一种风电机组一次调频与虚拟惯量协调控制方法及装置与流程

本发明涉及新能源发电控制技术领域，具体涉及一种风电机组一次调频与虚拟惯量协调控制方法及装置。

背景技术：

风电机组转速与系统频率解耦，且风电机组正常运行于最大功率跟踪控制状态时，使风电机组无法响应电网频率变化，风电机组旋转动能被“隐藏”起来，无法帮助电网降低系统频率变化速率，风电机组亦不具备一次调频能力，使大规模风电并网系统的频率稳定性下降。

风电机组可以利用机组自身旋转动能参与系统调频，以及附加频率响应控制的设计使机组具备虚拟惯量与一次调频能力，现有技术针对虚拟惯量与一次调频的协调控制方法主要是通过单台风电机组实现，缺乏对风电机组之间耦合特性及风电场整体综合能力的考虑。大规模风电机组之间耦合特性突出，在新能源发电响应系统频率变化时这种耦合特性将会产生不可忽视的影响。

技术实现要素：

针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种风电机组一次调频与虚拟惯量协调控制方法及装置，通过综合在风电机组层面与风电场层面协调快速虚拟惯量控制和慢速一次调频控制实现风电机组的频率响应，准确提高电网系统的稳定性。

本发明的目的是采用下述技术方案实现的：

本发明提供一种风电机组一次调频与虚拟惯量协调控制方法，其改进之处在于，包括：

根据电网频率确定风电场一次调频控制的附加功率和风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率；

根据风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组的功率参考值和桨距角控制值；

利用风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率对风电场中各风电机组的功率参考值进行修正，获得风电场中各风电机组的功率控制值；

按照风电场中各风电机组的桨距角控制值和风电机组的功率控制值调节风电场中各风电机组的桨距角和功率。

优选地，所述根据电网频率确定风电场一次调频控制的附加功率和风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率，包括：

按下式确定所述风电场一次调频控制的附加功率δp：

δp＝k(fref-f-fδ)

式中，f为电网频率，k为比例系数，fref为参考频率，fδ为电网频率死区。

按下式确定各风电机组虚拟惯量控制的附加功率：

式中，δpf,i为第i个风电机组虚拟惯量控制的附加功率，k′为微分系数，ωi为第i个风电机组的转速，d为微分符号，t为控制时刻，ωmin为风电机组转速的最小限值，ωmax为风电机组转速的最大限值，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

优选地，所述根据风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组的功率参考值和桨距角控制值，包括：

基于所述风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率备用系数；

获取所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值和转速标准值；

将所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值和转速标准值分别输入两个pi控制器，获得各风电机组的功率参考值和桨距角参考值；

利用所述各风电机组的桨距角参考值对所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值进行修正，获得各风电机组的桨距角控制值。

进一步地，所述基于所述风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率备用系数，包括：

按下式对风电场一次调频控制的附加功率进行修正：

式中，δp为风电场一次调频控制的附加功率，δp′为修正后的风电场一次调频控制的附加功率，δpmax为风电场一次调频控制的附加功率的最大限值，δpmin为风电场一次调频控制的附加功率的最小限值；

基于所述δp′，按下式确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率指令值：

式中，pefi为第i个风电机组一次调频控制的功率指令值，peoi为第i个风电机组一次调频控制前的功率，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数；

按下式确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率备用系数：

式中，kfi为第i个风电机组一次调频控制的功率备用系数，koi为第i个风电机组一次调频控制前的功率备用系数，peoi为第i个风电机组一次调频控制前的功率，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

进一步地，所述利用所述各风电机组的桨距角参考值对所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值进行修正，获得各风电机组的桨距角控制值，包括：

按下式确定第i个风电机组的桨距角控制值βref,i：

βref,i＝βi,0+βi

式中，βi,0为第i个风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值，βi为第i个风电机组的桨距角参考值，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

优选地，所述利用风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率对风电场中各风电机组的功率参考值进行修正，获得风电场中各风电机组的功率控制值，包括：

按下式确定第i个风电机组的功率控制值pref,i：

pref,i＝pi,0+δpi

式中，pi,0为第i个风电机组的功率参考值，δpi为第i个风电机组虚拟惯量控制的附加功率，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

基于同一发明构思，本发明还提供一种风电机组一次调频与虚拟惯量协调控制装置，其改进之处在于，包括：

第一确定单元，用于根据电网频率确定风电场一次调频控制的附加功率和风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率；

第二确定单元，用于根据风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组的功率参考值和桨距角控制值；

第三确定单元，用于利用风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率对风电场中各风电机组的功率参考值进行修正，获得风电场中各风电机组的功率控制值；

控制单元，用于按照风电场中各风电机组的桨距角控制值和风电机组的功率控制值调节风电场中各风电机组的桨距角和功率。

优选地，所述第一确定单元，具体用于：

按下式确定所述风电场一次调频控制的附加功率δp：

δp＝k(fref-f-fδ)

式中，f为电网频率，k为比例系数，fref为参考频率，fδ为电网频率死区。

按下式确定各风电机组虚拟惯量控制的附加功率：

式中，δpf,i为第i个风电机组虚拟惯量控制的附加功率，k′为微分系数，ωi为第i个风电机组的转速，d为微分符号，t为控制时刻，ωmin为风电机组转速的最小限值，ωmax为风电机组转速的最大限值，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

优选地，所述第二确定单元，具体用于：

基于所述风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率备用系数；

获取所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值和转速标准值；

将所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值和转速标准值分别输入两个pi控制器，获得各风电机组的功率参考值和桨距角参考值；

利用所述各风电机组的桨距角参考值对所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值进行修正，获得各风电机组的桨距角控制值。

优选地，所述第三确定单元，具体用于：

按下式确定第i个风电机组的功率控制值pref,i：

pref,i＝pi,0+δpi

式中，pi,0为第i个风电机组的功率参考值，δpi为第i个风电机组虚拟惯量控制的附加功率，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

与最接近的现有技术相比，本发明具有的有益效果：

本发明涉及一种风电机组一次调频控制方法及装置，包括：根据电网频率确定风电场一次调频控制的附加功率和风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率；根据风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组的功率参考值和桨距角控制值；利用风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率对风电场中各风电机组的功率参考值进行修正，获得风电场中各风电机组的功率控制值；按照风电场中各风电机组的桨距角控制值和风电机组的功率控制值调节风电场中各风电机组的桨距角和功率；本发明对风电机组采用一次调频控制和虚拟惯量控制相结合的控制策略，可以改善大规模风电并网系统的频率稳定性。

其中，在一次调频环节，本发明综合风电场层面和风电机组层面获得各风电机组一次调频控制功率，考虑了风电场整体的响应能力，提高了电网系统的稳定性，考虑风电场中所有机组调频前的功率，将机组之间的相互作用考虑在内，降低了机组之间耦合性对风电场参与电网频率响应的影响；

在虚拟惯量环节，考虑了各机组的转子的转速以及转速约束，提高了虚拟惯量环节的准确性和使在转子转速过低时闭锁以免风机转速越限。

附图说明

图1是本发明一次调频与虚拟惯量协调控制方法流程图；

图2是本发明一次调频与虚拟惯量协调控制装置示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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它实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供一种风电机组一次调频与虚拟惯量协调控制方法，如图1所示，包括：

步骤s1.根据电网频率确定风电场一次调频控制的附加功率和风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率；

步骤s2.根据风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组的功率参考值和桨距角控制值；

步骤s3.利用风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率对风电场中各风电机组的功率参考值进行修正，获得风电场中各风电机组的功率控制值；

步骤s4.按照风电场中各风电机组的桨距角控制值和风电机组的功率控制值调节风电场中各风电机组的桨距角和功率。

为了更加清楚地表明本发明的目的，下面结合具体实施例对本发明的方案做进一步说明。

在本发明的实施例中，上述步骤s1.根据电网频率确定风电场一次调频控制的附加功率和风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率，包括：

按下式确定所述风电场一次调频控制的附加功率δp：

δp＝k(fref-f-fδ)

式中，f为电网频率，k为比例系数，fref为参考频率，fδ为电网频率死区。

按下式确定各风电机组虚拟惯量控制的附加功率：

式中，δpf,i为第i个风电机组虚拟惯量控制的附加功率，k′为微分系数，ωi为第i个风电机组的转速，d为微分符号，t为控制时刻，ωmin为风电机组转速的最小限值，ωmax为风电机组转速的最大限值，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

在本发明的实施例中，上述步骤s2.根据风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组的功率参考值和桨距角控制值，包括：

基于所述风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率备用系数；

获取所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值和转速标准值；

将所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值和转速标准值分别输入两个pi控制器，获得各风电机组的功率参考值和桨距角参考值；

利用所述各风电机组的桨距角参考值对所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值进行修正，获得各风电机组的桨距角控制值。

具体地，上述基于所述风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率备用系数，包括：

按下式对风电场一次调频控制的附加功率进行修正：

式中，δp为风电场一次调频控制的附加功率，δp′为修正后的风电场一次调频控制的附加功率，δpmax为风电场一次调频控制的附加功率的最大限值，δpmin为风电场一次调频控制的附加功率的最小限值；

基于所述δp′，按下式确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率指令值：

式中，pefi为第i个风电机组一次调频控制的功率指令值，peoi为第i个风电机组一次调频控制前的功率，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数；

按下式确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率备用系数：

式中，kfi为第i个风电机组一次调频控制的功率备用系数，koi为第i个风电机组一次调频控制前的功率备用系数，peoi为第i个风电机组一次调频控制前的功率，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

其中，上述利用所述各风电机组的桨距角参考值对所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值进行修正，获得各风电机组的桨距角控制值，包括：

按下式确定第i个风电机组的桨距角控制值βref,i：

βref,i＝βi,0+βi

式中，βi,0为第i个风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值，βi为第i个风电机组的桨距角参考值，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

在本发明的实施例中，上述步骤s3.利用风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率对风电场中各风电机组的功率参考值进行修正，获得风电场中各风电机组的功率控制值，包括：

按下式确定第i个风电机组的功率控制值pref,i：

pref,i＝pi,0+δpi

式中，pi,0为第i个风电机组的功率参考值，δpi为第i个风电机组虚拟惯量控制的附加功率，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

基于同一发明构思，本发明还提供一种风电机组一次调频与虚拟惯量协调控制装置，如图2所示，包括：

第一确定单元，用于根据电网频率确定风电场一次调频控制的附加功率和风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率；

第二确定单元，用于根据风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组的功率参考值和桨距角控制值；

第三确定单元，用于利用风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率对风电场中各风电机组的功率参考值进行修正，获得风电场中各风电机组的功率控制值；

控制单元，用于按照风电场中各风电机组的桨距角控制值和风电机组的功率控制值调节风电场中各风电机组的桨距角和功率。

优选地，所述第一确定单元，具体用于：

按下式确定所述风电场一次调频控制的附加功率δp：

δp＝k(fref-f-fδ)

式中，f为电网频率，k为比例系数，fref为参考频率，fδ为电网频率死区。

按下式确定各风电机组虚拟惯量控制的附加功率：

式中，δpf,i为第i个风电机组虚拟惯量控制的附加功率，k′为微分系数，ωi为第i个风电机组的转速，d为微分符号，t为控制时刻，ωmin为风电机组转速的最小限值，ωmax为风电机组转速的最大限值，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

优选地，所述第二确定单元，具体用于：

基于所述风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率备用系数；

获取所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值和转速标准值；

将所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值和转速标准值分别输入两个pi控制器，获得各风电机组的功率参考值和桨距角参考值；

利用所述各风电机组的桨距角参考值对所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值进行修正，获得各风电机组的桨距角控制值。

具体地，上述基于所述风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率备用系数，包括：

按下式对风电场一次调频控制的附加功率进行修正：

式中，δp为风电场一次调频控制的附加功率，δp′为修正后的风电场一次调频控制的附加功率，δpmax为风电场一次调频控制的附加功率的最大限值，δpmin为风电场一次调频控制的附加功率的最小限值；

基于所述δp′，按下式确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率指令值：

式中，pefi为第i个风电机组一次调频控制的功率指令值，peoi为第i个风电机组一次调频控制前的功率，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数；

按下式确定风电场中各风电机组一次调频控制的功率备用系数：

式中，kfi为第i个风电机组一次调频控制的功率备用系数，koi为第i个风电机组一次调频控制前的功率备用系数，peoi为第i个风电机组一次调频控制前的功率，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

其中，上述利用所述各风电机组的桨距角参考值对所述各风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值进行修正，获得各风电机组的桨距角控制值，包括：

按下式确定第i个风电机组的桨距角控制值βref,i：

βref,i＝βi,0+βi

式中，βi,0为第i个风电机组一次调频控制的功率备用系数对应的桨距角标准值，βi为第i个风电机组的桨距角参考值，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

优选地，所述第三确定单元，具体用于：

按下式确定第i个风电机组的功率控制值pref,i：

pref,i＝pi,0+δpi

式中，pi,0为第i个风电机组的功率参考值，δpi为第i个风电机组虚拟惯量控制的附加功率，i∈[1,n]，n为风电场中风电机组总数。

综上所述，本发明涉及一种风电机组一次调频控制方法及装置，包括：根据电网频率确定风电场一次调频控制的附加功率和风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率；根据风电场一次调频控制的附加功率确定风电场中各风电机组的功率参考值和桨距角控制值；利用风电场中各风电机组虚拟惯量控制的附加功率对风电场中各风电机组的功率参考值进行修正，获得风电场中各风电机组的功率控制值；按照风电场中各风电机组的桨距角控制值和风电机组的功率控制值调节风电场中各风电机组的桨距角和功率；本发明对风电机组采用一次调频控制和虚拟惯量控制相结合的控制策略，可以改善大规模风电并网系统的频率稳定性。

其中，在一次调频环节，本发明综合风电场层面和风电机组层面获得各风电机组一次调频控制功率，考虑了风电场整体的响应能力，提高了电网系统的稳定性，考虑风电场中所有机组调频前的功率，将机组之间的相互作用考虑在内，降低了机组之间耦合性对风电场参与电网频率响应的影响；

在虚拟惯量环节，考虑了各机组的转子的转速以及转速约束，提高了虚拟惯量环节的准确性和使在转子转速过低时闭锁以免风机转速越限。

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。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。