CN116345530A - 风力发电机组变流控制方法、装置、设备及风力发电系统 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种风力发电机组变流控制方法、装置、设备及风力发电系统，属于风力发电领域。该方法包括：基于直流母线电压给定值和采集的直流母线电压反馈值，得到功率控制量；在功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围的情况下，基于储能功率能力范围的功率能力边界值，根据功率控制量确定第一功率控制量和第二功率控制量，第一功率控制量与功率能力边界值对应；基于第一功率控制量对储能装置进行控制；将第二功率控制量与机侧变流器的机侧功率给定值的第一加和确定为更新后的机侧功率给定值，并基于更新后的机侧功率给定值对机侧变流器进行控制。根据本申请实施例能够提高风力发电机组的稳定性。
Description
技术领域
本申请属于风力发电领域，尤其涉及一种风力发电机组变流控制方法、装置、设备及风力发电系统。
背景技术
风力发电机组是一种能够将风能转化为电能的装置。风力发电机组产生的电能可通过输电网络传输至电网，以供电网分配使用。随着风力发电技术的发展，在电网出现频率大幅度变化的情况下，可利用风力发电机组中发电机的转子动能为电网提供惯量支撑。但依靠风力发电机组中发电机的转子动能为电网提供惯量支撑，风力发电机组会出现疲劳载荷超限的情况，从而降低风力发电机组的稳定性。
发明内容
本申请实施例提供一种风力发电机组变流控制方法、装置、设备及风力发电系统，能够提高风力发电机组的稳定性。
第一方面，本申请实施例提供一种风力发电机组变流控制方法，应用于风力发电机组，风力发电机组包括机侧变流器和网侧变流器，网侧变流器通过直流母线与机侧变流器电连接，直流母线还电连接有储能装置，该方法包括：基于直流母线电压给定值和采集的直流母线电压反馈值，得到功率控制量；在功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围的情况下，基于储能功率能力范围的功率能力边界值，根据功率控制量确定第一功率控制量和第二功率控制量，第一功率控制量与功率能力边界值对应；基于第一功率控制量对储能装置进行控制；将第二功率控制量与机侧变流器的机侧功率给定值的第一加和确定为更新后的机侧功率给定值，并基于更新后的机侧功率给定值对机侧变流器进行控制。
第二方面，本申请实施例提供一种风力发电机组变流控制装置，应用于风力发电机组，风力发电机组包括机侧变流器和网侧变流器，网侧变流器通过直流母线与机侧变流器电连接，直流母线还电连接有储能装置，该装置包括：功率控制量计算模块，用于基于直流母线电压给定值和采集的直流母线电压反馈值，得到功率控制量；功率控制量分配模块，用于在功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围的情况下，基于储能功率能力范围的功率能力边界值，根据功率控制量确定第一功率控制量和第二功率控制量，第一功率控制量与功率能力边界值对应；储能控制模块，用于基于第一功率控制量对储能装置进行控制；机侧控制模块，用于将第二功率控制量与机侧变流器的机侧功率给定值的第一加和确定为更新后的机侧功率给定值，并基于更新后的机侧功率给定值对机侧变流器进行控制。
第三方面，本申请实施例提供一种风力发电机组变流控制设备，包括：处理器以及存储有计算机程序指令的存储器；处理器执行计算机程序指令时实现第一方面的风力发电机组变流控制方法。
第四方面，本申请实施例提供一种风力发电系统，包括：风力发电机组，包括机侧变流器和网侧变流器，网侧变流器通过直流母线与机侧变流器电连接；储能装置，与直流母线电连接；第三方面中的风力发电机组变流控制设备。
本申请实施例提供一种风力发电机组变流控制方法、装置、设备及风力发电系统，风力发电机组包括机侧变流器和网侧变流器，机侧变流器和网侧变流器之间通过直流母线电连接，直流母线还连接有储能装置。可基于直流母线电压给定值和直流母线电压反馈值得到功率控制量。在功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围的情况下，优先为储能装置分配储能装置能够承载的功率控制量，按照储能功率能力范围的功率能力边界值，为储能装置从功率控制量中拆分得到第一功率控制量，并基于第一功率控制量对储能装置进行控制，优先使储能装置为电网提供惯量支撑。功率控制量拆分得到的第二功率控制量用于进行机侧变流器的控制，以使风力发电机组的转子动能为电网提供另一部分惯量支撑。储能装置与转子动能共同提供惯量支撑，尽量减少风力发电机组的转子动能为电网提供的惯量支撑，减少甚至避免风力发电机组出现疲劳载荷超限的情况，从而提高风力发电机组的稳定性。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例的技术方案，下面将对本申请实施例中所需要使用的附图作简单的介绍，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请一实施例提供的风力发电系统的架构示意图；
图2为本申请一实施例提供的风力发电机组变流控制方法的流程图；
图3为本申请实施例提供的风力发电机组变流控制方法的逻辑架构示意图；
图4为本申请另一实施例提供的风力发电机组变流控制方法的流程图；
图5为本申请又一实施例提供的风力发电机组变流控制方法的流程图；
图6为本申请再一实施例提供的风力发电机组变流控制方法的流程图；
图7为本申请一实施例提供的风力发电机组变流控制装置的结构示意图；
图8为本申请另一实施例提供的风力发电机组变流控制装置的结构示意图；
图9为本申请另一实施例提供的风力发电机组变流控制装置的结构示意图；
图10为本申请一实施例提供的风力发电机组变流控制设备的结构示意图。
具体实施方式
下面将详细描述本申请的各个方面的特征和示例性实施例，为了使本申请的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及具体实施例，对本申请进行进一步详细描述。应理解，此处所描述的具体实施例仅意在解释本申请，而不是限定本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以在不需要这些具体细节中的一些细节的情况下实施。下面对实施例的描述仅仅是为了通过示出本申请的示例来提供对本申请更好的理解。
风力发电机组是一种能够将风能转化为电能的装置。风力发电机组产生的电能可通过输电网络传输至电网，以供电网分配使用。随着风力发电技术的发展，在电网出现频率大幅度变化的情况下，可利用风力发电机组中发电机的转子动能为电网提供惯量支撑。但依靠风力发电机组中发电机的转子动能为电网提供惯量支撑，风力发电机组会出现疲劳载荷超限的情况，从而降低风力发电机组的稳定性。
本申请实施例提供一种风力发电机组变流控制方法、装置、设备及风力发电系统，应用于风力发电机组，该风力发电机组中机侧变流器和网侧变流器之间的直流母线可连接有储能装置，储能装置也能够为电网提供惯量支撑。可基于直流母线的电压参数得到功率控制量，在功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围的情况下，根据储能装置的功率能力，将控制控制量拆分为两部分，一部分用于储能装置控制，使储能装置提供惯量支撑，另一部分用于机侧变流器控制，使风力发电机组的转子动能提供惯量支撑。储能装置与转子动能共同提供惯量支撑，尽量减少发电机的转子动能为电网提供的惯量支撑，减少甚至避免风力发电机组出现疲劳载荷超限的情况，从而提高风力发电机组的稳定性。
下面对本申请提供的风力发电机组变流控制方法、装置、设备及风力发电系统分别进行介绍。
为了便于理解，这里对本申请实施例中风力发电系统的架构先进行简单的说明。图1为本申请一实施例提供的风力发电系统的架构示意图，如图1所示，风力发电机组包括机侧变流器11和网侧变流器13，网侧变流器13通过直流母线12与所述机侧变流器11电连接，直流母线12还连接有储能装置14。
机侧变流器11可用于将风力发电机组的发电机输出的交流电能转换为直流电能，并输出至直流母线12。在此并不限定机侧变流器11的类型。
网侧变流器13可用于将直流母线12传输来的直流电能转换为交流电能并输出。在此并不限定网侧变流器13的类型。网侧变流器13可与电网15电连接，网侧变流器13与电网15之间还可包括其他装置，在此并不限定，例如，网侧变流器13与电网15之间可设置变压器16。
储能装置14连接于直流母线12。储能装置14可包括但不限于电池、飞轮装置等能够储能和放能的装置。储能装置14的储能容量可根据风力发电机组和电网15所处的场景、需求等选定，在此并不限定。在本申请实施例中，在电网15的频率下降时，储能装置14可释放能量；在电网15的频率上升时，储能装置14可吸收能量并存储，也可释放存储的能量。在一些实施例中，如图1所示，储能装置14可包括能量转换器141和储能器件142，能量转换器141和储能器件142的类型在此并不限定。例如，能量转换器141可为直流-直流转换器，储能器件142可为电池。
在本申请实施例的风力发电系统中，储能装置14与转子动能共同协作为电网15提供惯量支持，可降低对储能装置14的充放电倍率、能量密度等性能方面的要求，从而降低储能装置14的成本，采用储能性能较低的储能装置14也能够满足为电网提供惯量支撑的需求，保证风力发电系统的稳定性。
本申请第一方面提供一种风力发电机组变流控制方法，可应用于上述实施例中的风力发电机组以及风力发电系统，该风力发电机组变流控制方法可由风力发电变流控制装置、设备等执行。图2为本申请一实施例提供的风力发电机组变流控制方法的流程图，如图2所示，该风力发电机组变流控制方法可包括步骤S201至步骤S204。
在步骤S201中，基于直流母线电压给定值和采集的直流母线电压反馈值，得到功率控制量。
直流母线电压给定值为直流母线的电压的一预设值，可根据场景、需求等设定。直流母线电压反馈值为采集的直流母线实际的电压值。可先计算直流母线电压给定值与直流母线电压反馈值的差值，对该差值进行比例积分处理，如将该差值输入比例积分控制器即PI控制器，得到功率控制量。功率控制量用于对储能装置和机侧变流器进行控制，或者，用于对储能装置进行控制。
在步骤S202中，在功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围的情况下，基于储能功率能力范围的功率能力边界值，根据功率控制量确定第一功率控制量和第二功率控制量。
可比较功率控制量和储能装置的储能功率能力范围。功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围，表示储能装置难以单独提供功率控制量所对应的惯量支撑；功率控制量在储能装置的储能功率能力范围内，表示储能装置能够单独提供功率控制量所对应的惯量支撑。
在功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围的情况下，可将功率控制量拆分为两部分，即第一功率控制量和第二功率控制量。第一功率控制量用于对储能装置进行控制，与功率能力边界值对应。第二功率控制量用于对机侧变流器进行控制。在本申请实施例中优先由储能装置为电网提供惯量支撑，根据储能功率能力范围的功率能力边界值来得到第一功率控制量。在一些示例中，储能功率能力范围的功率能力边界值可包括储能功率能力范围的最大放电功率或最大充电功率。在电网的频率下降时，储能功率能力范围的功率能力边界值为储能功率能力范围的最大放电功率；在电网的频率上升时，储能功率能力范围的功率能力边界值为储能功率能力范围的最大充电功率。
第一功率控制量和第二功率控制量的加和为功率控制量，也就是说，得到第一功率控制量后，可计算得到功率控制量与第一功率控制量的差值，将该差值确定为第二功率控制量。
在步骤S203中，基于第一功率控制量对储能装置进行控制。
可获取储能装置的功率反馈值，利用预设的控制策略，基于第一功率控制量和功率反馈值，对储能装置进行控制。用于储能装置的控制策略可包括功率类控制策略和/或非功率类控制策略，在此并不限定。功率类控制策略的输入可包括功率的控制量，功率类控制策略的输入可包括第一功率控制量与功率反馈值的功率差。例如，功率类控制策略可包括功率闭环策略等以功率的控制量直接作为输入的控制策略。非功率类控制策略可包括电流闭环策略等以非功率的控制量作为输入的控制策略，非功率类控制策略的输入可基于功率的控制量转换得到。
在一些示例中，根据第一功率控制量和采集的储能装置功率反馈值，得到第三功率控制量；根据第三功率控制量，利用功率闭环策略对储能装置进行控制。储能装置功率反馈值为采集的储能装置实际的功率。第三功率控制链可为第一功率控制量和储能装置功率反馈值的差值。第三功率控制量可作为功率闭环策略的输入，基于功率闭环策略控制储能模块进行能量存储或能量释放。
在一些示例中，根据第一功率控制量和采集的储能装置功率反馈值，得到第三功率控制量；将第三功率控制量转换为第一非功率控制量，根据第一非功率控制量，利用第一非功率类控制策略对储能装置进行控制。第三功率控制量的内容可参见上述实施例中的相关说明，在此不在赘述。第一非功率控制量包括非功率的控制量。第一非功率类控制策略的输入为非功率的控制量。在本申请实施例中，第一非功率类控制策略的输入为第一非功率控制量。例如，第一非功率控制量包括电流控制量，第一非功率类控制策略可包括电流闭环策略等输入为电流控制量的控制策略。
在一些示例中，也可根据第一功率控制量和第一非功率控制量，共同利用功率闭环策略和第一非功率类控制策略对储能装置进行控制。例如，可根据第一功率控制量和由第一功率控制量转换得到的电流控制量，内环采用电流闭环策略，外环采用功率闭环策略，对储能值进行控制。
在步骤S204中，将第二功率控制量与机侧变流器的机侧功率给定值的第一加和确定为更新后的机侧功率给定值，并基于更新后的机侧功率给定值对机侧变流器进行控制。
风力发电机组的转子动能除了提供与自身原有的机侧功率给定值对应的惯量支撑以外，还需提供与分配至机侧变流器的第二功率控制量对应的惯量支撑。机侧功率给定值为机侧变流器的功率的一预设值，可根据场景、需求等设定。可将第二功率控制量与机侧变流器的机侧功率给定值的第一加和确定为更新后的机侧功率给定值，更新后的机侧功率给定值对应的惯量为与自身原有的机侧功率给定值对应的惯量和第二功率控制量对应的惯量的加和。
可利用预设的控制策略，基于更新后的机侧功率给定值和机侧功率反馈值，对机侧变流器进行控制。用于机侧变流器的控制策略可包括功率类控制策略和/或非功率类控制策略，在此并不限定。功率类控制策略的输入可包括功率的控制量，例如，功率类控制策略可包括功率闭环控制策略等以功率的控制量直接作为输入的控制策略。非功率类控制策略可包括矢量控制、直接转矩控制等以非功率的控制量作为输入的控制策略，非功率类控制策略的输入可基于功率的控制量转换得到。
在一些示例中，可根据更新后的机侧功率给定值和采集的机侧功率反馈值，得到第四功率控制量，根据第四功率控制量，利用功率闭环策略对机侧变流器进行控制。机侧功率反馈值为采集的机侧变流器实际的功率。第四功率控制量可为更新后的机侧功率给定值与机侧功率反馈值的差值。第四功率控制量可作为功率闭环策略的输入，基于功率闭环策略控制机侧变流器，从而控制风力发电机组的转子动能提供的惯量支撑。
在一些示例中，可根据更新后的机侧功率给定值和采集的机侧功率反馈值，得到第四功率控制量，将第四功率控制量转换为第二非功率控制量，根据第二非功率控制量，利用第二非功率类控制策略对机侧变流器进行控制。第四功率控制量的内容可参见上述实施例中的相关说明，在此不在赘述。第二非功率控制量包括非功率的控制量，第二非功率类控制策略的输入为非功率的控制量。在本申请实施例中，第二非功率类控制策略的输入为第二非功率控制量。例如，第二非功率控制量包括电流控制量，第二非功率类控制策略可包括矢量控制策略等输入为电流控制量的控制策略。又例如，第二非功率控制量包括转矩控制量，第二非功率类控制策略可包括直接转矩控制策略等输入为转矩控制量的控制策略。
在一些示例中，也可根据第四功率控制量和第二非功率控制量，共同利用功率闭环策略和第二非功率类控制策略对机侧变流器进行控制，在此并不限定。
图3为本申请实施例提供的风力发电机组变流控制方法的逻辑架构示意图。如图3所示，直流母线电压给定值Udc*和直流母线电压反馈值Udc的差值输入比例积分控制器，得到功率控制量ΔP*。功率控制量ΔP*与储能装置的储能功率能力范围[Pbat_min，Pbat_max]比较，在功率控制量ΔP*超出储能功率能力范围[Pbat_min，Pbat_max]的情况下，根据储能功率能力范围[Pbat_min，Pbat_max]的功率能力边界值，计算得到第一功率控制量Pbat*。基于第一功率控制量Pbat*和储能装置功率反馈值Pbat的差值即第三功率控制量，对储能装置进行控制。将功率控制量ΔP*与第一功率控制量Pbat*的差值确定为第二功率控制量。将机侧变流器的机侧功率给定值Pgen*与第二功率控制量的加和作为更新后的机侧功率给定值。基于更新后的机侧功率给定值与机侧功率反馈值Pgen的差值，对机侧变流器进行控制。
在本申请实施例中，风力发电机组包括机侧变流器和网侧变流器，机侧变流器和网侧变流器之间通过直流母线电连接，直流母线还连接有储能装置。可基于直流母线电压给定值和直流母线电压反馈值得到功率控制量。在功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围的情况下，优先为储能装置分配储能装置能够承载的功率控制量，按照储能功率能力范围的功率能力边界值，为储能装置从功率控制量中拆分得到第一功率控制量，并基于第一功率控制量对储能装置进行控制，优先使储能装置为电网提供惯量支撑。功率控制量拆分得到的第二功率控制量用于进行机侧变流器的控制，以使风力发电机组的转子动能为电网提供另一部分惯量支撑。储能装置与转子动能共同提供惯量支撑，尽量减少风力发电机组的转子动能为电网提供的惯量支撑，减少甚至避免风力发电机组出现疲劳载荷超限的情况，从而提高风力发电机组的稳定性。
储能装置与转子动能可共同提供惯量支撑，储能装置可吸收能量以存储也可释放存储的能量的特性，能够保证直流母线电压稳定，避免直流母线过压或欠压导致的故障，也能够保证风力发电机组的功率正常稳定，保证并网正常。而且，由于储能装置与转子动能可共同提供惯量支撑，也可适当降低对储能装置的如储能倍率等的性能的要求，从而降低风力发电系统的成本。
在一些实施例中，可基于机侧变流器更新前的机侧功率给定值，得到网侧变流器的网侧功率给定值，并对网侧变流器进行控制。图4为本申请另一实施例提供的风力发电机组变流控制方法的流程图，图4与图2的不同之处在于，图4所示的风力发电机组变流控制方法还可包括步骤S205和步骤S206。
在步骤S205中，基于机侧变流器更新前的机侧功率给定值，得到网侧变流器的网侧功率给定值。
网侧变流器通过直流母线与机侧变流器连接，网侧变流器的网侧功率给定值可基于机侧变流器更新前的机侧功率给定值确定。
在一些示例中，在储能装置具有保证直流母线电压稳定的能力且不考虑机侧变流器的功率与网侧变流器的功率的偏差的情况下，可将机侧变流器更新前的机侧功率给定值确定为网侧变流器的网侧功率给定值。
在另一些示例中，可获取机侧变流器的机侧功率反馈值和网侧变流器的网侧功率反馈值，计算得到机侧功率反馈值与网侧功率反馈值的第一功率差，基于机侧变流器更新前的机侧功率给定值与第一功率差的差值确定为变流器的网侧功率给定值。机侧功率反馈值为采集的机侧变流器的实际功率。网侧功率反馈值为采集的网侧变流器的实际功率。需要说明的是，这里的“采集”可包括主动采集数据和被动采集数据，被动采集数据指数据被采集方主动反馈数据。机侧功率反馈值和与网侧功率反馈值的第一功率差相当于机侧变流器与网侧变流器之间固有的功率损耗，该功率损耗会引发直流母线上功率的不平衡，进而触发储能装置释放能量如放电，来维持直流母线电压稳定。储能装置持续释放能量，会影响储能装置的循环寿命。这里将机侧变流器更新前的机侧功率给定值与第一功率差的差值即为补偿损耗功率后的网侧功率给定值，基于该补偿损耗功率后的网侧功率给定值对网侧变流器进行控制，可以避免直流母线出现不必要的功率差额，也可避免储能装置额外释放能量。在一些情况下，也可基于机侧功率反馈值和网侧功率反馈值的功率段查询功率损耗表得到功率损耗，在此并不限定。本申请实施例中功率损耗的补偿越精准，储能装置吸收能量、释放能量的需求越少，对储能装置的循环寿命的保护越有保证。
在步骤S206中，基于网侧功率给定值和采集的网侧功率反馈值，对网侧变流器进行控制。
可计算得到网侧功率给定值和网侧功率反馈值的差值，利用预设的控制策略，基于该差值，对网侧变流器进行控制。网侧变流器的控制策略可包括功率类控制策略和/或非功率类控制策略，功率类控制策略和非功率类控制策略的具体内容可参见上述实施例中的相关说明，在此不再赘述。对网侧变流器的控制可采用电压源控制策略或电流源控制策略等实现。电压源控制策略可包括虚拟同步机控制策略、下垂控制策略等，在此并不限定。其中，电流源控制策略不能被动响应电网的惯量支撑需求，在采用电流源控制策略控制网侧变流器的情况下，可主动采集电网频率，根据电网频率的变化主动计算，以主动响应电网的惯量支撑需求。
可参见图3中与网侧变流器控制相关的部分，如图3所示，可根据机侧功率反馈值Pgen与网侧功率反馈值Pgrid，得到功率损耗ΔPloss*，利用功率损耗ΔPloss*进行损耗补偿，网侧变流器的网侧功率给定值可为机侧功率给定值Pgen*与功率损耗ΔPloss*的差值。网侧功率给定值指的是网侧有功功率给定值，网侧功率反馈值指的是网侧有功功率反馈值。计算得到网侧功率给定值与网侧功率反馈值Pgrid的差值，计算得到网侧无功功率给定值Q*与网侧无功功率反馈值Q的差值，基于网侧功率给定值与网侧功率反馈值Pgrid的差值，以及网侧无功功率给定值Q*与网侧无功功率反馈值Q的差值，对网侧变流器进行控制。
储能装置在稳定直流母线的电压的过程中，尽管通过功率损耗补偿的方式可减少储能装置吸收能量、释放能量的需求即充、放电的需求，但储能装置只要处于运行状态，储能装置的荷电状态(State of Charge，SOC)就会发生变化。为了保障存储装置的安全以及寿命，可进行储能装置的荷电状态管理，使储能装置在合理的荷电状态范围内运行。图5为本申请又一实施例提供的风力发电机组变流控制方法的流程图，图5与图4的不同之处在于，图5所示的风力发电机组变流控制方法还可包括步骤S207和步骤S208。
在步骤S207中，基于预设的荷电状态给定范围和采集的储能装置的荷电状态反馈值，得到荷电状态功率控制量。
预设的荷电状态给定范围为能够保障储能装置的安全与寿命的荷电状态的适宜范围。储能装置的荷电状态在荷电状态给定范围内的运行状态优于能装置的荷电状态在荷电状态给定范围外的运行状态。荷电状态反馈值可为采集的储能装置实际的荷电状态。
可基于荷电状态给定范围和荷电状态反馈值的，得到荷电状态控制量，荷电状态控制量为荷电状态给定范围内的一个值与荷电状态反馈值的差值，再将荷电状态控制量转换为荷电状态功率控制量。例如，可基于荷电状态控制量，利用比例积分微分方式或逻辑判断等方式得到荷电状态功率控制量。荷电状态功率控制量用于叠加于网侧功率给定值，得到更新后的网侧功率给定值。
在一些示例中，可计算得到预设的第一荷电状态给定值与荷电状态反馈值的第一荷电状态差值，根据第一荷电状态差值，得到荷电状态功率控制量，第一荷电状态给定值位于荷电状态给定范围内。即，可选定荷电状态给定范围内的一个值作为第一荷电状态给定值，基于该第一荷电状态得到第一荷电状态差值，再基于第一荷电状态差值得到荷电状态功率控制量。通过该荷电状态功率控制量作用于网侧变流器控制，可使储能装置的荷电状态向第一荷电状态给定值靠拢，通过网侧变流器控制实现对储能装置的荷电状态的调节。
在另一些示例中，可判断荷电状态反馈值是否位于荷电状态给定范围内，在荷电状态反馈值位于荷电状态给定范围外的情况下，计算得到预设的第二荷电状态给定值与荷电状态反馈值的第二荷电状态差值，根据第二荷电状态差值，得到荷电状态功率控制量，第二荷电状态给定值位于荷电状态给定范围内。在本示例中，荷电状态反馈值位于荷电状态给定范围内，不需对荷电状态进行调节，只有在荷电状态反馈值位于荷电状态给定范围外的情况下，才对荷电状态进行调节，减少不必要的荷电状态调节次数，节省控制资源，简化网侧变流器的控制流程。选定荷电状态给定范围内的一个值作为第二荷电状态给定值，基于该第二荷电状态得到第二荷电状态差值，再基于第二荷电状态差值得到荷电状态功率控制量。通过该荷电状态功率控制量作用于网侧变流器控制，可使储能装置的荷电状态向第二荷电状态给定值靠拢，通过网侧变流器控制实现对储能装置的荷电状态的调节。在储能装置的荷电状态进入荷电状态给定范围时，可不再执行计算得到第二荷电状态差值、根据第二荷电状态差值得到荷电状态功率控制量等步骤。
在步骤S208中，将网侧功率给定值与荷电状态功率控制量的功率加和确定为更新后的网侧功率给定值。
将荷电功率控制量叠加值网侧功率给定值，得到更新后的网侧功率给定值，更新后的网侧功率给定值比机侧功率给定值产生额外偏差，该额外偏差会引起直流母线的电压发生变化，储能装置为了稳定直流母线电压会吸收能量或释放能量即充电或放电，从而通过对网侧变流器的控制实现对储能装置的荷电状态的调节。
可参见图3中与网侧变流器的控制相关的部分，如图3所示，可根据荷电状态给定值SOC*(可为上述第一荷电状态给定值或第二荷电状态给定值)和荷电状态反馈值SOC的差值，得到荷电状态功率控制量ΔPsoc*，网侧变流器的网侧功率给定值为机侧功率给定值Pgen*与功率损耗ΔPloss*的差值，将荷电状态功率控制量ΔPsoc*叠加至网侧功率给定值，得到更新后的网侧功率给定值。计算得到更新后的网侧功率给定值与网侧功率反馈值Pgrid的差值，计算得到网侧无功功率给定值Q*与网侧无功功率反馈值Q的差值，基于更新后的网侧功率给定值与网侧功率反馈值Pgrid的差值，以及网侧无功功率给定值Q*与网侧无功功率反馈值Q的差值，对网侧变流器进行控制。
在本申请实施例中，为了降低风力疲劳载荷超限的风险，优先控制储能装置，由储能装置为电网提供惯量支撑。图6为本申请再一实施例提供的风力发电机组变流控制方法的流程图，图6与图2的不同之处在于，图6所示的风力发电机组变流控制方法还可包括步骤S209。
在步骤S209中，在功率控制量位于储能装置的储能功率能力范围的情况下，基于功率控制量对储能装置进行控制。
功率控制量位于储能装置的储能功率能力范围内，表示储能装置可单独提供功率控制量所对应的惯量支撑，优先由储能装置为电网提供惯量支撑。
为了便于理解储能装置，或者储能装置和风力发电机组的转子动能共同为电网提供惯量支撑即惯量响应的过程，下面简单对惯量响应的过程进行说明。在一些情况下，电网频率会发生波动，使得电网的相位发生变化。网侧变流器识别到电网的相位变化即功角变化，会提供有功功率进行惯量支撑，抑制电网的频率变化。网侧变流器提供有功功率会发生功率变化，这种功率变化会传递到直流母线，导致直流母线的电压发生波动。在本申请实施例中，直流母线的电压闭环默认由储能装置负责控制，即储能装置优先响应以抑制直流母线的波动。若储能装置足以抑制直流母线的波动即功率控制量位于储能装置的储能功率能力范围，则稳定直流母线电压所需的惯量由储能装置提供。若储能装置提供的功率控制量已经达到储能装置的储能功率能力范围，但仍然无法稳定直流母线的电压，即，功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围，则需要启动机侧变流器的控制，由机侧变流器辅助稳定直流母线的电压，稳定直流母线电压所需的惯量由储能装置和风力发电机组的转子动能联合提供。
本申请实施例由储能装置优先提供惯性支撑，减小风力发电机组疲劳载荷超限风险；储能装置和风力发电机组的转子动能共同提供惯性支撑，可降低对储能装置的性能要求，选用较低储能倍率的储能装置，降低储能装置的成本，实现风力发电机组的疲劳载荷超限风险和成本的平衡，达到更好的变流控制效果。
本申请第二方面提供一种风力发电机组变流控制装置，应用于风力发电机组，风力发电机组的具体内容可参见上述实施例中的相关说明，在此不再赘述。图7为本申请一实施例提供的风力发电机组变流控制装置的结构示意图，如图7所示，该风力发电机组变流控制装置300可包括功率控制量计算模块301、功率控制量分配模块302、储能控制模块303和机侧控制模块304。
功率控制量计算模块301可用于基于直流母线电压给定值和采集的直流母线电压反馈值，得到功率控制量。
功率控制量分配模块302可用于在功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围的情况下，基于储能功率能力范围的功率能力边界值，根据功率控制量确定第一功率控制量和第二功率控制量，第一功率控制量与功率能力边界值对应。
储能控制模块303可用于基于第一功率控制量对储能装置进行控制。
机侧控制模块304可用于将第二功率控制量与机侧变流器的机侧功率给定值的第一加和确定为更新后的机侧功率给定值，并基于更新后的机侧功率给定值对机侧变流器进行控制。
在本申请实施例中，风力发电机组包括机侧变流器和网侧变流器，机侧变流器和网侧变流器之间通过直流母线电连接，直流母线还连接有储能装置。可基于直流母线电压给定值和直流母线电压反馈值得到功率控制量。在功率控制量超出储能装置的储能功率能力范围的情况下，优先为储能装置分配储能装置能够承载的功率控制量，按照储能功率能力范围的功率能力边界值，为储能装置从功率控制量中拆分得到第一功率控制量，并基于第一功率控制量对储能装置进行控制，优先使储能装置为电网提供惯量支撑。功率控制量拆分得到的第二功率控制量用于进行机侧变流器的控制，以使风力发电机组的转子动能为电网提供另一部分惯量支撑。储能装置与转子动能共同提供惯量支撑，尽量减少风力发电机组的转子动能为电网提供的惯量支撑，减少甚至避免风力发电机组出现疲劳载荷超限的情况，从而提高风力发电机组的稳定性。
储能装置与转子动能可共同提供惯量支撑，储能装置可吸收能量以存储也可释放存储的能量的特性，能够保证直流母线电压稳定，避免直流母线过压或欠压导致的故障，也能够保证风力发电机组的功率正常稳定，保证并网正常。而且，由于储能装置与转子动能可共同提供惯量支撑，也可适当降低对储能装置的如储能倍率等的性能的要求，从而降低风力发电系统的成本。
在一些实施例中，储能控制模块303可用于：根据第一功率控制量和采集的储能装置功率反馈值，得到第三功率控制量；根据第三功率控制量，利用功率闭环策略对储能装置进行控制，和/或，将第三功率控制量转换为第一非功率控制量，根据第一非功率控制量，利用第一非功率类控制策略对储能装置进行控制，第一非功率控制量包括非功率的控制量，第一非功率类控制策略的输入为非功率的控制量。
在一些实施例中，机侧控制模块304可用于：根据更新后的机侧功率给定值和采集的机侧功率反馈值，得到第四功率控制量；根据第四功率控制量，利用功率闭环策略对机侧变流器进行控制，和/或，将第四功率控制量转换为第二非功率控制量，根据第二非功率控制量，利用第二非功率类控制策略对机侧变流器进行控制，第二非功率控制量包括非功率的控制量，第二非功率类控制策略的输入为非功率的控制量。
图8为本申请另一实施例提供的风力发电机组变流控制装置的结构示意图，图8与图7的不同之处在于，图8所示的风力发电机组变流控制装置300还可包括网侧控制模块305。
网侧控制模块305可用于：基于机侧变流器更新前的机侧功率给定值，得到网侧变流器的网侧功率给定值；基于网侧功率给定值和采集的网侧功率反馈值，对网侧变流器进行控制。
在一些示例中，网侧控制模块305可用于：将机侧变流器更新前的机侧功率给定值确定为网侧变流器的网侧功率给定值；或者，获取机侧变流器的机侧功率反馈值和网侧变流器的网侧功率反馈值，计算得到机侧功率反馈值与网侧功率反馈值的第一功率差，基于机侧变流器更新前的机侧功率给定值与第一功率差的差值确定为变流器的网侧功率给定值。
图9为本申请另一实施例提供的风力发电机组变流控制装置的结构示意图，图9与图8的不同之处在于，图8所示的风力发电机组变流控制装置300还可包括荷电状态控制模块306。
荷电状态控制模块306可用于：基于预设的荷电状态SOC给定范围和采集的储能装置的SOC反馈值，得到SOC功率控制量；将网侧功率给定值与SOC功率控制量的功率加和确定为更新后的网侧功率给定值。
在一些示例中，荷电状态控制模块306可用于：计算得到预设的第一SOC给定值与SOC反馈值的第一SOC差值，根据第一SOC差值，得到SOC功率控制量，第一SOC给定值位于SOC给定范围内。
在一些示例中，荷电状态控制模块306可用于：判断SOC反馈值是否位于SOC给定范围内，在SOC反馈值位于SOC给定范围外的情况下，计算得到预设的第二SOC给定值与SOC反馈值的第二SOC差值，根据第二SOC差值，得到SOC功率控制量，第二SOC给定值位于SOC给定范围内。
在一些实施例中，上述储能控制模块303还可用于：在功率控制量位于储能装置的储能功率能力范围内的情况下，基于功率控制量对储能装置进行控制。
本申请第三方面还提供了一种风力发电机组变流控制设备，风力发电机组变流控制设备可实现为风力发电机组变流控制器或其他可控制风力发电机组的变流过程的设备，在此并不限定。图10为本申请一实施例提供的风力发电机组变流控制设备的结构示意图。如图10所示，风力发电机组变流控制设备400包括存储器401、处理器402及存储在存储器401上并可在处理器402上运行的计算机程序。
在一些示例中，上述处理器402可以包括中央处理器(CPU)，或者特定集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)，或者可以被配置成实施本申请实施例的一个或多个集成电路。
存储器401可包括只读存储器(Read-Only Memory，ROM)，随机存取存储器(RandomAccess Memory，RAM)，磁盘存储介质设备，光存储介质设备，闪存设备，电气、光学或其他物理/有形的存储器存储设备。因此，通常，存储器包括一个或多个编码有包括计算机可执行指令的软件的有形(非暂态)计算机可读存储介质(例如，存储器设备)，并且当该软件被执行(例如，由一个或多个处理器)时，其可操作来执行参考根据本申请实施例中风力发电机组变流控制方法所描述的操作。
处理器402通过读取存储器401中存储的可执行程序代码来运行与可执行程序代码对应的计算机程序，以用于实现上述实施例中的风力发电机组变流控制方法。
在一些示例中，风力发电机组变流控制设备400还可包括通信接口403和总线404。其中，如图10所示，存储器401、处理器402、通信接口403通过总线404连接并完成相互间的通信。
通信接口403，主要用于实现本申请实施例中各模块、装置、单元和/或设备之间的通信。也可通过通信接口403接入输入设备和/或输出设备。
总线404包括硬件、软件或两者，将风力发电机组变流控制设备400的部件彼此耦接在一起。举例来说而非限制，总线404可包括加速图形端口(Accelerated GraphicsPort，AGP)或其他图形总线、增强工业标准架构(Enhanced Industry StandardArchitecture，EISA)总线、前端总线(Front Side Bus，FSB)、超传输(Hyper Transport，HT)互连、工业标准架构(Industry Standard Architecture，ISA)总线、无限带宽互连、低引脚数(Low pin count，LPC)总线、存储器总线、微信道架构(Micro ChannelArchitecture，MCA)总线、外围组件互连(Peripheral Component Interconnect，PCI)总线、PCI-Express(PCI-E)总线、串行高级技术附件(Serial Advanced TechnologyAttachment，SATA)总线、视频电子标准协会局部(Video Electronics StandardsAssociation Local Bus，VLB)总线或其他合适的总线或者两个或更多个以上这些的组合。在合适的情况下，总线404可包括一个或多个总线。尽管本申请实施例描述和示出了特定的总线，但本申请考虑任何合适的总线或互连。
本申请第四方面提供一种风力发电系统，该风力发电系统可包括上述实施例中的风力发电机组、储能装置和风力发电机组变流控制设备。风力发电机组与储能装置的架构可参见图1，在此不再赘述。风力发电机组变流控制设备可执行上述实施例中的风力发电机组变流控制方法，且能达到相同的技术效果，为避免重复，这里不再赘述。
本申请实施例还可提供一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质上存储有计算机程序指令，该计算机程序指令被处理器执行时可实现上述实施例中的风力发电机组变流控制方法，且能达到相同的技术效果，为避免重复，这里不再赘述。其中，上述计算机可读存储介质可包括非暂态计算机可读存储介质，如只读存储器(Read-Only Memory，简称ROM)、随机存取存储器(Random Access Memory，简称RAM)、磁碟或者光盘等，在此并不限定。
本申请实施例还可提供一种计算机程序产品，该计算机程序产品中的指令可由电子设备的处理器执行时，使得电子设备执行上述实施例中的风力发电机组变流控制方法，且能达到相同的技术效果，为避免重复，这里不再赘述。
需要明确的是，本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。对于装置实施例、设备实施例、系统实施例、计算机可读存储介质实施例、计算机程序产品实施例而言，相关之处可以参见方法实施例的说明部分。本申请并不局限于上文所描述并在图中示出的特定步骤和结构。本领域的技术人员可以在领会本申请的精神之后，作出各种改变、修改和添加，或者改变步骤之间的顺序。并且，为了简明起见，这里省略对已知方法技术的详细描述。
上面参考根据本申请的实施例的方法、装置(系统)和计算机程序产品的流程图和/或框图描述了本申请的各方面。应当理解，流程图和/或框图中的每个方框以及流程图和/或框图中各方框的组合可以由计算机程序指令实现。这些计算机程序指令可被提供给通用计算机、专用计算机、或其它可编程数据处理装置的处理器，以产生一种机器，使得经由计算机或其它可编程数据处理装置的处理器执行的这些指令使能对流程图和/或框图的一个或多个方框中指定的功能/动作的实现。这种处理器可以是但不限于是通用处理器、专用处理器、特殊应用处理器或者现场可编程逻辑电路。还可理解，框图和/或流程图中的每个方框以及框图和/或流程图中的方框的组合，也可以由执行指定的功能或动作的专用硬件来实现，或可由专用硬件和计算机指令的组合来实现。
本领域技术人员应能理解，上述实施例均是示例性而非限制性的。在不同实施例中出现的不同技术特征可以进行组合，以取得有益效果。本领域技术人员在研究附图、说明书及权利要求书的基础上，应能理解并实现所揭示的实施例的其他变化的实施例。在权利要求书中，术语“包括”并不排除其他装置或步骤；数量词“一个”不排除多个；术语“第一”、“第二”用于标示名称而非用于表示任何特定的顺序。权利要求中的任何附图标记均不应被理解为对保护范围的限制。权利要求中出现的多个部分的功能可以由一个单独的硬件或软件模块来实现。某些技术特征出现在不同的从属权利要求中并不意味着不能将这些技术特征进行组合以取得有益效果。
Claims (11)
1.一种风力发电机组变流控制方法，其特征在于，应用于风力发电机组，所述风力发电机组包括机侧变流器和网侧变流器，所述网侧变流器通过直流母线与所述机侧变流器电连接，所述直流母线还电连接有储能装置，所述方法包括：
基于直流母线电压给定值和采集的直流母线电压反馈值，得到功率控制量；
在功率控制量超出所述储能装置的储能功率能力范围的情况下，基于所述储能功率能力范围的功率能力边界值，根据所述功率控制量确定第一功率控制量和所述第二功率控制量，所述第一功率控制量与所述功率能力边界值对应；
基于所述第一功率控制量对所述储能装置进行控制；
将所述第二功率控制量与所述机侧变流器的机侧功率给定值的第一加和确定为更新后的机侧功率给定值，并基于所述更新后的机侧功率给定值对所述机侧变流器进行控制。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述第一功率控制量对所述储能装置进行控制，包括：
根据所述第一功率控制量和采集的储能装置功率反馈值，得到第三功率控制量；
根据所述第三功率控制量，利用功率闭环策略对所述储能装置进行控制，和/或，将所述第三功率控制量转换为第一非功率控制量，根据所述第一非功率控制量，利用第一非功率类控制策略对所述储能装置进行控制，所述第一非功率控制量包括非功率的控制量，所述第一非功率类控制策略的输入为非功率的控制量。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述更新后的机侧功率给定值对所述机侧变流器进行控制，包括：
根据所述更新后的机侧功率给定值和采集的机侧功率反馈值，得到第四功率控制量；
根据所述第四功率控制量，利用功率闭环策略对所述机侧变流器进行控制，和/或，将所述第四功率控制量转换为第二非功率控制量，根据所述第二非功率控制量，利用第二非功率类控制策略对所述机侧变流器进行控制，所述第二非功率控制量包括非功率的控制量，所述第二非功率类控制策略的输入为非功率的控制量。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：
基于所述机侧变流器更新前的机侧功率给定值，得到所述网侧变流器的网侧功率给定值；
基于所述网侧功率给定值和采集的网侧功率反馈值，对所述网侧变流器进行控制。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于所述机侧变流器更新前的机侧功率给定值，得到所述网侧变流器的网侧功率给定值，包括：
将所述机侧变流器更新前的机侧功率给定值确定为所述网侧变流器的网侧功率给定值；
或者，
获取所述机侧变流器的机侧功率反馈值和所述网侧变流器的网侧功率反馈值，
计算得到所述机侧功率反馈值与所述网侧功率反馈值的第一功率差，
基于所述机侧变流器更新前的机侧功率给定值与所述第一功率差的差值确定为所述变流器的网侧功率给定值。
6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，在所述基于所述网侧功率给定值和采集的网侧功率反馈值，对所述网侧变流器进行控制之前，还包括：
基于预设的荷电状态SOC给定范围和采集的所述储能装置的SOC反馈值，得到SOC功率控制量；
将所述网侧功率给定值与所述SOC功率控制量的功率加和确定为更新后的所述网侧功率给定值。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述基于预设的荷电状态SOC给定范围和采集的所述储能装置的SOC反馈值，得到SOC功率控制量，包括：
计算得到预设的第一SOC给定值与所述SOC反馈值的第一SOC差值，所述第一SOC给定值位于所述SOC给定范围内，
根据所述第一SOC差值，得到所述SOC功率控制量；
或者，
判断所述SOC反馈值是否位于所述SOC给定范围内，
在所述SOC反馈值位于所述SOC给定范围外的情况下，计算得到预设的第二SOC给定值与所述SOC反馈值的第二SOC差值，所述第二SOC给定值位于所述SOC给定范围内，
根据所述第二SOC差值，得到所述SOC功率控制量。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：
在所述功率控制量位于所述储能装置的储能功率能力范围内的情况下，基于所述功率控制量对所述储能装置进行控制。
9.一种风力发电机组变流控制装置，其特征在于，应用于风力发电机组，所述风力发电机组包括机侧变流器和网侧变流器，所述网侧变流器通过直流母线与所述机侧变流器电连接，所述直流母线还电连接有储能装置，所述装置包括：
功率控制量计算模块，用于基于直流母线电压给定值和采集的直流母线电压反馈值，得到功率控制量；
功率控制量分配模块，用于在功率控制量超出所述储能装置的储能功率能力范围的情况下，基于所述储能功率能力范围的功率能力边界值，根据所述功率控制量确定第一功率控制量和所述第二功率控制量，所述第一功率控制量与所述功率能力边界值对应；
储能控制模块，用于基于所述第一功率控制量对所述储能装置进行控制；
机侧控制模块，用于将所述第二功率控制量与所述机侧变流器的机侧功率给定值的第一加和确定为更新后的机侧功率给定值，并基于所述更新后的机侧功率给定值对所述机侧变流器进行控制。
10.一种风力发电机组变流控制设备，其特征在于，包括：处理器以及存储有计算机程序指令的存储器；
所述处理器执行所述计算机程序指令时实现如权利要求1至8中任意一项所述的风力发电机组变流控制方法。
11.一种风力发电系统，其特征在于，包括：
风力发电机组，包括机侧变流器和网侧变流器，所述网侧变流器通过直流母线与所述机侧变流器电连接；
储能装置，与所述直流母线电连接；
如权利要求10所述的风力发电机组变流控制设备。
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2022
- 2022-12-21 CN CN202211647101.9A patent/CN116345530A/zh active Pending
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