CN109861242A - 一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法及系统，该法包括：当电网发生频率偏差大于频率阈值的频率扰动且风电场有功出力大于阈值容量时，电网频率异常阈值时间内，进行风电机组一次调频；当电网频率异常超过阈值时间后或电网频率偏差在阈值的频率内扰动且风电场有功出力大于阈值容量时，进行风电场一次调频。本发明提供的技术方案能在电网频率扰动时提供快速的功率支撑，满足电力系统一次调频的响应时间要求。风电机组采用惯量响应和桨距角控制组合调频的方式在电网频率大扰动期间提供稳定的功率支撑。

Description

一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法及系统

技术领域

本发明属于风力发电领域，具体涉及一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法及系统。

背景技术

近几年来，风电发展迅速，是增长速度最快、装机容量最大的可再生能源利用方式。由于变速风电机组均是通过变流器并网运行，与常规火电、水电机组相比，风电机组不能提供类似的惯量支撑及一次调频服务。随着区域电网中风电占比的不断攀升，电力系统的调频、调峰压力不断增大，系统的频率稳定难度不断提升。随着电力系统网源结构的变化以及风电技术的不断进步，参与一次调频将成为风电并网应具备的技术性能。目前，我国风电场功率控制系统的管理通常分为三个层面：电网层——风电场层——风电机组层，风电场通过常用的电力系统规约(如DL/T 104等)与电网调度部分进行风电场运行数据的控制及通讯。风电场与风电机组的功率控制及通讯通过SCADA系统进行，电网部门下发的功率指令需要通过OPC协议转换后通过SCADA系统下发至风电机组执行。

按照响应时间及调频持续时间，电力系统调频可分为惯量响应(自然调频)、一次调频和二次调频，其中一次调频的作用时间在20～60s以内。附图2为电力系统调频方式图。附图3为常见电网频率波动波形，从图中可知，电网频率扰动时通常在10s以内达到频率最低值。附图4为某风电场改造后利用AGC系统进行调频的效果图。从图中可知，风电场在电网频率下降约15s后才开始响应进行功率支撑，到达功率支撑目标值的时间在20s左右。对比附图3、附图4可知，现有风电场的功率控制系统无法在电网频率下降期间快速提供有功支撑，无法满足风电参与一次调频的响应时间要求。

发明内容

针对现有风电场配备的AGC等功率控制系统大多无法满足风电参与一次调频的响应时间要求，本发明提出一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法及系统，能够在电网频率扰动时提供快速的功率支撑，满足风电参与电力系统一次调频的响应时间要求。

一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法，包括：

当电网发生频率偏差大于频率阈值的频率扰动且风电场有功出力大于阈值容量时，在电网频率异常阈值时间内，进行风电机组一次调频；

当电网频率异常超过阈值时间后或电网频率偏差在阈值的频率内扰动且风电场有功出力大于阈值容量时，进行风电场一次调频。

进一步的，所述风电机组一次调频，包括：惯量响应调频和/或桨距角控制调频。

进一步的，所述惯量响应调频是通过控制机组电磁转矩实现风电机组的调频，包括：

当电网频率发生跌落时，增大发电机电磁转矩；

当电网频率发生上升时，减小发电机电磁转矩。

进一步的，所述桨距角控制调频，包括：

当电网频率升高时，增大风电机组的桨距角，机组吸收的风能降低，降低的风能为风电机组的调频功率；

当电网频率下降时，减小风电机组的桨距角，将预先通过增大桨距角的方式预留的风电机组的调频功率释放；所述预留的风电机组的调频功率是在风电机组有功出力大于等于阈值功率时，通过增大桨距角的方式进行预留的。

进一步的，所述机组吸收的风能如下式所示：

λ＝ω_TR/v其中，P_m为机组吸收的风能；ρ为空气的密度；S为风轮面积；C_p为风力机的风能利用系数；v为风速；R为风轮半径；λ为叶尖速比；β为叶片桨距角；ω_T为风力机叶轮转速。

进一步的，所述预留的风电机组的调频功率，如下式所示：

P_deload＝(1-k％)P_opt＝0.5ρπR²C_p,deload(λ,β)v³

P_opt＝0.5ρπR²C_p,max(λ,β)v³

其中，P_deload为预留的风电机组的调频功率；k为预留容量比例系数；P_opt为最大风功率追踪时的参考功率；ρ为空气的密度；R为风轮半径；C_p,deload(λ,β)为减载时的风能捕获系数；λ为叶尖速比；β为叶片桨距角；v为风速；C_p,max(λ,β)为最大风能捕获系数。

进一步的，所述阈值功率为20％风电机组额定功率。

进一步的，所述风电场一次调频，包括：

按下式进行一次调频：

P＝P₀-k×P_n×(f-f_d)

其中，P为风电场一次调频功率调节目标；f_d为风电场一次调频控制死区频率值，f为电网当前频率，P_n为风电场额定功率，k为风电场一次调频下垂系数，P₀为风电场有功功率初值。

进一步的，所述频率阈值为0.1Hz；所述阈值容量为20％额定容量；所述阈值时间为5s。

一种风电参与电网一次调频的功率协调控制系统，包括：

风电机组调频模块，用于当电网发生频率偏差大于频率阈值的频率扰动且风电场有功出力大于阈值容量时，当电网频率异常阈值时间内，进行风电机组一次调频；

风电场调频模块，用于当电网频率异常超过阈值时间后或电网频率偏差在阈值的频率内扰动且风电场有功出力大于阈值容量时，进行风电场一次调频。

进一步的，所述风电机组调频模块包括：惯量响应调频子模块和/或桨距角控制调频子模块。

进一步的，所述惯量响应调频子模块，用于，

当电网频率发生跌落时，增大发电机电磁转矩；

当电网频率发生上升时，减小发电机电磁转矩。

进一步的，所述桨距角控制调频子模块，用于，

当电网频率升高时，增大风电机组的桨距角，机组吸收的风能降低，降低的风能为风电机组的调频功率；

当电网频率下降时，减小风电机组的桨距角，将预先通过增大桨距角的方式预留的风电机组的调频功率释放；所述预留的风电机组的调频功率是在风电机组有功出力大于等于阈值功率时，通过增大桨距角的方式进行预留的。

与最接近的现有技术比，本发明提供的技术方案具有以下有益效果：

采用本发明所述控制系统的风电场在电网频率扰动时响应时间在1.5s左右，能在电网频率扰动时提供快速的功率支撑，满足电力系统一次调频的响应时间要求。

采用本发明所述惯量响应和桨距角控制组合调频的方式在电网频率扰动期间能提供稳定的功率支撑。

附图说明

图1为本发明流程图；

图2为电力系统调频方式图；

图3为现有技术中常见电网频率波动波形图；

图4为现有技术中某风电场改造后利用AGC系统进行调频的效果图；

图5为本发明实施例中风电场通过功率协调控制系统进行一次调频整体框架图；

图6为本发明实施例中风电场一次调频下垂曲线图；

图7为本发明实施例中风电机组一次调频设置曲线；

图8为本发明实施例中变速风电机组惯量响应运行曲线；

图9为本发明实施例中利用桨距角控制实现调频控制框图；

图10为本发明实施例中风电场参与电力系统一次调频效果图；

图11为本发明实施例中风电机组参与电力系统一次调频效果图；

图12为C_p(λ,β)函数的空间曲线图；

图13为风机减载原理图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步详细说明。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。

本发明所述风电场通过功率协调控制系统进行电网一次调频的整体框架如附图4所示，其中风电场功率协调控制系统(附图5中虚框部分)具体包括风电场并网点的电压测量模块、风电场功率控制器及相应的控制策略和通讯协议，其中电压测量模块和功率控制器为调频硬件设备，控制策略和通讯协议属于风电场调频对应的软件部分，实现各台风电机组间的调频功率分配及安全保护监控功能。现有并网运行的风电场大多采用远动终端装置采集并上送风电场并网点的电压、功率、频率等参数，为提升风电参与电力系统一次调频的响应时间，本发明采用风电场并网点的PT传感器模块通过Modebus通讯协议直接与风电场功率控制器通信的方式。

此外，为降低风电频繁参与一次调频对风电机组载荷及寿命的影响，本发明提出了一种新的风电参与一次调频协调控制策略，具体为：当电网发生较大的频率扰动(频率偏差大于0.1Hz)、风电场有功出力大于20％额定容量时，电网频率异常5s时间内风电机组根据机组一次调频要求进行调频。电网频率异常5s后风电场功率协调控制系统参与电网一次调频，为电力系统提供持续的有功支撑，支撑电网频率恢复。当电网频率常规扰动(频率偏差在0.03Hz～0.1Hz之间)且风电场有功出力大于20％额定容量时，风电场利用功率协调控制系统参与一次调频。

风电场层级参与一次调频的要求及步骤如下：

a)风电场功率控制器根据各台机组的风速、有功功率和桨距角等信息，实时计算出当前该机组和风电场的有功调频裕度。

b)为保证风电场具备一次调频所需的备用容量，风电场应处于限功率运行状态，应预留6％～10％Pn的备用容量，且不影响风电机组的正常运行。

c)风电场功率控制器根据各台机组的功率裕度，分配各台机组需要调节的有功功率，并按照预设风电场调频曲线(如附图6所示)参与一次调频。一次调频功能通过设定频率与有功功率折线函数实现，即：

P＝P₀-k×P_n×(f-f_d) (1)

式中，f_d为风电场一次调频控制死区频率值(频率死区为0.03Hz)，f为电网当前频率，P_n为风电场额定功率，k为风电场一次调频下垂系数(推荐值在0.4～1.0之间)，P₀为风电场有功功率初值。

风电机组层级参与一次调频的要求及步骤如下：

a)风电机组调频是在电网故障或频率扰动的初始时刻，且风电机组有功出力大于20％P_wt(P_wt为风电机组额定功率)时，风电机组充分利用其惯量储能或备用调频容量，在电网频率故障初始时刻自动为电力系统提供快速有功功率支撑。

b)风电机组一次调频响应时间应不大于1s，有功功率调节控制误差应不超过±2％P_n。

c)风电机组能够根据预设的一次调频曲线(如附图7所示)自动增加或降低风电机组出力，参与系统一次调频。具体要求如下：当频率下降到f_d-以下时，风电机组应根据上述曲线来增加有功出力，调频下垂系数为k₁，有功功率可增加频率增加的上限；当频率上升到f_d+以上时，风电机组应根据上述曲线来减小有功出力，调频下垂系数k₂，当系统频率继续上升到51.5Hz以上时，可停止向电网供电。

风电机组一次调频曲线参数定义与推荐如下：风电机组一次调频死区f_d＝±0.1Hz，调频下垂系数k₁＝0.4，k₂＝0.8，有功功率上调限值为10％P_wt。

风电机组一次调频主要包括惯量响应调频和桨距角控制调频。其中风电机组惯量响应调频是通过机组电磁转矩的控制实现风轮旋转动能的快速吞吐，达到参与电网调频的目的。当电网频率发生变化时，风电机组运行点将偏离原有预设功率曲线，具体如附图8所示。

附图8中曲线为风电机组原有预设功率曲线。假定风电机组初始运行在A点，当系统频率发生跌落时，增大发电机电磁转矩，风电机组运行至B点，风电机组将释放风轮旋转存储的动能，风电机组转速将逐渐降低，风电机组运行至C点，若此时系统频率恢复正常，发电机电磁转矩恢复正常，风电机组运行至D点，随着风电机组转速逐步恢复，风电机组运行至预设功率曲线A点，风电机组恢复正常运行，电网频率跌落期间风电机组输出电磁功率按照曲线A-B(C)-D-A运行，风轮捕获的机械功率按照曲线A-A1-A运行。而当电网频率发生上升时，减小发电机电磁转矩，风电机组运行至E点，风电机组传动链旋转动能将不断提升，风电机组转速将逐渐上升，风电机组运行至F点，若此时系统频率恢复正常，发电机电磁转矩恢复正常，风电机组运行至G点，随着风电机组转速逐步恢复，风电机组运行至预设功率曲线A点，风电机组恢复正常运行，电网频率上升期间风电机组输出电磁功率按照曲线A-E(F)-G-A运行，风轮捕获的机械功率按照曲线A-A2-A运行。

桨距角控制调频的控制策略是风电机组的转速保持在当前风速下的最优转速，在定风速和定转速的情况下，增大风电机组的桨距角，机组的有功功率输出将减少，减少的有功功率将作为风电机组的功率备用，可以对系统频率提供支撑。

根据风能空气动力学理论，机组吸收的风能如下式所示：

λ＝ω_TR/v

其中，P_m为机组吸收的风能；ρ为空气的密度；S为风轮面积；C_p为风力机的风能利用系数；v为风速；R为风轮半径；λ为叶尖速比；β为叶片桨距角；ω_T为风力机叶轮转速。

当风速v一定并假定空气密度ρ不变时，风轮从风中吸收的功率仅和风机的风能利用系数C_p相关，所以调节风力机的有功就是通过改变风力机的风能利用系数C_p。C_p是关于叶尖速比λ和桨距角β的高阶非线性函数，可采用如下函数来拟合：

风能利用系数C_p随叶尖速比λ和桨距角β的变化图12所示，可以通过调整发电机转速ω_g和桨距角β来改变风电机组的有功输出。

当系统频率下降时，减小桨距角来提高风力机的功率系数，从风能中获得更大的机械功率，从而使得风电机组将先前减载运行所预留的备用功率释放出来以支撑系统频率。

所述预留的风电机组的调频功率，如下式所示：

P_deload＝(1-k％)P_opt＝0.5ρπR²C_p,deload(λ,β)v³

P_opt＝0.5ρπR²C_p,max(λ,β)v³

其中，P_deload为预留的风电机组的调频功率；k为预留容量比例系数；P_opt为最大风功率追踪时的参考功率；ρ为空气的密度；R为风轮半径；C_p,deload(λ,β)为减载时的风能捕获系数；λ为叶尖速比；β为叶片桨距角；v为风速；C_p,max(λ,β)为最大风能捕获系数。

当风速v和空气密度ρ不变时，得：

C_p,deload＝(1-k％)C_p,max

只要使风能捕获系数下降k％即可实现对风电机组的减载。

如图13所示，在同一风速v₀下，可通过变桨调节将桨距角从初始β₀增加到β₁来改变风能捕获系数，从而实现机组功率备用。

风电机组桨距角控制调频方法控制策略实现框图如附图9所示。

当风机转速达到额定转速时，为了限功率使桨距角控制指令增加，即可以限制风能的捕获，降低风电机组的有功功率输出。假设减载系数为k，此时风电机组以P-K％P_n为功率参考值进行桨距角控制。当系统频率变化时，桨距角控制系统则能够通过减小或增大桨距角指令来获得频率响应。

附图10为采用本发明所述的某一风电场在电网频率扰动时的一次调频波形图，从图中可看出，风电场在电网频率下扰时快速响应，在1.5s左右即达到功率支撑极值，一次调频效果良好；

附图11为采用本发明所述惯量响应和桨距角控制的某一风电机组的调频波形图，风电机组在电网频率上扰时快速响应，响应时间在300ms左右，利用惯量响应和桨距角控制进行组合调频的机组在频率扰动期间功率维持恒定输出。

本发明所述风电参与电力系统一次调频的功率协调控制系统及控制方法的实施步骤及主要参数说明如下：

(1)本发明所述功率协调控制系统主要包括一个风电场功率控制器、相应的控制软件及配套的通讯协议。功率控制器是一个硬件控制设备或嵌入风电场现有SCADA系统的功率模块；

(2)风电场并网点负责电压、功率、频率测量的测量模块通过利用MODBUS-TCP等现场通讯协议的通讯网络与风电场功率控制器直接通讯，将风电场功率、频率等电参数信息快速发送至功率控制器；

(3)根据风电场当前有功输出、电网频率以及各台机组的有功功率调节裕量，功率控制器依据设置的一次调频曲线计算得到风电场功率调节量，并将有功功率调节指令下发至各台机组执行；

(4)风电机组调整主控控制策略，增加利用惯量响应和预留功率利用桨距角进行调频的功能。在电网发生较大的频率扰动时，风电机组首先利用惯量响应快速提供有功支撑，在快速支撑2～3s后再利用桨距角控制进行调频。

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范围当中。

Claims (13)

1.一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法，其特征在于，包括：

当电网发生频率偏差大于频率阈值的频率扰动且风电场有功出力大于阈值容量时，在电网频率异常阈值时间内，进行风电机组一次调频；

当电网频率异常超过阈值时间后或电网频率偏差在阈值的频率内扰动且风电场有功出力大于阈值容量时，进行风电场一次调频。

2.如权利要求1所述的一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法，其特征在于，所述风电机组一次调频，包括：惯量响应调频和/或桨距角控制调频。

3.如权利要求2所述的一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法，其特征在于，所述惯量响应调频是通过控制机组电磁转矩实现风电机组的调频，包括：

当电网频率发生跌落时，增大发电机电磁转矩；

当电网频率发生上升时，减小发电机电磁转矩。

4.如权利要求2所述的一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法，其特征在于，所述桨距角控制调频，包括：

当电网频率升高时，增大风电机组的桨距角，机组吸收的风能降低，降低的风能为风电机组的调频功率；

当电网频率下降时，减小风电机组的桨距角，将预先通过增大桨距角的方式预留的风电机组的调频功率释放；所述预留的风电机组的调频功率是在风电机组有功出力大于等于阈值功率时，通过增大桨距角的方式进行预留的。

5.如权利要求4所述的一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法，其特征在于，所述机组吸收的风能如下式所示：

λ＝ω_TR/v

其中，P_m为机组吸收的风能；ρ为空气的密度；S为风轮面积；C_p为风力机的风能利用系数；v为风速；R为风轮半径；λ为叶尖速比；β为叶片桨距角；ω_T为风力机叶轮转速。

6.如权利要求4所述的一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法，其特征在于，所述预留的风电机组的调频功率，如下式所示：

P_deload＝(1-k％)P_opt＝0.5ρπR²C_p,deload(λ,β)v³

P_opt＝0.5ρπR²C_p,max(λ,β)v³

其中，P_deload为预留的风电机组的调频功率；k为预留容量比例系数；P_opt为最大风功率追踪时的参考功率；ρ为空气的密度；R为风轮半径；C_p,deload(λ,β)为减载时的风能捕获系数；λ为叶尖速比；β为叶片桨距角；v为风速；C_p,max(λ,β)为最大风能捕获系数。

7.如权利要求4所述的一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法，其特征在于，所述阈值功率为20％风电机组额定功率。

8.如权利要求1所述的一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法，其特征在于，所述风电场一次调频，包括：

按下式进行一次调频：

P＝P₀-k×P_n×(f-f_d)

其中，P为风电场一次调频功率调节目标；f_d为风电场一次调频控制死区频率值，f为电网当前频率，P_n为风电场额定功率，k为风电场一次调频下垂系数，P₀为风电场有功功率初值。

9.如权利要求1所述的一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法，其特征在于，所述频率阈值为0.1Hz；所述阈值容量为20％额定容量；所述阈值时间为5s。

10.一种风电参与电网一次调频的功率协调控制系统，其特征在于，包括：

风电机组调频模块，用于当电网发生频率偏差大于频率阈值的频率扰动且风电场有功出力大于阈值容量时，当电网频率异常阈值时间内，进行风电机组一次调频；

风电场调频模块，用于当电网频率异常超过阈值时间后或电网频率偏差在阈值的频率内扰动且风电场有功出力大于阈值容量时，进行风电场一次调频。

11.如权利要求10所述的一种风电参与电网一次调频的功率协调控制系统，其特征在于，所述风电机组调频模块包括：惯量响应调频子模块和/或桨距角控制调频子模块。

12.如权利要求11所述的一种风电参与电网一次调频的功率协调控制系统，其特征在于，所述惯量响应调频子模块，用于，

当电网频率发生跌落时，增大发电机电磁转矩；

当电网频率发生上升时，减小发电机电磁转矩。

13.如权利要求11所述的一种风电参与电网一次调频的功率协调控制系统，其特征在于，所述桨距角控制调频子模块，用于，

当电网频率升高时，增大风电机组的桨距角，机组吸收的风能降低，降低的风能为风电机组的调频功率；

当电网频率下降时，减小风电机组的桨距角，将预先通过增大桨距角的方式预留的风电机组的调频功率释放；所述预留的风电机组的调频功率是在风电机组有功出力大于等于阈值功率时，通过增大桨距角的方式进行预留的。