CN114280363A - 电网频率检测方法和装置及电网频率调节方法和装置 - Google Patents

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Abstract

提供了一种电网频率检测方法和装置及电网频率调节方法和装置。所述电网频率检测方法包括：将采集的并网点的三相电压变换为两相电压；基于特定频率的相角对所述两相电压进行变换，得到待解耦的电压正负序分量；基于所述相角对待解耦的电压正负序分量进行解耦，并对解耦后的电压正序分量进行滤波，得到电压正序基波分量；基于所述相角对所述电压正序基波分量进行反变换，得到两相静止坐标系下的一组正交电压分量；基于所述一组正交电压分量，得到电网相角；基于所述电网相角，得到电网频率。

Description

电网频率检测方法和装置及电网频率调节方法和装置
技术领域
本公开总体说来涉及电力技术领域，更具体地讲，涉及一种电网频率检测方法和装置及电网频率调节方法和装置。
背景技术
风电场并网需具备惯量响应与一次调频的功能。大型风力发电机组通过变流器接入电网，相比于传统电网的同步发电机(例如，火电、水电的发电机)，具有控制灵活、响应迅速等优点。目前，风力发电机组参与惯量支撑和电网调频的主要方式是：转子动能控制方法和备用功率控制方法两种。而高精度的电网频率检测是实现惯量响应和一次调频的基础。
发明内容
本公开的示例性实施例在于提供一种电网频率检测方法和装置及电网频率调节方法和装置，其能够便捷、快速、准确地检测电网频率，并对电网频率进行有效调节。
根据本公开实施例的第一方面，提供一种电网频率检测方法，包括：将采集的并网点的三相电压变换为两相电压；基于特定频率的相角对所述两相电压进行变换，得到待解耦的电压正负序分量；基于所述相角对待解耦的电压正负序分量进行解耦，并对解耦后的电压正序分量进行滤波，得到电压正序基波分量；基于所述相角对所述电压正序基波分量进行反变换，得到两相静止坐标系下的一组正交电压分量；基于所述一组正交电压分量，得到电网相角；基于所述电网相角，得到电网频率。
根据本公开实施例的第二方面，提供一种电网频率调节方法，包括：确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动；当不存在扰动时，根据检测的电网频率和/或电网频率变化率，确定是否满足电网频率调节响应条件；当满足所述电网频率调节响应条件时，基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，以对电网频率进行调节；其中，所述电网频率和/或所述电网频率变化率通过执行如上所述的电网频率检测方法得到。
根据本公开实施例的第三方面，提供一种电网频率检测装置，包括：两相电压获取单元，被配置为将采集的并网点的三相电压变换为两相电压；变换单元，被配置为基于特定频率的相角对所述两相电压进行变换，得到待解耦的电压正负序分量；解耦滤波单元，被配置为基于所述相角对待解耦的电压正负序分量进行解耦，并对解耦后的电压正序分量进行滤波，得到电压正序基波分量；反变换单元，被配置为基于所述相角对所述电压正序基波分量进行反变换，得到两相静止坐标系下的一组正交电压分量；电网相角获取单元，被配置为基于所述一组正交电压分量，得到电网相角；电网频率获取单元，被配置为基于所述电网相角，得到电网频率。
根据本公开实施例的第四方面，提供一种电网频率调节装置，包括：电压扰动判断单元，被配置为确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动；响应条件判断单元，被配置为当不存在扰动时，根据检测的电网频率和/或电网频率变化率，确定是否满足电网频率调节响应条件；电网频率调节单元，被配置为当满足所述电网频率调节响应条件时，基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，以对电网频率进行调节；其中，所述电网频率和/或所述电网频率变化率通过如上所述的电网频率检测装置得到。
根据本公开实施例的第五方面，提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上所述的电网频率检测方法和/或如上所述的电网频率调节方法。
根据本公开实施例的第六方面，提供一种电子设备，所述电子设备包括：处理器；存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上所述的电网频率检测方法和/或如上所述的电网频率调节方法。
本公开的实施例提供的技术方案至少带来以下有益效果：
能够实现高精度、高响应速度的电网频率及其变化率检测，使电网频率及其变化率的检测精度满足所要求的技术指标；使电网频率及其变化率的检测时间较短；并且具有良好的电网不平衡适应性、谐波适应性、电压偏移适应性、频率偏移适应性；
解决了基于电网三相电压信号的电网频率及其变化率检测在滤波电容投切、突加功率、高电压穿越、低电压穿越期间产生扰动所造成的惯量和一次调频误响应问题；
可在风力发电机组不添加额外硬件的条件下实现本公开所提出的电网频率检测方法和电网频率调节方法，从而实现快速开发、新机型应用及现场改造；
解决了风力发电机组惯量响应在有功支撑时对频率检测产生扰动而造成电网频率变化率和有功支撑的振荡问题；
根据检测得到的电网频率及其变化率，结合虚拟惯量方程计算有功增量，将有功增量转化为电机控制转矩指令，完成功率控制，进而实现机组惯量响应和一次调频。
将在接下来的描述中部分阐述本公开总体构思另外的方面和/或优点，还有一部分通过描述将是清楚的，或者可以经过本公开总体构思的实施而得知。
附图说明
通过下面结合示例性地示出实施例的附图进行的描述，本公开示例性实施例的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中：
图1示出根据本公开的示例性实施例的电网频率检测方法的流程图；
图2示出根据本公开的示例性实施例的电网频率检测方法的示例；
图3示出根据本公开的示例性实施例的电网频率调节方法的流程图；
图4示出根据本公开的另一示例性实施例的电网频率调节方法的流程图；
图5示出根据本公开的示例性实施例的惯量响应测试的示例；
图6示出根据本公开的示例性实施例的一次调频测试的示例；
图7示出根据本公开的示例性实施例的电网频率检测装置的结构框图；
图8示出根据本公开的示例性实施例的电网频率调节装置的结构框图。
具体实施方式
现将详细参照本公开的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中，相同的标号始终指的是相同的部件。以下将通过参照附图来说明所述实施例，以便解释本公开。
图1示出根据本公开的示例性实施例的电网频率检测方法的流程图。作为示例，所述电网频率检测方法可由风力发电机组的变流器(例如，变流器的控制器)执行。作为示例，所述电网频率检测方法可根据预设的电网频率检测周期T周期性地执行。
参照图1并结合图2，在步骤S101，将采集的并网点的三相电压变换为两相电压。
作为示例，根据本公开的示例性实施例的电网频率检测方法还可包括：高频采集并网点的三相电压，以实现电网频率及其变化率检测的高精度和高响应速度要求。
作为示例，可先对采集的并网点的三相电压vabc进行滤波，然后，对滤波后的三相电压进行Clark等幅值变换(例如，图2中的Tαβ表示Clark变换矩阵)，得到两相电压，实现降维。作为示例，可对采集的并网点的三相电压进行带通滤波(例如，图2中的BPF表示带通滤波器)，例如，带通滤波的中心频率可为：电网额定频率或上一电网频率检测周期检测得到的电网频率(即，上一电网频率检测周期通过执行根据本公开的示例性实施例的电网频率检测方法所检测得到的电网频率)。带通滤波的主要作用是滤去三相电压采样信号中的高频杂散信号、各整数次谐波及次超同步谐波等，以得到较为纯净的电压基波分量。
作为示例，可通过数字带通滤波器对高频采集的三相电压数字信号进行滤波，其中，带通滤波器的中心频率可根据通过所述电网频率检测方法所检测到的电网瞬时频率自适应调整或固定为电网额定频率。该滤波器的主要作用是滤去三相电压采样信号中的高频杂散信号、各整数次谐波及次超同步谐波，得到较为纯净的电压基波分量。例如，所述带通滤波器可通过硬件电路来实现，或者可通过将原始信号减去原始信号通过带阻滤波器后的值来得到，或者可通过低通滤波器加高通滤波器来实现，本公开对其实现方式不作限定。
在步骤S102，基于特定频率的相角对所述两相电压进行变换，得到待解耦的电压正负序分量。
作为示例，所述相角θ可通过对特定角速度进行积分得到，其中，所述特定角速度对应的频率为所述特定频率。具体地，当前电网频率检测周期所使用的相角(也即，所述相角)为：在上一电网频率检测周期所使用的相角的基础上叠加T*w之后的角度，其中，T为电网频率检测周期的长度，w为所述特定角速度(也即，2πf，f为所述特定频率)。作为示例，当角度超过2π时，可减去2π，以使相角始终处于0～2π范围内。
作为示例，所述特定角速度可为电网额定角速度(也即，所述特定频率为电网额定频率)，应该理解，所述特定角速度也可为其它固定角速度。例如，该固定角速度对应的频率需大于图2所示“BSF+LPF”模块中的LPF的截止频率，以提高电网频率计算精度。
通过这一获取相角的方式能够提高电网频率检测的快速性和稳定性，以避免影响电网频率及其变化率检测响应时间和特殊工况下的稳定性。
作为示例，可使用所述相角θ，对Clark等幅值变换得到的两相电压进行Park变换，得到待解耦的电压正负序分量。
具体地，作为示例，可基于所述相角对所述两相电压进行正负序旋转坐标变换，得到正序旋转坐标系下的待解耦的电压正序分量和负序旋转坐标系下的待解耦的电压负序分量。其中，所述正序旋转坐标系和所述负序旋转坐标系构成双同步旋转坐标系。例如，图2中的Tdq表示Park变换矩阵。
在步骤S103，基于所述相角对待解耦的电压正负序分量进行解耦，并对解耦后的电压正序分量进行滤波，得到电压正序基波分量。
作为示例，根据本公开的示例性实施例的电网频率检测方法还可包括：对解耦后的电压负序分量进行滤波，得到电压负序基波分量。
作为示例，可基于所述相角，使用上一电网频率检测周期得到的电压负序基波分量对待解耦的电压正序分量进行交叉反馈解耦，得到解耦后的电压正序分量(包括解耦后的正序电压d轴分量和正序电压q轴分量)；并基于所述相角，使用上一电网频率检测周期得到的电压正序基波分量对待解耦的电压负序分量进行交叉反馈解耦，得到解耦后的电压负序分量(包括解耦后的负序电压d轴分量和负序电压q轴分量)。
作为示例，如图2所示的交叉反馈解耦的示例，n表示正序分量次数；m表示负序分量次数；dn表示n次正序d轴分量；qn表示n次正序q轴分量；dm表示m次负序d轴分量；qm表示m次负序q轴分量；
Figure BDA0003282650420000051
表示解耦后的n次正序d轴分量；
Figure BDA0003282650420000052
表示解耦后的n次正序q轴分量；
Figure BDA0003282650420000053
表示解耦后的m次负序d轴分量；
Figure BDA0003282650420000054
表示解耦后的m次负序q轴分量；
Figure BDA0003282650420000055
表示n次正序电压d轴分量；
Figure BDA0003282650420000056
表示n次正序电压q轴分量；
Figure BDA0003282650420000057
表示m次负序电压d轴分量；
Figure BDA0003282650420000058
表示m次负序电压q轴分量；
Figure BDA0003282650420000059
表示正序、负序解耦网络。
作为示例，可根据式(1)和式(2)实现解耦后的正序分量和负序分量计算，若只考虑基波分量，则令n＝1，m＝-1。例如，可根据式(1)和式(2)对Park变换得到的电压正负序分量进行解耦。例如，m和n的值可根据控制器计算性能，采用其它值，值越大计算相对越精确。
Figure BDA0003282650420000061
Figure BDA0003282650420000062
作为示例，可对解耦后的电压正序分量进行带阻BSF滤波和低通LPF滤波，得到电压正序基波分量。相应地，作为示例，可对解耦后的电压负序分量进行带阻BSF滤波和低通LPF滤波，得到电压负序基波分量。例如，带阻滤波的中心频率可为：电网额定频率或上一电网频率检测周期检测得到的电网频率，以滤去电网中的正序二次谐波，滤除离电网基频较近的正序二次谐波及负序对正序电压中高频的干扰信号。例如，所述特定频率可高于这里的低通滤波的截止频率。低通滤波可滤除负序分量对正序分量及其它高频信号影响，以得到正序基波d轴和q轴分量。
作为示例，如图2所示，“BSF+LPF”模块表示带阻滤波器和低通滤波器；
Figure BDA0003282650420000063
表示滤波后的n次正序电压d轴分量；
Figure BDA0003282650420000064
表示滤波后的n次正序电压q轴分量；
Figure BDA0003282650420000065
表示滤波后的m次负序电压d轴分量；
Figure BDA0003282650420000066
表示滤波后的m次负序电压q轴分量。
在步骤S104，基于所述相角对所述电压正序基波分量进行反变换，得到两相静止坐标系下的一组正交电压分量。
作为示例，可如图2所示，基于所述相角θ对正序基波d轴和q轴分量进行反Park变换，得到一组正交信号
Figure BDA0003282650420000067
和
Figure BDA0003282650420000068
其中，Tdq/αβ表示反Park变换矩阵；
Figure BDA0003282650420000069
表示静止坐标系α轴分量；
Figure BDA00032826504200000610
表示静止坐标系β轴分量。
在步骤S105，基于所述一组正交电压分量，得到电网相角。
作为示例，可计算正交电压分量
Figure BDA00032826504200000611
和
Figure BDA00032826504200000612
的反正切或反余切，求出电网相角。例如，可将Arctanvα/vβ的值作为电网相角。
在步骤S106，基于所述电网相角，得到电网频率。
作为示例，根据本公开的示例性实施例的电网频率检测方法还可包括：基于所述电网相角，得到电网频率变化率。
作为示例，可对电网相角做微分计算(例如，图2中的
Figure BDA0003282650420000071
表示微分器)得到电网频率。作为示例，为进一步消除整数次谐波，可采用自适应动态滑窗滤波器(例如，图2中的VFA表示自适应动态滑窗滤波器)对计算得到的电网频率进行滤波；对滤波后的电网频率再微分计算电网频率变化率。作为示例，可通过低通滤波器(例如，图2中的LPF表示低通滤波器)对计算得到的频率变化率滤波，并将滤波结果作为最终检测到的电网频率变化率df/dt。
作为示例，可首先对所述电网相角进行微分计算，得到第一频率；然后，对第一频率进行滤波，得到第二频率；接下来，基于第二频率，得到所述电网频率。例如，可对第一频率进行自适应动态滑窗滤波和/或低通滤波。
作为示例，可对第二频率进行微分计算，得到第二频率的变化率；并对第二频率的变化率进行滤波，得到电网频率变化率。例如，可对第二频率的变化率进行低通滤波。
作为示例，可将所述电网频率变化率与频率补偿系数K的乘积叠加到第二频率，并将叠加后的结果作为最终检测到的电网频率f。根据检测到的电网频率变化率补偿电网频率，能够进一步提升电网频率检测精度和响应时间。应该理解，也可采用其它方式对检测的电网频率进行补偿，本公开对此不作限制，例如，通过加一固定值的方式。
图3示出根据本公开的示例性实施例的电网频率调节方法的流程图。作为示例，所述电网频率调节方法可适用于直驱风力发电机组和/或半直驱风力发电机组进行电网频率调节。作为示例，所述电网频率调节方法可由风力发电机组的变流器(例如，变流器的控制器)来执行。
参照图3，在步骤S201，确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动。
作为示例，可基于解耦后的电压正序分量和对解耦后的电压正序分量进行滤波后得到的电压正序基波分量，确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动，所述解耦后的电压正序分量和滤波后得到的电压正序基波分量通过执行参照图1所描述的电网频率检测方法得到。
作为示例，可基于解耦后的电压正序分量和滤波后得到的电压正序基波分量，得到解耦后的电压正序分量中的高频信号的模值；并当所述高频信号的模值大于预设阈值时，确定并网点的三相电压幅值存在扰动。
本公开考虑到发生扰动后
Figure BDA0003282650420000081
中存在高频信号，而
Figure BDA0003282650420000082
是通过对
Figure BDA0003282650420000083
进行滤波得到的信号，不含有高频信号，因此，可通过对滤波前和滤波后的信号计算模值，求出高频信号的模值，以此判断是否发生扰动。作为示例，可使用公式(3)或(4)来计算解耦后的电压正序分量中的高频信号的模值δ。应该理解，通过
Figure BDA0003282650420000084
四个变量计算扰动分量(例如，高频分量)的方法多种，本公开对此不作限制，所提出的公式(3)可以有效避免信号中低频分量对计算高频分量的影响。
Figure BDA0003282650420000085
通过式(3)实现扰动量计算，可有效提取高频扰动分量，又避免低频分量对计算的影响，此外，也可按照式(4)计算。
Figure BDA0003282650420000086
通过式(3)可实现扰动量计算，可有效提取高频扰动分量，又避免低频分量对计算的影响，也可按照式(4)计算，或采用公式(3)中四个变量的其它变体计算方式。
本公开考虑到：滤波电容投切等引起的并网点的三相电压的变化和波动，会造成频率及其变化率检测上的扰动，这是因为本公开提出的电网频率检测方法是基于并网点的三相电压得到的，所以当机组的一些动作造成并网点的电压波动和扰动时，就会造成电网频率检测的扰动，但实际上这个扰动不是电网本身的频率扰动，而是风力发电机组并网点电压扰动所造成的检测到的电网频率呈现扰动，为风力发电机组并网点电压幅值非正常波动(包括滤波电容投切、高低穿等)所造成的频率检测值上的扰动，即，并网点电压的幅值波动引起的测频的扰动。
当在步骤S201确定不存在扰动时，执行步骤S202，根据检测的电网频率和/或电网频率变化率，确定是否满足电网频率调节响应条件。
所述电网频率和/或所述电网频率变化率通过执行参照图1所描述的电网频率检测方法检测得到。
应该理解，可先执行参照图1所描述的电网频率检测方法，然后执行参照图3所描述的电网频率调节方法，具体地，根据本次电网频率检测过程中的中间量(例如，解耦后的电压正序分量和滤波后得到的电压正序基波分量)来执行步骤S201，当确定不存在扰动时，根据本次电网频率的检测结果(即，电网频率及其变化率)执行步骤S202和步骤S203。
当并网点三相电压幅值存在扰动(例如，滤波电容投切，高低穿等引起的)时，会造成检测的电网频率出现扰动(但实际电网频率并没有扰动)。因此，先判断是否存在并网点三相电压幅值扰动，当不存在扰动时，才执行步骤S202和步骤S203，从而可解决基于电网三相电压信号的频率及其变化率检测在滤波电容投切、突加功率、高电压穿越、低电压穿越期间产生扰动所造成的惯量和一次调频误响应问题。
作为示例，电网频率调节响应条件可包括：惯量响应条件和/或一次调频响应条件。
作为示例，可根据所述电网频率及所述电网频率变化率，确定是否满足惯量响应条件；并根据所述电网频率，确定是否满足一次调频响应条件。
当在步骤S202确定满足电网频率调节响应条件时，执行步骤S203，基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，以对电网频率进行调节。
作为示例，可当仅惯量响应条件满足时，通过基于所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，来进行惯量响应。作为示例，可当仅一次调频响应条件满足时，通过基于所述电网频率及其变化率控制风力发电机组的功率，来进行一次调频。
作为示例，可当惯量响应条件和一次调频响应条件同时满足时，优先通过基于所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，来进行惯量响应，以为电网惯量提供有功支持。换言之，当惯量响应条件和一次调频响应条件同时满足时，优先进行惯量响应，即当前先进行惯量响应，而不进行一次调频响应。
本公开考虑到，实际中电网惯量响应往往发生于一次调频之前，且惯量响应时间要求高，为毫秒级，持续时间短；而一次调频响应时间要求低，为秒级，持续时间长。因此，本公开提出：若当前电网频率或其变化率满足响应条件，按照惯量响应优先原则计算有功增量。
作为示例，当确定不存在扰动时，可判断电网频率及其变化率是否大于死区；当满足时，判断机组当前功率是否大于20％Pn；当大于20％Pn时，可确定满足电网频率调节响应条件。然后，可根据虚拟惯量方程计算当前电网频率及其变化率下的有功增量。
作为示例，可按照具体测试标准设定，如惯量响应是否动作判断条件如下式(5)所示。
Figure BDA0003282650420000101
其中，Δf＝f-fN，f表示检测的电网频率；fN表示电网额定频率；df0表示频率变化率死区阈值。
对于一次调频响应条件，亦可按照标准要求设定。作为示例，如国标要求如下：风力发电机组运行在限功率调频工况且有功出力大于20％Pn时，当测试点的频率偏差超过阈值(推荐±0.2Hz)，风力发电机组应能参与系统调频，支撑系统频率恢复。
作为示例，惯量响应有功增量可按照式(6)计算(国标中要求按照公式(6)计算有功增量，实现惯量响应有功支撑)。应该理解，有功增量可为正值或负值。
Figure BDA0003282650420000102
其中，ΔP表示有功增量(也即，有功增量目标值)；TJ表示惯性时间常数；PN表示机组额定功率，fN表示电网额定频率；df/dt表示检测到的电网频率变化率。
此外，作为示例，对于一次调频，亦可按照标准要求计算相应的有功增量。
作为示例，可基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率，确定风力发电机组的有功增量目标值；基于有功增量目标值及发电机的转速，计算发电机的附加转矩值；基于发电机的转矩值和附加转矩值，计算发电机的目标转矩值；基于发电机的目标转矩值控制发电机的转矩，以控制风力发电机组的功率。
作为示例，可将计算得到的有功增量目标值上传给机组主控器(或变流器的机侧控制器)；机组主控器或变流器的机侧控制器根据有功增量目标值及发电机转速计算附加转矩；机组主控器或变流器的机侧控制器可将当前的转矩叠加附加转矩值后下发给变流器机侧控制器执行。
例如，直驱/半直驱机组单机惯量响应及一次调频响应方案，可通过高精度电网频率及其变化率检测，计算有功支撑增量，整机根据有功增量值，执行相应的功率控制。
作为示例，对于惯量响应，由于要求响应时间及持续时间短，可通过将有功增量折算为叶轮及转子动能的控制方法，改变风力发电机组的有功出力，为电网惯量提供有功支撑。由于要求响应时间及持续时间短，可通过将有功增量折算为电机转矩控制方法，改变机组的有功出力，为电网惯量提供有功支撑。
作为示例，对于一次调频，由于要求响应时间及持续时间较长，可通过以下两种方法：(1)通过控制桨距角，调整风力发电机组对风能的捕获能量，使系统执行有功增量需求值；(2)将有功增量折算为叶轮及转子动能的控制方法，改变风力发电机组的有功出力，为电网频率调节提供一定的有功支撑；或者可通过两者结合实现一次调频有功支撑。进行一次调频有功支撑时，要求响应时间较长，一方面利用转子动能提供有功支撑，即通过对发电机的转矩控制上实现有功支撑，牺牲发电机转速的稳定，同时，可通过变桨改变风机气动功率实现有功支持。
作为示例，可基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率，确定风力发电机组的有功增量目标值；基于有功增量目标值确定在多个控制周期中的每个控制周期需要调节的有功增量值；然后，按照每个控制周期需要调节的有功增量值，控制风力发电机组的功率。所述多个控制周期包括当前控制周期及其后续一定数量的控制周期，所述多个控制周期需要调节的有功增量值的总和为所述有功增量目标值。根据本实施例，可使有功增量目标值按照斜率给定(即，少量多次调节机组功率)，减小功率冲击对电网频率检测的影响，解决机组惯量响应在有功支撑时对频率检测产生扰动而造成电网频率变化率和有功支撑的振荡问题。此外，该有功功率的斜率给定方式也可以通过低通滤波方式实现。
此外，作为示例，还可对计算得到的有功增量目标值进行限幅，并使有功增量目标值按照斜率给定。通过对有功增量进行限幅处理及斜率给定，可减小功率冲击对电网频率检测的影响。
此外，作为示例，根据本公开的示例性实施例的电网频率调节方法还可包括：根据所述电网频率及其变化率判断是否退出惯量响应和/或一次调频控制模式，如果退出，可将有功增量目标值设为0，并使有功增量目标值按照斜率给定。
图4示出根据本公开的另一示例性实施例的电网频率调节方法的流程图。
在步骤S301，将采集的并网点的三相电压变换为两相电压。
在步骤S302，基于特定频率的相角对所述两相电压进行变换，得到待解耦的电压正负序分量。
在步骤S303，基于所述相角对待解耦的电压正负序分量进行解耦，并对解耦后的电压正序分量进行滤波，得到电压正序基波分量。
在步骤S304，基于所述相角对所述电压正序基波分量进行反变换，得到两相静止坐标系下的一组正交电压分量。
在步骤S305，基于所述一组正交电压分量，得到电网相角。
在步骤S306，基于所述电网相角，得到电网频率和电网频率变化率。
在步骤S307，确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动。
当在步骤S307确定不存在扰动时，执行步骤S308，根据检测的电网频率和/或电网频率变化率，确定是否满足电网频率调节响应条件。
当在步骤S308确定满足所述电网频率调节响应条件时，执行步骤S309，基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，以对电网频率进行调节。
根据本公开的示例性实施例，电网频率及电网频率变化率检测精度可达到：频率测量精度：小于0.001Hz；频率变化率测量精度：小于0.002Hz/s。电网频率及电网频率变化率响应时间可达到：频率及频率变化率检测时间：小于100ms。惯量响应总时间可小于500ms。关于频率偏移适应性，可满足40Hz～70Hz范围内的精确检测。关于电压偏移适应性，可满足电网电压在10％pu～150％pu范围内的精确检测。关于三相不平适应性，两相跌落至10％pu，两相电压升高至150％pu，频率及频率变化率检测精度及响应时间满足要求。关于电压谐波适应性，2、3、5、7次等单次电压谐波含量小于5％，或总谐波含量小于5％，可满足频率、频率变化率检测精度及响应时间要求。关于相位突变适应性，可满足频率、频率变化率检测精度及响应时间要求。关于有功控制精度，有功控制精度，误差绝对值不超过2％Pn。
根据本公开的示例性实施例，解决了基于电网三相电压信号的频率及其变化率检测在滤波电容投切、突加功率、高电压穿越、低电压穿越期间产生扰动所造成的惯量和一次调频误响应问题。在机组不添加额外硬件条件下，使所提出的方法运行在变流器控制器中，从而实现快速开发、新机型应用及现场改造。解决了机组惯量响应在有功支撑时对频率检测产生扰动而造成电网频率变化率和有功支撑的振荡问题。
结合图5和图6，给出通过本公开的示例性实施例的电网频率检测方法及电网频率调节方法进行惯量响应和一次调频的测试示例。
如图5所示的惯量响应测试波形，当电网频率从50Hz变化为48Hz期间，电网频率变化率为-0.5Hz/s，如图5第一个波形所示，计算有功增量为0.07Pn，实际波形如图5第二个波形所示，有功增量由0.85Pn增加到0.92Pn，由于通过转子动能实现有功支撑，因此在有功支撑过程中，转速缓慢下降，如图5第三个波形所示。电网频率从48Hz变为50Hz，不满足响应条件，机组有功输出不变。
如图6所示的一次调频测试波形，当电网频率从50Hz变化为50.5Hz期间，如图6第一个波形所示，按照有功要求，有功增量目标值为-0.16Pn，实际波形如图6第二个波形所示，有功增量由0.81Pn增加到0.65Pn，随着变桨动作，转速达到稳定值，如图6第三个波形所示。电网频率从50.5Hz变为50Hz过程中，机组有功输出开始恢复。
图7示出根据本公开的示例性实施例的电网频率检测装置的结构框图。
参照图7，根据本公开的示例性实施例的电网频率检测装置10包括：两相电压获取单元101、变换单元102、解耦滤波单元103、反变换单元104、电网相角获取单元105、电网频率获取单元106。
具体说来，两相电压获取单元101被配置为将采集的并网点的三相电压变换为两相电压。
变换单元102被配置为基于特定频率的相角对所述两相电压进行变换，得到待解耦的电压正负序分量。
解耦滤波单元103被配置为基于所述相角对待解耦的电压正负序分量进行解耦，并对解耦后的电压正序分量进行滤波，得到电压正序基波分量。
反变换单元104被配置为基于所述相角对所述电压正序基波分量进行反变换，得到两相静止坐标系下的一组正交电压分量。
电网相角获取单元105被配置为基于所述一组正交电压分量，得到电网相角。
电网频率获取单元106被配置为基于所述电网相角，得到电网频率。
作为示例，所述相角可通过对特定角速度进行积分得到；其中，所述特定角速度对应的频率为所述特定频率。
作为示例，两相电压获取单元101可被配置为对采集的并网点的三相电压进行带通滤波；并对带通滤波后的三相电压进行Clark等幅值变换，得到两相电压；其中，所述带通滤波的中心频率为：电网额定频率或上一电网频率检测周期检测得到的电网频率。
作为示例，变换单元102可被配置为基于所述相角对所述两相电压进行正负序旋转坐标变换，得到正序旋转坐标系下的待解耦的电压正序分量和负序旋转坐标系下的待解耦的电压负序分量；其中，所述正序旋转坐标系和所述负序旋转坐标系构成双同步旋转坐标系。
作为示例，解耦滤波单元103可被配置为对解耦后的电压负序分量进行滤波，得到电压负序基波分量。
作为示例，解耦滤波单元103可被配置为基于所述相角，使用上一电网频率检测周期得到的电压负序基波分量对待解耦的电压正序分量进行交叉反馈解耦，得到解耦后的电压正序分量；并基于所述相角，使用上一电网频率检测周期得到的电压正序基波分量对待解耦的电压负序分量进行交叉反馈解耦，得到解耦后的电压负序分量。
作为示例，解耦滤波单元103可被配置为对解耦后的电压正序分量进行带阻滤波和低通滤波，得到电压正序基波分量；其中，所述带阻滤波的中心频率为：电网额定频率或上一电网频率检测周期检测得到的电网频率；其中，所述特定频率高于所述低通滤波的截止频率。
作为示例，电网频率获取单元106可被配置为对所述电网相角进行微分计算，得到第一频率；对第一频率进行滤波，得到第二频率；并基于第二频率，得到所述电网频率。
作为示例，所述电网频率检测装置10还可包括：电网频率变化率获取单元(未示出)，电网频率变化率获取单元被配置为对第二频率进行微分计算，得到第二频率的变化率；并对第二频率的变化率进行滤波，得到电网频率变化率。
作为示例，电网频率获取单元106可被配置为将所述电网频率变化率与频率补偿系数的乘积叠加到第二频率，并将叠加后的结果作为所述电网频率。
图8示出根据本公开的示例性实施例的电网频率调节装置的结构框图。
参照图8，根据本公开的示例性实施例的电网频率调节装置20包括：电压扰动判断单元201、响应条件判断单元202、电网频率调节单元203。
具体说来，电压扰动判断单元201被配置为确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动。
响应条件判断单元202被配置为当不存在扰动时，根据检测的电网频率和/或电网频率变化率，确定是否满足电网频率调节响应条件。
电网频率调节单元203被配置为当满足所述电网频率调节响应条件时，基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，以对电网频率进行调节。
所述电网频率和/或所述电网频率变化率通过如上述示例性实施例所述的电网频率检测装置得到。
作为示例，电压扰动判断单元201可被配置为基于解耦后的电压正序分量和对解耦后的电压正序分量进行滤波后得到的电压正序基波分量，确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动；其中，所述解耦后的电压正序分量和滤波后得到的电压正序基波分量通过如上述示例性实施例所述的电网频率检测装置得到。
作为示例，电压扰动判断单元201可被配置为基于解耦后的电压正序分量和滤波后得到的电压正序基波分量，得到解耦后的电压正序分量中的高频信号的模值；并当所述高频信号的模值大于预设阈值时，确定并网点的三相电压幅值存在扰动。
作为示例，电网频率调节响应条件可包括：惯量响应条件和一次调频响应条件。
作为示例，响应条件判断单元202可被配置为根据所述电网频率及所述电网频率变化率，确定是否满足惯量响应条件；根据所述电网频率，确定是否满足一次调频响应条件；其中，电网频率调节单元203可被配置为当惯量响应条件和一次调频响应条件同时满足时，优先通过基于所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，来进行惯量响应。
作为示例，电网频率调节单元203可被配置为基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率，确定风力发电机组的有功增量目标值；基于有功增量目标值及发电机的转速，计算发电机的附加转矩值；基于发电机的转矩值和附加转矩值，计算发电机的目标转矩值；并基于发电机的目标转矩值控制发电机的转矩，以控制风力发电机组的功率。
作为示例，电网频率调节单元203可被配置为基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率，确定风力发电机组的有功增量目标值；基于有功增量目标值确定在多个控制周期中的每个控制周期需要调节的有功增量值，其中，所述多个控制周期包括当前控制周期及其后续控制周期；并按照每个控制周期需要调节的有功增量值，控制风力发电机组的功率；其中，所述多个控制周期需要调节的有功增量值的总和为所述有功增量目标值。
应该理解，根据本公开示例性实施例的电网频率检测装置10和电网频率调节装置20所执行的具体处理已经参照图1至图6进行了详细描述，这里将不再赘述相关细节。
应该理解，根据本公开示例性实施例的电网频率检测装置10和电网频率调节装置20中的各个单元可被实现硬件组件和/或软件组件。本领域技术人员根据限定的各个单元所执行的处理，可以例如使用现场可编程门阵列(FPGA)或专用集成电路(ASIC)来实现各个单元。
本公开的示例性实施例提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上述示例性实施例所述的电网频率检测方法和/或电网频率调节方法。该计算机可读存储介质是可存储由计算机系统读出的数据的任意数据存储装置。计算机可读存储介质的示例包括：只读存储器、随机存取存储器、只读光盘、磁带、软盘、光数据存储装置和载波(诸如经有线或无线传输路径通过互联网的数据传输)。
根据本公开的示例性实施例的电子设备包括：处理器(未示出)和存储器(未示出)，其中，存储器存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上述示例性实施例所述的电网频率检测方法和/或电网频率调节方法。作为示例，所述电子设备可为风力发电机组的控制器或变流器(例如，变流器的控制器)。
虽然已表示和描述了本公开的一些示例性实施例，但本领域技术人员应该理解，在不脱离由权利要求及其等同物限定其范围的本公开的原理和精神的情况下，可以对这些实施例进行修改。

Claims (18)

1.一种电网频率检测方法，其特征在于，包括：
将采集的并网点的三相电压变换为两相电压；
基于特定频率的相角对所述两相电压进行变换，得到待解耦的电压正负序分量；
基于所述相角对待解耦的电压正负序分量进行解耦，并对解耦后的电压正序分量进行滤波，得到电压正序基波分量；
基于所述相角对所述电压正序基波分量进行反变换，得到两相静止坐标系下的一组正交电压分量；
基于所述一组正交电压分量，得到电网相角；
基于所述电网相角，得到电网频率。
2.根据权利要求1所述的电网频率检测方法，其特征在于，所述相角通过对特定角速度进行积分得到；
其中，所述特定角速度对应的频率为所述特定频率。
3.根据权利要求1所述的电网频率检测方法，其特征在于，将采集的并网点的三相电压变换为两相电压的步骤包括：
对采集的并网点的三相电压进行带通滤波，其中，所述带通滤波的中心频率为：电网额定频率或上一电网频率检测周期检测得到的电网频率；
对带通滤波后的三相电压进行Clark等幅值变换，得到两相电压。
4.根据权利要求1所述的电网频率检测方法，其特征在于，
基于特定频率的相角对所述两相电压进行变换，得到待解耦的电压正负序分量的步骤包括：基于所述相角对所述两相电压进行正负序旋转坐标变换，得到正序旋转坐标系下的待解耦的电压正序分量和负序旋转坐标系下的待解耦的电压负序分量；
其中，所述电网频率检测方法还包括：对解耦后的电压负序分量进行滤波，得到电压负序基波分量；
其中，基于所述相角对待解耦的电压正负序分量进行解耦的步骤包括：
基于所述相角，使用上一电网频率检测周期得到的电压负序基波分量对待解耦的电压正序分量进行交叉反馈解耦，得到解耦后的电压正序分量；
基于所述相角，使用上一电网频率检测周期得到的电压正序基波分量对待解耦的电压负序分量进行交叉反馈解耦，得到解耦后的电压负序分量；
其中，所述正序旋转坐标系和所述负序旋转坐标系构成双同步旋转坐标系。
5.根据权利要求1所述的电网频率检测方法，其特征在于，对解耦后的电压正序分量进行滤波，得到电压正序基波分量的步骤包括：
对解耦后的电压正序分量进行带阻滤波和低通滤波，得到电压正序基波分量；
其中，所述带阻滤波的中心频率为：电网额定频率或上一电网频率检测周期检测得到的电网频率；
其中，所述特定频率高于所述低通滤波的截止频率。
6.根据权利要求1至5中的任意一项所述的电网频率检测方法，其特征在于，基于所述电网相角得到电网频率的步骤包括：
对所述电网相角进行微分计算，得到第一频率；
对第一频率进行滤波，得到第二频率；
基于第二频率，得到所述电网频率。
7.根据权利要求6所述的电网频率检测方法，其特征在于，所述电网频率检测方法还包括：
对第二频率进行微分计算，得到第二频率的变化率；
对第二频率的变化率进行滤波，得到电网频率变化率。
8.根据权利要求7所述的电网频率检测方法，其特征在于，基于第二频率得到所述电网频率的步骤包括：
将所述电网频率变化率与频率补偿系数的乘积叠加到第二频率，并将叠加后的结果作为所述电网频率。
9.一种电网频率调节方法，其特征在于，包括：
确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动；
当不存在扰动时，根据检测的电网频率和/或电网频率变化率，确定是否满足电网频率调节响应条件；
当满足所述电网频率调节响应条件时，基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，以对电网频率进行调节；
其中，所述电网频率和/或所述电网频率变化率通过执行如权利要求1至8中的任意一项所述的电网频率检测方法得到。
10.根据权利要求9所述的电网频率调节方法，其特征在于，确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动的步骤包括：
基于解耦后的电压正序分量和对解耦后的电压正序分量进行滤波后得到的电压正序基波分量，确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动；
其中，所述解耦后的电压正序分量和滤波后得到的电压正序基波分量通过执行如权利要求1至8中的任意一项所述的电网频率检测方法得到。
11.根据权利要求10所述的电网频率调节方法，其特征在于，基于解耦后的电压正序分量和对解耦后的电压正序分量进行滤波后得到的电压正序基波分量，确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动的步骤包括：
基于解耦后的电压正序分量和滤波后得到的电压正序基波分量，得到解耦后的电压正序分量中的高频信号的模值；
当所述高频信号的模值大于预设阈值时，确定并网点的三相电压幅值存在扰动。
12.根据权利要求9所述的电网频率调节方法，其特征在于，电网频率调节响应条件包括：惯量响应条件和一次调频响应条件；
其中，根据检测的电网频率和/或电网频率变化率，确定是否满足电网频率调节响应条件的步骤包括：根据所述电网频率及所述电网频率变化率，确定是否满足惯量响应条件；根据所述电网频率，确定是否满足一次调频响应条件；
其中，当满足所述电网频率调节响应条件时，基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，以对电网频率进行调节的步骤包括：当惯量响应条件和一次调频响应条件同时满足时，优先通过基于所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，来进行惯量响应。
13.根据权利要求9所述的电网频率调节方法，其特征在于，基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，以对电网频率进行调节的步骤包括：
基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率，确定风力发电机组的有功增量目标值；
基于有功增量目标值及发电机的转速，计算发电机的附加转矩值；
基于发电机的转矩值和附加转矩值，计算发电机的目标转矩值；
基于发电机的目标转矩值控制发电机的转矩，以控制风力发电机组的功率。
14.根据权利要求9所述的电网频率调节方法，其特征在于，基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，以对电网频率进行调节的步骤包括：
基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率，确定风力发电机组的有功增量目标值；
基于有功增量目标值确定在多个控制周期中的每个控制周期需要调节的有功增量值，其中，所述多个控制周期包括当前控制周期及其后续控制周期；
按照每个控制周期需要调节的有功增量值，控制风力发电机组的功率；
其中，所述多个控制周期需要调节的有功增量值的总和为所述有功增量目标值。
15.一种电网频率检测装置，其特征在于，包括：
两相电压获取单元，被配置为将采集的并网点的三相电压变换为两相电压；
变换单元，被配置为基于特定频率的相角对所述两相电压进行变换，得到待解耦的电压正负序分量；
解耦滤波单元，被配置为基于所述相角对待解耦的电压正负序分量进行解耦，并对解耦后的电压正序分量进行滤波，得到电压正序基波分量；
反变换单元，被配置为基于所述相角对所述电压正序基波分量进行反变换，得到两相静止坐标系下的一组正交电压分量；
电网相角获取单元，被配置为基于所述一组正交电压分量，得到电网相角；
电网频率获取单元，被配置为基于所述电网相角，得到电网频率。
16.一种电网频率调节装置，其特征在于，包括：
电压扰动判断单元，被配置为确定并网点的三相电压幅值是否存在扰动；
响应条件判断单元，被配置为当不存在扰动时，根据检测的电网频率和/或电网频率变化率，确定是否满足电网频率调节响应条件；
电网频率调节单元，被配置为当满足所述电网频率调节响应条件时，基于所述电网频率和/或所述电网频率变化率控制风力发电机组的功率，以对电网频率进行调节；
其中，所述电网频率和/或所述电网频率变化率通过如权利要求15所述的电网频率检测装置得到。
17.一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如权利要求1至8中的任意一项所述的电网频率检测方法和/或如权利要求9至14中的任意一项所述的电网频率调节方法。
18.一种电子设备，其特征在于，所述电子设备包括：
处理器；
存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如权利要求1至8中的任意一项所述的电网频率检测方法和/或如权利要求9至14中的任意一项所述的电网频率调节方法。
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