CN112072678A - 风电机组一次调频控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种风电机组一次调频控制方法，通过变桨系统改变桨距角从而调节功率的变化来减轻机组变流器的出力，从而保护力机组变流器设备。本发明通过桨距角控制来改变风电机组出力的原理是通过桨距角的变化来实现风能利用率的变化，从而实现风电机组有功出力的变化。当系统频率上升时，通过增加桨距角减少机组有功出力，从而响应系统频率的变化；当系统频率下降时，通过减小桨距角增加机组有功出力，从而响应系统频率的变化。因为要参与系统的调频，通常风电场都会通过适当的增加桨距角来实现机组减载。

Description

风电机组一次调频控制方法
技术领域
本发明涉及风电领域，特别涉及一种风电机组一次调频控制方法。
背景技术
一次调频，是指电网的频率一旦偏离额定值时，电网中机组的控制系统就自动地控制机组有功功率的增减，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的自动控制过程。
电网为一个巨大的惯性系统，根据转子运动方程，当电网有功功率缺额时，发电机转子加速，电网频率升高，反之电网频率降低。因此，一次调频功能是动态的保证电网有功功率平衡的手段之一。当电网频率升高时，一次调频功能要求机组降低并网有功功率，反之，机组提高并网有功功率。主要参数电网一次调频的有火电机组、水电机组，部分风电、光伏、储能也具备电网一次调频能力。
一次调频是电网重要的频率调整手段，火力发电机组的一次调频动态特性作为网厂协调的一项重要内容，显著影响着系统的安全稳定运行。近年来，随着特高压电网的加快建设和清洁能源的大量接入，电网对火电机组一次调频性能的要求不断提高。一方面，特高压电网的加快建设和新能源装机容量的持续增长，为确保电网在大规模间歇式能源接入后的安全稳定运行，对充当调峰调频主力的燃煤机组的调频性能提出了更高的要求；另一方面，煤电节能减排升级改造又对电源侧机组提出了更严格的环保排放和节能指标，这在客观上对火电机组的调频性能造成了一定的负面影响。未来大规模新能源并网(主要是风电)以及特高压直流的投运，例如华北电网多条特高压直流会相继投运，使电网可能遭受的功率冲击大规模升级，频率安全风险加剧。因此，进行合理有效的一次调频控制是十分关键和必要的。
一次调频控制一般作为负荷控制的叠加回路，根据网频和额定频率的偏差进行控制运算，给出一次调频补偿负荷量，来完成频率调整的目的。其中，一次调频负荷调整量的运算回路是整个一次调频控制系统的核心，由于机组在不同负荷段的特性差异较大，一次调频负荷调整系统应该是一个时变系统，来适应不同负荷段的不同幅度频差的变化。
火力发电机组一次调频控制回路共分为两大部分，一部分是协调控制系统(英文全称为:Coordination control system，简称为:ccs)中的负荷闭环调节控制回路；另一部分是数字电液控制系统(英文全称为:Digital electric hydraulic control system，简称为:deh)中的调频前馈分量。作为并网后负荷控制的叠加回路，其输出的修正调频负荷作为负荷设定值的一部分，以实现调频控制目的。其中，调频控制回路根据频率(转速)定值与实际网频(转速)的差值进行比例控制运算得到调频负荷，经过负荷回路的pid控制运算后，输出执行机构指令。根据机组运行负荷不同，调频能力和阀门]流量特性会随动变化，调频(频差负荷)特性曲线应该为机组负荷的随动函数，而在实际应用中，一般由预先设计或试验获得，该分段线性函数不会在线修正。
总之：调频控制的目的是实现电网的频率稳定以及系统安全，但由于控制回路中的调频(频差负荷)特性曲线对于全程负荷段为一固定曲线，该特性曲线是否最优并不知晓，只是根据常规设计和试验得到。但机组的实际运行同设计有较大差异，包括压力控制品质、阀门流量特性曲线修正情况优劣等。因此，现有的调频回路虽然使机组具备了基本的一次调频功能,但并不能确保全负荷段尤其是小频差和阀门流量线性差的负荷段的一次调频性能。
质量是电力系统运行的重要指标之一，发电机组的一次调频性能对维持电网频率稳定至关重要。但一次调频目前仍存在问题。
1、对机组一次调频功能的理解不够。
2、目前有一些调频技术用的是变流器强制调节功率，变流器所承载的负担会增加。
3、由于机组本身主控原因，机组调节系统给定值较小，所以额定转速(n0)不变的情况下，对应的转速可以变化量(△n)小，其二者比例小。
4、部分拥有快速数字电液调速器(DEH)的机组未能进行一次调频的原因主要有：(1)是机组中的一次调频回路未投入，(2)是频率反馈校正回路中的频率死区和幅度设置不合理。
发明内容
本发明提供了一种风电机组一次调频控制方法，以解决至少一个上述技术问题。
为解决上述问题，作为本发明的一个方面，提供了一种风电机组一次调频控制方法，通过变桨系统改变桨距角从而调节功率的变化来减轻机组变流器的出力，从而保护力机组变流器设备。
优选地，通过变桨系统改变桨距角包括：当系统频率上升时，通过增加桨距角减少机组有功出力，从而响应系统频率的变化；当系统频率下降时，通过减小桨距角增加机组有功出力，从而响应系统频率的变化。
优选地，通过变桨系统改变桨距角包括：
在低频和高频扰动时，给定的频差|f-fd|在0.1范围内时，根据△P＝PN×(f-fd)计算需要调整的功率差值；
给定的频差|f-fd|超过0.1的，调节功率值以10％Pn为准，
其中，f是并网点频率，fd是频率响应死区，Pn是额定功率，△P是需要调整的功率差值。
优选地，通过变桨系统改变桨距角从而调节功率的变化通过AGC系统升级的方式实现，AGC系统升级包括：
获取并网点频率采样周期不大于100ms，频率分辨率不大于0.003Hz；
高频扰动时，有功功率<额定容量×10％，闭锁快速频率响应模块；
快速调频时,特别是高频扰动时，禁用能量管理平台的停机策略，防止停机造成的频率波动；
触发快速调频功能时，即当前电网频率超出允许的死区范围，计算出来的△P与当前调度下发有功目标值相加，作为总目标值作为能量管理平台的输入；
触发快速调频功能时，闭锁AGC反向调节功能：当频率高于50.1时，需要下降风场出力，去调整频率，这时候AGC出力增闭锁使能，避免这段时间调度下发更高目标值，造成频率响应失败；反之亦然。
优选地，通过变桨系统改变桨距角从而调节功率的变化通过为风机能量管理平台系统新增的快速调频装置实现，快速调频装置用于获取频率、计算△P转发给风机能量管理平台。
优选地，风机能量管理平台系统增加以下功能：
添加快速频率响应模块，此模块负责接收因为频率响应计算出来的△P，与AGC系统下发的有功目标值代数相加，作为能量管理平台的总输入去调整风机出力；
当△P有值的时候，即风场处于频率快速响应调整，能量管理平台禁用风机停机功能；
AGC系统只完成调频需要的△P计算和一些逻辑闭锁功能，最终实现快速调频响应都是由风机能量管理平台完成
提高风机数据采集的频率为500ms-200ms。
优选地，风机能量管理平台的控制策略和参数设置包括：
(1)100ms周期去获取△P数据，有值的时候，即认为风场处于快速调频模式，与AGC系统下发的有功值代数相加，去一起控制风场出力，保证响应滞后时间thx满足调度要求；
(2)在12秒内完成90％的△P，也就是最大可能9％风场额定功率的调整；
(3)提高能量管理平台的闭环控制频率，在15s内达到稳定，以保证实际出力在目标值的±1％风场额定功率。
本发明通过控制机组的变桨系统改变桨距角的大小来改变风电机组出力，通过适当的增减桨距角来实现机组减载，也最大可能的减轻了变流器的出力。
附图说明
图1示意性地示出了一次调频示意图；
图2示意性地示出了风电场快速频率响应有功-频率下垂特征示意图；
图3示意性地示出了本发明的原理框图；
图4示意性地示出了新能源快速频率响应频率阶跃振动过程调节示意图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的实施例进行详细说明，但是本发明可以由权利要求限定和覆盖的多种不同方式实施。
本发明通过控制机组的变桨系统改变桨距角的大小来改变风电机组出力，通过适当的增减桨距角来实现机组减载，也最大可能的减轻了变流器的出力。
(一)方案确定
Figure BDA0002705717640000051
P0：是有功功率初值，单位MW
P：是目标功率，单位MW
PN：是额定功率，单位MW
f：是并网点频率
fd：是频率响应死区，风电场是49.9-50.1；光伏电站是49.94-50.06
f-fd：下面我们就定义为频差
fN：是系统额定频率，一般是50
δ％：是新能源快速频率响应调差率，风电场是2％；光伏电站是3％
定义
Figure BDA0002705717640000061
为△P，即需要调整的功率差值。△P为负数时，表示需要上升功率，△P为正数时，表示需要下降功率
将以上的参数代入公式可得：
△P＝PN×(f-fd)/(50×δ％)＝PN×(f-fd)
请参考图2，根据曲线和公式结合看出，在低频和高频扰动时，给定的频差即|f-fd|在0.1范围内时，套用上面的公式，快速频率响应最大一次调节的功率值为10％Pn。超过0.1范围的，调节功率值也以10％Pn为准。
在低频扰动下，从低频要向高频进行干预，f-fd频差为负数，△P为负数，表示要上升功率；在高频扰动下，从高频要向低频进行干预，f-fd频差为正数，△P为正数，表示要下降功率。
(二)原理介绍
请参考图3所示的原理框图，整个功能的实施分为两部分：获取电网频率差计算△P模块、和优化风机能量管理平台，以实现频率响应调节速度以及频率响应要求的一些控制逻辑。
其中，△P模块的部分有两种方案：
(1)方案一，现场AGC系统升级：快速频率功能需要投运，AGC系统需要完善以下几个内容：
a.获取并网点频率采样周期不大于100ms，频率分辨率不大于0.003Hz。
b.高频扰动时，有功功率<额定容量×10％，闭锁快速频率响应模块。
c.快速调频时,特别是高频扰动时，禁用能量管理平台的停机策略，防止停机造成的频率波动。
d.触发快速调频功能时，即当前电网频率超出允许的死区范围，计算出来的△P与当前调度下发有功目标值相加，作为总目标值作为能量管理平台的输入。
e.触发快速调频功能时，闭锁AGC反向调节功能：当频率高于50.1时，需要下降风场出力，去调整频率。这时候AGC出力增闭锁使能，避免这段时间调度下发更高目标值，造成频率响应失败；反之亦然。
(2)方案二，新增快速调频装置：获取频率，计算△P转发给风机能量管理平台。
进一步地，快速频率功能需要投运，风机能量管理平台系统需要完善以下几个内容：
a.在原先的能量管理平台软件中，添加快速频率响应模块，此模块负责接收因为频率响应计算出来的△P，与AGC下发的有功目标值代数相加，作为能量管理平台的总输入去调整风机出力。
b.当△P有值的时候，即风场处于频率快速响应调整，能量管理平台禁用风机停机功能。
c.AGC系统只完成调频需要的△P计算和一些逻辑闭锁功能，最终实现快速调频响应都是由风机能量管理平台完成，所以按照调度附件1要求，请参考图4，能量管理平台需要满足：响应滞后时间thx<2s，响应时间t0.9<12s，调节时间ts<15s，调节稳定后，功率偏差保证的风电场额定出力的±2％以内。
为了满足以上几个控制条件，需要优化能量管理平台控制策略和参数设置，
(1)100ms周期去获取△P数据，有值的时候，即认为风场处于快速调频模式，与AGC下发的有功值代数相加，去一起控制风场出力，保证响应滞后时间thx满足调度要求。
(2)根据前面介绍△P的值最大可能是10％的风场额定功率，需要在12秒内完成90％的△P也就是最大可能9％风场额定功率的调整。能量管理平台需要优化风机出力调节速率。
(3)15s内达到稳定，保证实际出力在目标值的±1％风场额定功率；需要能量管理平台提高闭环控制频率，将原先的闭环调节频率提高数倍。
d.需要提高风机数据采集的频率：原先数据采集的频率是1s与SCADA的刷新频率也一致，为了满足快速调频响应中调度的参数需求，数据刷新频率1s已经不能满足快速跟踪的需求，需要将数据采集频率调整的500ms，甚至是200ms。根据现场联调情况决定。
在上述技术方案中，本发明通过桨距角控制来改变风电机组出力的原理是通过桨距角的变化来实现风能利用率的变化，从而实现风电机组有功出力的变化。当系统频率上升时，通过增加桨距角减少机组有功出力，从而响应系统频率的变化；当系统频率下降时，通过减小桨距角增加机组有功出力，从而响应系统频率的变化。因为要参与系统的调频，通常风电场都会通过适当的增加桨距角来实现机组减载。
本发明通过变桨系统改变桨距角从而调节功率的变化，有效的减轻机组变流器的出力，也就是保护力机组变流器设备。
本发明的创新之处在于：
1、本发明靠纯变桨来调节，就靠物理动作来调。因此，对机组的损害比较小，例如，大部分一次调频用变流器来调节，功率转化都有变流器转化，对机组的变流器有一定的压力的。
2、本发明利用机组变桨系统的最大变桨速度和整场的控制策略就能够满足一次调频的指标要求，从而不需要去改变主控，或者去改变变流器的控制策略。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种风电机组一次调频控制方法，其特征在于，通过变桨系统改变桨距角从而调节功率的变化来减轻机组变流器的出力，从而保护力机组变流器设备。
2.根据权利要求1所述的风电机组一次调频控制方法，其特征在于，通过变桨系统改变桨距角包括：
当系统频率上升时，通过增加桨距角减少机组有功出力，从而响应系统频率的变化；
当系统频率下降时，通过减小桨距角增加机组有功出力，从而响应系统频率的变化。
3.根据权利要求2所述的风电机组一次调频控制方法，其特征在于，通过变桨系统改变桨距角包括：
在低频和高频扰动时，给定的频差|f-fd|在0.1范围内时，根据△P＝PN×(f-fd)计算需要调整的功率差值；
给定的频差|f-fd|超过0.1的，调节功率值以10％Pn为准。
其中，f是并网点频率，fd是频率响应死区，PN是额定功率，△P是需要调整的功率差值。
4.根据权利要求3所述的风电机组一次调频控制方法，其特征在于，通过变桨系统改变桨距角从而调节功率的变化通过AGC系统升级的方式实现，AGC系统升级包括：
获取并网点频率采样周期不大于100ms，频率分辨率不大于0.003Hz；
高频扰动时，有功功率<额定容量×10％，闭锁快速频率响应模块；
快速调频时,特别是高频扰动时，禁用能量管理平台的停机策略，防止停机造成的频率波动；
触发快速调频功能时，即当前电网频率超出允许的死区范围，计算出来的△P与当前调度下发有功目标值相加，作为总目标值作为能量管理平台的输入；
触发快速调频功能时，闭锁AGC反向调节功能：当频率高于50.1时，需要下降风场出力，去调整频率，这时候AGC出力增闭锁使能，避免这段时间调度下发更高目标值，造成频率响应失败；反之亦然。
5.根据权利要求3所述的风电机组一次调频控制方法，其特征在于，通过变桨系统改变桨距角从而调节功率的变化通过为风机能量管理平台系统新增的快速调频装置实现，快速调频装置用于获取频率、计算△P转发给风机能量管理平台。
6.根据权利要求4或5所述的风电机组一次调频控制方法，其特征在于，风机能量管理平台系统增加以下功能：
添加快速频率响应模块，此模块负责接收因为频率响应计算出来的△P，与AGC系统下发的有功目标值代数相加，作为能量管理平台的总输入去调整风机出力；
当△P有值的时候，即风场处于频率快速响应调整，能量管理平台禁用风机停机功能；
AGC系统只完成调频需要的△P计算和一些逻辑闭锁功能，最终实现快速调频响应都是由风机能量管理平台完成
提高风机数据采集的频率为500ms-200ms。
7.根据权利要求6所述的风电机组一次调频控制方法，其特征在于，风机能量管理平台的控制策略和参数设置包括：
(1)100ms周期去获取△P数据，有值的时候，即认为风场处于快速调频模式，与AGC系统下发的有功值代数相加，去一起控制风场出力，保证响应滞后时间thx满足调度要求；
(2)在12秒内完成90％的△P，也就是最大可能9％风场额定功率的调整；
(3)提高能量管理平台的闭环控制频率，在15s内达到稳定，以保证实际出力在目标值的±1％风场额定功率。
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