CN107785916A - 一种电网调频的控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种电网调频的控制方法，涉及电网调频技术领域，解决了现有的电网调频的控制方法对电网调频进行的控制不稳定，且精确性较差的技术问题。该电网调频的控制方法包括：获取电网的频率偏差Δf；根据频率偏差Δf，获得电网的转子侧逆变器有功功率P和电网中风电机组的风机桨距角控制值β；根据转子侧逆变器有功功率P和风机桨距角控制值β，对电网调频进行控制。本发明应用于风电机组参与的电网调频。

Description

一种电网调频的控制方法

技术领域

本发明涉及电网调频技术领域，尤其涉及一种电网调频的控制方法。

背景技术

目前，随着风力发电的快速发展，风电接入电网的比例逐渐提高，利用变频器控制的风力发电通常与电网系统频率完全解耦，不能主动响应电网频率的变化，削弱了电网的转动惯量和调频能力，使得电网在扰动下的频率响应特性变差，带来频率稳定性问题。因此，研究风电机组参与的电网调频的控制方法迫在眉睫。

现有的风电机组参与的电网调频的控制方法大多需要采集风速数据，利用风速数据对电网调频进行控制，但在风速数据的采集过程中，通常会有误差，使得采集到的风速数据不够准确，导致利用该不准确风速数据对电网调频进行的控制不稳定，且精确性较差，无法满足风电机组参与的电网安全稳定运行的需求。

发明内容

本发明的目的在于提供一种电网调频的控制方法，用于稳定精确地对风电机组参与的电网调频进行控制，满足风电机组参与的电网安全稳定运行要求。

为解决上述技术问题，本发明提供一种电网调频的控制方法，采用如下技术方案：

该电网调频的控制方法包括：

获取电网的频率偏差Δf；

根据所述频率偏差Δf，获得所述电网的转子侧逆变器有功功率P和所述电网中风电机组的风机桨距角控制值β；

根据所述转子侧逆变器有功功率P和所述风机桨距角控制值β，对所述电网调频进行控制。

与现有技术相比，本发明提供的电网调频的控制方法具有以下有益效果：

在本发明提供的电网调频的控制方法中，只需要获得电网的频率偏差Δf，然后根据该频率偏差Δf，获得电网的转子侧逆变器有功功率P和电网中风电机组的风机桨距角控制值β之后，即可将转子侧逆变器的有功功率设定为获得的电网的转子侧逆变器有功功率，利用转子侧逆变器和桨距角控制值控制风电机组参与的电网调频，整个过程中，无需采集风速数据，避免了因采集的风速数据不准确而导致的对风电机组参与的电网调频的控制不稳定且精确性差的情况发生，稳定精确地对风电机组参与的电网调频进行了控制，满足了风电机组参与的电网安全稳定运行要求。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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发明的一些实施例，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为本发明实施例提供的电网调频的控制方法的流程图；

图2为本发明实施例提供的电网调频的控制系统的结构的示意图；

图3为本发明实施例提供的电网的减载运行功率轨迹的示意图。

附图标记说明：

1—电网频率偏差监测器， 2—微分器，

3—一次调频浆距角辅助调节器， 4—虚拟惯性控制器，

5—转子侧逆变器， 6—第二加法器，

31—一次调频所需有功计算模块， 32—减载水平设置模块，

33—浆距角减载控制模块， 34—转子转速检测模块，

35—浆距角计算模块， 36—第一加法器，

41—低通滤波器， 42—比例调节器。

具体实施方式

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他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明实施例提供一种电网调频的控制方法，如图1所示，该电网调频的控制方法包括：

步骤S1、获取电网的频率偏差Δf。示例性地，可使用如图2所示的电网调频的控制系统中的电网频率偏差监测器1来获取电网的频率偏差Δf。

步骤S2、根据频率偏差Δf，获得电网的转子侧逆变器有功功率P和电网中风电机组的风机桨距角控制值β。示例性地，可使用如图2所示的电网调频的控制系统中的微分器2、一次调频浆距角辅助调节器3、虚拟惯性控制器4，来获得电网的转子侧逆变器有功功率P和电网中风电机组的风机桨距角控制值β。

步骤S3、根据转子侧逆变器有功功率P和风机桨距角控制值β，对电网调频进行控制。

在本发明提供的电网调频的控制方法中，只需要获得电网的频率偏差Δf，然后根据该频率偏差Δf，获得电网的转子侧逆变器有功功率P和电网中风电机组的风机桨距角控制值β之后，即可将转子侧逆变器的有功功率设定为获得的电网的转子侧逆变器有功功率，利用转子侧逆变器和桨距角控制值控制风电机组参与的电网调频，整个过程中，无需采集风速数据，避免了因采集的风速数据不准确而导致的对风电机组参与的电网调频的控制不稳定且精确性差的情况发生，稳定精确地对风电机组参与的电网调频进行了控制，满足了风电机组参与的电网安全稳定运行要求。

示例性地，上述步骤S2中，根据频率偏差Δf，获得电网的转子侧逆变器有功功率P的步骤可包括：

S2a1、根据频率偏差Δf，获得电网减载运行有功功率P_LUT和惯性调频功率值P_SUP。

S2a2、根据电网减载运行有功功率P_LUT和惯性调频功率值P_SUP，获得电网的转子侧逆变器有功功率P，其中，P＝P_LUT+P_SUP。

示例性地，上述步骤S2a1中，根据频率偏差Δf，获得电网减载运行有功功率P_LUT的步骤可包括：

S2a11、根据频率偏差Δf，获得风电机组响应电网的频率变化的调频功率标幺值ΔP，ΔP＝K_f×Δf/f₀，其中，K_f为比例系数，f₀为电网的额定频率。

S2a12、根据调频功率标幺值ΔP，获得风电机组一次调频后有功功率减载运行水平P_d％，P_d％＝ΔP+(100-d)％，其中，d为风电机组减载运行比例。

S2a13、获取风电机组的转子转速和电网的减载运行功率轨迹(如图3所示)，根据风电机组的转子转速和风电机组一次调频后有功功率减载运行水平P_d％，获得电网减载运行有功功率P_LUT。

示例性地，上述步骤S2a1中，根据频率偏差Δf，获得惯性调频功率值P_SUP的具体步骤可包括：

根据频率偏差Δf，获得惯性调频功率值P_SUP，P_SUP＝K_d×d(Δf)/dt，其中，K_d为比例系数，d()/dt为微分算子。

此外，上述步骤S2中，根据频率偏差Δf，获得电网中风电机组的风机桨距角控制值β的步骤包括：

S2b1、根据频率偏差Δf，获得风电机组响应电网的频率变化的调频功率标幺值ΔP，ΔP＝K_f×Δf/f₀，其中，K_f为比例系数，f₀为所述电网的额定频率。

S2b2、根据调频功率标幺值ΔP，获得风电机组一次调频后有功功率减载运行水平P_d％，P_d％＝ΔP+(100-d)％，其中，d为风电机组减载运行比例。

S2b3、根据风电机组一次调频后有功功率减载运行水平P_d％，获得风机桨距角控制值β，C_p(λ_opt,β)＝P_d％×C_p,opt(λ_opt,β_min)，其中，为风电机组中风机运行最优叶尖速比，β_min为风电机组的最小风机桨距角。

需要补充的是，由于风电机组的机械功率可表示为P_m＝1/2×ρ×π×R²×v_w3×C_p(λ,β)，其中，ρ为空气密度，R为风轮半径，v_w为风速，C_p(λ,β)为风电机组中风力机的风能利用系数，λ为叶尖速比，λ＝ωR/v_w，ω为转子转速，β为浆距角，通过风电机组的机械功率公式可知，在某一给定风速下，风电机组机械功率与C_p(λ,β)成正比，且主要由转子转速和浆距角决定，要得到一定减载水平运行P_d％的机械功率等同于相同比例的C_p(λ,β)，因此，在获得了风电机组一次调频后有功功率减载运行水平P_d％之后，即可根据C_p(λ_opt,β)＝P_d％×C_p,opt(λ_opt,β_min)，获得风机桨距角控制值β，从而对风电机组参与的电网调频进行控制。

此外，为了便于本领域技术人员理解本发明实施例提供的电网调频的控制方法，本发明实施例还提供一种与上述电网调频的控制方法对应的电网调频的控制系统，如图2所示，该电网调频的控制系统包括：电网频率偏差监测器1、微分器2、一次调频浆距角辅助调节器3、虚拟惯性控制器4和转子侧逆变器5。其中，电网频率偏差监测器1的输出端分别与微分器2的输入端和一次调频浆距角辅助调节器3的输入端相连，一次调频浆距角辅助调节器3的输出端与转子侧逆变器5的输入端相连，微分器2的输出端与虚拟惯性控制器4的输入端相连，虚拟惯性控制器4的输出端与转子侧逆变器5的输入端相连。

示例性地，在使用上述电网调频的控制系统对风电机组参与的电网调频进行控制的过程中，当电网在扰动下出现频率波动时，即可通过电网频率偏差监测器1监测到电网的频率偏差，然后将该频率偏差分别输送至一次调频浆距角辅助调节器3和微分器2，即可通过一次调频桨距角辅助调节器3获得桨距角控制值和电网减载运行有功功率，并通过微分器2和与该微分器2相连的虚拟惯性控制器4获得电网的惯性调频功率，将获得的电网减载运行功率与惯性调频功率输送至转子侧逆变器5之后，即可获得控制该电网调频的转子侧逆变器5的有功功率(转子侧逆变器5的有功功率等于电网减载运行有功功率与惯性调频功率之和)，利用转子侧逆变器5的有功功率和桨距角控制值来控制电网调频。

在本实施例提供的电网调频的控制系统中，电网频率偏差监测器1的输出端分别与微分器2的输入端和一次调频浆距角辅助调节器3的输入端相连，且一次调频浆距角辅助调节器3的输出端与转子侧逆变器5的输入端相连，微分器2的输出端与虚拟惯性控制器4的输入端相连，虚拟惯性控制器4的输出端与转子侧逆变器5的输入端相连，这就使得在使用上述电网调控的控制系统对风电机组参与的电网调频进行控制时，只需要通过电网频率偏差监测器1监测到电网的频率偏差，然后将该频率偏差分别输送至一次调频浆距角辅助调节器3和微分器2，即可通过一次调频桨距角辅助调节器3获得桨距角控制值和电网减载运行有功功率，并通过微分器2和与该微分器2相连的虚拟惯性控制器4获得电网的惯性调频功率，将获得的电网减载运行有功功率与惯性调频功率输送至转子侧逆变器5之后，即可获得控制该电网调频的转子侧逆变器5的有功功率，从而无需采集风速数据，利用转子侧逆变器5和桨距角控制值即可控制风电机组参与的电网调频，避免了因风速数据不准确而导致的对风电机组参与的电网调频的控制不稳定且精确性差的情况发生，稳定精确地对风电机组参与的电网调频进行了控制，满足了风电机组参与的电网安全稳定运行要求。

示例性地，如图2所示，上述一次调频浆距角辅助调节器3可包括：一次调频所需有功计算模块31、减载水平设置模块32、浆距角减载控制模块33、转子转速检测模块34和浆距角计算模块35。其中，一次调频所需有功计算模块31的输入端与电网频率偏差监测器1的输出端相连，一次调频所需有功计算模块31的输出端、减载水平设置模块32的输出端和转子转速检测模块34的输出端均与浆距角减载控制模块33的输入端相连，浆距角减载控制模块33的输出端与转子侧逆变器5的输入端相连；一次调频所需有功计算模块31的输出端和减载水平设置模块32的输出端均与浆距角计算模块35的输入端相连。

具体地，在使用包括上述结构的一次调频浆距角辅助调节器3的电网调控的控制系统对电网调频进行控制时，通过电网频率偏差监测器1监测到电网的频率偏差之后，将该频率偏差输送至一次调频所需有功计算模块31，通过一次调频所需有功计算模块31获得风电机组响应电网频率变化的调频功率标幺值，通过减载水平设置模块32设置风电机组的减载水平并获得风电机组在该减载水平运行时的功率量。一方面，将该调频功率标幺值和风电机组在该减载水平运行时的功率量输送至浆距角减载控制模块33，同时将转子转速检测模块34检测到的转子转速也发送至浆距角减载控制模块33，浆距角减载控制模块33即可通过调频功率标幺值、风电机组在该减载水平运行时的功率量以及转子转速获得电网减载运行有功功率，并将该电网减载运行有功功率发送至转子侧逆变器5；另一方面，将该调频功率标幺值和风电机组在该减载水平运行时的功率量输送至浆距角计算模块35，桨距角计算模块35可通过调频功率标幺值和风电机组在该减载水平运行时的功率量获得桨距角控制值。最后，根据获得的电网减载运行有功功率和虚拟惯性控制器4获得的电网的惯性调频功率即可获得控制该电网调频的转子侧逆变器5的有功功率，利用转子侧逆变器5和桨距角控制值控制电网调频。

可选地，如图2所示，上述一次调频所需有功计算模块31的输出端和减载水平设置模块32的输出端均与第一加法器36的输入端相连，第一加法器36的输出端分别与浆距角减载控制模块33的输入端和浆距角计算模块35的输入端相连。

具体地，在通过一次调频所需有功计算模块31获得风电机组响应电网频率变化的调频功率标幺值、通过减载水平设置模块32获得风电机组在某一减载水平运行时的功率量之后，可通过第一加法器36将获得调频功率标幺值和风电机组在某一减载水平运行时的功率量相加之后，在将获得的调频功率标幺值和风电机组在某一减载水平运行时的功率量之和分别输送至浆距角减载控制模块33和浆距角计算模块35。

类似地，如图2所示，浆距角减载控制模块33的输出端和虚拟惯性控制器4的输入端也可均与第二加法器6的输入端相连，第二加法器6的输出端与转子侧逆变器5的输入端相连。

示例性地，如图2所示，虚拟惯性控制器4可包括低通滤波器41和比例调节器42。其中，微分器2的输出端与低通滤波器41输入端相连，低通滤波器41的输出端与比例调节器42的输入端相连，比例调节器42的输出端与转子侧逆变器5的输入端相连。具体地，先通过微分器2对电网频率偏差监测器1监测到电网的频率偏差进行微分处理，然后通过低通滤波器41消除电网频率测量噪音的干扰，以进一步提高电网频率测量的准确性，接着通过比例调节器42获得惯性调频功率值，并将该惯性调频功率值输送至转子侧逆变器5。此外，当上述电网调频的控制系统还包括第二加法器6时，则可将比例调节器42输出的惯性调频功率值输送至第二加法器6，将该惯性调频功率值与电网减载运行有功功率相加，获得控制该电网调频的转子侧逆变器5的有功功率，并将该有功功率输送至转子侧逆变器5。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。

Claims (5)

1.一种电网调频的控制方法，其特征在于，包括：

获取电网的频率偏差Δf；

根据所述频率偏差Δf，获得所述电网的转子侧逆变器有功功率P和所述电网中风电机组的风机桨距角控制值β；

根据所述转子侧逆变器有功功率P和所述风机桨距角控制值β，对所述电网调频进行控制。

2.根据权利要去1所述的电网调频的控制方法，其特征在于，所述根据所述频率偏差Δf，获得电网的转子侧逆变器有功功率P的步骤包括：

根据所述频率偏差Δf，获得电网减载运行有功功率P_LUT和惯性调频功率值P_SUP；

根据所述电网减载运行有功功率P_LUT和惯性调频功率值P_SUP，获得所述电网的转子侧逆变器有功功率P，其中，P＝P_LUT+P_SUP。

3.根据权利要求2所述的电网调频的控制方法，其特征在于，所述根据所述频率偏差Δf，获得电网减载运行有功功率P_LUT的步骤包括：

根据所述频率偏差Δf，获得所述风电机组响应所述电网的频率变化的调频功率标幺值ΔP，ΔP＝K_f×Δf/f₀，其中，K_f为比例系数，f₀为所述电网的额定频率；

根据所述调频功率标幺值ΔP，获得所述风电机组一次调频后有功功率减载运行水平P_d％，P_d％＝ΔP+(100-d)％，其中，d为所述风电机组减载运行比例；

获取所述风电机组的转子转速和所述电网的减载运行功率轨迹，根据所述风电机组的转子转速和所述风电机组一次调频后有功功率减载运行水平P_d％，获得电网减载运行有功功率P_LUT。

4.根据权利要求2所述的电网调频的控制方法，其特征在于，所述根据所述频率偏差Δf，获得惯性调频功率值P_SUP的步骤包括：

根据所述频率偏差Δf，获得惯性调频功率值P_SUP，P_SUP＝K_d×d(Δf)/dt，其中，K_d为比例系数，d()/dt为微分算子。

5.根据权利要求1所述的电网调频的控制方法，其特征在于，所述根据所述频率偏差Δf，获得所述电网中风电机组的风机桨距角控制值β的步骤包括：

根据所述频率偏差Δf，获得所述风电机组响应所述电网的频率变化的调频功率标幺值ΔP，ΔP＝K_f×Δf/f₀，其中，K_f为比例系数，f₀为所述电网的额定频率；

根据所述调频功率标幺值ΔP，获得所述风电机组一次调频后有功功率减载运行水平P_d％，P_d％＝ΔP+(100-d)％，其中，d为所述风电机组减载运行比例；

根据所述风电机组一次调频后有功功率减载运行水平P_d％，获得所述风机桨距角控制值β，C_p(λ_opt,β)＝P_d％×C_p,opt(λ_opt,β_min)，其中，为所述风电机组中风机运行最优叶尖速比，β_min为所述风电机组的最小风机桨距角。