CN116599089A - 构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种构网型风电‑储能系统一次调频协同控制方法及装置，主要包括如下步骤：1)设计考虑储能电容容量配置的构网型风电‑储能系统在不同运行场景下的一次调频控制策略；2)在电网频率跌落或上升时，判断风机和储能电容在不同运行场景下是否参与一次调频控制，并在风机需要参与一次调频控制时对目标频率值进行规划；3)当风机和储能电容都参与一次调频控制时，设计考虑风机损耗成本的协同控制策略来维持电压稳定并提供频率支撑。该发明建立了风机和储能电容是否参与一次调频控制的判断依据，并设计了风机和储能电容的调频控制策略，提升了构网型风电‑储能系统的频率支撑能力，保证了风机和储能电容安全稳定运行。
Description
技术领域
本申请涉及新能源控制技术领域，尤其涉及一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法及装置。
背景技术
近年来，以风力资源为代表的高渗透率新能源系统使得电力系统的频率稳定性受到了越来越大的挑战，电力系统对风电系统的频率支撑性能要求逐渐提高。虽然风电系统具有清洁、环保等优势，但由于大多数风电系统都需要经过逆变器实现并网运行，并且为了追求高经济效益，这些风电系统通常运行在最大功率追踪模式下，造成风电系统的出力与频率解耦，导致风电系统难以向电网提供充足的惯量响应和频率支撑能力。因此，相比于传统电力系统，高渗透率风电系统的惯量响应和调频能力有待提升。为了适应上述发展趋势，构网型风电系统的控制策略逐步受到了学术界和工业界研究人员的重视。构网型风电系统能够感应电网频率的变化情况，并且提升了系统在弱电网工况下的稳定性，也同样增强了系统的暂态稳定性。构网型风电系统在利用风机转子动能参与一次调频控制的诸多策略中，其中一类系统的风机转速由电网侧逆变器控制，直流侧电压控制由风机侧逆变器控制。由于此类控制策略系统的风机侧逆变器主要是为了稳定直流侧电压，因此可能会对风机的转速产生影响。为了避免控制本身可能会对风机造成的影响，设计构网型风电系统的风机侧逆变器控制风机转速，电网侧逆变器维持直流侧电压稳定。
电网频率稳定是电力系统实现安全运行的重要条件，为适应大规模风电并网和系统消纳需求，许多厂商要求系统自身必须具备一定的频率支撑能力。其中，储能电容由于响应快、功率密度高等特点，被诸多厂商应用于电网中单独参与一次调频控制，或者配合火电、水电这类传统同步机组及风电、光伏等新能源发电设备参与一次调频控制。因此，将储能电容合理配置在风电系统中可以提升系统在不同运行场景下的惯量响应和频率支撑能力。
尽管构网型风电-储能系统的频率支撑能力可以通过调节控制参数进行调整，但如果只是单纯增加系统的频率支撑能力而忽略了系统实际运行中的随机性和未知性，那么构网型风电-储能系统极易因输出过大的有功功率造成风机转速变化过大，进而导致电网频率的二次跌落及风机转速失稳问题，系统的经济性也会随之下降。同时，构网型风电-储能系统的风机和储能电容参与一次调频的协同控制策略也需要进行优化设计，并且在满足了系统频率支撑能力要求的前提下，降低系统的操作成本。
发明内容
针对现有技术存在的上述问题，本申请实施例的目的是提供一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法及装置，以解决相关技术中存在的风电-储能系统在参与一次调频控制过程中由于储能电容配置不合理或者控制参数设计不当造成的功率过充或者过放的问题，以及不同运行场景下风机和储能参与一次调频的协同控制问题，提升了风电-储能系统的一次调频控制效果，保障了构网型风电-储能系统中风机和储能电容的安全稳定运行。
根据本申请实施例的第一方面，提供一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法，包括：
S1：根据所述构网型风电-储能系统的控制系数和最大频率支撑时间计算储能电容的最大能量值，并根据储能电容的最大能量值、额定电压值及电压下限阈值计算储能电容的容量值，并将储能电容配置在所述构网型风机-储能系统；
S2：根据配置所述储能电容的所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速进行基于最大功率追踪的风机侧逆变器控制，根据所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值和采集的当前时刻的直流侧母线电压值，进行基于扩展电容功率的电网侧逆变器虚拟同步机控制；
S3：采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及储能电容电压值，并根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的风机转速值、储能电容电压值、电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值及感应频率变化率数值划分不同运行场景，同时建立所述不同运行场景对应的不同标志位；
S4：采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及流经储能电容的电流值，根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，判断所述构网型风电-储能系统的储能电容是否参与一次调频控制；如果所述储能电容参与一次调频控制，则所述储能电容进行功率控制；若所述储能电容不参与一次调频控制，则所述储能电容进行稳压控制；
S5：根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，规划所述构网型风电-储能系统的目标频率值，根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值、目标频率值及所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值计算所述扩展电容功率的扩展系数；并根据所述储能电容是否参与一次调频控制，以及所述扩展电容功率的扩展系数、储能电容的容量值和所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值的大小关系判断所述构网型风电-储能系统的风机是否需要参与一次调频控制，并计算所述风机参与一次调频控制时，所述构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值。
根据本申请实施例的第二方面，提供一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制装置，包括：
附加配置模块，根据所述构网型风电-储能系统的控制系数和最大频率支撑时间计算储能电容的最大能量值，并根据储能电容的最大能量值、额定电压值及电压下限阈值计算储能电容的容量值，并将储能电容配置在所述构网型风机-储能系统；
控制模块，根据配置所述储能电容的所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速进行基于最大功率追踪的风机侧逆变器控制，根据所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值和采集的当前时刻的直流侧母线电压值，进行基于扩展电容功率的电网侧逆变器虚拟同步机控制；
采集和场景分类模块，采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及储能电容电压值，并根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的风机转速值、储能电容电压值、电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值及感应频率变化率数值划分不同运行场景，同时建立所述不同运行场景对应的不同标志位；
第一调整恢复模块，采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及流经储能电容的电流值，根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，判断所述构网型风电-储能系统的储能电容是否参与一次调频控制；如果所述储能电容参与一次调频控制，则所述储能电容进行功率控制；若所述储能电容不参与一次调频控制，则所述储能电容进行稳压控制；
第二调整恢复模块，根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，规划所述构网型风电-储能系统的目标频率值，根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值、目标频率值及所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值计算所述扩展电容功率的扩展系数；并根据所述储能电容是否参与一次调频控制，以及所述扩展电容功率的扩展系数、储能电容的容量值和所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值的大小关系判断所述构网型风电-储能系统的风机是否需要参与一次调频控制，并计算所述风机参与一次调频控制时，所述构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值。
根据本申请实施例的第二方面，提供一种电子设备，包括：
一个或多个处理器；
存储器，用于存储一个或多个程序；
当所述一个或多个程序被所述一个或多个处理器执行，使得所述一个或多个处理器实现如第一方面所述的方法。
本申请的实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：
由上述实施例可知，本申请针对相关技术中存在的风电-储能系统在参与一次调频控制过程中由于储能电容配置不合理或者控制参数设计不当造成的功率过充或者过放的问题，以及不同运行场景下风机和储能参与一次调频的协同控制问题，提升了风电-储能系统的一次调频控制效果，保障了构网型风电-储能系统中风机和储能电容的安全稳定运行。
应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本申请。
附图说明
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本申请的实施例，并与说明书一起用于解释本申请的原理。
图1是根据一示例性实施例示出的一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法的流程图。
图2是根据一示例性实施例示出的系统控制框图。
图3是根据一示例性实施例示出的电网侧逆变器虚拟同步机控制的有功-能量控制和无功-电压控制框图。
图4是根据一示例性实施例示出的在所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速为6m/s时，所述构网型风电-储能系统处于频率下单边待调场景的直流侧母线电压和电网频率的仿真结果示意图。
图5是根据一示例性实施例示出的在所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速为6m/s时，所述构网型风电-储能系统处于频率上单边待调场景的直流侧母线电压和电网频率的仿真结果示意图。
图6是根据一示例性实施例示出的在所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速为10m/s时，所述构网型风电-储能系统处于频率下单边待调场景的直流侧母线电压和电网频率的仿真结果示意图。
图7是根据一示例性实施例示出的在所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速为10m/s时，所述构网型风电-储能系统处于频率上单边待调场景的直流侧母线电压和电网频率的仿真结果示意图。
图8是根据一示例性实施例示出的一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制装置的框图。
具体实施方式
这里将详细地对示例性实施例进行说明。
图1是根据一示例性实施例示出的一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法的流程图；如图1所示，该方法包括如下步骤：
S1：根据所述构网型风电-储能系统的控制系数和最大频率支撑时间计算储能电容的最大能量值，并根据储能电容的最大能量值、额定电压值及电压下限阈值计算储能电容的容量值，并将储能电容的容量值配置在所述构网型风机-储能系统；
S2：根据配置后的构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速进行基于最大功率追踪的风机侧逆变器控制，根据所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值和采集的当前时刻的直流侧母线电压值，进行基于扩展电容功率的电网侧逆变器虚拟同步机控制；
S3：采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及储能电容电压值，并根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的风机转速值、储能电容电压值、电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值及感应频率变化率数值划分不同运行场景，同时建立所述不同运行场景对应的不同标志位；
S4：采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及流经储能电容的电流值，根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，判断所述构网型风电-储能系统的储能电容是否参与一次调频控制；如果所述储能电容参与一次调频控制，则所述储能电容进行功率控制；若所述储能电容不参与一次调频控制，则所述储能电容进行稳压控制；
S5：根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，规划所述构网型风电-储能系统的目标频率值，根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值、目标频率值及所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值计算所述扩展电容功率的扩展系数；并根据所述储能电容是否参与一次调频控制，以及所述扩展电容功率的扩展系数、储能电容的容量值和所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值的大小关系判断所述构网型风电-储能系统的风机是否需要参与一次调频控制，并计算所述风机参与一次调频控制时，所述构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值。
由上述实施例可知，本申请通过解决相关技术中存在的风电-储能系统在参与一次调频控制过程中由于储能电容配置不合理或者控制参数设计不当造成的功率过充或者过放的问题，以及不同运行场景下风机和储能参与一次调频的协同控制问题，提升了风电-储能系统的一次调频控制效果，保障了构网型风电-储能系统中风机和储能电容的安全稳定运行。
图2是根据一示例性实施例示出的一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法及装置的系统控制框图；如图2所示，构网型风电-储能系统通过背靠背变流器和LCL滤波器连接到交流电网，系统的风机侧逆变器采用最大功率追踪控制实时采集风速，获取系统最大输出功率的参考值；电网侧逆变器采用虚拟同步机控制，包括有功-能量控制和无功-电压控制，所述有功-能量控制包括所述基于扩展电容功率的外环，以及虚拟下垂-惯量控制内环。
风机侧逆变器采用最大功率追踪控制采集风速值ωr，获取参考最大输出功率参考值，输出功率给定值PMPPT函数如下所示：
其中kg为控制系数。
q轴定子电流的给定值通过输出功率给定值PMPPT和风机的有功输出功率做差后通过PI控制器获得，d轴定子电流的给定值/>由用户直接给定。q轴和d轴的调制电压/>通过PI控制器和空间矢量调制计算得出，从而对风机侧逆变器进行控制。
电网侧逆变器采用虚拟同步机控制策略，对外展现出同步机的特性。虚拟同步机控制策略包括有功-能量控制和无功-电压控制，其中，有功-能量控制包括所述基于扩展电容功率的外环，以及虚拟下垂-惯量控制内环。
在S1的具体实施中：根据所述构网型风电-储能系统的控制系数和最大频率支撑时间计算储能电容的最大能量值，并根据储能电容的最大能量值、额定电压值及电压下限阈值计算储能电容的容量值，并将储能电容的容量值配置在所述构网型风机-储能系统，具体包括以下步骤：
S101，根据所述构网型风电-储能系统的控制系数和最大频率支撑时间Td计算储能电容的最大能量值Ecap，其中所述控制系数包括惯量系数J和下垂系数D；所述储能电容的最大能量值Ecap为：
式中，Rbo为所述储能电容参与所述构网型风电-储能系统一次调频控制的阈值；
S102，根据所述储能电容的最大能量值Ecap、额定电压值Vcap_ref及电压下限阈值Vcap_min计算所述储能电容的容量值Ccap。然后，将所述容量值为Ccap的所述储能电容配置在所述构网型风电-储能系统。
在S2的具体实施中：根据配置后的构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速进行基于最大功率追踪的风机侧逆变器控制，根据所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值和采集的当前时刻的直流侧母线电压值，进行基于扩展电容功率的电网侧逆变器虚拟同步机控制，具体包括以下步骤：
S201，所述构网型风电-储能系统采集当前时刻风速，将所述风机侧逆变器运行在基于最大功率追踪的控制模式；其中，所述构网型风电-储能系统的所述电网侧逆变器虚拟同步机控制，包括有功-能量控制和无功-电压控制，所述有功-能量控制包括所述基于扩展电容功率的外环，以及虚拟下垂-惯量控制内环；
所述基于扩展电容功率的外环，是将所述扩展电容功率的积分实际值E和给定值Eref相减，差值经过PI控制器后进行微分处理，再乘所述扩展电容功率的扩展系数kpo，得到所述扩展电容功率的偏差值kpoΔP；将所述扩展电容功率的偏差值kpoΔP作为所述虚拟下垂-惯量控制内环的输入量，输出所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率实际值ωg和参考值ωN的差值Δω。其中，当所述构网型风电-储能系统的风机和储能电容都不需要参与一次调频控制时，所述扩展电容功率的扩展系数kpo的值设定为1；此外，所述扩展电容功率的积分实际值E和参考值Eref为：
式中，Cdc为所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值，Vdc和Vdc_ref分别为所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻的直流侧母线电压值的实际值和参考值。
具体地，所述扩展电容功率的偏差值kpoΔP相当于将所述直流侧电容所能提供的能量值扩大了kpo倍，扩展了已有直流侧电容所能提供的能量值，提升了所述构网型风电-储能系统的频率支撑能力。
图3是根据一示例性实施例示出的一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法及装置的电网侧逆变器虚拟同步机控制的有功-能量控制和无功-电压控制框图；如图3所示，有功-能量控制可以感知电网频率变化并实现构网型风电-储能系统在频率变化时提供有功功率；无功-电压控制可以在电压跌落时向电网提供无功功率支撑，在电压升高时吸收电网中多余的无功功率。
在S3的具体实施中：采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及储能电容电压值，并根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的风机转速值、储能电容电压值、电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值及感应频率变化率数值划分不同运行场景，同时建立所述不同运行场景对应的不同标志位，具体包括以下步骤：
S301，采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率实际值f，并计算所述电网频率实际值f和参考值fN的偏差值Δf；采集所述构网型风电-储能系统的储能电容电压值Vcap；
S302，建立所述构网型风电-储能系统当前时刻的风机转速值ωT的下限阈值ωmin和上限阈值ωmax，满足0<ωmin<ωmax；
如果所述风机转速值ωT满足ωmin≤ωT≤ωmax，则认为所述构网型风电-储能系统处于转速安全场景；
如果所述风机转速值ωT满足ωT>ωmax，则认为所述构网型风电-储能系统处于超速场景；
如果所述风机转速值ωT满足ωT<ωmin，则认为所述构网型风电-储能系统处于欠速场景；
具体地，为了充分利用所述风机的转子动能来参与一次调频控制，同时降低所述风机运行在转速危险区域的风险，本发明对风机转速值ωT的下限阈值ωmin和上限阈值ωmax进行了设定。这样既可以提升风机的频率支撑能力，也可以对风机面临的潜在转速危险情况进行设置。
S303，建立所述构网型风电-储能系统的所述风机转速场景标志位FlagWT；
判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统处于所述转速安全场景，则FlagWT＝0；
如果所述构网型风电-储能系统处于所述超速场景，则FlagWT＝1；
如果所述构网型风电-储能系统处于所述欠速场景，则FlagWT＝-1；
S304，建立所述构网型风电-储能系统的所述储能电容电压值Vcap的下限阈值Vcap_min；
如果所述储能电容电压值Vcap满足Vcap≥Vcap_min，则认为所述构网型风电-储能系统处于储能电容电压安全场景；
如果所述储能电容电压值Vcap满足Vcap<Vcap_min，则认为所述构网型风电-储能系统处于储能电容电压紧急场景。
具体地，为了保证所述储能电容的设备安全，并且在所述构网型风电-储能系统需要启用储能电容参与一次调频控制时提升频率支撑效果，本发明对储能电容电压值Vcap的下限阈值Vcap_min进行了设定，其中，Vcap_min设定为储能电容额定电压值的20％。这样相当于对储能电容的电压安全运行区域进行了界定。
S305，建立所述构网型风电-储能系统的所述储能电容电压场景标志位FlagCap；
判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统处于储能电容电压安全场景，则FlagCap＝0；
如果所述构网型风电-储能系统处于储能电容电压紧急场景，则FlagCap＝1；
S306，建立所述电网侧逆变器虚拟同步机控制感应频率差值Δω的下单边阈值ωset_low和上单边阈值ωset_high，满足ωset_low<0<ωset_high；建立所述电网侧逆变器虚拟同步机控制感应频率变化率dωg/dt的下单边阈值Iset_low和上单边阈值Iset_high，满足Iset_low<0<Iset_high；
判断所述构网型风电-储能系统，并建立系数kf，满足0<kf<1；
如果所述构网型风电-储能系统当前时刻满足以下两种情况之一：
1)kfωset_low≤Δω≤kfωset_high；
2)ωset_low≤Δω≤ωset_high且Iset_low≤I≤Iset_high；则所述构网型风电-储能系统处于频率安全场景；
如果所述构网型风电-储能系统当前时刻满足以下两种情况之一：
1)Δω>ωset_high
2)kfωset_high<Δω<ωset_high且I>Iset_high；则所述构网型风电-储能系统处于频率上单边待调场景；
如果所述构网型风电-储能系统当前时刻满足以下两种情况之一：
1)Δω<ωset_low；
2)ωset_low<Δω<kfωset_low且I<Iset_slow；则所述构网型风电-储能系统处于频率下单边待调场景；
具体地，当所述构网型风电-储能系统的电网频率跌落或者上升时，同时考虑电网频率偏差值和电网频率随时间的变化率可以更加准确地判断所述构网型风电-储能系统所处的频率场景，因此，当kfωset_low≤Δω≤kfωset_high时，相当于在所述电网侧逆变器虚拟同步机控制感应频率差值Δω的下单边阈值ωset_low和上单边阈值ωset_high之间建立了缓冲区域，这样即使感应频率变化率dωg/dt超出其下单边阈值Iset_low和上单边阈值Iset_high，也可以认为所述构网型风电-储能系统处于频率安全场景；此外，如果ωset_low≤Δω≤ωset_high且Iset_low≤I≤Iset_high，那么可以认为所述构网型风电-储能系统的感应频率差值Δω和感应频率变化率dωg/dt都处于安全区域，因此，同样认为所述构网型风电-储能系统处于频率安全场景。
当Δω>ωset_high或者kfωset_high<Δω<ωset_high且I>Iset_high时，认为所述构网型风电-储能系统的感应频率差值Δω和感应频率变化率dωg/dt超出了频率安全区域的上限，因此认为所述构网型风电-储能系统处于频率上单边待调场景；类似的，当Δω<ωset_low或者ωset_low<Δω<kfωset_low且I<Iset_slow时，认为所述构网型风电-储能系统的感应频率差值Δω和感应频率变化率dωg/dt超出了频率安全区域的下限，因此认为所述构网型风电-储能系统处于频率下单边待调场景。
S307，建立所述构网型风电-储能系统的所述频率场景标志位FlagFre；
判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统处于所述频率安全场景，则FlagFre＝0；
如果所述构网型风电-储能系统处于所述频率上单边待调场景，则FlagFre＝1；
如果所述构网型风电-储能系统处于所述频率下单边待调场景，则FlagFre＝-1。
在S4的具体实施中：采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及流经储能电容的电流值，根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，判断所述构网型风电-储能系统的储能电容是否参与一次调频控制；如果所述储能电容参与一次调频控制，则所述储能电容进行功率控制；若所述储能电容不参与一次调频控制，则所述储能电容进行稳压控制，具体包括以下步骤：
S401，建立所述构网型风电-储能系统的储能电容参与一次调频控制的标志位FlagCap_PFR；建立所述构网型风电-储能系统的所述储能电容的控制系数kcap；
S402，判断所述构网型风电-储能系统，如果同时满足以下两个条件：
1)FlagCap＝0；
2)所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率变化率dωg/dt的绝对值大于等于所述构网型风电-储能系统启用所述储能电容参与一次调频控制的阈值Ibo，则所述构网型风电-储能系统启用所述储能电容参与一次调频控制，在这种情况下FlagCap_PFR＝1；
具体地，当FlagCap＝0时，认为所述储能电处于电压安全区域，这也是所述储能电容可以参与一次调频控制的前提条件；其次，如果所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率变化率dωg/dt的绝对值大于等于所述构网型风电-储能系统启用所述储能电容参与一次调频控制的阈值Ibo，说明此时频率的跌落或者上升速度较快，在满足储能电容处于电压安全区域的前提下，需要储能电容参与到一次调频控制中来提升所述构网型风电-储能系统的频率支撑能力。
如果所述构网型风电-储能系统满足以下两种情况之一：
1)FlagCap＝0且所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率变化率dωg/dt的绝对值小于所述构网型风电-储能系统启用所述储能电容参与一次调频控制的阈值Ibo；
2)FlagCap＝1；
则所述构网型风电-储能系统不启用所述储能电容参与一次调频控制，在这种情况下FlagCap_PFR＝0；
具体地，如果所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率变化率dωg/dt的绝对值小于所述构网型风电-储能系统启用所述储能电容参与一次调频控制的阈值Ibo，说明此时频率的跌落或者上升速度还没有达到必须启用储能电容参与一次调频控制的程度；此外，为了保证储能电容本身的设备安全，一旦FlagCap＝1，那么意味着储能电容已经不在电压安全区域，此时储能电容不提供频率支撑。
S403，判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统的所述储能电容参与一次调频控制，则所述储能电容进行功率控制，包括功率外环及电压电流内环。其中，所述功率外环，由所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻的直流侧母线电压值实际值Vdc的微分值和所述储能电容的控制系数kcap相乘计算所述储能电容的控制电流值，再将所述控制电流值和所述直流侧母线电压值实际值Vdc相乘计算所述储能电容的控制功率实际值。然后，设定所述储能电容的控制功率参考值为零，并和所述储能电容的控制功率实际值相减，将差值经过PI控制器后除以[kcap*(dVdc/dt)]计算所述储能电容的电压参考值
所述电压电流内环是将所述储能电容的电压参考值和实际值Vcap的差值经过PI控制器后得到所述储能电容的电流给定值i*，再将所述电流给定值i*和采集的所述流经储能电容的电流值i的差值经过PI控制器得到所述储能电容的逆变器控制信号；
S404，判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统的所述储能电容不参与一次调频控制，则所述储能电容进行稳压控制，包括电压外环及电流内环。其中，所述电压外环，由所述构网型风电-储能系统的所述直流侧母线电压值参考值Vdc_ref和实际值Vdc相减，将差值经过PI控制器后得到所述电流内环的参考值。所述电流内环，是将所述电流内环的参考值和所述流经储能电容的电流值进行相减，将差值经过PI控制器后得到所述储能电容的逆变器控制信号。
在S5的具体实施中：根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，规划所述构网型风电-储能系统的目标频率值，根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值、目标频率值及所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值计算所述扩展电容功率的扩展系数；并根据所述储能电容是否参与一次调频控制，以及所述扩展电容功率的扩展系数、储能电容的容量值和所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值的大小关系判断所述构网型风电-储能系统的风机是否需要参与一次调频控制，并计算所述风机参与一次调频控制时，所述构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值，具体包括以下步骤：
S501，建立所述构网型风电-储能系统的所述风机参与一次调频控制的标志位FlagWT_PFR；
S502，判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统满足以下两种情况之一：
1)|FlagWT|＝1；
2)FlagFre＝0；则所述构网型风电-储能系统的所述风机不参与一次调频控制，这种情况下FlagWT_PFR＝0，并设定所述构网型风电-储能系统的目标频率值fRe＝f；
具体地，如果|FlagWT|＝1，那么说明所述风机没有运行在转速安全场景，此时为了保证风机的安全稳定，风机将不参与一次调频控制，并设定所述构网型风电-储能系统的目标频率值fRe＝f；此外，如果FlagFre＝0，说明所述构网型风电-储能系统运行在频率安全场景，此时也不需要风机参与一次调频控制。
如果所述构网型风电-储能系统同时满足FlagWT＝0且|FlagFre|＝1，这种情况下FlagWT_PFR＝1；进一步地，判断所述构网型风电-储能系统：
1)如果所述构网型风电-储能系统满足FlagFre＝1，则设定所述构网型风电-储能系统的目标频率值fRe随时间t单调递增，并在某一时刻设定fRe为某正值；
2)如果所述构网型风电-储能系统满足FlagFre＝-1，则设定所述构网型风电-储能系统的目标频率值fRe随时间t单调递减，并在某一时刻设定fRe为某负值；
S503，根据所述构网型风电-储能系统，设定所述构网型风电-储能系统的所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的缩放系数kfre为：
S504，根据所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的缩放系数kfre，计算所述扩展电容功率的扩展系数kpo为：
然后，将计算得到的所述扩展电容功率的扩展系数kpo用于后续操作及所述基于扩展电容功率的电网侧逆变器虚拟同步机控制；
具体地，如果FlagWT＝0且|FlagFre|＝1，说明所述构网型风电-储能系统处于频率上单边待调场景或者下单边待调场景，且此时风机运行在转速安全场景，则认为风机具备了参与一次调频控制的前提条件，此时设定FlagWT_PFR＝1，并根据所述构网型风电-储能系统处于频率上单边待调场景或者下单边待调场景对目标频率值fRe进行规划，避免风机在参与一次调频控制的过程中出力过大造成潜在的安全风险。
S505，判断所述构网型风电-储能系统，如果满足FlagCap_PFR＝1且FlagWT_PFR＝1，则进一步判断所述构网型风电-储能系统：
1)判断所述扩展电容功率的扩展系数kpo，所述储能电容的容量值Ccap，及所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值Cdc，如果满足[kpo-(Ccap/Cdc)-1]>0，则建立若干大小不同的所述储能电容的控制系数kcap的数值；其中，所述若干大小不同的控制系数kcap的数值满足：[kpo-(kcap/Cdc)-1]>0；这种情况下，所述构网型风电-储能系统的风机和储能系统都参与一次调频控制；
根据所述储能电容的控制系数kcap，所述构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT为：
根据所述若干大小不同的控制系数kcap的数值，对应若干构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT；建立所述构网型风电-储能系统的有功功率优化分配模型，包括：目标函数和约束条件。其中所述目标函数为所述构网型风电-储能系统的风机的损耗成本，所述损耗成本和所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT的平方成正比；所述约束条件为所述构网型风电-储能系统的风机的功率限制；
根据所述构网型风电-储能系统的有功功率优化分配模型计算所述分配到所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT的最优值，并计算对应的所述储能电容的控制系数kcap的最优值，用于所述储能电容的功率控制；同时，将所述分配到所述风机侧逆变器的功率ΔPWT值的最优值分配到所述风机侧逆变器，进行所述风机的变功率点追踪控制；
具体地，如果满足[kpo-(Ccap/Cdc)-1]>0，则认为此时所述构网型风电-储能系统的储能电容和风机都需要参与一次调频控制来提供频率支撑。建立若干大小不同的控制系数kcap的数值并根据建立的所述构网型风电-储能系统的有功功率优化分配模型来计算所述分配到所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT的最优值，并计算对应的所述储能电容的控制系数kcap的最优值。这样可以在储能电容和风机都参与一次调频控制时降低风机的损耗成本。
2)判断所述扩展电容功率的扩展系数kpo，所述储能电容的容量值Ccap，及所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值Cdc，如果满足[kpo-(Ccap/Cdc)-1]≤0，则所述构网型风电-储能系统的风机不参与一次调频控制，所述分配到所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT为零；所述构网型风电-储能系统的储能电容参与一次调频控制，设定所述储能电容的控制系数kcap的值为kpo，用于所述储能电容的功率控制；
具体地，如果满足[kpo-(Ccap/Cdc)-1]≤0，则认为此时所述构网型风电-储能系统完全可以通过储能电容来提供足够的频率支撑，不需要风机参与一次调频控制。
S506，判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统满足：FlagCap_PFR＝0且FlagFlagWT_PFR＝1，则所述构网型风电-储能系统的风机参与一次调频控制，储能电容不参与一次调频控制，所述分配到所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT为：
ΔPWT＝(kpo-1)ΔP
同样的，进行所述风机的变功率点追踪控制。
具体地，如果满足FlagCap_PFR＝0且FlagFlagWT_PFR＝1，则认为储能电容已经不在电压安全区域，此时储能电容不参与一次调频控制，由风机参与一次调频控制。这样可以在保证储能电容本身设备安全的前提下，所述构网型风电-储能系统提供频率支撑。
图4和图5是根据一示例性实施例示出的一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法及装置在所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速为6m/s时，所述构网型风电-储能系统分别处于频率上单边待调场景和下单边待调场景的直流侧母线电压和电网频率的仿真结果示意图；仿真中用于计算的所述电网频率和电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率都是标幺值，所述扩展电容功率的扩展系数kpo设定为其稳定值；如图4和图5所示，图中当所述构网型风电-储能系统在2.5s时刻所述风电-储能系统的负荷突增或者突减，此时频率跌落或者上升，当系统处于频率下单边待调场景或者上单边待调场景时，本发明所提出的方法实现了系统的频率恢复，并维持了直流侧母线电压的稳定。
图6和图7是根据一示例性实施例示出的一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法及装置在所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速为12m/s时，所述构网型风电-储能系统分别处于频率上单边待调场景和下单边待调场景的直流侧母线电压和电网频率的仿真结果示意图；如图7和图8所示，图中结论和图4和图5保持一致，这说明在较高的当前时刻风速情况下，本发明所提出的方法也同样适用。
图8是根据一示例性实施例示出的一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制装置的框图。参照图8，该装置包括：
附加配置模块1，根据所述构网型风电-储能系统的控制系数和最大频率支撑时间计算储能电容的最大能量值，并根据储能电容的最大能量值、额定电压值及电压下限阈值计算储能电容的容量值，并将储能电容的容量值配置在所述构网型风机-储能系统；
控制模块2，根据配置后的构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速进行基于最大功率追踪的风机侧逆变器控制，根据所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值和采集的当前时刻的直流侧母线电压值，进行基于扩展电容功率的电网侧逆变器虚拟同步机控制；
采集和场景分类模块3，采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及储能电容电压值，并根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的风机转速值、储能电容电压值、电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值及感应频率变化率数值划分不同运行场景，同时建立所述不同运行场景对应的不同标志位；
第一调整恢复模块4，采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及流经储能电容的电流值，根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，判断所述构网型风电-储能系统的储能电容是否参与一次调频控制；如果所述储能电容参与一次调频控制，则所述储能电容进行功率控制；若所述储能电容不参与一次调频控制，则所述储能电容进行稳压控制；
第二调整恢复模块5，根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，规划所述构网型风电-储能系统的目标频率值，根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值、目标频率值及所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值计算所述扩展电容功率的扩展系数；并根据所述储能电容是否参与一次调频控制，以及所述扩展电容功率的扩展系数、储能电容的容量值和所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值的大小关系判断所述构网型风电-储能系统的风机是否需要参与一次调频控制，并计算所述风机参与一次调频控制时，所述构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值。
关于上述实施例中的装置，其中各个模块执行操作的具体方式已经在有关该方法的实施例中进行了详细描述，此处将不做详细阐述说明。
对于装置实施例而言，由于其基本对应于方法实施例，所以相关之处参见方法实施例的部分说明即可。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本申请方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。
相应的，本申请还提供一种电子设备，包括：一个或多个处理器；存储器，用于存储一个或多个程序；当所述一个或多个程序被所述一个或多个处理器执行，使得所述一个或多个处理器实现如上述的一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法。
相应的，本申请还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，该指令被处理器执行时实现如上述的一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法。
本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的内容后，将容易想到本申请的其它实施方案。本申请旨在涵盖本申请的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本申请的一般性原理并包括本申请未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本申请的真正范围和精神由权利要求指出。
应当理解的是，本申请并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本申请的范围仅由所附的权利要求来限制。
Claims (8)
1.一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法，其特征在于，包括：
S1：根据所述构网型风电-储能系统的控制系数和最大频率支撑时间计算储能电容的最大能量值，并根据储能电容的最大能量值、额定电压值及电压下限阈值计算储能电容的容量值，并将储能电容的容量值配置在所述构网型风机-储能系统；
S2：根据配置后的构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速进行基于最大功率追踪的风机侧逆变器控制，根据所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值和采集的当前时刻的直流侧母线电压值，进行基于扩展电容功率的电网侧逆变器虚拟同步机控制；
S3：采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及储能电容电压值，并根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的风机转速值、储能电容电压值、电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值及感应频率变化率数值划分不同运行场景，同时建立所述不同运行场景对应的不同标志位；
S4：采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及流经储能电容的电流值，根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，判断所述构网型风电-储能系统的储能电容是否参与一次调频控制；如果所述储能电容参与一次调频控制，则所述储能电容进行功率控制；若所述储能电容不参与一次调频控制，则所述储能电容进行稳压控制；
S5：根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，规划所述构网型风电-储能系统的目标频率值，根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值、目标频率值及所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值计算所述扩展电容功率的扩展系数；并根据所述储能电容是否参与一次调频控制，以及所述扩展电容功率的扩展系数、储能电容的容量值和所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值的大小关系判断所述构网型风电-储能系统的风机是否需要参与一次调频控制，并计算所述风机参与一次调频控制时，所述构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S1：根据所述构网型风电-储能系统的控制系数和最大频率支撑时间计算储能电容的最大能量值，并根据储能电容的最大能量值、额定电压值及电压下限阈值计算储能电容的容量值，并将储能电容的容量值配置在所述构网型风机-储能系统，包括：
S101，根据所述构网型风电-储能系统的控制系数和最大频率支撑时间Td计算储能电容的最大能量值Ecap，其中所述控制系数包括惯量系数J和下垂系数D；所述储能电容的最大能量值Ecap为：
式中，Rbo为所述储能电容参与所述构网型风电-储能系统一次调频控制的阈值；
S102，根据所述储能电容的最大能量值Ecap、额定电压值Vcap_ref及电压下限阈值Vcap_min计算所述储能电容的容量值Ccap，将所述容量值为Ccap的所述储能电容配置在所述构网型风电-储能系统。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S2：根据配置后的构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速进行基于最大功率追踪的风机侧逆变器控制，根据所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值和采集的当前时刻的直流侧母线电压值，进行基于扩展电容功率的电网侧逆变器虚拟同步机控制，包括：
S201，利用所述构网型风电-储能系统采集当前时刻风速，将所述风机侧逆变器运行在基于最大功率追踪的控制模式；其中，所述构网型风电-储能系统的所述电网侧逆变器虚拟同步机控制，包括有功-能量控制和无功-电压控制，所述有功-能量控制包括所述基于扩展电容功率的外环，以及虚拟下垂-惯量控制内环；
其中所述基于扩展电容功率的外环是将所述扩展电容功率的积分实际值E和给定值Eref相减，差值经过PI控制器后进行微分处理，再乘所述扩展电容功率的扩展系数kpo，得到所述扩展电容功率的偏差值kpoΔP；将所述扩展电容功率的偏差值kpoΔP作为所述虚拟下垂-惯量控制内环的输入量，输出所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率实际值ωg和参考值ωN的差值Δω；其中，当所述构网型风电-储能系统的风机和储能电容都不需要参与一次调频控制时，所述扩展电容功率的扩展系数kpo的值设定为1；此外，所述扩展电容功率的积分实际值E和参考值Eref为：
式中，Cdc为所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值，Vdc和Vdc_ref分别为所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻的直流侧母线电压值的实际值和参考值。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S3：采集配置所述储能电容的所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及储能电容电压值，并根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的风机转速值、储能电容电压值、电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值及感应频率变化率数值划分不同运行场景，同时建立所述不同运行场景对应的不同标志位，包括：
S301，采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率实际值f，并计算所述电网频率实际值f和参考值fN的偏差值Δf；采集所述构网型风电-储能系统的储能电容电压值Vcap；
S302，建立所述构网型风电-储能系统当前时刻的风机转速值ωT的下限阈值ωmin和上限阈值ωmax，满足0<ωmin<ωmax；
如果所述风机转速值ωT满足ωmin≤ωT≤ωmax，则认为所述构网型风电-储能系统处于转速安全场景；
如果所述风机转速值ωT满足ωT>ωmax，则认为所述构网型风电-储能系统处于超速场景；
如果所述风机转速值ωT满足ωT<ωmin，则认为所述构网型风电-储能系统处于欠速场景；
S303，建立所述构网型风电-储能系统的所述风机转速场景标志位FlagWT；
判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统处于所述转速安全场景，则FlagWT＝0；
如果所述构网型风电-储能系统处于所述超速场景，则FlagWT＝1；
如果所述构网型风电-储能系统处于所述欠速场景，则FlagWT＝-1；
S304，建立所述构网型风电-储能系统的所述储能电容电压值Vcap的下限阈值Vcap_min；
如果所述储能电容电压值Vcap满足Vcap≥Vcap_min，则认为所述构网型风电-储能系统处于储能电容电压安全场景；
如果所述储能电容电压值Vcap满足Vcap<Vcap_min，则认为所述构网型风电-储能系统处于储能电容电压紧急场景。
S305，建立所述构网型风电-储能系统的所述储能电容电压场景标志位FlagCap；
判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统处于储能电容电压安全场景，则FlagCap＝0；
如果所述构网型风电-储能系统处于储能电容电压紧急场景，则FlagCap＝1；
S306，建立所述电网侧逆变器虚拟同步机控制感应频率差值Δω的下单边阈值ωset_low和上单边阈值ωset_high，满足ωset_low<0<ωset_high；建立所述电网侧逆变器虚拟同步机控制感应频率变化率dωg/dt的下单边阈值Iset_low和上单边阈值Iset_high，满足Iset_low<0<Iset_high；
判断所述构网型风电-储能系统，并建立系数kf，满足0<kf<1；
如果所述构网型风电-储能系统当前时刻满足以下两种情况之一：
1)kfωset_low≤Δω≤kfωset_high；
2)ωset_low≤Δω≤ωset_high且Iset_low≤I≤Iset_high；则所述构网型风电-储能系统处于频率安全场景；
如果所述构网型风电-储能系统当前时刻满足以下两种情况之一：
1)Δω>ωset_high
2)kfωset_high<Δω<ωset_high且I>Iset_high；则所述构网型风电-储能系统处于频率上单边待调场景；
如果所述构网型风电-储能系统当前时刻满足以下两种情况之一：
1)Δω<ωset_low；
2)ωset_low<Δω<kfωset_low且I<Iset_slow；则所述构网型风电-储能系统处于频率下单边待调场景；
S307，建立所述构网型风电-储能系统的所述频率场景标志位FlagFre；
判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统处于所述频率安全场景，则FlagFre＝0；
如果所述构网型风电-储能系统处于所述频率上单边待调场景，则FlagFre＝1；
如果所述构网型风电-储能系统处于所述频率下单边待调场景，则FlagFre＝-1。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S4：采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及流经储能电容的电流值，根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，判断所述构网型风电-储能系统的储能电容是否参与一次调频控制；如果所述储能电容参与一次调频控制，则所述储能电容进行功率控制；若所述储能电容不参与一次调频控制，则所述储能电容进行稳压控制，包括：
S401，建立所述构网型风电-储能系统的储能电容参与一次调频控制的标志位FlagCap_PFR；建立所述构网型风电-储能系统的所述储能电容的控制系数kcap；
S402，判断所述构网型风电-储能系统，如果同时满足以下两个条件：
1)FlagCap＝0；
2)所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率变化率dωg/dt的绝对值大于等于所述构网型风电-储能系统启用所述储能电容参与一次调频控制的阈值Ibo，则所述构网型风电-储能系统启用所述储能电容参与一次调频控制，在这种情况下FlagCap_PFR＝1；
如果所述构网型风电-储能系统满足以下两种情况之一：
1)FlagCap＝0且所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率变化率dωg/dt的绝对值小于所述构网型风电-储能系统启用所述储能电容参与一次调频控制的阈值Ibo；
2)FlagCap＝1；
则所述构网型风电-储能系统不启用所述储能电容参与一次调频控制，在这种情况下FlagCap_PFR＝0；
S403，判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统的所述储能电容参与一次调频控制，则所述储能电容进行功率控制，包括功率外环及电压电流内环。其中，所述功率外环，由所述构网型风电-储能系统采集的当前时刻的直流侧母线电压值实际值Vdc的微分值和所述储能电容的控制系数kcap相乘计算所述储能电容的控制电流值，再将所述控制电流值和所述直流侧母线电压值实际值Vdc相乘计算所述储能电容的控制功率实际值。然后，设定所述储能电容的控制功率参考值为零，并和所述储能电容的控制功率实际值相减，将差值经过PI控制器后除以[kcap*(dVdc/dt)]计算所述储能电容的电压参考值
其中所述电压电流内环是将所述储能电容的电压参考值和实际值Vcap的差值经过PI控制器后得到所述储能电容的电流给定值i*，再将所述电流给定值i*和采集的所述流经储能电容的电流值i的差值经过PI控制器得到所述储能电容的逆变器控制信号；
S404，判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统的所述储能电容不参与一次调频控制，则所述储能电容进行稳压控制，包括电压外环及电流内环；其中，所述电压外环，由所述构网型风电-储能系统的所述直流侧母线电压值参考值Vdc_ref和实际值Vdc相减，将差值经过PI控制器后得到所述电流内环的参考值；所述电流内环，是将所述电流内环的参考值和所述流经储能电容的电流值进行相减，将差值经过PI控制器后得到所述储能电容的逆变器控制信号。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S5：根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，规划所述构网型风电-储能系统的目标频率值，根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值、目标频率值及所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值计算所述扩展电容功率的扩展系数；并根据所述储能电容是否参与一次调频控制，以及所述扩展电容功率的扩展系数、储能电容的容量值和所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值的大小关系判断所述构网型风电-储能系统的风机是否需要参与一次调频控制，并计算所述风机参与一次调频控制时，所述构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值，包括：
S501，建立所述构网型风电-储能系统的所述风机参与一次调频控制的标志位FlagWT_PFR；
S502，判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统满足以下两种情况之一：
1)|FlagWT|＝1；
2)FlagFre＝0；则所述构网型风电-储能系统的所述风机不参与一次调频控制，这种情况下FlagWT_PFR＝0，并设定所述构网型风电-储能系统的目标频率值fRe＝f；
如果所述构网型风电-储能系统同时满足FlagWT＝0且|FlagFre|＝1，这种情况下FlagWT_PFR＝1；进一步地，判断所述构网型风电-储能系统：
1)如果所述构网型风电-储能系统满足FlagFre＝1，则设定所述构网型风电-储能系统的目标频率值fRe随时间t单调递增，并在某一时刻设定fRe为某正值；
2)如果所述构网型风电-储能系统满足FlagFre＝-1，则设定所述构网型风电-储能系统的目标频率值fRe随时间t单调递减，并在某一时刻设定fRe为某负值；
S503，根据所述构网型风电-储能系统，设定所述构网型风电-储能系统的所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的缩放系数kfre为：
S504，根据所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的缩放系数kfre，计算所述扩展电容功率的扩展系数kpo为：
然后，将计算得到的所述扩展电容功率的扩展系数kpo用于后续操作及所述基于扩展电容功率的电网侧逆变器虚拟同步机控制；
S505，判断所述构网型风电-储能系统，如果满足FlagCap_PFR＝1且FlagWT_PFR＝1，则进一步判断所述构网型风电-储能系统：
1)判断所述扩展电容功率的扩展系数kpo，所述储能电容的容量值Ccap，及所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值Cdc，如果满足[kpo-(Ccap/Cdc)-1]>0，则建立若干大小不同的所述储能电容的控制系数kcap的数值；其中，所述若干大小不同的控制系数kcap的数值满足：[kpo-(kcap/Cdc)-1]>0；这种情况下，所述构网型风电-储能系统的风机和储能系统都参与一次调频控制；
根据所述储能电容的控制系数kcap，所述构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT为：
根据所述若干大小不同的控制系数kcap的数值，对应若干构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT；建立所述构网型风电-储能系统的有功功率优化分配模型，包括：目标函数和约束条件。其中所述目标函数为所述构网型风电-储能系统的风机的损耗成本，所述损耗成本和所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT的平方成正比；所述约束条件为所述构网型风电-储能系统的风机的功率限制；
根据所述构网型风电-储能系统的有功功率优化分配模型计算所述分配到所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT的最优值，并计算对应的所述储能电容的控制系数kcap的最优值，用于所述储能电容的功率控制；同时，将所述分配到所述风机侧逆变器的功率ΔPWT值的最优值分配到所述风机侧逆变器，进行所述风机的变功率点追踪控制；
2)判断所述扩展电容功率的扩展系数kpo，所述储能电容的容量值Ccap，及所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值Cdc，如果满足[kpo-(Ccap/Cdc)-1]≤0，则所述构网型风电-储能系统的风机不参与一次调频控制，所述分配到所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT为零；所述构网型风电-储能系统的储能电容参与一次调频控制，设定所述储能电容的控制系数kcap的值为kpo，用于所述储能电容的功率控制；
S506，判断所述构网型风电-储能系统，如果所述构网型风电-储能系统满足：FlagCap_PFR＝0且FlagFlagWT_PFR＝1，则所述构网型风电-储能系统的风机参与一次调频控制，储能电容不参与一次调频控制，所述分配到所述风机侧逆变器的功率值ΔPWT为：
ΔPWT＝(kpo-1)ΔP
同样的，进行所述风机的变功率点追踪控制。
7.一种构网型风电-储能系统一次调频协同控制装置，其特征在于，包括：
附加配置模块，根据所述构网型风电-储能系统的控制系数和最大频率支撑时间计算储能电容的最大能量值，并根据储能电容的最大能量值、额定电压值及电压下限阈值计算储能电容的容量值，并将储能电容的容量值配置在所述构网型风机-储能系统；
控制模块，根据配置后的构网型风电-储能系统采集的当前时刻风速进行基于最大功率追踪的风机侧逆变器控制，根据所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值和采集的当前时刻的直流侧母线电压值，进行基于扩展电容功率的电网侧逆变器虚拟同步机控制；
采集和场景分类模块，采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及储能电容电压值，并根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的风机转速值、储能电容电压值、电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值及感应频率变化率数值划分不同运行场景，同时建立所述不同运行场景对应的不同标志位；
第一调整恢复模块，采集所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值及流经储能电容的电流值，根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，判断所述构网型风电-储能系统的储能电容是否参与一次调频控制；如果所述储能电容参与一次调频控制，则所述储能电容进行功率控制；若所述储能电容不参与一次调频控制，则所述储能电容进行稳压控制；
第二调整恢复模块，根据所述构网型风电-储能系统在所述不同运行场景对应的不同标志位，规划所述构网型风电-储能系统的目标频率值，根据所述构网型风电-储能系统当前时刻的电网频率值、目标频率值及所述电网侧逆变器虚拟同步机控制的感应频率差值计算所述扩展电容功率的扩展系数；并根据所述储能电容是否参与一次调频控制，以及所述扩展电容功率的扩展系数、储能电容的容量值和所述构网型风电-储能系统的直流侧电容值的大小关系判断所述构网型风电-储能系统的风机是否需要参与一次调频控制，并计算所述风机参与一次调频控制时，所述构网型风电-储能系统分配到所述风机侧逆变器的功率值。
8.一种电子设备，其特征在于，包括：
一个或多个处理器；
存储器，用于存储一个或多个程序；
当所述一个或多个程序被所述一个或多个处理器执行，使得所述一个或多个处理器实现如权利要求1-6任一项所述的方法。
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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| CN117424255A (zh) * | 2023-11-28 | 2024-01-19 | 广东电网有限责任公司广州供电局 | 一种改进下垂综合控制的用户侧构网型储能快速调频控制方法 |
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