CN112688344A - 一种海上风电基地外送系统风电场频率控制方法和系统 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，包括：当岸上交流电网频率变化时，获得与海上风电场相连的岸上换流站对应于所述岸上交流电网频率实际值的直流电压值；依据不控整流桥的自然电压耦合特性，基于不控整流桥的送端换流站根据所述岸上换流站直流电压值得到对应的海上风电场交流电压；基于所述海上风电场交流电压，调整海上风电场输出功率以支撑岸上频率变化。本发明提供的技术方案利用不控整流桥的自然电压耦合作用，快速响应岸上交流系统的频率波动。

Description

一种海上风电基地外送系统风电场频率控制方法和系统

技术领域

本发明涉及高压直流输电风电场控制领域，具体涉及一种海上风电基地外送系统风电场频率控制方法和系统。

背景技术

风电大规模并网后，势必代替部分常规发电机组。海上风电随着近十年的快速发展，逐步呈现基地化、规模化和远距离分布的特点。高压直流输电技术因其可以远距离、损耗小的传输大容量电能的特点而备受青睐，大规模海上风电场直流送出是一种必然的技术趋势。

目前基于晶闸管的LCC传统直流输电系统和基于IGBT的柔性直流输电系统一直存在损耗较高、环境影响明显、传输容量受限、前期投资成本高等问题，尤其是海上风电开发问题更加明显。考虑到海上风场送出功率单向流动的特点，现有一种基于不控整流(DR，Diode-Rectifier)海上风力发电并网系统(Diode-Rectifier Based HVDC，DR-HVDC)拓扑送出方案，针对柔性直流输电系统的前期投入成本、占地、损耗以及传输容量受限等问题提供解决方案。该拓扑不需要额外的无功补偿装置，整流侧换流站由于采用二极管作为开关器件，换流站损耗低，不需要驱动电路，电路结构简单，可靠性高，可大大降低换流站成本和体积。

风机组场经HVDC(高压直流输电)并网后，与岸上交流电网处于“解耦”状态，惯量被隐藏。在电网频率发生改变时，机组无法对电网提供频率响应，导致电网发生功率缺额，且电网频率降低的变化率较高，频率的跌落幅度较大，不利于电网的频率稳定。为使风电场快速响应交流电网的频率波动，需要快速通信或增加辅助控制。

发明内容

基于不控整流的DR-HVDC使得直流电压与海上风电场交流电压具备自然耦合特性，可利用该特性快速实现风电场响应交流电网频率响应。本发明利用DR-HVDC直流电压与海上风电场交流电压自然耦合特性提出了一种针对DR-HVDC风力发电送出的频率调节策略，实现大规模风电对岸上交流系统有功的快速支撑。

本发明提供的技术方案是：

一种海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，包括：

当岸上交流电网频率变化时，获得与海上风电场相连的岸上换流站对应于所述岸上交流电网频率实际值的直流电压值；

依据不控整流桥的自然电压耦合特性，基于不控整流桥的送端换流站根据所述岸上换流站直流电压值得到对应的海上风电场交流电压；

基于所述海上风电场交流电压，调整海上风电场输出功率以支撑岸上频率变化。

优选的，所述当岸上交流电网频率变化时获得与海上风电场相连的岸上换流站直流电压值，包括：

根据岸上交流电网频率实际值，计算得到所述与海上风电场相连的岸上换流站对应于所述岸上交流电网频率实际值的直流电压参考值；

所述岸上换流站的直流电压控制器控制岸上换流站直流电压值自动跟随所述直流电压参考值。

进一步的，所述岸上换流站直流电压参考值的计算式如下：

U_dref＝U_dcN+K_f(f_g-f_ref)

其中，U_dref为岸上换流站直流电压参考值，U_dcN为额定值，f_ref为岸上交流电网频率参考值，f_g为岸上交流电网频率实际值，K_f为设定参数。

优选的，所述海上风电场交流相电压的计算式如下：

其中，V_F为海上风场交流电压，U_dc-hvdc为岸上换流站直流电压值，I_dc-hvdc为岸上受端换流站直流电流值，N为整流变压器变比，M为脉动换流器个数，ω_F为海上风场交流电压频率，L_T为整流变压器漏感。

优选的，所述基于所述海上风电场交流电压，调整海上风电场输出功率以支撑岸上频率变化，包括：

根据所述海上风电场交流电压的幅值变化情况判断桨距角调整方向，并计算得到风力发电机桨距角调整量；

基于预先确定的海上风力发电机组的初始桨距角，依据所述风力发电机桨距角调整量按照所述桨距角调整方向增大或减小所述风力发电机桨距角，使海上风电场输出功率减少或增加以支撑岸上频率变化。

进一步的，所述桨距角调整量的计算式如下：

Δβ＝K_β·ΔU_Frms

其中，Δβ为桨距角调整量，K_β为桨距角与电压变化值的比例关系，ΔU_Frms为海上风电场交流电压的幅值变化量。

进一步的，所述海上风电场交流相电压的幅值变化量ΔU_Frms的计算式如下：

ΔU_Frms＝U_Feams-U_FN

其中，U_Feams为海上风电场交流电压的幅值，U_FN为海上风电场交流电压的额定运行值。

进一步的，所述根据所述海上风电场交流电压的幅值变化情况判断桨距角调整方向，包括：

当所述海上风电场交流电压的幅值增加时，增大桨距角；

当所述海上风电场交流电压的幅值减少时，减小桨距角。

进一步的，所述依据所述风力发电机桨距角调整量，按照所述桨距角调整方向增大或减小所述风力发电机桨距角，使海上风电场输出功率减少或增加以支撑岸上频率变化，包括：

当按照所述风力发电机桨距角调整量增大桨距角时，增加储藏在桨距角中的备用容量，从而减小海上风电场风力发电机组输出功率；

当按照所述风力发电机桨距角调整量减小桨距角时，释放储藏在桨距角中的备用容量，从而增大海上风电场风力发电机组输出功率。

进一步的，所述海上风力发电机组的初始桨距角的确定包括：

根据海上风力发电机组参数和风力机捕获功率模型，确定风力机运行在次最大功率状态下时，风力机留有备用容量的桨距角初始值。

进一步的，所述根据海上风力发电机组参数和风力机捕获功率模型，确定风力机运行在次最大功率状态下时，风力机留有备用容量的桨距角初始值，包括：

根据海上风力发电机组参数，计算确定海上风电场内单台风力机的备用容量；

基于所述海上风电场内单台风力机的备用容量和风力机捕获功率模型，得到风力机运行在次最大功率状态下时，风力机留有备用容量的桨距角初始值。

进一步的，所述海上风电场内单台风力机的备用容量的计算式如下：

其中，

为海上风电场内单台风力机备用容量，i为风力机序号，n为风电场内风力发电机的台数，ΔP_W为海上风电场系统总备用容量。

进一步的，所述海上风电场系统总备用容量ΔP_W的计算式如下：

其中，Δf为频率偏差，f_N为系统运行额定频率，σ为调差系数，P_WN为风电场容量。

进一步的，所述基于所述海上风电场内单台风力机的备用容量和风力机捕获功率模型，得到风力机运行在次最大功率状态下时，风力机留有备用容量的桨距角初始值，包括：

根据所述海上风电场内单台风力机的备用容量，计算确定风力机次最大功率跟踪值；

根据所述风力机次最大功率跟踪值和风力机捕获功率模型，得到风力机运行在次最大功率状态下时，风力机留有备用容量的桨距角初始值。

进一步的，所述风力机次最大功率跟踪值的计算式如下：

P_MPPT2＝P_N-ΔP,_Ti

其中，P_MPPT2为次最大功率跟踪值；P_N为风力发电机组的额定容量，

为海上风电场内单台风力机备用容量。

进一步的，所述风力机捕获功率模型如下式所示：

P_MPPT＝0.5ρAv³C_p(λ，β)

其中，P_MPPT为功率跟踪值，C_p(λ,β)为风力机风能利用系数，β为桨距角，λ为风力发电机叶尖速比，ρ为空气密度，A为风力机扫风面积，v为风速。

一种海上风电基地外送系统风电场频率控制系统，所述系统包括：

岸上直流电压控制模块，用于当岸上交流电网频率变化时获得与海上风电场相连的岸上换流站对应于所述岸上交流电网频率实际值的直流电压值；

耦合模块，用于依据不控整流桥的自然电压耦合特性，基于不控整流桥的送端换流站根据所述岸上换流站直流电压值得到对应的海上风电场交流电压；

功率调整模块，用于基于所述海上风电场交流电压，调整海上风电场输出功率以支撑岸上频率变化。

所述岸上直流电压控制模块包括：检测单元、计算单元和直流电压控制单元；

所述检测单元，用于当岸上交流电网负荷变化时，获取岸上交流电网频率变化情况；

所述计算单元，用于根据岸上交流电网频率变化情况，计算得到岸上换流站直流电压参考值；

所述直流电压控制单元，用于所述岸上换流站的直流电压控制器控制岸上换流站直流电压值自动跟随所述参考值。

所述耦合模块包括：海上风电场交流电压控制单元和备用容量计算单元；

所述海上风电场交流电压控制单元，用于基于不控整流桥特性，将所述换流站直流电压值与海上风电场交流电压耦合，得到海上风电场交流电压的变化情况；

所述备用容量计算单元，用于基于海上风电场风电机组参数计算每台风力发电机的备用容量。

所述功率调整模块包括：桨距角计算单元和桨距角调整单元；

所述桨距角计算单元，用于根据所述海上风电场交流电压幅值的变化情况判断桨距角调整方向，并计算得到风力发电机桨距角调整量；

所述桨距角调整单元，用于根据所述桨距角调整量按照所述桨距角调整方向增大或减小所述风力发电机桨距角。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

本发明提供一种海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，当岸上交流电网频率变化时，获得与海上风电场相连的岸上换流站对应于所述岸上交流电网频率实际值的直流电压值；依据不控整流桥的自然电压耦合特性，基于不控整流桥的送端换流站根据所述岸上换流站直流电压值得到对应的海上风电场交流电压；基于所述海上风电场交流电压，调整海上风电场输出功率以支撑岸上频率变化。本发明在考虑高压直流输送大规模风能情况下，利用不控整流桥的自然电压耦合作用，快速响应岸上交流系统的频率波动。

本发明提供的技术方案使风电场分阶段实现有功功率支撑，无需通信，对实际的电力系统安全稳定运行有着重要的意义。

附图说明

图1为本发明的一种海上风电基地外送系统风电场频率控制方法流程图；

图2为本发明实施例中大规模海上风电经DR-HVDC送出拓扑图；

图3为本发明实施例中大规模海上风电经DR-HVDC送出拓扑系统控制策略框图；

图4为本发明实施例中含直流电压附加控制策略的岸上VSC直流电压控制策略示意图；

图5为本发明实施例中风力发电机桨距角控制示意图；

图6为本发明实施例中基于DR-HVDC海上风电基地外送系统的风电频率支撑过程示意图；

图7为本发明的海上风电基地外送系统风电场频率控制系统的结构示意图。

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作进一步详细说明。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。

实施例1：

本发明实施例提供的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其具体实施过程如图1所示，包括：

S101：当岸上交流电网频率变化时，获得与海上风电场相连的岸上换流站对应于所述岸上交流电网频率实际值的直流电压值；

S102：依据不控整流桥的自然电压耦合特性，基于不控整流桥的送端换流站根据所述岸上换流站直流电压值得到对应的海上风电场交流电压；

S103：基于所述海上风电场交流电压，调整海上风电场输出功率以支撑岸上频率变化。

具体的，步骤S101，当岸上交流电网频率变化时，获得与海上风电场相连的岸上换流站对应于所述岸上交流电网频率实际值的直流电压值，具体包括：

步骤S101-1，根据岸上交流电网负荷变化，检测岸上交流电网频率；

步骤S101-2，根据岸上交流电网频率，按照下式(1)计算得到岸上受端换流站直流电压参考值：

U_dref＝U_dcN+K_f(f_g-f_ref) (1)

其中，U_dref为岸上受端换流站直流电压参考值，U_dcN为额定值，f_ref为岸上交流电网频率参考值，f_g为岸上交流电网频率实际值，K_f为设定参数。

步骤S101-3，岸上换流站的直流电压控制器控制岸上换流站直流电压值自动跟随参考值，当参考值变化时，实际值发生变化。

具体的，步骤S102，依据不控整流桥的自然电压耦合特性，基于不控整流桥的送端换流站根据所述岸上换流站直流电压值得到对应的海上风电场交流电压，包括：

根据不控整流桥特性分析，按照下式(2)、(3)计算得到海上风电场交流电压参考值：

即

其中，V_F为海上风场交流电压，U_dc-hvdc为岸上换流站直流电压值，I_dc-hvdc为岸上受端换流站直流电流值，N为整流变压器变比，M为脉动换流器个数，ω_F为海上风场交流电压频率，L_T为整流变压器漏感。

具体的，步骤S103，基于所述海上风电场交流电压，调整海上风电场输出功率以支撑岸上频率变化，具体过程包括：

步骤S103-1，按照电网中对常规机组调频能力的规定，频率偏差不允许超过±0.2Hz，按照式(4)设计海上风电场系统总备用容量：

其中，ΔP_W为海上风电场系统总备用容量，Δf为频率偏差，f_N为系统运行额定频率，σ为调差系数，P_WN为风电场容量；

步骤S103-2，根据海上风电场系统总备用容量计算海上风电场内每台风力机的备用容量为：

其中，

为海上风电场内每台风力机备用容量，i为风力机序号，n为风电场内风力发电机的台数；

步骤S103-3，根据风力机捕获功率P_MPPT模型、备用容量计算额定风速下风力机留有备用容量的桨距角初始值β₀的大小：

步骤S103-3-1，风力机捕获功率P_MPPT模型如下式(6)所示：

P_MPPT＝0.5ρAv³C_p(λ,β) (6)

其中，C_p(λ,β)为风力机风能利用系数，β为桨距角，λ_i为风力发电机叶尖速比，ρ为空气密度，A为风力机扫风面积，v为风速，ω_m为风力发电机转速，R为风力发电机风叶半径；

步骤S103-3-2，根据风力机额定容量和备用容量，由下式(8)确定单台风机的具体最大功率跟踪值：

步骤S103-3-3，通过上式(6)、(8)，计算得到额定风速下的风力机预留出备用容量时的桨距角β₀值，使得风力发电系统运行在次最大功率状态下。令风机启动时，如果风速在额定风速附近时，桨距角保持为β₀，即风力机具备了存储动能的能力。

步骤S103-4，根据式(3)得到的海上风电场交流相电压，判断桨距角调整方向：

当所述海上风电场交流相电压的幅值增加时，增大桨距角；

当所述海上风电场交流相电压的幅值减少时，减小桨距角。

步骤S103-5，按照下式(9)、(10)、(11)计算得到风力发电机桨距角调整量和调整后的桨距角：

Δβ＝K_β·ΔU_Frms (10)

ΔU_Frms＝U_Feams-U_FN (11)

其中，β为调整后的桨距角，K_{p_ω}、K_{i_ω}为风力发电机桨距角控制器的PI参数，ω_ref为风力发电机转子转速参考值，ω_m为风力发电机转速，Δβ为桨距角调整量，K_β为桨距角与电压变化值的比例关系，ΔU_Frms为海上风电场交流电压的幅值变化量，U_Feams为海上风电场交流电压参考值的幅值，U_FN为海上风电场交流相电压的额定运行值；

步骤S103-6，依据所述桨距角调整方向，按照所述风力发电机桨距角调整量增大或减小所述风力发电机桨距角，使海上风电场输出功率减少或增加以支撑岸上频率变化，包括：

步骤S103-6-1，当按照风力发电机桨距角调整量增大桨距角时，增加储藏在桨距角中的备用容量，从而减小海上风电场风力发电机组输出功率；

步骤S103-6-2，当按照风力发电机桨距角调整量减小桨距角时，释放储藏在桨距角中的备用容量，从而增大海上风电场风力发电机组输出功率。

综上所述，本实施例的基于DR-HVDC海上风电基地外送系统的风电频率控制流程见附图6，具体流程如下：

1)当岸上出现功率缺额时，岸上交流系统频率降低，通过附图4中的控制策略使得直流电压降低；直流电压变化后，由于DR的自然电压耦合特性，使得海上风电场交流电压相应降低；风力发电系统检测到海上风电场交流电压降低后，通过附图5中的桨距角控制，使得桨距角β减小，释放储藏在桨距角中的备用容量

根据P_MPPT计算公式，β减小使得P_MPPT增大，即网侧换流器功率参考值增大、使得网侧换流器输出功率增大，即风电场输出功率增大，最终实现岸上频率支撑；

2)当岸上出现功率富余时，岸上交流系统频率升高，通过附图4中的控制策略使得直流电压升高；直流电压变化后，由于DR的电压自然耦合特性，使得海上风电场交流电压相应升高；风力发电系统检测到海上风电场交流电压升高后，通过附图5中的桨距角控制，使得桨距角β增大，增加储藏在桨距角中的备用容量

根据P_MPPT计算公式，β增大使得P_MPPT减小，即网侧换流器功率参考值减小、网侧换流器输出功率减小，即风电场输出功率减小，最终实现岸上频率支撑。

实施例2：

基于不控整流的海上风电直流送出系统(Diode-Rectifier Based HVDC，DR-HVDC)结构拓扑框图见附图2，系统主要由三部分组成，基于直驱的PMSG型海上风电场、基于不控整流桥(Diode-Rectifier，DR)的送端换流站、基于VSC的岸上受端换流站。为保证DR-HVDC直流系统的稳定性，由岸上VSC承担直流电压控制；在不存在其他交流电源的情况下，由于不控整流桥不具备交流电压控制能力，海上风电场交流电压及频率由海上风力发电系统承担，风力发电系统具备交流电压、频率及功率控制的能力。基于不控整流的海上风电直流送出系统整体控制框图见附图3。

为保证DR-HVDC直流系统的稳定性，由岸上VSC承担直流电压控制。首先设计岸上直流电压控制策略，已知直流系统有如下关系：

C_dc表示换流器直流侧电容，P_offshore、P_onshore分别是海上风电场送出功率和岸上负荷功率，可知，当岸上发生负荷变化时，直流电压可以用于反映岸上交流负荷发生的变化。考虑频率可直接反应负荷变化，且直观容易测量，因此，可设计附加控制策略，令：

U_dref＝U_dcN+K_f(f_g-f_ref)

其中，U_dref为直流电压控制器参考值，U_dcN为额定值，f_ref为岸上交流电网频率参考值，f_g为岸上交流电网频率实际值。通过上述控制，使得岸上交流电网频率与VSC换流器直流电压控制U_dc-hvdc耦合，当岸上交流电网负荷变化导致系统发生频率变化时，在附加控制策略的作用下岸上换流站直流电压参考值U_dref发生变化，进而DR-HVDC直流电压U_dc-hvdc发生变化，附加控制策略框图见附图4。

其次，对不控整流桥特性分析可知：

其中U_dc-hvdc、I_dc-hvdc分别为直流输电线路电压和电流，N为整流变压器变比，M表示6脉动换流器的个数，V_F为海上风场交流相电压，ω_F为海上风场交流电压频率，L_T为整流变压器漏感。

海上风场启动后，当海上风场交流电压大于一定值后，不控整流桥导通，实现海上风场电能送出。从上式可以看出，不控整流桥具备自然电压耦合效应，当改变U_dc-_hvdc时，海上风电场的交流电压也发生改变。因此可以通过配合岸上VSC的直流电压变化，利用不控整流桥这种自然的耦合效应，无需通信，即可令海上风电场感应到岸上交流电网的频率变化。

最后，设计海上风力发电机组备用容量及桨距角控制。

已知风力机捕获功率P_MPPT模型为：

P_MPPT＝0.5ρAv³C_p(λ，β)

其中，C_p(λ,β)表示风力机风能利用系数，β表示桨距角，λ表示叶尖速比，ρ表示空气密度，A表示风力机扫风面积，v表示风速，ω_m表示发电机转速，R表示风力机风叶半径。

从上式分析可知，风力机输出功率受桨距角和转速影响，通过改变桨距角即可改变风力发电系统的输出功率，因此可采用桨距角储存动能，通过改变桨距角的大小，增加或者减少风力发电机组输出的功率。

按照电网中对常规机组调频能力的规定，频率偏差不允许超过±0.2Hz，设计海上风电场系统备用容量：

其中σ为调差系数，ΔP_W为参与调频的功率值，即备用容量，P_WN为风电场容量。根据上述公式可求得风电场的备用容量ΔP_W，则海上风电场内每台风力机的备用容量为：

n表示风电场内风力发电机的台数。

根据P_MPPT计算公式可求得额定风速下风力机桨距角β₀值大小：

P_MPPT＝P_N-ΔP_WTi

P_MPPT＝0.5ρAv³C_p(λ，β)

P_N为风力发电机组的额定容量。

通过上式，计算得到桨距角β₀值，预留出额定风速下的备用容量，使得风力发电系统运行在次最大功率状态下。

桨距角控制见附图5，当海上风电场交流电压V_F的幅值U_Fmeas发生变化时，风力发电系统检测到变化量为ΔU_Frms＝U_Fmeas-U_FN，则在常规桨距角控制中引入附加分量Δβ：

Δβ＝K_β-ΔU_Frms

其中K_β表示桨距角与电压变化值的比例关系。则桨距角为：

表示风力发电机桨距角控制器的PI参数，ω_ref为风力发电机转子转速参考值。

考虑到风力发电的波动性及不确定性，低风速段的风力发电机不参与调频控制。

实施例3：

基于同一发明构思，本发明还提供一种海上风电基地外送系统风电场频率控制系统，如图7所示，所述系统包括：

岸上直流电压控制模块，用于当岸上交流电网频率变化时获得与海上风电场相连的岸上换流站对应于所述岸上交流电网频率实际值的直流电压值；

耦合模块，用于依据不控整流桥的自然电压耦合特性，基于不控整流桥的送端换流站根据所述岸上换流站直流电压值得到对应的海上风电场交流电压；

功率调整模块，用于基于所述海上风电场交流电压，调整海上风电场输出功率以支撑岸上频率变化。

其中，岸上直流电压控制模块包括：检测单元、计算单元和直流电压控制单元；

检测单元，用于当岸上交流电网负荷变化时，获取岸上交流电网频率变化情况；

计算单元，用于根据岸上交流电网频率变化情况，计算得到岸上换流站直流电压参考值；

直流电压控制单元，用于所述岸上换流站的直流电压控制器控制岸上换流站直流电压值自动跟随所述参考值。

耦合模块包括：海上风电场交流电压控制单元和备用容量计算单元；

海上风电场交流电压控制单元，用于基于不控整流桥特性，将所述换流站直流电压值与海上风电场交流电压耦合，得到海上风电场交流电压的变化情况；

备用容量计算单元，用于基于海上风电场风电机组参数计算每台风力发电机的备用容量。

功率调整模块包括：桨距角计算单元和桨距角调整单元；

桨距角计算单元，用于根据所述海上风电场交流电压幅值的变化情况判断桨距角调整方向，并计算得到风力发电机桨距角调整量；

桨距角调整单元，用于根据所述桨距角调整量按照所述桨距角调整方向增大或减小所述风力发电机桨距角。

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 (20)

1.一种海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，包括：

当岸上交流电网频率变化时，获得与海上风电场相连的岸上换流站对应于所述岸上交流电网频率实际值的直流电压值；

依据不控整流桥的自然电压耦合特性，基于不控整流桥的送端换流站根据所述岸上换流站直流电压值得到对应的海上风电场交流电压；

基于所述海上风电场交流电压，调整海上风电场输出功率以支撑岸上频率变化。

2.如权利要求1所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述当岸上交流电网频率变化时获得与海上风电场相连的岸上换流站直流电压值，包括：

根据岸上交流电网频率实际值，计算得到所述与海上风电场相连的岸上换流站对应于所述岸上交流电网频率实际值的直流电压参考值；

所述岸上换流站的直流电压控制器控制岸上换流站直流电压值自动跟随所述直流电压参考值。

3.如权利要求2所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，

所述岸上换流站直流电压参考值的计算式如下：

U_dref＝U_dcN+K_f(f_g-f_ref)

其中，U_dref为岸上换流站直流电压参考值，U_dcN为额定值，f_ref为岸上交流电网频率参考值，f_g为岸上交流电网频率实际值，K_f为设定参数。

4.如权利要求1所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，

所述海上风电场交流电压的计算式如下：

其中，V_F为海上风场交流电压，U_dc-hvdc为岸上换流站直流电压值，I_dc-hvdc为岸上受端换流站直流电流值，N为整流变压器变比，M为脉动换流器个数，ω_F为海上风场交流电压频率，L_T为整流变压器漏感。

5.如权利要求1所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述基于所述海上风电场交流电压，调整海上风电场输出功率以支撑岸上频率变化，包括：

根据所述海上风电场交流电压的幅值变化情况判断桨距角调整方向，并计算得到风力发电机桨距角调整量；

基于预先确定的海上风力发电机组的初始桨距角，依据所述风力发电机桨距角调整量按照所述桨距角调整方向增大或减小所述风力发电机桨距角，使海上风电场输出功率减少或增加以支撑岸上频率变化。

6.如权利要求5所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述桨距角调整量的计算式如下：

Δβ＝K_β·ΔU_Frms

其中，Δβ为桨距角调整量，K_β为桨距角与电压变化值的比例关系，ΔU_Frms为海上风电场交流电压的幅值变化量。

7.如权利要求6所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述海上风电场交流相电压的幅值变化量ΔU_Frms的计算式如下：

ΔU_Frms＝U_Feams-U_FN

其中，U_Feams为海上风电场交流电压的幅值，U_FN为海上风电场交流电压的额定运行值。

8.如权利要求5所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述根据所述海上风电场交流电压的幅值变化情况判断桨距角调整方向，包括：

当所述海上风电场交流电压的幅值增加时，增大桨距角；

当所述海上风电场交流电压的幅值减少时，减小桨距角。

9.如权利要求5所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述依据所述风力发电机桨距角调整量，按照所述桨距角调整方向增大或减小所述风力发电机桨距角，使海上风电场输出功率减少或增加以支撑岸上频率变化，包括：

当按照所述风力发电机桨距角调整量增大桨距角时，增加储藏在桨距角中的备用容量，从而减小海上风电场风力发电机组输出功率；

当按照所述风力发电机桨距角调整量减小桨距角时，释放储藏在桨距角中的备用容量，从而增大海上风电场风力发电机组输出功率。

10.如权利要求5所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述海上风力发电机组的初始桨距角的确定包括：

根据海上风力发电机组参数和风力机捕获功率模型，确定风力机运行在次最大功率状态下时，风力机留有备用容量的桨距角初始值。

11.如权利要求10所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述根据海上风力发电机组参数和风力机捕获功率模型，确定风力机运行在次最大功率状态下时，风力机留有备用容量的桨距角初始值，包括：

根据海上风力发电机组参数，计算确定海上风电场内单台风力机的备用容量；

基于所述海上风电场内单台风力机的备用容量和风力机捕获功率模型，得到风力机运行在次最大功率状态下时，风力机留有备用容量的桨距角初始值。

12.如权利要求11所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述海上风电场内单台风力机的备用容量的计算式如下：

其中，

为海上风电场内单台风力机备用容量，i为风力机序号，n为风电场内风力发电机的台数，ΔP_W为海上风电场系统总备用容量。

13.如权利要求12所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述海上风电场系统总备用容量ΔP_W的计算式如下：

其中，Δf为频率偏差，f_N为系统运行额定频率，σ为调差系数，P_WN为风电场容量。

14.如权利要求11所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述基于所述海上风电场内单台风力机的备用容量和风力机捕获功率模型，得到风力机运行在次最大功率状态下时，风力机留有备用容量的桨距角初始值，包括：

根据所述海上风电场内单台风力机的备用容量，计算确定风力机次最大功率跟踪值；

根据所述风力机次最大功率跟踪值和风力机捕获功率模型，得到风力机运行在次最大功率状态下时，风力机留有备用容量的桨距角初始值。

15.如权利要求14所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述风力机次最大功率跟踪值的计算式如下：

P_MPPT2＝P_N-ΔP_WTi

其中，P_MPPT2为次最大功率跟踪值；P_N为风力发电机组的额定容量，

为海上风电场内单台风力机备用容量。

16.如权利要求14所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制方法，其特征在于，所述风力机捕获功率模型如下式所示：

P_MPPT＝0.5ρAv³C_p(λ，β)

其中，P_MPPT为功率跟踪值，C_p(λ，β)为风力机风能利用系数，β为桨距角，λ为风力发电机叶尖速比，ρ为空气密度，A为风力机扫风面积，v为风速。

17.一种海上风电基地外送系统风电场频率控制系统，其特征在于，包括：

岸上直流电压控制模块，用于当岸上交流电网频率变化时获得与海上风电场相连的岸上换流站对应于所述岸上交流电网频率实际值的直流电压值；

耦合模块，用于依据不控整流桥的自然电压耦合特性，基于不控整流桥的送端换流站根据所述岸上换流站直流电压值得到对应的海上风电场交流电压；

功率调整模块，用于基于所述海上风电场交流电压，调整海上风电场输出功率以支撑岸上频率变化。

18.如权利要求17所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制系统，其特征在于，所述岸上直流电压控制模块包括：检测单元、计算单元和直流电压控制单元；

所述检测单元，用于当岸上交流电网负荷变化时，获取岸上交流电网频率变化情况；

所述计算单元，用于根据岸上交流电网频率变化情况，计算得到岸上换流站直流电压参考值；

所述直流电压控制单元，用于所述岸上换流站的直流电压控制器控制岸上换流站直流电压值自动跟随所述参考值。

19.如权利要求17所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制系统，其特征在于，所述耦合模块包括：海上风电场交流电压控制单元和备用容量计算单元；

所述海上风电场交流电压控制单元，用于基于不控整流桥特性，将所述换流站直流电压值与海上风电场交流电压耦合，得到海上风电场交流电压的变化情况；

所述备用容量计算单元，用于基于海上风电场风电机组参数计算每台风力发电机的备用容量。

20.如权利要求17所述的海上风电基地外送系统风电场频率控制系统，其特征在于，所述功率调整模块包括：桨距角计算单元和桨距角调整单元；

所述桨距角计算单元，用于根据所述海上风电场交流电压幅值的变化情况判断桨距角调整方向，并计算得到风力发电机桨距角调整量；

所述桨距角调整单元，用于根据所述桨距角调整量按照所述桨距角调整方向增大或减小所述风力发电机桨距角。

Images