CN109586319B - 一种风电机组参与系统调频方法及系统 - Google Patents
一种风电机组参与系统调频方法及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109586319B CN109586319B CN201811274735.8A CN201811274735A CN109586319B CN 109586319 B CN109586319 B CN 109586319B CN 201811274735 A CN201811274735 A CN 201811274735A CN 109586319 B CN109586319 B CN 109586319B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- frequency modulation
- frequency
- wind turbine
- power
- turbine generator
- 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 20
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims abstract description 11
- 230000003828 downregulation Effects 0.000 claims description 8
- 238000007665 sagging Methods 0.000 claims description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000002688 persistence Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 21
- 230000006870 function Effects 0.000 description 20
- 230000004044 response Effects 0.000 description 14
- 230000008859 change Effects 0.000 description 13
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 8
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
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
-
- H02J3/386—
-
- 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
-
- 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)
- Wind Motors (AREA)
Abstract
一种风电机组参与系统调频方法及系统，包括：基于预先设置的风电机组主控系统调频曲线，确定功率调节条件；基于所述功率调节条件，以及获取的风电场并网点频率值，采用风电机组转子动能与桨距角备用能量协调控制的下垂控制调频方式调节当前系统频率，直至发电机组恢复限功率发电运行状态，达到稳定的系统频率。采用风电机组转子动能控制调频和桨距角控制调频协调调节频率，消除了由于转子动能控制调频结束后由于转速下降过度造成的功率下降，提升了风电机组参与系统调频的稳定性与持续性，为电力系统提供快速稳定的有功频率支撑，可在电网频率故障初期快速对电网快速进行频率支撑。
Description
技术领域
本发明涉及电力领域，具体涉及一种风电机组参与系统调频方法与系统。
背景技术
大容量(MW级)变速恒频风电机组通过快速控制的电力电子变流装置并网，使其转速与电网频率解耦，实现了发电系统与电网的解耦控制，但风电机组有功功率输出与电网频率无关，缺乏对系统频率的快速响应与主动支撑，目前大容量风电机组尚不具备调频能力。
随着局部电网中风电穿透率不断升高，电力系统调频能力逐渐下降，在大功率缺失或系统故障情况下，极易诱发全网频率故障，不具备调频能力的风电大规模接入给电力系统的安全稳定运行带来了巨大挑战。为此，世界主要风电发达国家与地区均通过并网导则对风电的调频能力进行了规范，目前我国风电参与系统一次标准尚在制定当中。
MW级风电机组风轮巨大、转动惯量大，正常运行情况下的转子动能十分可观；风电高穿透率地区，风电大发时，风电机组往往处于限功率状态，且预留了大量的功率备用。转子动能与桨距角备用能量的合理利用，可以在不增加额外功率备用及运行成本的情况下，使得风电机组具备一定的调频能力，而如何综合利用风电机组转子动能及桨距角备用是研究的关键与难点。
发明内容
为了解决现有技术中存在的如何综合利用风电机组转子动能及桨距角备用的难题，本发明提供一种风电机组参与系统调频方法与系统。
本发明提供的技术方案是：一种风电机组参与系统调频方法，包括：
基于预先设置的风电机组主控系统调频曲线，确定功率调节条件；
基于所述功率调节条件，以及获取的风电场并网点频率值，采用风电机组转子动能与桨距角备用能量协调控制的下垂控制调频方式调节当前系统频率，直至发电机组恢复限功率发电运行状态，达到稳定的系统频率；
所述功率调节条件包括：当前风电机组频率处于可调节频率区间时，根据功率调节量进行系统调频。
优选的，所述采用风电机组转子动能与桨距角备用能量协调控制的下垂控制调频方式调节当前系统频率，包括：
若风电机组转速下降量超出预设阈值，则判断桨距角控制调频是否启动，若启动，则转子动能控制调频功能退出，通过桨距角控制继续调频；否则，继续使用转子动能控制调频功能进行调频；
若风电机组转速下降量未超出预设阈值，判断当前转速是否超出转速保护阈值，若当前转速超出阈值，则转子动能控制调频功能退出；否则，继续进行转子动能控制调频；
判断调频时间是否超过预设的调频支撑时间，若超过，则桨距角控制调频功能退出；否则，继续进行桨距角控制调频。
优选的，所述功率调节条件，包括：
若当前系统频率在调频死区下限和调频死区上限之间时，不进行调频控制；
若当前系统频率在调频死区下限和调频区下限之间时，为第一调频区间，风电机组处于功率富余状态，根据所述当前系统频率确定第一功率调节量；
若当前频率在调频死区上限和调频区上限之间时，为第二调频区间，风电机组处于功率缺失状态，根据所述当前系统频率确定第二功率调节量。
优选的，所述调频死区为±0.05Hz。
优选的，所述根据所述当前系统频率确定第一功率调节量，如下式所示：
ΔP1＝P0-k1(f-fd-)*Pn；
其中，ΔP1为第一功率调节量；fd-为风电机组调频控制死区频率下限值；P0为目标功率值；k1为下调系数；f为当前系统频率；Pn为风电机组额定功率。
优选的，所述根据所述当前系统频率确定第二功率调节量，如下式所示：
ΔP2＝P0-k2(f-fd+)*Pn
其中，ΔP2为第二功率调节量；fd+为风电机组调频控制死区频率上限值；P0为目标功率值；k2为第二下调系数；f为当前系统频率；Pn为风电机组额定功率。
一种MW级风电机组参与系统调频系统，包括：
功率调节条件获取模块：基于预先设置的风电机组主控系统调频曲线，确定功率调节条件；
调频模块：基于所述功率调节条件，以及获取的风电场并网点频率值，采用风电机组转子动能与桨距角备用能量协调控制的下垂控制调频方式调节当前系统频率，直至发电机组恢复限功率发电运行状态，达到稳定的系统频率；
所述功率调节条件获取模块中获取的功率调节条件包括：当前风电机组频率处于可调节频率区间时，根据功率调节量进行系统调频。
优选的，所述调频模块，包括：
桨距角控制调频判断子模块：若风电机组转速下降量超出预设阈值，则判断桨距角控制调频是否启动，若启动，则转子动能控制调频功能退出，通过桨距角控制继续调频；否则，继续使用转子动能控制调频功能进行调频；
风电机组转速判断子模块：若风电机组转速下降量未超出预设阈值，判断当前转速是否超出转速保护阈值，若当前转速超出阈值，则转子动能控制调频功能退出；否则，继续进行转子动能控制调频；
调频时间判断子模块：判断调频时间是否超过预设的调频支撑时间，若超过，则桨距角控制调频功能退出；否则，继续进行桨距角控制调频。
优选的，所述功率调节条件获取模块，包括：
调频死区划分子模块：若当前系统频率在调频死区下限和调频死区上限之间时，不进行调频控制；
第一调节量确定子模块：若当前系统频率在调频死区下限和调频区下限之间时，为第一调频区间，风电机组处于功率富余状态，根据所述当前系统频率确定第一功率调节量；
第二调节量确定子模块：若当前频率在调频死区上限和调频区上限之间时，为第二调频区间，风电机组处于功率缺失状态，根据所述当前系统频率确定第二功率调节量。
优选的，所述调频死区划分子模块中调频死区为±0.05Hz。
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
本发明提供了一种风电机组参与系统调频方法及系统，包括：基于预先设置的风电机组主控系统调频曲线，确定功率调节条件；基于所述功率调节条件，以及获取的风电场并网点频率值，采用风电机组转子动能与桨距角备用能量协调控制的下垂控制调频方式调节当前系统频率，直至发电机组恢复限功率发电运行状态，达到稳定的系统频率；所述功率调节条件包括：当前风电机组频率处于可调节频率区间时，根据功率调节量进行系统调频。采用风电机组转子动能控制调频和桨距角控制调频协调调节频率，消除了由于转子动能控制调频结束后由于转速下降过度造成的功率下降，提升了风电机组参与系统调频的稳定性与持续性，为电力系统提供快速稳定的有功-频率支撑，可在电网频率故障初期快速对电网快速进行频率支撑，可弥补常规水火电机组调频响应速度慢的缺点。
附图说明
图1为本发明的一种MW级风电机组参与系统调频的方法流程图；
图2为本发明的风电机组调频热性曲线；
图3为本发明的风电机组转子动能与桨距角协调控制调频框图；
图4为本发明的风电机组转子动能与桨距角协调控制调频算法流程图；
图5为本发明的风电机组转子动能控制调频实施试验波形图；
图6为本发明的风电机组桨距角控制调频实施试验波形图；
图7为本发明的风电机组转子动能与桨距角协调控制调频实施试验波形图；
图8为本发明的风电机组转子动能与桨距角协调控制调频实施效果图；
图9为现有技术的风电机组转子动能控制调频控制框图；
图10为现有技术的双馈风电机组桨距角调频控制框图。
具体实施方式
为了更好地理解本发明，下面结合说明书附图和实例对本发明的内容做进一步的说明。
实施例1：
S1:基于预先设置的风电机组主控系统调频曲线，确定功率调节条件:
在电网频率变化超过一定范围，且风电机组有功出力大于20％Pn时，风电机组按照预设的调频曲线自动增加或降低风电机组出力，参与系统调频。风电机组调频特性曲线，如图2所示。
(1)当频率在控制死区fd-～fd+范围内时，风电机组不参与调频，并预留当前风速下额定功率d1％的备用容量。
(2)当频率下降到fd-以下时，风电机组增加有功出力△P，下垂系数为k1，有功功率增加至预留容量上限(P0+d1％*Pn)或调频功率指令计算值，当系统频率继续下降到fmin及以下时，可停止向电网供电。
(3)当频率上升到fd+以上时，风电机组减小有功出力△P，下垂系数k2，有功功率减少至下调功率的下限(P0-d2％*Pn)或调频功率指令计算值，当系统频率继续上升到fmax及以上时，可停止向电网供电。
风电机组在下垂控制调频模式下的有功功率输出如下所示：
调频曲线典型值设计：fd＝±0.05Hz，k1、k2取值在0.4～1.0之间，通常k1＝0.4，k2＝0.4，d1、d2取值在6-10之间，通常d1＝d2＝10。
S2：基于所述功率调节条件，以及获取的风电场并网点频率值，采用风电机组转子动能与桨距角备用能量协调控制的下垂控制调频方式调节当前系统频率，直至发电机组恢复限功率发电运行状态，达到稳定的系统频率：
转子动能控制调频有功调频响应速度为电磁级，考虑系统频率检测及通信延迟时间，有功调频响应时间通常为百毫秒级，具备响应速度快的优势，可考虑利用其快速性改善系统频率故障初始时刻的频率故障极值；但转子动能控制调频期间，由于风轮旋转惯性储能的吞吐，调频结束后，由于发电机转速的变化，有功功率将出现短暂下凹和上凸现象，需考虑消除有功下凹可能导致的系统频率二次跌落。
桨距角控制调频由于需要机械变桨机构动作，有功调频响应速度较慢，考虑频率检测、通信延迟和桨距角动作时间，有功响应时间通常为秒级；而桨距角控制调频持续时间与功率备用大小直接相关，通常情况下可提供较为持久的调频服务。
鉴于转子动能控制调频与桨距角控制调频的技术特点，为避免转子动能调频期间转速过渡下降所造成的二次功率跌落问题，本专利提出了风电机组转子动能与桨距角协调控制的调频方法，其控制框图如附图4所示。
(1)风电机组运行在限功率发电运行状态，桨叶角备用量为d％Pn。
(2)风电机组每个主控执行周期(10ms或20ms)，通过采集风电场并网点频率，判断电网是否发生频率故障，若电网频率发生故障，风电机组则进入调频模式。
(3)调频模式下，完成转子动能与桨距角调频控制初始化，设置控制优先级及相关保护，并启动转子动能与桨距角调频控制模块。
(4)转子动能控制调频模式下，风电机组利用转子动能控制有功响应的快速性，提升机组调频的快速性，改善系统频率故障初始时刻的频率故障极值。每个主控执行周期(10ms或20ms)，判断风电机组转速下降量△n是否超过阈值△np，若转速下降量超出阈值，则判断桨距角控制调频是否启动，若启动，则转子动能控制调频功能退出，通过桨距角控制继续调频；若转速下降量未超出阈值，则判断当前转速n是否超出转速保护阈值np，若当前转速超出阈值，则转子动能控制调频功能退出；若当前转速未超出阈值，继续进行转子动能控制调频。
(5)转子动能控制调频功能退出后，风电机组仍工作在桨距角控制调频模式，风电机组利用桨距角控制调频的持续性，消除转子动能控制调频可能导致的功率频率二次跌落。每个主控执行周期(10ms或20ms)，判断调频时间t是否超出调频支撑设定时间tout，若超出，则桨距角控制调频功能退出，风电机组恢复限功率发电运行状态，若未超出，则风电机组继续进行桨距角控制调频。
实施例二：基于同一种发明思想，本发明还提供了一种MW级风电机组参与系统调频系统，包括：
功率调节条件获取模块：基于预先设置的风电机组主控系统调频曲线，确定功率调节条件；
调频模块：基于所述功率调节条件，以及获取的风电场并网点频率值，采用风电机组转子动能与桨距角备用能量协调控制的下垂控制调频方式调节当前系统频率，直至发电机组恢复限功率发电运行状态，达到稳定的系统频率；
所述功率调节条件获取模块中获取的功率调节条件包括：当前风电机组频率处于可调节频率区间时，根据功率调节量进行系统调频。
所述调频模块，包括：
桨距角控制调频判断子模块：若风电机组转速下降量超出预设阈值，则判断桨距角控制调频是否启动，若启动，则转子动能控制调频功能退出，通过桨距角控制继续调频；否则，继续使用转子动能控制调频功能进行调频；
风电机组转速判断子模块：若风电机组转速下降量未超出预设阈值，判断当前转速是否超出转速保护阈值，若当前转速超出阈值，则转子动能控制调频功能退出；否则，继续进行转子动能控制调频；
调频时间判断子模块：判断调频时间是否超过预设的调频支撑时间，若超过，则桨距角控制调频功能退出；否则，继续进行桨距角控制调频。
所述功率调节条件获取模块，包括：
调频死区划分子模块：若当前系统频率在调频死区下限和调频死区上限之间时，风电机组的输出功率为目标功率，不进行调频控制；
第一调节量确定子模块：若当前系统频率在调频死区下限和调频区下限之间时，为第一调频区间，风电机组处于功率富余状态，根据所述当前系统频率确定第一功率调节量；
第二调节量确定子模块：若当前频率在调频死区上限和调频区上限之间时，为第二调频区间，风电机组处于功率缺失状态，根据所述当前系统频率确定第二功率调节量。
所述调频死区划分子模块中调频死区为±0.05Hz。
所述第一调节量确定子模块中，根据所述当前系统频率确定第一功率调节量，如下式所示：
ΔP1＝P0-k1(f-fd-)*Pn；
其中，ΔP1为第一功率调节量；fd-为风电机组调频控制死区频率下限值；P0为目标功率值；k1为下调系数；f为当前系统频率；Pn为风电机组额定功率。
所述第二调节量确定子模块中，所述根据所述当前系统频率确定第二功率调节量，如下式所示：
ΔP2＝P0-k2(f-fd+)*Pn
其中，ΔP2为第二功率调节量；fd+为风电机组调频控制死区频率上限值；P0为目标功率值；k2为第二下调系数；f为当前系统频率；Pn为风电机组额定功率。
实施例三：
通过在风电机组主控系统设置如图2所示调频曲线，设置调频参数，并按照图3所示的风电机组转子动能与桨距角协调控制调频框图和图4所示的风电机组转子动能与桨距角协调控制调频算法流程图，添加风电机组转子动能与桨距角协调控制调频程序；通过网络通讯(如：Modbus TCP、OPC、103/104)方式将风电场并网点频率送至风电机组主控系统，主动系统依据风电场频率变化情况，主动参与接入电力系统的频率调节，得到如图5所示的风电机组转子动能控制调频实施试验波形图，图6所示的风电机组桨距角控制调频实施试验波形图，图7所示的风电机组转子动能与桨距角协调控制调频实施试验波形图，具体实施效果图如8所示。
图2所示的风电机组调频热性曲线中，fd为风电机组调频控制死区频率值，Pn为风电机组额定功率，P0为风电场有功功率初始值，k1、k2分别为有功-频率上调与下调系数，d1、d2为最大上调与下调有功功率百分数；
图3所示的风电机组转子动能与桨距角协调控制调频框图中，Vwind为风速，f与fref分别为风电场并网点频率及频率参考值，Pset与Pres分别为风电机组正常运行模式下功率指令和功率备用情况下功率指令，△P1与△P2分别为调频模式下下垂控制环产生的有功功率附加指令和转子动能控制环节产生的有功功率附加指令，Tset与△T风电机组正常运行模式下发电机转矩指令和转子动能控制调频环节产生的发电机转矩附加指令，ωr为风电机组转子转速，βref为调频模式下桨距角指令值，Tref为调频模式下发电机转矩指令值。
风电机组在正常最大功率跟踪状态下，通过在机组功率控制外环增加电网频率变化率或频率变化偏差-有功功率控制环使风电机组响应电网频率变化，主动支撑电网频率恢复，参与系统频率调节，双馈风电机组转子动能控制调频框图如图9所示。风电机组的功率给定如下式所示：
式中：P0为常规功率控制指令；P1为增加转子动能控制后风电机组功率给定，Pin为转子动能控制调频附加功率指令，f与fref分别为电网频率实测值与参考值，K1为频率变化率-有功控制环调节系数，K2为频率变化偏差-有功控制环调节系数。
在电网频率变化率df/dt较大时，电网频率变化率控制环节起主要作用，频率变化率通过低通滤波，变化率超出死区阈值，通过K1放大后，经速率限制环节产生附加有功功率，附加在风电机组原有气动参考功率上，形成风电机组参考有功功率，能迅速改变风电机组输出有功功率，抑制系统频率的过快变化，起到类似于同步机转动惯量的作用，增大了电力系统有效转动惯量。在系统频率下降或上升比较严重，频率偏差较大时，电网频率偏差控制环节将起主要作用，当频率偏差超出死区阈值，通过K2放大后，经速率限制环节产生附加有功功率，附加在风电机组原有气动参考功率上，形成风电机组参考有功功率，此环节会产生一个类似于同步机下垂特性的功率偏差量，风电机组输出功率的改变能够缩小系统频率与额定值之间的偏差，对系统提供频率调节支持，相当于同步机调频特性。
转子动能控制调频响应速速快，响应时间通常为百毫秒级，但受转子动能约束，调频持续时间通常较短，通常为10～15s为宜。
风电机组限功率运行情况下，适当增加风机桨距角，预留有功功率容量，通过桨距角控制实现捕获风能的调节，达到参与电网调频的目的。双馈风电机组桨距角调频控制框图如图10所示。在系统频率下降或上升比较严重，频率偏差较大超出死区阈值，电网频率偏差控制环节将按照预设曲线产生附加桨距角指令，与功率备用情况下的桨距角指令相叠加，形成调频模式下风电机组桨距角参考指令，对系统提供有功频率支撑，相当于同步机的调气门实现调频。风电机组桨距角控制调频能力与预留调频容量直接相关，预留调频容量越大，调频能力越强。
图10中：d为预留容量比例系数，Pn为风电机组额定功率值，βref1、βref2、βref分别为功率备用情况下的桨距角指令、频率偏差控制环节产生的附加桨距角指令和调频模式下桨距角指令。
转子动能控制调频响应速度慢，响应时间通常为秒级，由于功率备用存在，在短期风速变化不大的情况下，其调频持续时间较长，通常可达30～60s。
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。
以上仅为本发明的实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均包含在申请待批的本发明的权利要求范围之内。
Claims (10)
1.一种风电机组参与系统调频方法，其特征在于，包括：
基于预先设置的风电机组主控系统调频曲线，确定功率调节条件；
基于所述功率调节条件，以及获取的风电场并网点频率值，采用风电机组转子动能与桨距角备用能量协调控制的下垂控制调频方式调节当前系统频率，直至发电机组恢复限功率发电运行状态，达到稳定的系统频率；
所述功率调节条件包括：当前风电机组频率处于可调节频率区间时，根据功率调节量进行系统调频；
所述采用风电机组转子动能与桨距角备用能量协调控制的下垂控制调频方式调节当前系统频率，包括：
若风电机组转速下降量超出预设阈值，则判断桨距角控制调频是否启动，若启动，则转子动能控制调频功能退出，通过桨距角控制继续调频；否则，继续使用转子动能控制调频功能进行调频；
若风电机组转速下降量未超出预设阈值，判断当前转速是否超出转速保护阈值，若当前转速超出阈值，则转子动能控制调频功能退出；否则，继续进行转子动能控制调频；
判断调频时间是否超过预设的调频支撑时间，若超过，则桨距角控制调频功能退出；否则，继续进行桨距角控制调频。
2.如权利要求1所述的一种风电机组参与系统调频方法，其特征在于，所述功率调节条件，包括：
若当前系统频率在调频死区下限和调频死区上限之间时，不进行调频控制；
若当前系统频率在调频死区下限和调频区下限之间时，为第一调频区间，风电机组处于功率富余状态，根据所述当前系统频率确定第一功率调节量；
若当前频率在调频死区上限和调频区上限之间时，为第二调频区间，风电机组处于功率缺失状态，根据所述当前系统频率确定第二功率调节量。
3.如权利要求2所述的一种风电机组参与系统调频方法，其特征在于，所述调频死区为±0.05Hz。
4.如权利要求2所述的一种风电机组参与系统调频方法，其特征在于，所述根据所述当前系统频率确定第一功率调节量，如下式所示：
ΔP1＝P0-k1(f-fd-)*Pn；
其中，ΔP1为第一功率调节量；fd-为风电机组调频控制死区频率下限值；P0为目标功率值；k1为下调系数；f为当前系统频率；Pn为风电机组额定功率。
5.如权利要求2所述的一种风电机组参与系统调频方法，其特征在于，所述根据所述当前系统频率确定第二功率调节量，如下式所示：
ΔP2＝P0-k2(f-fd+)*Pn
其中，ΔP2为第二功率调节量；fd+为风电机组调频控制死区频率上限值；P0为目标功率值；k2为第二下调系数；f为当前系统频率；Pn为风电机组额定功率。
6.一种风电机组参与系统调频系统，其特征在于，包括：
功率调节条件获取模块：基于预先设置的风电机组主控系统调频曲线，确定功率调节条件；
调频模块：基于所述功率调节条件，以及获取的风电场并网点频率值，采用风电机组转子动能与桨距角备用能量协调控制的下垂控制调频方式调节当前系统频率，直至发电机组恢复限功率发电运行状态，达到稳定的系统频率；
所述功率调节条件获取模块中获取的功率调节条件包括：当前风电机组频率处于可调节频率区间时，根据功率调节量进行系统调频；
所述调频模块，包括：
桨距角控制调频判断子模块：若风电机组转速下降量超出预设阈值，则判断桨距角控制调频是否启动，若启动，则转子动能控制调频功能退出，通过桨距角控制继续调频；否则，继续使用转子动能控制调频功能进行调频；
风电机组转速判断子模块：若风电机组转速下降量未超出预设阈值，判断当前转速是否超出转速保护阈值，若当前转速超出阈值，则转子动能控制调频功能退出；否则，继续进行转子动能控制调频；
调频时间判断子模块：判断调频时间是否超过预设的调频支撑时间，若超过，则桨距角控制调频功能退出；否则，继续进行桨距角控制调频。
7.如权利要求6所述的一种风电机组参与系统调频系统，其特征在于，所述功率调节条件获取模块，包括：
调频死区划分子模块：若当前系统频率在调频死区下限和调频死区上限之间时，不进行调频控制；
第一调节量确定子模块：若当前系统频率在调频死区下限和调频区下限之间时，为第一调频区间，风电机组处于功率富余状态，根据所述当前系统频率确定第一功率调节量；
第二调节量确定子模块：若当前频率在调频死区上限和调频区上限之间时，为第二调频区间，风电机组处于功率缺失状态，根据所述当前系统频率确定第二功率调节量。
8.如权利要求7所述的一种风电机组参与系统调频系统，其特征在于，所述调频死区划分子模块中调频死区为±0.05Hz。
9.如权利要求7所述的一种风电机组参与系统调频系统，其特征在于，所述第一调节量确定子模块中，根据所述当前系统频率确定第一功率调节量，如下式所示：
ΔP1＝P0-k1(f-fd-)*Pn；
其中，ΔP1为第一功率调节量；fd-为风电机组调频控制死区频率下限值；P0为目标功率值；k1为下调系数；f为当前系统频率；Pn为风电机组额定功率。
10.如权利要求7所述的一种风电机组参与系统调频系统，其特征在于，所述第二调节量确定子模块中，所述根据所述当前系统频率确定第二功率调节量，如下式所示：
ΔP2＝P0-k2(f-fd+)*Pn
其中，ΔP2为第二功率调节量；fd+为风电机组调频控制死区频率上限值；P0为目标功率值；k2为第二下调系数；f为当前系统频率；Pn为风电机组额定功率。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811274735.8A CN109586319B (zh) | 2018-10-30 | 2018-10-30 | 一种风电机组参与系统调频方法及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811274735.8A CN109586319B (zh) | 2018-10-30 | 2018-10-30 | 一种风电机组参与系统调频方法及系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109586319A CN109586319A (zh) | 2019-04-05 |
| CN109586319B true CN109586319B (zh) | 2023-11-03 |
Family
ID=65921242
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201811274735.8A Active CN109586319B (zh) | 2018-10-30 | 2018-10-30 | 一种风电机组参与系统调频方法及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109586319B (zh) |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110148973B (zh) * | 2019-04-17 | 2022-08-26 | 国电南瑞科技股份有限公司 | 一种基于风速预测的风电机组调频控制方法、装置及系统 |
| CN110071526B (zh) * | 2019-04-19 | 2020-11-06 | 四川大学 | 一种pmsg风机参与电网频率调节的自适应下垂控制方法 |
| CN110112791B (zh) * | 2019-04-22 | 2021-10-01 | 华北电力科学研究院有限责任公司 | 限电条件下风电场调频方法和装置 |
| CN110401222B (zh) * | 2019-07-30 | 2020-10-27 | 北京理工大学 | 一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法及系统 |
| CN113471986B (zh) * | 2020-03-31 | 2024-05-31 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 调节风电场有功功率的方法、控制设备及风电场的控制器 |
| CN112332462B (zh) * | 2020-08-18 | 2023-01-24 | 华北电力大学（保定） | 考虑源-荷功率随机波动特性的双馈风力发电机组一次频率平滑调节方法 |
| CN112952887B (zh) * | 2021-02-05 | 2023-05-16 | 国网四川省电力公司经济技术研究院 | 一种送端电网直流承载能力评估方法及系统 |
| CN113517703B (zh) * | 2021-04-27 | 2023-04-28 | 云南电网有限责任公司电力科学研究院 | 一种风电机组参与区域电网小干扰频率调节的方法 |
| CN113067374B (zh) * | 2021-04-27 | 2023-07-28 | 云南电网有限责任公司电力科学研究院 | 一种低风速风电机组参与区域电网小干扰频率调节的方法 |
| CN113489028B (zh) * | 2021-08-17 | 2024-06-04 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种风电场一次调频控制方法及控制系统 |
| CN113669196B (zh) * | 2021-09-28 | 2023-05-23 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 风力发电机组的控制方法、装置及电子设备 |
| CN115238933B (zh) * | 2022-09-23 | 2022-12-09 | 西安德纳检验检测有限公司 | 基于多点测量的风电机组惯量响应检测方法、装置和系统 |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108521142A (zh) * | 2018-04-11 | 2018-09-11 | 国网陕西省电力公司电力科学研究院 | 一种风电机组一次调频协调控制方法 |
-
2018
- 2018-10-30 CN CN201811274735.8A patent/CN109586319B/zh active Active
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108521142A (zh) * | 2018-04-11 | 2018-09-11 | 国网陕西省电力公司电力科学研究院 | 一种风电机组一次调频协调控制方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109586319A (zh) | 2019-04-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109586319B (zh) | 一种风电机组参与系统调频方法及系统 | |
| CN107453410B (zh) | 负荷扰动的双馈风机参与风柴微网调频控制方法 | |
| CN113013893B (zh) | 一种新能源场站自适应频率控制方法和系统 | |
| CN108474346B (zh) | 风力发电厂的控制 | |
| US20220316443A1 (en) | Fast Frequency Support from Wind Turbine Systems | |
| CN112332440B (zh) | 一种基于转子动能的双馈风电机组惯量支撑频率控制方法 | |
| CN112152242A (zh) | 一种风电机组与储能协同参与系统频率调节的方法和系统 | |
| CN106505623B (zh) | 一种基于转差率反馈的双馈风电机组惯量控制方法 | |
| CN110120677B (zh) | 双馈可变速抽水蓄能机组的自适应动态虚拟惯量调频方法 | |
| CN110739721A (zh) | 一种电压源型风电机组控制方法及系统 | |
| CN108242814B (zh) | 变速变频风电机组的一次调频方法和设备 | |
| CN106286128B (zh) | 一种减载变速风电机组的系统频率控制方法及装置 | |
| CN113991705B (zh) | 一种含储能风电场参与一次调频控制的风电并网系统调频控制方法 | |
| CN107732943A (zh) | 一种基于双馈异步风力发电机的风电并网调频方法及系统 | |
| Tan et al. | Research on primary frequency regulation of wind turbine based on new nonlinear droop control | |
| CN110374807B (zh) | 风力发电机组软停机控制方法及风力发电机组 | |
| CN108377004B (zh) | 基于虚拟同步机的风储协调调频方法及系统 | |
| Bao et al. | Closed-loop synthetic inertia control for wind turbine generators in association with slightly over-speeded deloading operation | |
| CN108512251B (zh) | 一种风机转速恢复方法及系统 | |
| CN110571859B (zh) | 一种电网故障下双馈风电机组并网运行能力的提升方法 | |
| Lou et al. | Analysis of primary frequency response based on overspeed and pitch control reserve and coordinated control strategy | |
| CN116154804A (zh) | 考虑备用灵活性的风机-水轮机一次调频控制方法 | |
| CN106655206A (zh) | 一种基于风电机组的电网调控方法及装置 | |
| CN113852099B (zh) | 一种直驱风电机组快速频率响应控制系统及方法 | |
| KR102488689B1 (ko) | 백투백 컨버터를 부착한 동기발전기를 이용한 전력계통의 주파수 평활화 제어 시스템 및 방법 |
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 |