般为0.03～0.06Hz，则执行以下内容：
S11：判断机组i是否未并网或Paci≤10％Pn；即判断调频单元中n台PVVSG是否有未并网或输出功率Paci≤10％Pn，机组可以相当于上述光伏虚拟同步发电机。若是，则执行步骤S16，若否，则执行步骤S12。
S12：获取Psup。
S13：判断Psup≤△Pref；即比较Psup与△Pref的大小，若Psup≤△Pref，则执行步骤S14，若Psup＞△Pref则执行步骤S15。
S14：Pisvg＝10％；各光伏虚拟同步发电机输出功率均为10％Pn；
S15：将△Pref按裕度分配给各并网主机；即将应支撑功率△Pref按照n台PVVSG容量裕度比例分配，裕度可以表示还可发出的功率值。假如光伏发电机最大输出功率为100Kw，目前该设备发电功率为20Kw，那么功率裕度就是80kw；其中：
Figure GDA0003933639060000131
Figure GDA0003933639060000132
Paci表示第i台PVVSG调频前实时输出功率；Pn表示光伏逆变器的额定功率；Psup表示可正常运行的n台PVVSG(未并网的机组不包含)可降低的功率总和；△Pref表示调频功率单元中n台PVVSG理论调频支撑功率(支撑的功率可正可负)。
S16：获取Psup'；Psup'可以表示可正常运行的n-x台PVVSG(未并网的机组不包含)可降低的功率总和。
若有x台PVVSG未并网，或者x台PVVSG输出功率为10％Pn以下，则认为此x台PVVSG不具备调频能力。
S17：判断Psup'≤△Pref；即对比Psup'与△Pref的大小，若Psup'≤△Pref，则执行步骤S18，若Psup'＞△Pref，则执行步骤S19。
S18：Pisvg＝10％；即其他N-x台PVVSG输出功率均为10％Pn。
S19：将△Pref按裕度分配给各并网主机；即将应支撑功率△Pref按照功率裕度比例分配到其他N-x台PVVSG，其中：
Figure GDA0003933639060000141
Figure GDA0003933639060000142
2)当发生频率降低超过死区即低周时，通过增加储能功率以响应调频，调频功率单元不响应，即在低频情况下，由储能单元发功率响应调频，在高频情况下，由光伏降低功率响应调频。如图10所示，若f<50-deadzone，即当前电网频率f小于50-deadzone，deadzone表示电网调度设定的频率调节死区，一般为0.03～0.06Hz，则执行以下内容：
S21：判断机组是否处于MPPT模式；可根据限功率标志位判断该调频功率单元中各光伏虚拟同步发电机是否均处于MPPT模式；若是，则储能调频支撑，执行步骤S25，若否，则光伏支撑功率充分利用限制功率，执行步骤S22。
S22：判断P限制＞△Pref；即若部分光伏虚拟同步发电机处于限功率状态，则判断光伏受限功率P限制是否大于应支撑功率值△Pref的大小，若是，则执行步骤S23，若否，则执行步骤S24。
S23：仅用光伏支撑；即调频功率均由光伏支撑，各光伏虚拟同步发电机应支撑功率按裕度分配。
S24：剩余功率由储能支撑；即光伏虚拟同步发电机先由限功率状态切换到MPPT模式，缺额功率△Pref—P限制由各储能系统按照裕度比例分配。
S25：判断Pbat总≤△Pref；即判断储能功率支撑能力Pbat总是否小于或等于应支撑功率△Pref的大小；若是，则执行步骤S26，若否，则执行步骤S27。
S26：均满发；即各储能功率满发。
S27：自主支撑，期间若有储能功率截止，将储能功率按裕度比例分配；各储能功率按照裕度分配。
目前虚拟同步发电机控制策略并未考虑与场站AGC(光伏电站有功控制系统，其作用是按照调度的功率指令向光伏逆变器发送功率指令△PAGC)的协调控制，一般的控制策略是将VSG逆变器调频控制环节计算的调频功率△PFM与AGC设定功率△PAGC相加后输出到控制环节；而当电网处于频率高周情况，VSG逆变器应主动降低功率，若此时AGC下发一个功率升高的指令，PVVSG的功率将增加，不满足调频要求。
从软件层面来说，为了提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性，本申请提供一种用于实现所述电网调频控制方法中全部或部分内容的电网调频控制装置的实施例，参见图11，所述电网调频控制装置具体包含有如下内容：
电网频率获取模块10，用于获取目标电网的当前电网频率。
第一判断模块20，用于判断所述当前电网频率是否大于第一电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在并网且调频前输出功率大于输出功率阈值的第一目标光伏虚拟同步发电机，若是，根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和。
第一调频控制模块30，用于判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率，若是，则将所述输出功率阈值作为所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
在本申请一个实施例中，所述第一判断模块，包括：
获取单元，用于获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值。
其中，将所述光伏虚拟同步发电机组的各个所述差值的总和，作为该光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和。
在本申请一个实施例中，参见图12，所述的电网调频控制装置，还包括：
确定调频支撑功率模块40，用于根据所述当前电网频率与预设的频率调节死区之间的差值、预设的一次调频系数、额定电网频率、所述光伏虚拟同步发电机的额定功率和所述光伏虚拟同步发电机组中光伏虚拟同步发电机的台数，得到所述理论调频支撑功率。
在本申请一个实施例中，所述的电网调频控制装置，还包括：
可降低功率获取模块，用于若所述可降低功率总和大于所述预设的理论调频支撑功率，则获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值，作为各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的可降低功率。
第二调频控制模块，用于获取各个所述可降低功率分别占所述可降低功率总和的比值，并根据该比值和所述预设的理论调频支撑功率，得到各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
在本申请一个实施例中，所述的电网调频控制装置，还包括：
第二判断模块，用于判断所述当前电网频率是否小于第二电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在未处于最大功率点跟踪模式的第二目标光伏虚拟同步发电机。
光伏受限功率获取模块，用于若存在所述第二目标光伏虚拟同步发电机，则将所述输出功率阈值分别与各个所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值作为所述第二目标光伏虚拟同步发电机的光伏受限功率。
第三调频控制模块，用于判断所述光伏虚拟同步发电机组中光伏受限功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则基于所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及预设的理论调频支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
在本申请一个实施例中，所述的电网调频控制装置，还包括：
调整模块，用于若所述光伏受限功率的总和不大于所述预设的理论调频支撑功率，则将所述第二目标光伏虚拟同步发电机调整为最大功率点跟踪模式。
第四调频控制模块，用于根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述第二目标光伏虚拟同步发电机对应的储能单元的储能支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
在本申请一个实施例中，所述的电网调频控制装置，还包括：
储能支撑功率获取模块，用于若所述光伏虚拟同步发电机组中的各个光伏虚拟同步发电机均处于最大功率点跟踪模式，则获取该光伏虚拟同步发电机组对应的各个储能单元的储能支撑功率的总和。
第五调频控制模块，用于判断所述储能支撑功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述储能支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
在本申请一个实施例中，所述的电网调频控制装置，还包括：
第六调频控制模块，用于若所述储能支撑功率不大于所述预设的理论调频支撑功率，则根据所述储能支撑功率得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
本说明书提供的电网调频控制装置的实施例具体可以用于执行上述电网调频控制方法的实施例的处理流程，其功能在此不再赘述，可以参照上述电网调频控制方法实施例的详细描述。
为了进一步说明本方案，本申请还提供一种光伏电站的应用实例，参见图13和图17，该光伏电站包括：
光伏阵列01、电网02、光伏虚拟同步发电机控制系统03、储能系统04和调频功率系统05。所述调频功率系统05分别与所述光伏阵列01、电网02、光伏虚拟同步发电机控制系统03以及储能系统04通信连接，所述储能系统04分别与所述光伏阵列01和所述光伏虚拟同步发电机控制系统03通信连接；所述调频功率系统包括：多个光伏虚拟同步发电机组，每个所述光伏虚拟同步发电机组包括：多个光伏虚拟同步发电机，并且各个所述光伏虚拟同步发电机组之间采用直流电缆连接。其中，所述光伏虚拟同步发电机组可以是组串式逆变器，按照一个升压变划为一个功率单元，也可以是集中式逆变器，一条汇集线划为一个功率单元，同一个功率单元内的逆变器互为调频功率互助对象，本实施例通过光伏虚拟同步发电机划分为多个组，能够保证互助逆变器距离相对最近，减少通讯难度。每台光伏虚拟同步发电机配置一个数采模块，或通过有线的物理通讯方式，确保每台光伏虚拟同步发电机可收集所在功率单元各光伏虚拟同步发电机的实时功率与状态信息，该功率单元即上述光伏虚拟同步发电机组。光伏虚拟同步发电机控制系统可以是上述电网调频控制装置；参见图17，所述储能系统可以是DC/DC Battery电源模块，储电能力可以是50kW×15s，50kW×30min。
在一种举例中，光伏虚拟同步发电机参与电网一次调频的优先级大于AGC指令，所以，PVVSG在调频过程中，若遇到AGC下发功率变化指令△PAGC，应按照“正向叠加，反向闭锁”的控制策略，即若△PAGC、△PFM均为正或均为负，则两个功率指令相加后输入到PVVSG功率控制环路；若△PAGC、△PFM符号相反，此时需要将AGC指令△PAGC屏蔽，仅将调频功率指令△PFM输入到PVVSG功率控制环路。
在本举例中，采用四机并联的仿真模型，仿真模型中两台光伏虚拟同步发电机(BESS_PQ1和BESS_PQ3)通过长度为5km的线路连接至第一变压器，另两台光伏虚拟同步发电机(BESS_PQ2和BESS_PQ4)通过长度为10km的线路连接至第二变压器，四机并联的仿真模型可以是一种现有的光伏电站的仿真模型。如图14至图16所示，在本举例中，采用本申请提供的电网调频控制方法，在多种特殊和机端工况下，四个并联的光伏虚拟同步发电机调频响应精度均有较大的提升，其中，f表示应用现有技术得到的频率，fpro表示应用本申请提供的电网调频控制方法得到的频率，Ppcc应用现有技术得到的并网点功率，Ppccpro表示采用本申请提供的电网调频控制方法得到的并网点功率；P1、P2、P3和P4依次表示应用现有技术BESS_PQ1、BESS_PQ2、BESS_PQ3、BESS_PQ4四个光伏虚拟同步发电机参与调频输出的功率；P1pro、P2 pro、P3pro和P4pro依次表示为采用本申请方法后BESS_PQ1、BESS_PQ2、BESS_PQ3、BESS_PQ4调频输出的功率。
(1)主动支撑与AGC(自动增益控制)协调配合工况仿真参数如表1所示，/Pn表示标幺值，其中0.6表示为0.6×Pn；仿真结果如图14所示，通过比较应用本申请提供的电网调频控制方法前后的频率曲线示意图、并网点功率曲线示意图和四个并联光伏虚拟同步发电机调频输出功率曲线示意图，可知通过在主动支撑与AGC协调配合工况中应用本申请提供的电网调频控制方法，并联的光伏虚拟同步发电机调频响应精度均有较大的提升。
表1
Figure GDA0003933639060000181
(2)高周工况，工况1：调频容量小于理论调频功率，仿真参数如表2所示，仿真结果如图15所示，通过比较应用本申请提供的电网调频控制方法的频率曲线示意图、应用本申请提供的电网调频控制方法前后并网点功率曲线示意图和四个并联光伏虚拟同步机调频输出功率曲线示意图，能够确定通过应用本申请提供的电网调频控制方法在调频容量小于理论调频功率工况中并联的虚拟同步机调频响应精度均有较大的提升。
表2
Figure GDA0003933639060000191
工况2：PVVSG2检修工况，PVVSG2在10s时脱网，功率由初始功率0.4变为0，其他3个设备运行正常。仿真参数如表3所示，仿真结果如图16所示，通过比较应用本申请提供的电网调频控制方法的频率曲线示意图、应用本申请提供的电网调频控制方法前后并网点功率曲线示意图和四个并联光伏虚拟同步机调频输出功率曲线示意图，可知通过在光伏虚拟同步机检修工况中应用本申请提供的电网调频控制方法，并联的虚拟同步机调频响应精度均有较大的提升。
表3
Figure GDA0003933639060000192
(3)低周情况
工况1：2.5s时PVVSG1达到放电截止电压停止输出功率。仿真参数如表4所示：
表4
Figure GDA0003933639060000193
由上述描述可知，本申请提供的电网调频控制方法及装置，能够提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性；具体地，能够保证光伏电站系统的稳定性，提高光伏电站运行的安全性，同时能够实现目标电网的灵活调频控制。
从硬件层面来说，为了提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性，本申请提供一种用于实现所述电网调频控制方法中的全部或部分内容的电子设备的实施例所述电子设备具体包含有如下内容：
处理器(processor)、存储器(memory)、通信接口(Communications Interface)和总线；其中，所述处理器、存储器、通信接口通过所述总线完成相互间的通信；所述通信接口用于实现所述电网调频控制装置以及用户终端等相关设备之间的信息传输；该电子设备可以是台式计算机、平板电脑及移动终端等，本实施例不限于此。在本实施例中，该电子设备可以参照实施例用于实现所述电网调频控制方法的实施例及用于实现所述电网调频控制装置的实施例进行实施，其内容被合并于此，重复之处不再赘述。
图18为本申请实施例的电子设备9600的系统构成的示意框图。如图18所示，该电子设备9600可以包括中央处理器9100和存储器9140；存储器9140耦合到中央处理器9100。值得注意的是，该图18是示例性的；还可以使用其他类型的结构，来补充或代替该结构，以实现电信功能或其他功能。
在本申请一个或多个实施例中，电网调频控制功能可以被集成到中央处理器9100中。其中，中央处理器9100可以被配置为进行如下控制：
步骤100：获取目标电网的当前电网频率。
步骤200：判断所述当前电网频率是否大于第一电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在并网且调频前输出功率大于输出功率阈值的第一目标光伏虚拟同步发电机，若是，根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和。
步骤300：判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率，若是，则将所述输出功率阈值作为所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
从上述描述可知，本申请的实施例提供的电子设备，能够提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性。
在另一个实施方式中，电网调频控制装置可以与中央处理器9100分开配置，例如可以将电网调频控制装置配置为与中央处理器9100连接的芯片，通过中央处理器的控制来实现电网调频控制功能。
如图18所示，该电子设备9600还可以包括：通信模块9110、输入单元9120、音频处理器9130、显示器9160、电源9170。值得注意的是，电子设备9600也并不是必须要包括图18中所示的所有部件；此外，电子设备9600还可以包括图18中没有示出的部件，可以参考现有技术。
如图18所示，中央处理器9100有时也称为控制器或操作控件，可以包括微处理器或其他处理器装置和/或逻辑装置，该中央处理器9100接收输入并控制电子设备9600的各个部件的操作。
其中，存储器9140，例如可以是缓存器、闪存、硬驱、可移动介质、易失性存储器、非易失性存储器或其它合适装置中的一种或更多种。可储存上述与失败有关的信息，此外还可存储执行有关信息的程序。并且中央处理器9100可执行该存储器9140存储的该程序，以实现信息存储或处理等。
输入单元9120向中央处理器9100提供输入。该输入单元9120例如为按键或触摸输入装置。电源9170用于向电子设备9600提供电力。显示器9160用于进行图像和文字等显示对象的显示。该显示器例如可为LCD显示器，但并不限于此。
该存储器9140可以是固态存储器，例如，只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、SIM卡等。还可以是这样的存储器，其即使在断电时也保存信息，可被选择性地擦除且设有更多数据，该存储器的示例有时被称为EPROM等。存储器9140还可以是某种其它类型的装置。存储器9140包括缓冲存储器9141(有时被称为缓冲器)。存储器9140可以包括应用/功能存储部9142，该应用/功能存储部9142用于存储应用程序和功能程序或用于通过中央处理器9100执行电子设备9600的操作的流程。
存储器9140还可以包括数据存储部9143，该数据存储部9143用于存储数据，例如联系人、数字数据、图片、声音和/或任何其他由电子设备使用的数据。存储器9140的驱动程序存储部9144可以包括电子设备的用于通信功能和/或用于执行电子设备的其他功能(如消息传送应用、通讯录应用等)的各种驱动程序。
通信模块9110即为经由天线9111发送和接收信号的发送机/接收机9110。通信模块(发送机/接收机)9110耦合到中央处理器9100，以提供输入信号和接收输出信号，这可以和常规移动通信终端的情况相同。
基于不同的通信技术，在同一电子设备中，可以设置有多个通信模块9110，如蜂窝网络模块、蓝牙模块和/或无线局域网模块等。通信模块(发送机/接收机)9110还经由音频处理器9130耦合到扬声器9131和麦克风9132，以经由扬声器9131提供音频输出，并接收来自麦克风9132的音频输入，从而实现通常的电信功能。音频处理器9130可以包括任何合适的缓冲器、解码器、放大器等。另外，音频处理器9130还耦合到中央处理器9100，从而使得可以通过麦克风9132能够在本机上录音，且使得可以通过扬声器9131来播放本机上存储的声音。
上述描述可知，本申请的实施例提供的电子设备，能够提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性。
本申请的实施例还提供能够实现上述实施例中的电网调频控制方法中全部步骤的一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述实施例中的电网调频控制方法的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：
步骤100：获取目标电网的当前电网频率。
步骤200：判断所述当前电网频率是否大于第一电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在并网且调频前输出功率大于输出功率阈值的第一目标光伏虚拟同步发电机，若是，根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和。
步骤300：判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率，若是，则将所述输出功率阈值作为所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
从上述描述可知，本申请实施例提供的计算机可读存储介质，能够提高功率响应的效率和调频功率的准确性，进而保证电网运行的可靠性。
本申请中上述方法的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
本申请中应用了具体实施例对本申请的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本申请的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本申请的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本申请的限制。

Claims (16)

1.一种电网调频控制方法，其特征在于，包括：
获取目标电网的当前电网频率；
判断所述当前电网频率是否大于第一电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在并网且调频前输出功率大于输出功率阈值的第一目标光伏虚拟同步发电机，若是，根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和；
判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率，若是，则将所述输出功率阈值作为所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制；
在所述获取目标电网的当前电网频率之后，还包括：
判断所述当前电网频率是否小于第二电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在未处于最大功率点跟踪模式的第二目标光伏虚拟同步发电机；
若存在所述第二目标光伏虚拟同步发电机，则将所述输出功率阈值分别与各个所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值作为所述第二目标光伏虚拟同步发电机的光伏受限功率；
判断所述光伏虚拟同步发电机组中光伏受限功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则基于所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及预设的理论调频支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
2.根据权利要求1所述的电网调频控制方法，其特征在于，所述根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和，包括：
获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值；
将所述光伏虚拟同步发电机组的各个所述差值的总和，作为该光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和。
3.根据权利要求1所述的电网调频控制方法，其特征在于，在所述判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率之前，还包括：
根据所述当前电网频率与预设的频率调节死区之间的差值、预设的一次调频系数、额定电网频率、所述光伏虚拟同步发电机的额定功率和所述光伏虚拟同步发电机组中光伏虚拟同步发电机的台数，得到所述理论调频支撑功率。
4.根据权利要求1所述的电网调频控制方法，其特征在于，在所述判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率之后，还包括：
若所述可降低功率总和大于所述预设的理论调频支撑功率，则获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值，作为各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的可降低功率；
获取各个所述可降低功率分别占所述可降低功率总和的比值，并根据该比值和所述预设的理论调频支撑功率，得到各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
5.根据权利要求1所述的电网调频控制方法，其特征在于，在所述判断所述光伏虚拟同步发电机组中光伏受限功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率之后，还包括：
若所述光伏受限功率的总和不大于所述预设的理论调频支撑功率，则将所述第二目标光伏虚拟同步发电机调整为最大功率点跟踪模式；
根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述第二目标光伏虚拟同步发电机对应的储能单元的储能支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
6.根据权利要求1所述的电网调频控制方法，其特征在于，在所述判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在未处于最大功率点跟踪模式的第二目标光伏虚拟同步发电机之后，还包括：
若所述光伏虚拟同步发电机组中的各个光伏虚拟同步发电机均处于最大功率点跟踪模式，则获取该光伏虚拟同步发电机组对应的各个储能单元的储能支撑功率的总和；
判断所述储能支撑功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述储能支撑功率，得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
7.根据权利要求6所述的电网调频控制方法，其特征在于，在所述判断所述储能支撑功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率之后，还包括：
若所述储能支撑功率的总和 不大于所述预设的理论调频支撑功率，则根据所述储能支撑功率得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
8.一种电网调频控制装置，其特征在于，包括：
电网频率获取模块，用于获取目标电网的当前电网频率；
第一判断模块，用于判断所述当前电网频率是否大于第一电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在并网且调频前输出功率大于输出功率阈值的第一目标光伏虚拟同步发电机，若是，根据所述输出功率阈值和调频前输出功率，得到所述光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和；
第一调频控制模块，用于判断所述可降低功率总和是否小于或等于预设的理论调频支撑功率，若是，则将所述输出功率阈值作为所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制；
第二判断模块，用于判断所述当前电网频率是否小于第二电网频率阈值，若是，则判断在所述目标电网对应的光伏虚拟同步发电机组中，是否存在未处于最大功率点跟踪模式的第二目标光伏虚拟同步发电机；
光伏受限功率获取模块，用于若存在所述第二目标光伏虚拟同步发电机，则将所述输出功率阈值分别与各个所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值作为所述第二目标光伏虚拟同步发电机的光伏受限功率；
第三调频控制模块，用于判断所述光伏虚拟同步发电机组中光伏受限功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则基于所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及预设的理论调频支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
9.根据权利要求8所述的电网调频控制装置，其特征在于，所述第一判断模块，包括：
获取单元，用于获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值；
将所述光伏虚拟同步发电机组的各个所述差值的总和，作为该光伏虚拟同步发电机组的可降低功率总和。
10.根据权利要求8所述的电网调频控制装置，其特征在于，还包括：
确定调频支撑功率模块，用于根据所述当前电网频率与预设的频率调节死区之间的差值、预设的一次调频系数、额定电网频率、所述光伏虚拟同步发电机的额定功率和所述光伏虚拟同步发电机组中光伏虚拟同步发电机的台数，得到所述理论调频支撑功率。
11.根据权利要求8所述的电网调频控制装置，其特征在于，还包括：
可降低功率获取模块，用于若所述可降低功率总和大于所述预设的理论调频支撑功率，则获取所述输出功率阈值分别与各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频前输出功率之间的差值，作为各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的可降低功率；
第二调频控制模块，用于获取各个所述可降低功率分别占所述可降低功率总和的比值，并根据该比值和所述预设的理论调频支撑功率，得到各个所述第一目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
12.根据权利要求8所述的电网调频控制装置，其特征在于，还包括：
调整模块，用于若所述光伏受限功率的总和不大于所述预设的理论调频支撑功率，则将所述第二目标光伏虚拟同步发电机调整为最大功率点跟踪模式；
第四调频控制模块，用于根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述第二目标光伏虚拟同步发电机对应的储能单元的储能支撑功率，得到所述第二目标光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
13.根据权利要求8所述的电网调频控制装置，其特征在于，还包括：
储能支撑功率获取模块，用于若所述光伏虚拟同步发电机组中的各个光伏虚拟同步发电机均处于最大功率点跟踪模式，则获取该光伏虚拟同步发电机组对应的各个储能单元的储能支撑功率的总和；
第五调频控制模块，用于判断所述储能支撑功率的总和是否大于所述预设的理论调频支撑功率，若是，则根据所述光伏受限功率、光伏受限功率的总和以及所述储能支撑功率，得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
14.根据权利要求13所述的电网调频控制装置，其特征在于，还包括：
第六调频控制模块，用于若所述储能支撑功率的总和 不大于所述预设的理论调频支撑功率，则根据所述储能支撑功率得到各个所述光伏虚拟同步发电机的调频后输出功率，以完成所述目标电网的调频控制。
15.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现权利要求1至7任一项所述的电网调频控制方法。
16.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，其特征在于，所述指令被执行时实现权利要求1至7任一项所述的电网调频控制方法。
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