CN113224774B - 一种电网频率扰动过程风储协调控制方法及*** - Google Patents
一种电网频率扰动过程风储协调控制方法及*** Download PDFInfo
- Publication number
- CN113224774B CN113224774B CN202110534352.5A CN202110534352A CN113224774B CN 113224774 B CN113224774 B CN 113224774B CN 202110534352 A CN202110534352 A CN 202110534352A CN 113224774 B CN113224774 B CN 113224774B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- frequency
- mode
- unit
- power
- power grid
- 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.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 50
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 claims abstract description 50
- 238000011217 control strategy Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 7
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 4
- 238000003909 pattern recognition Methods 0.000 claims description 3
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 14
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 11
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 description 9
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 6
- OIGNJSKKLXVSLS-VWUMJDOOSA-N prednisolone Chemical compound O=C1C=C[C@]2(C)[C@H]3[C@@H](O)C[C@](C)([C@@](CC4)(O)C(=O)CO)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 OIGNJSKKLXVSLS-VWUMJDOOSA-N 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000010485 coping Effects 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 230000001808 coupling effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 2
- 101100119887 Arabidopsis thaliana FDM1 gene Proteins 0.000 description 1
- 101100119888 Arabidopsis thaliana FDM2 gene Proteins 0.000 description 1
- 101100119889 Arabidopsis thaliana FDM3 gene Proteins 0.000 description 1
- 101100119890 Arabidopsis thaliana FDM4 gene Proteins 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
Images
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
- H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
- H02J3/241—The oscillation concerning frequency
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
-
- 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
- H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/328—Blade pitch angle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/337—Electrical grid status parameters, e.g. voltage, frequency or power demand
-
- 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
- Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Wind Motors (AREA)
Abstract
本公开提供了一种电网频率扰动过程风储协调控制方法及***，包括：实时获取电网频率数据，并计算当前电网频率与工频频率之间的差值；基于所述差值确定当前频率扰动模式；根据不同的频率扰动模式，采用基于桨矩角预留的控制策略，并考虑变桨速率对机组载荷特性的影响，利用储能装置释放电能。所述方案充分利用了储能装置能量释放便捷、功率输出无延时、功率输出稳定可控等优点，与风电机组自身一次调频控制策略协同配合，实现减缓轴系冲击载荷与疲劳损伤的目的，对于优化风电机组载荷设计，提升风电机组的“电网友好”特性，保障机组及电网安全稳定运行具有重要意义。
Description
技术领域
本公开属于风储协调控制技术领域，尤其涉及一种电网频率扰动过程风储协调控制方法及***。
背景技术
本部分的陈述仅仅是提供了与本公开相关的背景技术信息，不必然构成在先技术。
风电渗透率越来越高，电力***等效惯量不断减小，电网扰动发生的频次也将越来越高。电网扰动对风电机组机械结构频繁冲击导致的机组安全稳定运行问题将日益突出，风电机组安全稳定运行面临重大挑战。
由于风电机组为传统的电力电子式并网，变频器实时监测电网***频率，当电网***频率由于电网***负荷突变等发生扰动时，变流器实时跟踪并调整机组输出电能的频率。该调整过程会导致风电机组发电机的电磁力矩产生振荡，电磁力矩振荡会破坏风电机组传动链***动载平衡，引起传动链扭振，显著增加传动链、塔筒等风电机组关键部件的疲劳与冲击载荷，进而导致传动链轴系扭振失稳，引发安全事故；另外，由于电磁力矩扰动会引起风电机组变桨剧烈动作(以抑制发电机转速和发电机功率上升)，导致风轮气动力矩变化，进而显著增加风电机组叶片根部、塔筒前后方向的载荷。特别是与电网具有强耦合作用的双馈型风电机组，电网频率扰动导致的机组机械***冲击载荷与疲劳损伤更为显著。
发明人发现，一方面，风电机组发电机电磁力矩振荡激励传动链轴系或塔筒左右方向某阶模态发生共振，进而造成较大的冲击载荷，对风电机组自身结构安全会造成威胁。另一方面，一个电网频率扰动过程在对风电机组机械***造成冲击载荷的同时，也对机组机械***部件产生一次疲劳损伤累积过程。整个寿命周期内，频繁的电网扰动过程，对于机组的累积疲劳载荷与损伤不容忽视。采用预变桨的方式实现机组一次调频响应是目前较为常见的控制策略。但是变桨过程中，由于桨距角发生变化以及桨距角变化快慢带来的惯性效应，机组各机械***部件会承受不同的载荷特性。
发明内容
本公开为了解决上述问题，提供了一种电网频率扰动过程风储协调控制方法及***，所述方案利用利用储能装置能量释放便捷、功率输出无延时、功率输出稳定可控的优点，与风电机组自身一次调频控制策略协同配合，实现减缓轴系冲击载荷与疲劳损伤的目的。
根据本公开实施例的第一个方面，提供了一种电网频率扰动过程风储协调控制方法，包括：
实时获取电网频率数据，并计算当前电网频率与工频频率之间的差值；
基于所述差值确定当前的频率扰动模式；
根据不同的频率扰动模式，采用基于桨矩角预留的控制策略，并考虑变桨速率对机组载荷特性的影响，利用储能装置释放电能；
其中，当0≤差值＜0.1Hz时，判别为频率扰动模式一：机组频率控制进入死区模式，机组自身不采取任何动作；当0.1Hz≤差值＜0.15Hz时，判别为频率扰动模式二：首先启用储能装置，根据缺口功率的大小以及电网要求的有功支撑时间，设置储能支撑功率的大小，为电网提供有功支撑，机组预留桨距角不动作；当0.15Hz≤差值＜0.2Hz时，判别为频率扰动模式三：首先全额释放储能装置的能量，计算当前***能量差额，同时，根据当前***能量差额调整机组预留桨距角大小；当差值≥0.2Hz时：判别为频率扰动模式四，采用储能释放和桨距角调零叠加的模式，在桨距角调零的同时，通过储能装置向电网注入能量；
在所述频率扰动模式三中，
且
考虑到变桨速率对机组载荷特性的影响，对变桨速率进行动态查表控制，该模式下，变桨速率设定为：
在所述频率扰动模式四中，
考虑到变桨速率对机组载荷特性的影响，对变桨速率进行动态查表控制，该模式下，变桨速率设定为：
其中，E为储能装置配置的能量，P0为电网频率扰动需要注入的有功功率，P1为机组最大功率追踪模式的有功功率输出，P2为预留的桨距角全部释放形成的有功功率输出增量，Δt为储能装置的持续放电时间。
进一步的，所述电网频率数据的获取采用电网频率观测器，其包括变频器和频率比较器，所述变频器实时监测电网频率，所述频率比较器计算当前电网频率与工频频率之间的差值。
根据本公开实施例的第二个方面，提供了一种电网频率扰动过程风储协调控制***，包括：
数据采集单元，其配置为实时获取电网频率数据，并计算当前电网频率与工频频率之间的差值；
扰动模式识别单元，其配置为基于所述差值确定当前的频率扰动模式；
控制单元，其配置为根据不同的频率扰动模式，采用基于桨矩角预留的控制策略，并考虑变桨速率对机组载荷特性的影响，利用储能装置释放电能；
其中，当0≤差值＜0.1Hz时，判别为频率扰动模式一：机组频率控制进入死区模式，机组自身不采取任何动作；当0.1Hz≤差值＜0.15Hz时，判别为频率扰动模式二：首先启用储能装置，根据缺口功率的大小以及电网要求的有功支撑时间，设置储能支撑功率的大小，为电网提供有功支撑，机组预留桨距角不动作；当0.15Hz≤差值＜0.2Hz时，判别为频率扰动模式三：首先全额释放储能装置的能量，计算当前***能量差额，同时，根据当前***能量差额调整机组预留桨距角大小；当差值≥0.2Hz时：判别为频率扰动模式四，采用储能释放和桨距角调零叠加的模式，在桨距角调零的同时，通过储能装置向电网注入能量；
在所述频率扰动模式三中，
且
考虑到变桨速率对机组载荷特性的影响，对变桨速率进行动态查表控制，该模式下，变桨速率设定为：
在所述频率扰动模式四中，
考虑到变桨速率对机组载荷特性的影响，对变桨速率进行动态查表控制，该模式下，变桨速率设定为：
其中，E为储能装置配置的能量，P0为电网频率扰动需要注入的有功功率，P1为机组最大功率追踪模式的有功功率输出，P2为预留的桨距角全部释放形成的有功功率输出增量，Δt为储能装置的持续放电时间。
根据本公开实施例的第三个方面，提供了一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储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一种电网频率扰动过程风储协调控制方法。
根据本公开实施例的第四个方面，提供了一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现所述的一种电网频率扰动过程风储协调控制方法。
与现有技术相比，本公开的有益效果是：
(1)本公开所述方案提供了一种电网频率扰动过程风储协调载荷控制策略，充分利用了储能装置能量释放便捷、功率输出无延时、功率输出稳定可控等优点，与风电机组自身一次调频控制策略协同配合，实现减缓轴系冲击载荷与疲劳损伤的目的，对于优化风电机组载荷设计，提升风电机组的“电网友好”特性，保障机组及电网安全稳定运行具有重要意义。
(2)本公开所述方案聚焦于如何运用新的风储协调控制策略与方法，在实现机组一次调频的同时，尽可能降低电网频率扰动过程对风电机组机械结构的冲击载荷及疲劳损伤。基于双馈风电机组，本公开提出了一种带储能装置的电网频率跌落过程风电机组一次调频协同控制策略，同时兼顾了一次调频需求与机组载荷特性，考虑到储能装置放电特性以及变桨速率对于机组载荷特性的影响，根据不同的频率扰动模式，设置不同的频率响应控制策略，在弱化扰动过程对机组机械***冲击载荷与疲劳损伤的同时，实现频率与有功支撑。
本公开附加方面的优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本公开的实践了解到。
附图说明
构成本公开的一部分的说明书附图用来提供对本公开的进一步理解，本公开的示意性实施例及其说明用于解释本公开，并不构成对本公开的不当限定。
图1为本公开实施例一中所述的电网频率扰动过程风储协调控制方法流程图；
图2为本公开实施例一中所述的电网频率观测器结构示意图；
图3为本公开实施例一中所述的典型的频率扰动过程示意图；
图4为本公开实施例一中所述的风电机组快速频率响应有功-频率下垂特性示意图；
图5为本公开实施例一中所述的叶片变桨过程(不同变桨速率)；
图6为本公开实施例一中所述的不同叶片变桨速率条件下塔底载荷示意图。
具体实施方式
下面结合附图与实施例对本公开做进一步说明。
应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本公开提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本公开所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本公开的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
在不冲突的情况下，本公开中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
专业术语解释：
电网频率扰动：理想情况下风电机组经过变流器交流输出接入电网，电网频率为工频，即50Hz，但是随着大规模电力电子接入电网，电网频率扰动过程时有发生。电网频率扰动，可以定义为一种频率的波动现象，即电网频率不能维持50Hz不变。典型的电网频率扰动，如下图3所示。
风电机组载荷特性：风电机组是一种复杂的机械电气***，其主要关键部件承受各种载荷，主要来源包括：风载荷、自重、惯性载荷等。风电机组载荷特性是指机组各主要部件在不同运行工况下的结构响应特性，涉及极限载荷与疲劳载荷两个方面，与机组结构自身安全稳定运行以及寿命直接相关。风电机组载荷控制本身是一个复杂的***性问题，涉及气动特性、气弹特性以及多体动力学特性等多个方面。
快速频率响应：风电机组利用相应的有功控制***，完成机组有功功率和并网点电网频率的下垂特性控制，使其在并网点具备参与电网频率快速调整能力。
基本理论说明：
针对风电机组一次调频响应特性，风电机组利用自身的有功控制***、单机或加装独立控制装置完成有功-频率下垂特性控制，使其在并网点具备参与电网频率快速调整能力。快速频率响应有功—频率下垂特性通过设定频率与有功功率折线函数实现，即：
式中：fd为快速频率响应死区，Hz；fn为***额定频率，50Hz；Pn为风电机组额定功率，MW；δ％为风电机组快速频率响应调差率；P0为风电机组有功功率初值，MW；如图4中展示了风电机组快速频率响应有功-频率下垂特性示意图。
即，在不同的频率幅度波动幅值条件下，电网需要机组支撑的有功功率不同。当电网频率降低至49.8Hz以下时，机组需要能够支撑额定功率的10％注入电网，以维持机组与电网的安全稳定运行。目前，针对风电机组频率适应性，已有相关规范开展频率偏差适应性测试，具体测试要求，如表1所示。
表1风电机组频率偏差适应性测试内容
由于风电机组为传统的电力电子式并网，变频器实时监测电网***频率，当电网***频率由于电网***负荷突变等发生扰动时，变流器实时跟踪并调整机组输出电能的频率。该调整过程会导致风电机组发电机的电磁力矩产生振荡，电磁力矩振荡会破坏风电机组传动链***动载平衡，引起传动链扭振，显著增加传动链、塔筒等风电机组关键部件的疲劳与冲击载荷，进而导致传动链轴系扭振失稳，引发安全事故；另外，由于电磁力矩扰动会引起风电机组变桨剧烈动作(以抑制发电机转速和发电机功率上升)，导致风轮气动力矩变化，进而显著增加风电机组叶片根部、塔筒前后方向的载荷。特别是与电网具有强耦合作用的双馈型风电机组，电网频率扰动导致的机组机械***冲击载荷与疲劳损伤更为显著。
一方面，风电机组发电机电磁力矩振荡激励传动链轴系或塔筒左右方向某阶模态发生共振，进而造成较大的冲击载荷，对风电机组自身结构安全会造成威胁。另一方面，一个电网频率扰动过程在对风电机组机械***造成冲击载荷的同时，也对机组机械***部件产生一次疲劳损伤累积过程。整个寿命周期内，频繁的电网扰动过程，对于机组的累积疲劳载荷与损伤不容忽视。
采用预变桨的方式实现机组一次调频响应是目前较为常见的控制策略。但是变桨过程中，由于桨距角发生变化以及桨距角变化快慢带来的惯性效应，机组各机械***部件会承受不同的载荷特性。
对于风电机组而言，当气流流经风电机组叶片旋转扫掠面时，对叶片产生巨大的推力，而后通过风电机组传动链，最终传递至塔筒底部。现有技术中，在桨距角变化过程中，叶片变桨速率对机组载荷特性存在较大影响。为了便于分析叶片变桨速率与风电机组结构部件载荷特性之间的关系，本公开所述方案将风电机组各个结构部件的力学模型进行简化，简化后的风电机组线性模型，其状态方程可以表述为：
式中，Ωr为风轮转速；J为风电机组转动惯量；Mr为叶轮转矩。根据叶素理论，叶片根部摆振弯矩、挥舞弯矩与风速、桨距角之间的关系可以表示为：
式中，Mzi表示第i个叶片的挥舞弯矩；Fxi表示第i个叶片挥舞方向受力；Mxi表示第i个叶片的摆振弯矩；Fzi表示第i个叶片摆振方向受力；hMz，hFx，hMx，hFz，kMz，kFx，kMx，kFz表示工作点附近线性化处理后的系数，可表示为：
叶轮的气动力矩Ta、轴向力Fa、塔筒俯仰弯矩Mtilt、塔筒倾覆弯矩Mroll可以表示为：
式中，φi表示第i个叶片的叶轮方位角；Ta表示叶轮气动力矩；Fa表示叶轮轴向力；Mtilt表示塔筒俯仰弯矩；Mroll表示塔筒倾覆弯矩。
目前，绝大多数风电机组采用独立变桨的方式，同时采集3个叶片根部的弯矩信号，通过科勒曼坐标转换得出风电机组的俯仰力矩和倾覆力矩。然后对俯仰力矩和倾覆力矩进行科勒曼逆变换，可得出3个叶片对应的需要调整的叶片角度，进而得出3个叶片的桨距角。
为了控制机组承受的载荷情况，需要对3个叶片的桨距角进行不断的调整，即变桨过程。考虑到结构惯性、时间常数等因素，桨距角调整的速度，也即叶片变桨速率将会对机组机械***承载情况产生重要影响，具体的，图5中展示了叶片变桨过程，图6中展示了不同叶片变桨速率条件下塔底载荷，表2中展示了不同变桨速率条件下的塔底载荷响应特性。
表2不同变桨速率条件下的塔底载荷响应特性
实施例一：
本实施例的目的是提供一种电网频率扰动过程风储协调控制方法。
转速转矩控制是风电机组核心控制策略，对于机组的载荷特性存在较大影响。当电网频率发生扰动时，***惯量降低，转速-转矩特性是协调机组自身功率输出与调频特性的关系纽带。本专利提出一种带储能装置的电网频率扰动过程机组载荷优化控制策略，通过协调控制电网频率扰动过程转速转矩控制策略，在采用桨距角预留方式的同时，适时协调释放储能装置的能量，使得机组在频率扰动过程机械***平稳动作，较大程度降低扰动过程对机组主要机械***(轴系)的冲击载荷与疲劳损伤。如图1所示，一种电网频率扰动过程风储协调控制方法，包括：
步骤1：实时获取电网频率数据，并计算当前电网频率与工频频率之间的差值；
其中，本实施例中基于电网频率观测器，实时监测电网频率变化过程，识别当前频率扰动模式(Frequency Disturbance Mode)，基于频率扰动的模式采取相应的应对控制策略。频率扰动监测模式识别过程如图2所示：
Fmeasure为变频器实时监测到的电网频率；△F为实测频率与频率50Hz之间的差值，定义为：
ΔF＝50-Fmeasure (7)
步骤2：基于所述差值确定当前频率扰动模式；
所述步骤2中，基于不同的△F值，风电机组进入不同的频率扰动模式，即：
(1)当0≤△F＜0.1Hz时，判别为频率扰动模式1(FDM1)；
(3)当0.1Hz≤△F＜0.15Hz时，判别为频率扰动模式2(FDM2)；
(3)当0.15Hz≤△F＜0.2Hz时，判别为频率扰动模式3(FDM3)；
(4)当△F≥0.2Hz时，判别为频率扰动模式4(FDM4)。
步骤3：根据不同的频率扰动模式，采用基于桨矩角预留的控制策略，并考虑变桨速率对机组载荷特性的影响，利用储能装置释放电能。
基于不同的频率扰动模式(Frequency Disturbance Mode)，考虑到电网***惯量支撑实际需求及当前机组的出力状态，同时兼顾扰动过程对机组机械***载荷冲击与疲劳损伤，采用不同的应对策略。本专利在基于桨距角预留的控制策略模式下，同时考虑变桨速率对机组载荷特性的影响，适时采用储能装置释放电能，以达到在迅速平稳的向电网注入有功的同时，保障机组机械***平稳运行，降低载荷冲击及疲劳损伤的目的。本专利储能装置容量按照机组额定功率运行小时发电量的5％配置。
(1)频率扰动模式1(FDM1)
当风电机组进入频率扰动模式1时，机组频率控制进入死区模式，机组自身不采取任何特殊的动作。
(2)频率扰动模式2(FDM2)
当风电机组进入频率扰动模式2时，机组由最大功率追踪模式，切换至当前状态。假定当前状态下，为了应对电网频率扰动需要注入的有功为P0，机组最大功率追踪模式的功率输出为P1，预留的桨距角全部释放，形成的有功输出增量为P2，储能装置配置的能量为E(kWh)，持续放电时间Δt。在此运行模式下，P0＞P1且
储能释放的能量足够支撑有功差额需求。此时，储能装置能量释放速率(即功率)可设定为Pst有：
Pst＝P0-P1 (8)
在该模式下，首先启用储能装置，根据缺口功率的大小以及电网要求的有功支撑时间，设置储能支撑功率的大小，为电网提供有功支撑，机组预留桨距角不动作。
(3)频率扰动模式3(FDM3)
当风电机组进入频率扰动模式3时，机组由最大功率追踪模式，切换至当前状态。假定当前状态下，为了应对电网频率扰动需要注入的有功为P0，机组最大功率追踪模式的功率输出为P1，预留的桨距角全部释放，形成的有功输出增量为P2，储能装置配置的能量为E(kWh)，持续放电时间Δt，在此运行模式下
且
考虑到变桨速率对机组载荷特性的影响，对变桨速率进行动态查表控制，该模式下，变桨速率可以设定为：
首先全额释放储能装置的能量，评估当前***能量差额，同时适时调整机组预留桨距角大小。叶片变桨过程中，考虑到变桨速率对机组机械***载荷的影响，控制变桨速率
使得机组能够增大出力的同时，各机械***结构能够平稳输出，减小机组变桨动作过程对机组机械***冲击载荷与疲劳损伤。
(4)频率扰动模式4(FDM4)
当风电机组进入频率扰动模式4时，机组由最大功率追踪模式，切换至当前状态。假定当前状态下，为了应对电网频率扰动需要注入的有功为P0，机组最大功率追踪模式的功率输出为P1，预留的桨距角全部释放，形成的有功输出增量为P2，储能装置配置的能量为E(kWh)，持续放电时间Δt，在此运行模式下
<P0，考虑到变桨速率对机组载荷特性的影响，对变桨速率进行动态查表控制，该模式下，变桨速率可以设定为：
采用储能释放和桨距角调零叠加的模式，在桨距角调零的同时，变桨速率
通过储能装置向电网注入能量。在该模式下，机组转速转矩控制环节增加带通滤波器，滤除频率扰动导致的转速波动主频率带，施加电气控制阻尼，减小扰动过程对机组的冲击载荷与疲劳损伤，基于电网频率变化趋势，适时调整并减小机组叶片预留的角度，增加风电机组输出功率。
本公开所述方案聚焦于如何运用新的风储协调控制策略与方法，在实现机组一次调频的同时，尽可能降低电网频率扰动过程对风电机组机械结构的冲击载荷及疲劳损伤。基于双馈风电机组，所述方案提出了一种带储能装置的电网频率跌落过程风电机组一次调频协同控制策略，同时兼顾了一次调频需求与机组载荷特性，考虑到储能装置放电特性以及变桨速率对于机组载荷特性的影响，根据不同的频率扰动模式，设置不同的频率响应控制策略，在弱化扰动过程对机组机械***冲击载荷与疲劳损伤的同时，实现频率与有功支撑。
实施例二：
本实施例的目的是提供一种电网频率扰动过程风储协调控制***。
一种电网频率扰动过程风储协调控制***，包括：
数据采集单元，其配置为实时获取电网频率数据，并计算当前电网频率与工频频率之间的差值；
扰动模式识别单元，其配置为基于所述差值确定当前频率扰动模式；
控制单元，其配置为根据不同的频率扰动模式，采用基于桨矩角预留的控制策略，并考虑变桨速率对机组载荷特性的影响，利用储能装置释放电能。
在更多实施例中，还提供：
一种电子设备，包括存储器和处理器以及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机指令，所述计算机指令被处理器运行时，完成实施例一中所述的方法。为了简洁，在此不再赘述。
应理解，本实施例中，处理器可以是中央处理单元CPU，处理器还可以是其他通用处理器、数字信号处理器DSP、专用集成电路ASIC，现成可编程门阵列FPGA或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。
存储器可以包括只读存储器和随机存取存储器，并向处理器提供指令和数据、存储器的一部分还可以包括非易失性随机存储器。例如，存储器还可以存储设备类型的信息。
一种计算机可读存储介质，用于存储计算机指令，所述计算机指令被处理器执行时，完成实施例一中所述的方法。
实施例一中的方法可以直接体现为硬件处理器执行完成，或者用处理器中的硬件及软件模块组合执行完成。软件模块可以位于随机存储器、闪存、只读存储器、可编程只读存储器或者电可擦写可编程存储器、寄存器等本领域成熟的存储介质中。该存储介质位于存储器，处理器读取存储器中的信息，结合其硬件完成上述方法的步骤。为避免重复，这里不再详细描述。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本实施例描述的各示例的单元即算法步骤，能够以电子硬件或者计算机软件和电子硬件的结合来实现。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本申请的范围。
上述实施例提供的一种电网频率扰动过程风储协调控制方法及***可以实现，具有广阔的应用前景。
以上所述仅为本公开的优选实施例而已，并不用于限制本公开，对于本领域的技术人员来说，本公开可以有各种更改和变化。凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。
上述虽然结合附图对本公开的具体实施方式进行了描述，但并非对本公开保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本公开的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本公开的保护范围以内。
Claims (5)
1.一种电网频率扰动过程风储协调控制方法，其特征在于，包括：
实时获取电网频率数据，并计算当前电网频率与工频频率之间的差值；
基于所述差值确定当前的频率扰动模式；
根据不同的频率扰动模式，采用基于桨矩角预留的控制策略，并考虑变桨速率对机组载荷特性的影响，利用储能装置释放电能；
其中，当0≤差值＜0.1Hz时，判别为频率扰动模式一：机组频率控制进入死区模式，机组自身不采取任何动作；当0.1Hz≤差值＜0.15Hz时，判别为频率扰动模式二：首先启用储能装置，根据缺口功率的大小以及电网要求的有功支撑时间，设置储能支撑功率的大小，为电网提供有功支撑，机组预留桨距角不动作；当0.15Hz≤差值＜0.2Hz时，判别为频率扰动模式三：首先全额释放储能装置的能量，计算当前***能量差额，同时，根据当前***能量差额调整机组预留桨距角大小；当差值≥0.2Hz时：判别为频率扰动模式四，采用储能释放和桨距角调零叠加的模式，在桨距角调零的同时，通过储能装置向电网注入能量；
在所述频率扰动模式三中，
且
考虑到变桨速率对机组载荷特性的影响，对变桨速率进行动态查表控制，该模式下，变桨速率设定为：
在所述频率扰动模式四中，
考虑到变桨速率对机组载荷特性的影响，对变桨速率进行动态查表控制，该模式下，变桨速率设定为：
其中，E为储能装置配置的能量，P0为电网频率扰动需要注入的有功功率，P1为机组最大功率追踪模式的有功功率输出，P2为预留的桨距角全部释放形成的有功功率输出增量，Δt为储能装置的持续放电时间。
2.如权利要求1所述的电网频率扰动过程风储协调控制方法，其特征在于，所述电网频率数据的获取采用电网频率观测器，其包括变频器和频率比较器，所述变频器实时监测电网频率，所述频率比较器计算当前电网频率与工频频率之间的差值。
3.一种电网频率扰动过程风储协调控制***，其特征在于，包括：
数据采集单元，其配置为实时获取电网频率数据，并计算当前电网频率与工频频率之间的差值；
扰动模式识别单元，其配置为基于所述差值确定当前的频率扰动模式；
控制单元，其配置为根据不同的频率扰动模式，采用基于桨矩角预留的控制策略，并考虑变桨速率对机组载荷特性的影响，利用储能装置释放电能；
其中，当0≤差值＜0.1Hz时，判别为频率扰动模式一：机组频率控制进入死区模式，机组自身不采取任何动作；当0.1Hz≤差值＜0.15Hz时，判别为频率扰动模式二：首先启用储能装置，根据缺口功率的大小以及电网要求的有功支撑时间，设置储能支撑功率的大小，为电网提供有功支撑，机组预留桨距角不动作；当0.15Hz≤差值＜0.2Hz时，判别为频率扰动模式三：首先全额释放储能装置的能量，计算当前***能量差额，同时，根据当前***能量差额调整机组预留桨距角大小；当差值≥0.2Hz时：判别为频率扰动模式四，采用储能释放和桨距角调零叠加的模式，在桨距角调零的同时，通过储能装置向电网注入能量；
在所述频率扰动模式三中，
且
考虑到变桨速率对机组载荷特性的影响，对变桨速率进行动态查表控制，该模式下，变桨速率设定为：
在所述频率扰动模式四中，
考虑到变桨速率对机组载荷特性的影响，对变桨速率进行动态查表控制，该模式下，变桨速率设定为：
其中，E为储能装置配置的能量，P0为电网频率扰动需要注入的有功功率，P1为机组最大功率追踪模式的有功功率输出，P2为预留的桨距角全部释放形成的有功功率输出增量，Δt为储能装置的持续放电时间。
4.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储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如权利要求1-2任一项所述的电网频率扰动过程风储协调控制方法。
5.一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该程序被处理器执行时实现如权利要求1-2任一项所述的电网频率扰动过程风储协调控制方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110534352.5A CN113224774B (zh) | 2021-05-17 | 2021-05-17 | 一种电网频率扰动过程风储协调控制方法及*** |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110534352.5A CN113224774B (zh) | 2021-05-17 | 2021-05-17 | 一种电网频率扰动过程风储协调控制方法及*** |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113224774A CN113224774A (zh) | 2021-08-06 |
| CN113224774B true CN113224774B (zh) | 2022-07-26 |
Family
ID=77092395
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110534352.5A Active CN113224774B (zh) | 2021-05-17 | 2021-05-17 | 一种电网频率扰动过程风储协调控制方法及*** |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113224774B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113783208B (zh) * | 2021-11-10 | 2022-03-08 | 中国电力科学研究院有限公司 | 一种双馈型机组风电场虚拟惯量控制方法和*** |
| CN115370537B (zh) * | 2022-10-25 | 2023-02-28 | 山东大学 | 基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法及*** |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105449725A (zh) * | 2015-12-22 | 2016-03-30 | 新疆金风科技股份有限公司 | 直驱风力发电机组频率穿越方法和装置 |
| CN109861242B (zh) * | 2017-11-30 | 2021-04-16 | 中国电力科学研究院有限公司 | 一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法及*** |
| CA3082177A1 (en) * | 2019-06-05 | 2020-12-05 | Battelle Memorial Institute | Control of energy storage to reduce electric power system off-nominal frequency deviations |
| CN112152242A (zh) * | 2020-08-19 | 2020-12-29 | 中国电力科学研究院有限公司 | 一种风电机组与储能协同参与***频率调节的方法和*** |
-
2021
- 2021-05-17 CN CN202110534352.5A patent/CN113224774B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113224774A (zh) | 2021-08-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3601789B1 (en) | System and method to manage torsional oscillation of a wind turbine tower | |
| EP2306005B1 (en) | Method for reducing vibrations in wind turbines and wind turbine implementing said method | |
| CN102472249B (zh) | 风力发电装置、风力发电装置的控制方法、风力发电***及风力发电***的控制方法 | |
| EP2108825B1 (en) | System and method for reducing rotor loads in a wind turbine upon detection of blade-pitch failure and loss of counter-torque | |
| US7488155B2 (en) | Method and apparatus for wind turbine braking | |
| CN102308084B (zh) | 风轮机设备中的叶片桨距控制 | |
| US10590912B2 (en) | Counteracting tower oscillations of an idling wind turbine | |
| CN113224774B (zh) | 一种电网频率扰动过程风储协调控制方法及*** | |
| US8979492B2 (en) | Methods and systems for determining a pitch angle offset signal and for controlling a rotor frequency of a rotor of a wind turbine for speed avoidance control | |
| EP2658112B1 (en) | Methods and Systems for Controlling a Power Converter | |
| CN107429669A (zh) | 用于具有多个转子的风力涡轮机***的具有局部控制器和中央控制器的控制*** | |
| CN102926930B (zh) | 一种风力发电***的独立变桨控制方法 | |
| CA2664080A1 (en) | Wind turbine with blade pitch control to compensate for wind shear and wind misalignment | |
| CN107681689A (zh) | 双馈风机在微电网中的频率控制参数选取方法 | |
| CN105794067A (zh) | 具有改进的上升时间的风力发电站 | |
| CN107882680A (zh) | 一种用于风力发电机组的转速控制方法 | |
| CN113323804B (zh) | 解决风力发电机组塔架二阶前后振动的控制方法与模块 | |
| Liu et al. | Individual pitch control strategy of wind turbine to reduce load fluctuations and torque ripples | |
| CN115370537B (zh) | 基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法及*** | |
| Gao | Individual pitch control of large-scale wind turbine based on load calculation | |
| Bin et al. | Azimuth weight coefficient based independent variable pitch control strategy | |
| Shi et al. | Study on independent blade pitch control for huge wind turbines | |
| CN113452019B (zh) | 一种电网失电条件下的风电机组极限载荷控制***及方法 | |
| Clark | Design and initial performance of a 500-kW vertical-axis wind turbine | |
| Ximei et al. | Individual variable pitch control of wind turbines |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |