构网型风电-储能系统一次调频协同控制方法及装置制造方法及图纸

本发明专利技术公开了一种构网型风电

【技术实现步骤摘要】
构网型风电
‑
储能系统一次调频协同控制方法及装置


[0001]本申请涉及新能源控制
，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。

技术介绍

[0002]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。
[0003]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。
[0004]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。

技术实现思路

[0005]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。
[0006]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：
[0007]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；
[0008]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；
[0009]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；
[0010]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；
[0011]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。
[0012]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：
[0013]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；
[0014]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；
[0015]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；
[0016]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
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【技术保护点】

【技术特征摘要】
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T
d
计算储能电容的最大能量值E
cap
，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E
cap
为：式中，R
bo
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E
cap
、额定电压值V
cap_ref
及电压下限阈值V
cap_min
计算所述储能电容的容量值C
cap
，将所述容量值为C
cap
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E
ref
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k
po
，得到所述扩展电容功率的偏差值k
po
ΔP；将所述扩展电容功率的偏差值k
po
ΔP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ω
g
和参考值ω
N
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k
po
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E
ref
为：式中，C
dc
为所述构网型风电
‑
储能系统的直流侧电容值，V
dc
和V
dc_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f
N
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V
cap
；S302，建立所述构网型风电
‑
储能系统当前时刻的风机转速值ω
T
的下限阈值ω
min
和上限阈值ω
max
，满足0<ω
min
<ω
max
；如果所述风机转速值ω
T
满足ω
min
≤ω
T
≤ω
max
，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ω
T
满足ω
T
>ω
max
，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ω
T
满足ω
T
<ω
min
，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V
cap
的下限阈值V
cap_min
；如果所述储能电容电压值V
cap
满足V
cap
≥V
cap_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V
cap
满足V
cap
<V
cap_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ω
set_low
和上单边阈值ω
set_high
，满足ω
set_low
<0<ω
set_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dω
g
/dt的下单边阈值I
set_low
和上单边阈值I
set_high
，满足I
set_low
<0<I
set_high
；判断所述构网型风电
‑
储能系统，并建立系数k
f
，满足0<k
f
<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)k
f
ω
set_low
≤Δω≤k
f
ω
set_high
；2)ω
set_low
≤Δω≤ω
set_high
且I
set_low
≤I≤I
set_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>ω
set_high
2)k
f
ω
set_high
<Δω<ω
set_high
且I>I
set_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<ω
set_low
；2)ω
set_low
<Δω<k
f
ω
set_low
且I<I
set_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...

【专利技术属性】
技术研发人员：张泽宇，孙丹，年珩，马骏超，王晨旭，熊鸿韬，潘星，陆承宇，
申请(专利权)人：国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，
类型：发明
国别省市：