CN110048440B - 一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法及模型 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法及模型，包括：在风力发电机组的控制系统中加入转子惯性响应控制，电力系统频率降低时转子惯性响应控制器通过改变逆变器的功率输出参考值，临时在机组功率指令上增加的功率调节量，风电机组转子释放转动势能暂时对不平衡功率进行补偿，使得频率的波动能暂时性地减少。风电机组功率输出在转子惯性响应控制后会恢复到扰动前的状态，接下来加入的有功功率控制器通过增加风电机组叶片桨距角，使风力机组运行于非最佳风能捕获工况，并能提供所需的风电功率备用容量，从而实现风电机组功率输出和用电负荷的平衡，减小电力系统频率的波动。

Description

一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法及模型

技术领域

本发明属于电网一次调频领域，特别涉及一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法及模型。

背景技术

频率稳定是电力系统安全、可靠运行的重要指标，电力系统通过自动发电控制(AGC)实现频率调节。当电力系统中原动机输出功率和用电负荷失衡时，电力系统频率便会发生波动，原动机的输出是可控制的，而电力系统负荷则受负荷构成、季节、时间、气象特征、随机波动和突发故障等因素影响，是不可控因素。当电网的频率波动时，常规发电机组通过释放/储蓄转子惯性势能和AGC控制以避免发生大幅度的偏移，并恢复频率至额定值，以达到快速响应频率扰动的功能。与常规机组不同，新增风力机组主要为变转速机组，机组的转速和电网频率处于解耦状态，对电力系统来说，风力机组的转动惯性为零，因此大规模风电并网势必会恶化电力系统频率稳定性。为了消除风电并网负面影响，可通过风电机组参与电力系统频率调节，以保证电力系统的安全、稳定运行，但是受运行转差的限制，加之风电机组出力主要由实际风速决定，并不能为电力系统提高备用容量，因此，电力系统的二次调频和三次调频任务主要由常规机组完成，而风力机仅参与电力系统一次调频过程。

因此，亟需一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法。

发明内容

本发明的目的在于提供一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法及模型，以解决上述存在的由于大规模风电并网带来的电力系统频率不稳定问题。本发明的控制方法及模型，可实现模拟常规发电机组永久性地增加功率输出，完善风电机组一次调频能力，可实现风电发电机组稳定、安全运行。

为达到上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法，包括以下步骤：采集获取电网负荷波动时的电网频率f_measure；根据电网频率f_measure获得功率信号ΔP_IR,demand；将功率信号ΔP_IR,demand输入发电机及变流器模型获得发电机输出功率P_g，将P_g输入转子系统，在转子系统中转子转动势能释放实现暂时性补偿功率-负荷的不平衡，用于为永久性的功率补偿提供缓冲时间；

将风能转化模块输出功率P_wt输入转子系统获得对应的发电机转子旋转角速度ω_g；将发电机转子旋转角速度ω_g与风电机组最佳功率输出值对应的发电机转子旋转角速度参考值ω_ref求差得到ω_g,error；根据到ω_g,error获得风电机组的功率指令P_ord；

当电网负荷波动时的风速小于额定风速时：功率指令P_ord通过发电机及变流器环节后功率调节信号进入转子系统环节，调整转子系统中叶片的旋转角速度，使叶尖比在不同风速下达到最优，最大化风力发电机组叶轮捕获的风能，维持功率输出和负荷之间的平衡；

当电网负荷波动时的风速大于额定风速时：根据ω_g,error获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,1，通过调节叶片桨距角改善风能的转化系数及出力实现风电机组输出功率与电网负荷之间的平衡；根据预测风速和电网频率f_measure获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,2，θ_cmd,2与θ_cmd,1求和后输入一阶惯性响应环节获得动态响应值θ，风能转化模块根据动态响应值θ调节叶片桨距角的大小实现永久性功率输出，完成风力发电机组参与电网一次调频。

本发明的进一步改进在于，根据电网频率f_measure获得功率信号ΔP_IR,demand的步骤具体包括：将电网频率f_measure输入转子惯性响应控制器获得功率信号ΔP_IR,demand；

转子惯性响应控制器包括：频率变化率惯性环节模块、频率变化率调差系数模块、频率瞬时偏差惯性环节模块和频率瞬时偏差调差系数模块；

电网频率f_measure通过频率变化率惯性环节模块和频率变化率调差系数模块，获得频率变化率响应的功率需求ΔP_Derivative；

电网频率f_measure通过频率瞬时偏差惯性环节模块和频率瞬时偏差调差系数模块，获得频率瞬时偏差响应的功率需求ΔP_Transition；

频率变化率响应的功率需求ΔP_Derivative与频率瞬时偏差响应的功率需求ΔP_Transition求和获得功率信号ΔP_IR,demand。

本发明的进一步改进在于，根据到ω_g,error获得风电机组的功率指令P_ord的步骤具体包括：将ω_g,error输入风电机组转矩控制器得到风电机组的功率指令P_ord；

风电机组转矩控制器包括：比例积分模块、乘积模块和低通滤波模块；

将ω_g,error输入比例积分模块，比例积分模块的输出与发电机转子旋转角速度在乘积模块乘积后，乘积模块的输出输入低通滤波模块，最终获得风电机组的功率指令P_ord。

本发明的进一步改进在于，根据ω_g,error获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,1的步骤具体包括：将ω_g,error输入到叶片桨距角控制器得出桨距角控制指令θ_cmd,1；

叶片桨距角控制器包括：比例积分模块和一阶惯性环节模块；

将ω_g,error输入到比例积分模块，得出桨距角控制指令θ_cmd,1，桨距角的执行机构等效为一阶惯性环节，执行机构按照控制指令得出桨距角动态响应值θ，控制器采用抗饱和积分器。

本发明的进一步改进在于，根据预测风速和电网频率f_measure获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,2的步骤具体包括：将预测风速和电网频率f_measure输入有功功率控制器模型；将有功功率控制器模型的输出与风电机组的功率指令P_ord做差获得风电功率调节量P_reg；将风电功率调节量P_reg输入桨距角补偿控制器获得桨距角控制指令θ_cmd,2；

有功功率控制器模型包括：风能转化模块和频率响应静特性模块；

将预测风速输入风能转化模块，风能转化模块输出风电机组功率输出P_available；将风电机组功率输出P_available输入频率响应静特性模块，将电网频率f_measure输入频率响应静特性模块，频率响应静特性模块输出风电机组有功功率控制信号P_ABC；风电机组有功功率控制信号P_ABC作为有功功率控制器模型的输出；

桨距角补偿控制器包括：比例积分模块。

本发明的进一步改进在于，风电机组转矩控制器后连接有低通滤波器；当电网负荷波动时的风速大于额定风速时，低通滤波器用于阻止ω_g,error信号的通过。

一种风力发电机组参与电网一次调频的控制模型，包括：频率采集模块、转子惯性响应控制器、发电机及变流器模型、参考转速-功率关系曲线环节、转子系统、第一风能转化模块、风电机组转矩控制器、桨距角控制器、有功功率控制器、桨距角补偿控制器和一阶惯性响应环节；

频率采集模块用于采集获取电网负荷波动时的电网频率f_measure；

转子惯性响应控制器用于根据频率采集模块获取的电网频率f_measure得到功率信号ΔP_IR,demand；

发电机及变流器模型用于根据转子惯性响应控制器获得的功率信号ΔP_IR,demand得到发电机输出功率P_g；第一风能转化模块用于根据风速得到输出功率P_wt；转子系统用于接收发电机输出功率P_g和第一风能转化模块输出功率P_wt，并输出发电机转子旋转角速度ω_g，风能转化模块接收来自转子系统反馈调节ω_g；参考转速-功率关系曲线环节用于接收发电机输出功率P_g，并输出发电机转子旋转角速度参考值ω_ref；发电机转子旋转角速度ω_g与发电机转子旋转角速度参考值ω_ref做差获得转速误差信号ω_g,error；

当电网负荷波动时的风速小于额定风速时：风电机组转矩控制器用于根据到ω_g,error获得风电机组的功率指令P_ord；功率指令P_ord通过发电机及变流器环节后功率调节信号进入转子系统环节，调整转子系统中叶片的旋转角速度，使叶尖比在不同风速下达到最优，最大化风力发电机组叶轮捕获的风能，维持功率输出和负荷之间的平衡；

当电网负荷波动时的风速大于额定风速时：桨距角控制器用于根据ω_g,error获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,1，通过调节叶片桨距角改善风能的转化系数及出力实现风电机组输出功率与电网负荷之间的平衡；有功功率控制器模块和桨距角补偿控制器用于根据预测风速和电网频率f_measure获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,2；θ_cmd,2与θ_cmd,1求和后输入一阶惯性响应环节获得动态响应值θ，第一风能转化模块根据动态响应值θ调节叶片桨距角的大小实现永久性功率输出，完成风力发电机组参与电网一次调频。

进一步地，转子惯性响应控制器包括：频率变化率惯性环节模块、频率变化率调差系数模块、频率瞬时偏差惯性环节模块、频率瞬时偏差调差系数模块和第一求和模块；

频率变化率惯性环节模块的输入端用于输入电网频率f_measure，频率变化率惯性环节模块的输出端与频率变化率调差系数模块的输入端相连接，频率变化率调差系数模块的输出端与第一求和模块的输入端相连接；

频率瞬时偏差惯性环节模块的输入端用于输入电网频率f_measure，频率瞬时偏差惯性环节模块的输出端与频率瞬时偏差调差系数模块的输入端相连接，频率瞬时偏差调差系数模块的输出端与第一求和模块的输入端相连接；

第一求和模块的输出端用于输入功率信号ΔP_IR,demand。

进一步地，风电机组转矩控制器包括：比例积分模块、乘积模块和低通滤波模块；

比例积分模块的输入端用于接收ω_g,error；比例积分模块的输出端与乘积模块的输入端相连接，乘积模块的另一路输入为发电机转子旋转角速度；乘积模块的输出端与低通滤波模块的输入端相连接，低通滤波模块的输出端用于输出风电机组的功率指令P_ord。

进一步地，有功功率控制器模型包括：第二风能转化模块和频率响应静特性模块；

第二风能转化模块的输入端用于输入预测风速，第二风能转化模块的输出端与频率响应静特性模块的输入端相连接；频率响应静特性模块的输入端还用于输入电网频率f_measure，频率响应静特性模块的输出端用于输出风电机组有功功率控制信号P_ABC。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

本发明的控制方法，通过风电机组转子惯性响应控制器释放转子势能暂时性地对不平衡功率进行补偿；在有功功率控制器中增加风电机组叶片桨距角，使风电机组运行于非最佳工况，提供所需的风电功率备用容量，从而实现模拟常规发电机组永久性地增加功率输出，完善风电机组一次调频能力，最终实现风电发电机组稳定、安全运行。本发明的方法不仅可以在运行技术上增强电力系统的稳定性，为风电穿透水平的不断增加提供保障，还能为国家制定相关政策法规和风电并网标准提供依据，有利于风能的大规模开发和社会的可持续发展。

本发明的风力发电机组控制模型系统中加入转子惯性响应控制，电力系统频率降低时转子惯性响应控制器通过改变逆变器的功率输出参考值，临时在机组功率指令上增加的功率调节量，风电机组转子释放转动势能暂时对不平衡功率进行补偿，使得频率的波动能暂时性地减少。风电机组功率输出在转子惯性响应控制后会恢复到扰动前的状态，接下来加入的有功功率控制器通过增加风电机组叶片桨距角，使风力机组运行于非最佳风能捕获工况，并能提供所需的风电功率备用容量，从而实现风电机组功率输出和用电负荷的平衡，减小电力系统频率的波动。本发明的优点在于：在风电机组控制系统中加入转子惯性控制和有功功率控制实现了风电机组一次调频联合控制，加入的转子惯性控制只是暂时性地为电力系统不平衡功率提高补偿，但为之后为风电发电机组补偿负荷赤字提供了缓冲时间，增加的有功功率控制永久性地增加风电功率输出，从而实现和常规机组类似的有功功率控制。

附图说明

图1是现有的电力系统一次调频的简化模型示意图；

图2是本发明实施例中风电机组转子惯性响应控制器模型示意图；

图3是本发明实施例中转子及传动系统模型示意图；

图4是本发明实施例中风电机组转矩控制器模型示意图；

图5是本发明实施例中风电机组桨距角控制器模型示意图；

图6是本发明实施例中风电机组有功功率控制器模型示意图；

图7是本发明实施例中风电机组一次调频联合控制模型示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步详细说明。

现阶段孤立电力系统逐渐和相邻的电力系统互联运行，建立区域互联电力系统的动态仿真模型，发电机组的转子假设为刚性转子，当作用于转子的转矩不平衡时，转子转速发生变化，发电机组转子运动采用摇摆方程来描述，因本发明主要进行电力系统的负荷—频率控制研究，只关注控制区域内所有发电机的整体特性，并不考虑机组间的振荡，因此将所有同调机组等值为一台发电机组。

请参阅图1和图2，为了定性分析电力系统负荷发生扰动时电网频率控制及响应特性，本发明将电力系统一次调频动态模型进行进一步简化，忽略发电机组间的功率振荡，并假设所有发电机组对负荷变化的响应相同，将发电机组的动态模型简化为一个等效的调速器，在MATLAB/Simulink中搭建电力系统一次调频简化模型和风电机组转子惯性响应控制器模型，对应如图1和图2所示的，并分别对不同的转子惯性时间常数T_a和不同的调速不等率R_a模型进行仿真分析。图1和图2中：R_a—电力系统中所有参与一次调频机组的等效调速不等率；ΔP_T—多台同步运行的发电机组的功率总变化量；Δf—电力系统频率变化量；ΔP_L—电力系统负荷变化量；T_a—动态等值发电机组等效转子惯性时间常数/s；D_a—动态等值发电机组等效阻尼系数；K_DIR—转子惯性响应控制器频率变化率调节系数；K_TIR—转子惯性响应控制器频率瞬时偏差调节系数；T_TIR—高通滤波器时间截止常数；T_DIR—低频滤波器时间截止常数。

图1为常规电力系统一次调频简化模型，电网负荷扰动时产生负荷变化量大小ΔP_L，传递给转子惯性及阻尼模块得到电力系统频率变化量Δf；因等效调差系数对减少电网频率波动有很大作用，将Δf在调差系数作用下输入惯性环节，调节发电机组的转速使其输出对应的功率变化量，发电机组的功率总变化量与电网负荷变化量共同输入求和模块做差运算，电网负荷变化量与功率输出变化量相等时实现电网频率的稳定。

图2为风电机组转子惯性响应控制器模型，由于风电机组转子惯性响应控制器对电网频率波动响应有两个部分组成，一部分是频率变化速率的响应，另一部分是频率瞬时偏差量的响应，因此在转子惯性响应控制器中功率需求由对应的频率变化速率和频率瞬时偏差功率需求进行补偿。在风电机组转子惯性响应控制器模型中，该模型是并联环节的合并，输入测得的电力系统频率测量值f_measure，分别输入对应的惯性环节模块和调差系数模块，对应得到转子惯性响应控制器中频率变化速率响应的功率需求ΔP_Derivative和控制器频率瞬时偏差响应的功率需求ΔP_Transition，经求和模块后输出功率信号ΔP_IR,demand，从而在转子惯性响应控制器中实现电力系统负荷变化暂时性的功率补偿。

请参阅图3，对转子惯性响应控制器模型进行分析，其转子及传动系统模型如图3所示。图3中：H_r—风轮转子转动惯量/kg·m²；ω_r—风轮转子旋转角速度/rad·s^-1；ω_g—异步感应发电机转子旋转角速度/rad·s^-1；H_g—异步感应发电机转子转动惯量/kg·m²。分别在高风速、额定风速、中高风速、中低风速以及低风速等五种风速下进行了仿真，得到不同风速条件下风电机组转子惯性响应的功率动态特性仿真结果，通过对比仿真结果得出如下结论：

(1)风电机组转子惯性释放势能是基于不同风速下完成的，当风速低于额定风速时，可以通过降低转子转速来释放转子势能，当风速高于额定风速时，则可以通过调整叶片桨距角来临时增加风电功率输出。当风速低于额定风速时，风电机组的叶片桨距角为0°，风电机组所捕获的机械功率由实际风速和转子转速决定。

(2)在中高风速(9-11m·s^-1)时，转子惯性释放势能持续时间随着风速的增加而减小；当风速大于6m·s^-1时，且补偿功率需求小于0.1p.u.时，风电机组转子惯性释放势能持续时间可达15s以上，这说明风电机组转子能够通过释放惯性来临时增加机组的功率输出，并支援电力系统进行一次调频。因此，可以在风电机组控制系统中加入转子惯性响应控制，当电网频率低于额定值时，转子惯性响应控制器通过改变逆变器的功率输出参考值，从而临时增加机组电功率输出。

(3)本发明中提出的转子惯性响应控制可以在电网频率发生扰动后快速增加功率输出以补偿电力系统中的不平衡功率，尽管在额定风速以下的风速条件下，风电功率输出会发生额外跌落的现象，但是风电机组转矩和转速控制器会及时动作，进而使得风机重新恢复稳态运行。

风电机组并网后电力系统的等效转子惯性时间常数和发电机组的等效调差系数会随着风电装机容量穿透功率比率P_c的增加而减小。通过比较电力系统一次调频动态响应特性可知，风电机组并网后，如果机组不能够在负荷扰动发生时提供转子惯性响应及有功功率控制，电力系统频率的动态变化速率、最大频率偏差、稳态频率偏差都会增加，即电力系统频率响应性能会由于风电穿透功率的增加而恶化。为解决以上问题，本发明通过建立风电机组转子惯性响应控制器实现暂时性的不平衡功率补偿，并加入有功功率控制器实现永久性增加有功功率输出，搭建风电机组一次调频联合控制模型。

请参阅图4至图7，本发明的风电机组一次调频联合控制模型，包括：风电机组转矩控制器模型、风电机组桨矩控制器模型和风电机组有功功率控制器模型；其中，风电机组一次调频联合控制模型如图7所示，风电机组转矩控制器模型如图4所示，风电机组桨矩控制器模型如图5所示，风电机组有功功率控制器模型如图6所示。风电机组一次调频联合控制模型：电网负荷波动时，波动时的电网频率f_measure通过转子惯性响应控制器得到ΔP_IR,demand，经发电机及变流器模型后输出发电机输出功率P_g，P_g经一并联环节分别进入转子系统和参考转速-功率关系线环节，在转子系统中转子转动势能释放暂时性补偿功率-负荷的不平衡，为永久性的功率补偿提供缓冲时间。

当风速小于额定风速11.5m/s时，此时风能转化模块输出功率P_wt，经转子系统输出对应的发电机旋转角速度ω_g，ω_g为实际发电机旋转角速度，此时与经过风电机组最佳功率输出值所对应的发电机旋转角速度参考值ω_ref在求和模块求差得到ω_g,error，经风电机组转矩控制器模型后得到风电机组的功率指令P_ord，P_ord通过发电机及变流器环节后功率调节信号进入转子系统环节，转子转速控制投入使用，调整转子系统中叶片的旋转角速度来使得叶尖比在不同风速下达到最优，最大化风力发电机组叶轮捕获的风能，维持风速较低时功率输出和负荷之间的平衡。

当实际风速大于风力机组额定风速11.5m/s时，机组的控制系统将会激活风电机组叶片桨距角控制功能。此时高风速条件下所对应的风能转化模块功率输出P_wt信号，对应的发电机实际转速ω_g，ω_g与风电机组最佳功率输出值对应发电机旋转角速度ω_ref经求和模块做差后的转速误差信号ω_g,error，ω_g,error信号在转矩控制器后设置了低通滤波器阻碍了高风速时的信号通过，因此ω_g,error只能输入到叶片桨距角控制器得出桨距角控制指令θ_cmd,1，调节叶片的桨距角θ改善风能的转化系数及出力，以实现因风速过高而导致的风力发电机组输出功率和负荷之间的失衡。最后，有功功率控制器投入使用，预测风速和电网频率f_measure经有功功率控制器模型和桨距角补偿控制器后得到桨距角控制指令θ_cmd,2，经求和模块后经一阶惯性响应环节，执行机构按照控制指令得出将就叫动态响应值θ，在风能转化模块调节桨距角的大小从而实现永久性功率输出，完成整个联合控制模型的一次调频。

由于转子惯性下响应控制器调节结束后，机组功率输出会重新回到频率扰动前的稳态值，转子惯性响应控制只能暂时补偿电力系统频率波动中动态成分对应的不平衡功率，其并不能减小稳态偏差频率稳态偏差。因此，风电机组有功功率控制及备用容量的提供采用桨距角补偿控制来实现。执行转子惯性响应控制和高风速下风电机组转子惯性响应控制类似，即桨距角控制和转子转速转矩控制间有耦合作用，和转子惯性释放联动的桨距角会分担一部分功率调节量，本发明在风电机组联合控制实现模拟常规发电机组永久性的一次调频控制。

请参阅图4，在风力发电机组转矩控制器模型中，当风速小于风电机组额定值时，转子转速控制投入使用。转子转速控制的目的是通过调整叶片旋转角速度来使得叶尖速比在不同风速下达到最优。风电机组转子转速控制实现如下：首先，根据风电机组功率输出值算出对应发电机转子转速参考值ω_ref，该模型中以异步感应发电机转子转速实际值与参考值之差ω_g,error输入到比例积分模块得到转矩信号，转矩信号与发电机旋转角速度信号的乘积经过低频滤波器得出风力发电机组功率控制指令P_ord。

请参阅图5，叶片桨距角控制器的目的是为了限制高风速下风力机组的风能转化系数及出力，将风轮的机械功限制在额定范围内，防止转子转速过高导致机械故障。当风速高于额定风速时，以风力发电机转速参考值与实际值之差ω_g,error输入到桨距角控制器得出桨距角控制指令θ_cmd,1，桨距角执行机构可等效为一阶惯性响应环节，执行机构按照控制指令得出桨距角动态响应值。

请参阅图6，在有功功率控制器模型中，风速预测值输入到风能转化模块，获得最佳风能捕获工况下风力发电机组功率输出P_available；将P_available和电力系统频率测量值f_measure输入到频率响应静特性模块进行查询，从而得出机组有功功率控制信号P_ABC；P_ABC和风电机组功率指令P_ord求差后得出风电功率调节量P_reg；最终，P_reg作为控制信号输入到桨距角补偿控制器进行桨距角调节，该模块属于比例积分调节模块，在桨距角补偿控制器中输出桨距角控制指令θ_cmd,2与θ_cmd,1经求和模块后得到总的桨距角控制指令θ_cmd，该指令输入到一阶惯性响应响应控制环节得到桨距角动态响应值θ，反馈输入到风能转化模块，调节风轮转子叶片桨距角实现风能转化系数及出力。

综上所述，为解决由于大规模风电并网带来的电力系统频率不稳定问题，本发明提出了一种新的风力发电控制系统来实现风电机组的一次调频。内容主要包括：搭建风电机组一次调频联合控制模型，通过风电机组转子惯性响应控制器释放转子势能暂时性地对不平衡功率进行补偿，在有功功率控制器中增加风机叶片桨距角，使风电机组运行于非最佳工况，提供所需的风电功率备用容量，从而实现模拟常规发电机组永久性地增加功率输出，完善风电机组一次调频能力，最终实现风电发电机组稳定、安全运行。本发明的控制方法，通过在风电机组控制系统中加入转子惯性响应控制和有功功率控制来实现风电机组一次调频联合控制，通过释放转动惯性势能暂时性地补偿不平衡功率并永久性地增加风电功率输出，从而实现风电机组参与电网一次调频的稳定控制。

请参阅图7，本发明的一种风力发电机组参与电网一次调频的控制模型，包括：频率采集模块、转子惯性响应控制器、发电机及变流器模型、参考转速-功率关系曲线环节、转子系统、第一风能转化模块、风电机组转矩控制器、桨距角控制器、有功功率控制器、桨距角补偿控制器和一阶惯性响应环节；

频率采集模块用于采集获取电网负荷波动时的电网频率f_measure；

转子惯性响应控制器用于根据频率采集模块获取的电网频率f_measure得到功率信号ΔP_IR,demand；

发电机及变流器模型用于根据转子惯性响应控制器获得的功率信号ΔP_IR,demand得到发电机输出功率P_g；第一风能转化模块用于根据风速得到输出功率P_wt；转子系统用于接收发电机输出功率P_g和第一风能转化模块输出功率P_wt，并输出发电机转子旋转角速度ω_g，风能转化模块接收来自转子系统反馈调节ω_g；参考转速-功率关系曲线环节用于接收发电机输出功率P_g，并输出发电机转子旋转角速度参考值ω_ref；发电机转子旋转角速度ω_g与发电机转子旋转角速度参考值ω_ref做差获得转速误差信号ω_g,error；

当电网负荷波动时的风速小于额定风速时：风电机组转矩控制器用于根据到ω_g,error获得风电机组的功率指令P_ord；功率指令P_ord通过发电机及变流器环节后功率调节信号进入转子系统环节，调整转子系统中叶片的旋转角速度，使叶尖比在不同风速下达到最优，最大化风力发电机组叶轮捕获的风能，维持功率输出和负荷之间的平衡；

当电网负荷波动时的风速大于额定风速时：桨距角控制器用于根据ω_g,error获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,1，通过调节叶片桨距角改善风能的转化系数及出力实现风电机组输出功率与电网负荷之间的平衡；有功功率控制器模块和桨距角补偿控制器用于根据预测风速和电网频率f_measure获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,2；θ_cmd,2与θ_cmd,1求和后输入一阶惯性响应环节获得动态响应值θ，第一风能转化模块根据动态响应值θ调节叶片桨距角的大小实现永久性功率输出，完成风力发电机组参与电网一次调频。

优选的，转子惯性响应控制器包括：频率变化率惯性环节模块、频率变化率调差系数模块、频率瞬时偏差惯性环节模块、频率瞬时偏差调差系数模块和第一求和模块；频率变化率惯性环节模块的输入端用于输入电网频率f_measure，频率变化率惯性环节模块的输出端与频率变化率调差系数模块的输入端相连接，频率变化率调差系数模块的输出端与第一求和模块的输入端相连接；频率瞬时偏差惯性环节模块的输入端用于输入电网频率f_measure，频率瞬时偏差惯性环节模块的输出端与频率瞬时偏差调差系数模块的输入端相连接，频率瞬时偏差调差系数模块的输出端与第一求和模块的输入端相连接；第一求和模块的输出端用于输入功率信号ΔP_IR,demand。

优选的，风电机组转矩控制器包括：比例积分模块、乘积模块和低通滤波模块；

比例积分模块的输入端用于接收ω_g,error；比例积分模块的输出端与乘积模块的输入端相连接，乘积模块的另一路输入为发电机转子旋转角速度；乘积模块的输出端与低通滤波模块的输入端相连接，低通滤波模块的输出端用于输出风电机组的功率指令P_ord。

优选的，有功功率控制器模型包括：第二风能转化模块和频率响应静特性模块；第二风能转化模块的输入端用于输入预测风速，第二风能转化模块的输出端与频率响应静特性模块的输入端相连接；频率响应静特性模块的输入端还用于输入电网频率f_measure，频率响应静特性模块的输出端用于输出风电机组有功功率控制信号P_ABC。

本发明中提出了一种新的风力发电控制系统来完成风电机组的一次调频，当电力系统负荷发生扰动时，电网频率便会发生波动。此时，在风力发电机组的控制系统中加入转子惯性响应控制，电力系统频率降低时转子惯性响应控制器通过改变逆变器的功率输出参考值，临时在机组功率指令上增加的功率调节量，风电机组转子释放转动势能暂时对不平衡功率进行补偿，使得频率的波动能暂时性地减少。风电机组功率输出在转子惯性响应控制后会恢复到扰动前的状态，接下来加入的有功功率控制器通过增加风电机组叶片桨距角，使风力机组运行于非最佳风能捕获工况，并能提供所需的风电功率备用容量，从而实现风电机组功率输出和用电负荷的平衡，减小电力系统频率的波动。本发明的优点在于在风电机组控制系统中加入转子惯性控制和有功功率控制实现了风电机组一次调频联合控制，加入的转子惯性控制只是暂时性地为电力系统不平衡功率提高补偿，但为之后为风电发电机组补偿负荷赤字提供了缓冲时间，增加的有功功率控制永久性地增加风电功率输出，从而实现和常规机组类似的有功功率控制。

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，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (8)

1.一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法，其特征在于，包括以下步骤：采集获取电网负荷波动时的电网频率f_measure；根据电网频率f_measure获得功率信号ΔP_IR,demand；将功率信号ΔP_IR,demand输入发电机及变流器模型获得发电机输出功率P_g，将P_g输入转子系统，在转子系统中转子转动势能释放实现暂时性补偿功率-负荷的不平衡，用于为永久性的功率补偿提供缓冲时间；

将风能转化模块输出功率P_wt输入转子系统获得对应的发电机转子旋转角速度ω_g；将发电机转子旋转角速度ω_g与风电机组最佳功率输出值对应的发电机转子旋转角速度参考值ω_ref求差得到ω_g,error；根据到ω_g,error获得风电机组的功率指令P_ord；

当电网负荷波动时的风速小于额定风速时：功率指令P_ord通过发电机及变流器环节后功率调节信号进入转子系统环节，调整转子系统中叶片的旋转角速度，使叶尖比在不同风速下达到最优，最大化风力发电机组叶轮捕获的风能，维持功率输出和负荷之间的平衡；

当电网负荷波动时的风速大于额定风速时：根据ω_g,error获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,1，通过调节叶片桨距角改善风能的转化系数及出力实现风电机组输出功率与电网负荷之间的平衡；根据预测风速和电网频率f_measure获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,2，θ_cmd,2与θ_cmd,1求和后输入一阶惯性响应环节获得动态响应值θ，风能转化模块根据动态响应值θ调节叶片桨距角的大小实现永久性功率输出，完成风力发电机组参与电网一次调频；

根据预测风速和电网频率f_measure获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,2的步骤具体包括：将预测风速和电网频率f_measure输入有功功率控制器模型；将有功功率控制器模型的输出与风电机组的功率指令P_ord做差获得风电功率调节量P_reg；将风电功率调节量P_reg输入桨距角补偿控制器获得桨距角控制指令θ_cmd,2；

有功功率控制器模型包括：风能转化模块和频率响应静特性模块；

将预测风速输入风能转化模块，风能转化模块输出风电机组功率输出P_available；将风电机组功率输出P_available输入频率响应静特性模块，将电网频率f_measure输入频率响应静特性模块，频率响应静特性模块输出风电机组有功功率控制信号P_ABC；风电机组有功功率控制信号P_ABC作为有功功率控制器模型的输出；

桨距角补偿控制器包括：比例积分模块。

2.根据权利要求1所述的一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法，其特征在于，根据电网频率f_measure获得功率信号ΔP_IR,demand的步骤具体包括：将电网频率f_measure输入转子惯性响应控制器获得功率信号ΔP_IR,demand；

转子惯性响应控制器包括：频率变化率惯性环节模块、频率变化率调差系数模块、频率瞬时偏差惯性环节模块和频率瞬时偏差调差系数模块；

电网频率f_measure通过频率变化率惯性环节模块和频率变化率调差系数模块，获得频率变化率响应的功率需求ΔP_Derivative；

电网频率f_measure通过频率瞬时偏差惯性环节模块和频率瞬时偏差调差系数模块，获得频率瞬时偏差响应的功率需求ΔP_Transition；

频率变化率响应的功率需求ΔP_Derivative与频率瞬时偏差响应的功率需求ΔP_Transition求和获得功率信号ΔP_IR,demand。

3.根据权利要求1所述的一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法，其特征在于，根据到ω_g,error获得风电机组的功率指令P_ord的步骤具体包括：将ω_g,error输入风电机组转矩控制器得到风电机组的功率指令P_ord；

风电机组转矩控制器包括：比例积分模块、乘积模块和低通滤波模块；

将ω_g,error输入比例积分模块，比例积分模块的输出与发电机转子旋转角速度在乘积模块乘积后，乘积模块的输出输入低通滤波模块，最终获得风电机组的功率指令P_ord。

4.根据权利要求1所述的一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法，其特征在于，根据ω_g,error获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,1的步骤具体包括：将ω_g,error输入到叶片桨距角控制器得出桨距角控制指令θ_cmd,1；

叶片桨距角控制器包括：比例积分模块和一阶惯性环节模块；

将ω_g,error输入到比例积分模块，得出桨距角控制指令θ_cmd,1，桨距角的执行机构等效为一阶惯性环节，执行机构按照控制指令得出桨距角动态响应值θ，控制器采用抗饱和积分器。

5.根据权利要求1至4中任一项所述的一种风力发电机组参与电网一次调频的控制方法，其特征在于，风电机组转矩控制器后连接有低通滤波器；当电网负荷波动时的风速大于额定风速时，低通滤波器用于阻止ω_g,error信号的通过。

6.一种风力发电机组参与电网一次调频的控制模型，其特征在于，包括：频率采集模块、转子惯性响应控制器、发电机及变流器模型、参考转速-功率关系曲线环节、转子系统、第一风能转化模块、风电机组转矩控制器、桨距角控制器、有功功率控制器、桨距角补偿控制器和一阶惯性响应环节；

频率采集模块用于采集获取电网负荷波动时的电网频率f_measure；

转子惯性响应控制器用于根据频率采集模块获取的电网频率f_measure得到功率信号ΔP_IR,demand；

发电机及变流器模型用于根据转子惯性响应控制器获得的功率信号ΔP_IR,demand得到发电机输出功率P_g；第一风能转化模块用于根据风速得到输出功率P_wt；转子系统用于接收发电机输出功率P_g和第一风能转化模块输出功率P_wt，并输出发电机转子旋转角速度ω_g，风能转化模块接收来自转子系统反馈调节ω_g；参考转速-功率关系曲线环节用于接收发电机输出功率P_g，并输出发电机转子旋转角速度参考值ω_ref；发电机转子旋转角速度ω_g与发电机转子旋转角速度参考值ω_ref做差获得转速误差信号ω_g,error；

当电网负荷波动时的风速小于额定风速时：风电机组转矩控制器用于根据到ω_g,error获得风电机组的功率指令P_ord；功率指令P_ord通过发电机及变流器环节后功率调节信号进入转子系统环节，调整转子系统中叶片的旋转角速度，使叶尖比在不同风速下达到最优，最大化风力发电机组叶轮捕获的风能，维持功率输出和负荷之间的平衡；

当电网负荷波动时的风速大于额定风速时：桨距角控制器用于根据ω_g,error获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,1，通过调节叶片桨距角改善风能的转化系数及出力实现风电机组输出功率与电网负荷之间的平衡；有功功率控制器模块和桨距角补偿控制器用于根据预测风速和电网频率f_measure获得叶片桨距角控制指令θ_cmd,2；θ_cmd,2与θ_cmd,1求和后输入一阶惯性响应环节获得动态响应值θ，第一风能转化模块根据动态响应值θ调节叶片桨距角的大小实现永久性功率输出，完成风力发电机组参与电网一次调频；

有功功率控制器模型包括：第二风能转化模块和频率响应静特性模块；

第二风能转化模块的输入端用于输入预测风速，第二风能转化模块的输出端与频率响应静特性模块的输入端相连接；频率响应静特性模块的输入端还用于输入电网频率f_measure，频率响应静特性模块的输出端用于输出风电机组有功功率控制信号P_ABC。

7.根据权利要求6所述的一种风力发电机组参与电网一次调频的控制模型，其特征在于，

转子惯性响应控制器包括：频率变化率惯性环节模块、频率变化率调差系数模块、频率瞬时偏差惯性环节模块、频率瞬时偏差调差系数模块和第一求和模块；

频率变化率惯性环节模块的输入端用于输入电网频率f_measure，频率变化率惯性环节模块的输出端与频率变化率调差系数模块的输入端相连接，频率变化率调差系数模块的输出端与第一求和模块的输入端相连接；

频率瞬时偏差惯性环节模块的输入端用于输入电网频率f_measure，频率瞬时偏差惯性环节模块的输出端与频率瞬时偏差调差系数模块的输入端相连接，频率瞬时偏差调差系数模块的输出端与第一求和模块的输入端相连接；

第一求和模块的输出端用于输入功率信号ΔP_IR,demand。

8.根据权利要求6所述的一种风力发电机组参与电网一次调频的控制模型，其特征在于，

风电机组转矩控制器包括：比例积分模块、乘积模块和低通滤波模块；

比例积分模块的输入端用于接收ω_g,error；比例积分模块的输出端与乘积模块的输入端相连接，乘积模块的另一路输入为发电机转子旋转角速度；乘积模块的输出端与低通滤波模块的输入端相连接，低通滤波模块的输出端用于输出风电机组的功率指令P_ord。

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