一种风电机组一次调频方法及装置制造方法及图纸

本发明专利技术提供一种风电机组一次调频方法及装置，所述方法包括获取风电机组对应的电网的频率偏差；根据电网的频率偏差调节所述风电机组的发电机转矩和桨距角；本发明专利技术通过惯量控制环节确定发电机转矩和桨距角控制环节确定桨距角，采用的综合控制方法可以解决桨距角控制环节响应速度较慢的问题，实现风电机组输出有功功率对电网频率变换的快速响应。

A primary frequency modulation method and device for wind turbine

【技术实现步骤摘要】
一种风电机组一次调频方法及装置
本专利技术属于新能源
，具体涉及一种风电机组一次调频方法及装置。
技术介绍
风力发电作为目前最为经济和成熟的一种可再生能源发电技术，已成为几乎所有致力于可再生能源开发利用国家的共同选择。随着并网风电容量的增加，风电渗透率不断提高，给包括频率稳定性在内的电力系统安全稳定运行带来了一系列的挑战。在风力发电技术中，变速恒频风力发电机组作为现如今商业化运行的主力机型，变速恒频风电机组通过变流器与电网连接，其基本原理是通过电力变换技术调节风电机组的输出与电网同步，从而避免了对风机转速的苛刻要求。这种运行控制方式从另一个方面使风机转速与电网频率解耦。此外，为追求风能的最大化利用，风电机组通常在最大功率点(maximumpowerpoint，MPP)运行，不提供有功备用，因而无法在电网频率下降时提供类似传统机组的功率支撑。因此，风电机组无法主动响应电网频率的变化，而这对于传统发电机组来说是维持电网频率稳定性非常重要的功能。在此情况下，如果缺失的这部分惯性响应和频率调节能力得不到补充，将使系统整体惯性和频率调节能力减弱，使得系统在扰动(机组脱网、线路故障、负荷突变)下的频率变化率增加、频率最低点降低、稳态频率偏差增加，发生频率稳定性问题更频繁。为保证电力系统安全可靠运行，降低风电接入对频率质量和稳定性的影响，风电越来越被认为需要参与系统的频率调整。目前，国内外对风电机组的一次调频策略开展了一定的研究，然而基于惯量控制的调频方式虽然响应较快(毫秒级)，但维持时间有限且有功功率二次跌落问题；基于桨距角控制的调频方式虽然可以在风况允许的条件下，提供持续的功率支撑，然而其响应速度较慢(秒级)。
技术实现思路
本专利技术提供的一种风电机组一次调频方法及装置，目的是解决惯量控制环节的有功功率二次跌落和桨距角控制环节相应速度较慢的问题，实现风电机组快速有效的响应电网的频率变化。为实现上述目的，本专利技术采用以下技术方案：本专利技术提供一种风电机组一次调频方法，其改进之处在于，所述方法包括：获取风电机组对应的电网的频率偏差；根据电网的频率偏差调节所述风电机组的发电机转矩和桨距角；优选地，所述根据电网的频率偏差调节所述风电机组的发电机转矩和桨距角，包括：若所述电网的频率偏差超过预先设定的死区，则利用所述风电机组当前时刻的惯量控制瞬时有功调节量和惯量控制持续有功调节量调节所述风电机组的发电机转矩，并利用所述风电机组当前时刻的桨距角控制有功调节量调节所述风电机组的桨距角。优选地，所述利用所述风电机组当前时刻的惯量控制瞬时有功调节量和惯量控制持续有功调节量调节所述风电机组的发电机转矩，包括：按下式调节所述风电机组的发电机转矩T：式中，α为电气效率；Kopt为转矩系数；ωt为当前时刻t风电机组转速；ΔP1(t)为当前时刻t风电机组的惯量控制瞬时有功调节量；ΔP2(t)为当前时刻t风电机组的惯量控制持续有功调节量。进一步地，按下式确定所述当前时刻t风电机组的惯量控制瞬时有功调节量ΔP1(t)：式中，f(t)为电网当前时刻t的频率；Kdf为惯量系数；按下式确定所述当前时刻t风电机组的惯量控制持续有功调节量ΔP2(t)：ΔP2(t)＝ΔP1(t-Δτ)+ΔP2(t-Δτ)式中，Δτ为采样周期，ΔP1(t-Δτ)为(t-Δτ)时刻风电机组的惯量控制瞬时有功调节量；ΔP2(t-Δτ)为(t-Δτ)时刻风电机组的惯量控制持续有功调节量。优选地，所述利用所述风电机组当前时刻的桨距角控制有功调节量调节所述风电机组的桨距角，包括：按下式调节所述风电机组的桨距角β：β＝(kp+ki/s)(ωr-ωref)式中，ωref为风电机组转速参考值；kp为PI调节器的比例系数；ki为PI调节器的积分系数；s为复频率；ωt为当前时刻t风电机组转速。进一步地，按下式确定所述风电机组转速参考值ωref：式中，Pref为风电机组一次调频参考功率；ω1为最大风能跟踪区曲线上一次调频起点对应的转速；ω2为最大风能跟踪区曲线上一次调频终点对应的转速；P1为最大风能跟踪区曲线上一次调频起点对应的功率值；P2为最大风能跟踪区曲线上一次调频终点对应的功率值。进一步地，按下式确定所述风电机组一次调频参考功率Pref：Pref＝Pmppt-mPn-ΔP3(t)式中，Pmppt为风电机组的理论输出功率；m为风电机组减载功率运行的比例系数；Pn为风电机组的额定功率；ΔP3(t)当前时刻t风电机组的桨距角控制有功调节量；进一步地，当电网当前时刻t的频率小于电网额定频率时，按下式确定所述当前时刻t风电机组的桨距角控制有功调节量ΔP3(t)：ΔP3(t)＝k1[f(t)-fn+fd]式中，k1为上调调频系数；fn为电网额定频率；fd为电网频率变化的死区；当电网当前时刻t的频率大于电网额定频率时，按下式确定所述前时刻t风电机组的桨距角控制有功调节量ΔP3(t)：ΔP3(t)＝k2[f(t)-fn-fd]式中，k2为下调调频系数。本专利技术提供一种风电机组一次调频装置，其改进之处在于，所述装置包括：获取模块，用于获取风电机组对应的电网的频率偏差；调节模块，用于若所述电网的频率偏差超过预先设定的死区，则根据电网的频率偏差调节所述风电机组的发电机转矩和桨距角；其中，所述调节模块包括：第一调节单元，用于若所述电网的频率偏差超过预先设定的死区，则利用所述风电机组当前时刻的惯量控制瞬时有功调节量和惯量控制持续有功调节量调节所述风电机组的发电机转矩；第二调节单元，用于若所述电网的频率偏差超过预先设定的死区，则利用所述风电机组当前时刻的桨距角控制有功调节量调节所述风电机组的桨距角。优选地，所述第一调节单元用于：按下式调节所述风电机组的发电机转矩T：式中，α为电气效率；Kopt为转矩系数；ωt为当前时刻t风电机组转速；ΔP1(t)为当前时刻t风电机组的惯量控制瞬时有功调节量；ΔP2(t)为当前时刻t风电机组的惯量控制持续有功调节量。进一步地，按下式确定所述当前时刻t风电机组的惯量控制瞬时有功调节量ΔP1(t)：式中，f(t)为电网当前时刻t的频率；Kdf为惯量系数；按下式确定所述当前时刻t风电机组的惯量控制持续有功调节量ΔP2(t)：ΔP2(t)＝ΔP1(t-Δτ)+ΔP2(t-Δτ)式中，Δτ为采样周期，ΔP1(t-Δτ)为(t-Δτ)时刻风电机组的惯量控制瞬时有功调节量；ΔP2(t-Δτ)为(t-Δτ)时刻风电机组的惯量控制持续有功调节量。优选地，所述第二调节单元用于：按下式调节所述风电机组的桨距角β：β＝(kp+ki/s)(ωr-ωref)式中，ωref为风电机组转速参考值；kp为PI调节器的比例系数；k本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种风电机组一次调频方法，其特征在于，所述方法包括：/n获取风电机组对应的电网的频率偏差；/n根据电网的频率偏差调节所述风电机组的发电机转矩和桨距角。/n

【技术特征摘要】
1.一种风电机组一次调频方法，其特征在于，所述方法包括：
获取风电机组对应的电网的频率偏差；
根据电网的频率偏差调节所述风电机组的发电机转矩和桨距角。


2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据电网的频率偏差调节所述风电机组的发电机转矩和桨距角，包括：
若所述电网的频率偏差超过预先设定的死区，则利用所述风电机组当前时刻的惯量控制瞬时有功调节量和惯量控制持续有功调节量调节所述风电机组的发电机转矩，并利用所述风电机组当前时刻的桨距角控制有功调节量调节所述风电机组的桨距角。


3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述利用所述风电机组当前时刻的惯量控制瞬时有功调节量和惯量控制持续有功调节量调节所述风电机组的发电机转矩，包括：
按下式调节所述风电机组的发电机转矩T：



式中，α为电气效率；Kopt为转矩系数；ωt为当前时刻t风电机组转速；ΔP1(t)为当前时刻t风电机组的惯量控制瞬时有功调节量；ΔP2(t)为当前时刻t风电机组的惯量控制持续有功调节量。


4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，按下式确定所述当前时刻t风电机组的惯量控制瞬时有功调节量ΔP1(t)：



式中，f(t)为电网当前时刻t的频率；Kdf为惯量系数；
按下式确定所述当前时刻t风电机组的惯量控制持续有功调节量ΔP2(t)：
ΔP2(t)＝ΔP1(t-Δτ)+ΔP2(t-Δτ)
式中，Δτ为采样周期，ΔP1(t-Δτ)为(t-Δτ)时刻风电机组的惯量控制瞬时有功调节量；ΔP2(t-Δτ)为(t-Δτ)时刻风电机组的惯量控制持续有功调节量。


5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述利用所述风电机组当前时刻的桨距角控制有功调节量调节所述风电机组的桨距角，包括：
按下式调节所述风电机组的桨距角β：
β＝(kp+ki/s)(ωr-ωref)
式中，ωref为风电机组转速参考值；kp为PI调节器的比例系数；ki为PI调节器的积分系数；s为复频率；ωt为当前时刻t风电机组转速。


6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，按下式确定所述风电机组转速参考值ωref：



式中，Pref为风电机组一次调频参考功率；ω1为最大风能跟踪区曲线上一次调频起点对应的转速；ω2为最大风能跟踪区曲线上一次调频终点对应的转速；P1为最大风能跟踪区曲线上一次调频起点对应的功率值；P2为最大风能跟踪区曲线上一次调频终点对应的功率值。


7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，按下式确定所述风电机组一次调频参考功率Pref：
Pref＝Pmppt-mPn-ΔP3(t)
式中，Pmppt为风电机组的理论输出功率；m为风电机组减载功率运行的比例系数；Pn为风电机组的额定功率；ΔP3(t)当前时刻t风电机组的桨距角控制有功调节量。


8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，当电网当前时刻t的频率小于电网额定频率时，按下式确定所述当前时刻t风电机组的桨距角控制有功调节量ΔP3(t)：
ΔP3(t)＝k1[f(t)-fn+fd]
式中，k1为上调调频系数；fn为电网额定频率；fd为电网频率变化的死区；
当电网当前时刻t的频率大于电网额定频率时，按下式确定所述前时刻t风电机组的桨距角控制有功调节量ΔP3(t)：
ΔP3(t)＝k2[f(t)-fn-fd]
式中，k2为下调调频系数。

【专利技术属性】
技术研发人员：秦世耀，代林旺，王瑞明，李少林，陈晨，
申请(专利权)人：中国电力科学研究院有限公司，国家电网有限公司，
类型：发明
国别省市：北京;11