一种基于风机可用动能及储能SOC状态的风储协同频率支撑控制方法技术

6、s4：根据风储一体化系统运行工况计算风机转子动能及储能可用能量，获取风储系统总可用动能；

7、s5：基于风储系统总可用动能进行风储并网系统机侧变换器及网侧变换器控制参数设计，提出风储协同频率支撑并网策略，有效分配不同工况下调频功率来源，缓解二次跌落的同时提升系统频率支撑能力。

8、进一步地，所述步骤s1中直驱式永磁同步风力发电机并网模型的建立包括：

9、a1：建立网侧逆变器完整模型：在明确网侧逆变器拓扑结构的基础上，建立对应的输入输出侧三相电压方程、逆变器的开关函数，转换为dq坐标系下的数学模型，再根据所得方程，表示网侧逆变器交流相电压的频率及相角，并求出有功功率和无功功率的表达式；

10、a2：建立机侧变流器完整模型：在明确机侧变流器拓扑结构的基础上，建立对应的输入输出侧三相电压方程、变流器的开关函数，转换为dq坐标系下的数学模型，再根据所得方程，表示等效的外环电压值和内环电流值，并求出永磁同步发电机的电磁转矩；

11、a3：建立直流侧储能的完整数学模型；

12、a4：将步骤a1～a3中的模型按照同步发电机能量供给系统结构进行连接，即可形成直驱式永磁同步风力发电机并网系统模型。

13、进一步地，所述步骤s1中直驱式永磁同步风力发电机并网模型的机组包括风力机、永磁同步发电机、机侧变流器及网侧变流器组成的背靠背形式并网变流装置，风电机组依靠采集的风力驱动叶片转动，进而带动永磁同步电机转子转动，将风能转换成电能，机侧变流器用于控制风机运行于最大功率跟踪模式来获取最大风能资源，网侧变流器采用虚拟同步控制，实现风电机组的频率及电压主动支撑。

14、进一步地，通过在直流侧配置储能装置辅助风电进行频率支撑，根据风机和储能各自可用动能指导风储系统机侧变换器及网侧变换器参数设计，实现风机和储能调频功率的分配，既充分利用风机转子机械动能进行频率扰动的快速响应，又发挥储能大容量的特点，实现长时间尺度对频率的持续支撑。

15、进一步地，所述步骤s2中储能并网dc/dc变换器直流电压控制的设计方法为：根据建立直流侧储能的完整数学模型，明确其控制原理，储能装置通过dc/dc变换器并入风机的直流侧，储能dc/dc变换器采储能电池的dc/dc采用直流母线电压外环、电感电流内环控制的buck/boost变换器；当风机正常运行时，储能电池的控制目标是平抑风机机侧和网侧的不平衡功率，维持直流链路电压vdc在其参考值vdc,ref附近。

16、进一步地，所述步骤s3具体包括：

17、b1：对于配置了储能装置的风电系统，当储能装置采用母线电压控制时对机侧变换器进行改进，调整风机机侧变换器控制任务，使其能够独立响应系统频率变换增发功率，通过在机侧转速控制环内构建系统频率-风机增发功率的作用路径，实现系统频率扰动时对风机转子动能的调用；另外网侧控制器采用vsg控制，实现对电网的频率主动支撑；

18、b2：构建风储一体化系统并对风储系统运行工况进行量化，实现风储系统复杂工况到具体量化结果的转换，指导风储系统功率分配策略的设计；具体包括对风储系统可用动能及电网频率扰动下调频能量需求量的计算，风机可用动能主要根据风机当前转速及设定的转速下限计算，储能可用能量根据其soc观测值计算。

19、b3：根据步骤b2可用动能的计算结果，进行风储系统网侧变换器自适应下垂系数控制方法设计。通过比较风储系统总可用动能和电网频率扰动下调频能量需求量指导网侧变换器vsg虚拟下垂系数的设计，当风储一体化系统可用动能不足时降低下垂系数，以减少风储系统调频深度，避免过度参与调频导致的次生事故发生，当风储一体化系统可用动能较多时提升下垂系数，使得风储一体化系统在电网中承担更多的调频责任；

20、b4：根据步骤b2可用动能的计算结果，进行风储系统机侧变换器自适应惯量系数控制方法设计。比较风机和储能可用动能，当风机可用动能大于储能可用动能时，增大机侧控制器惯量传递增益让风机输出较多调频功率，储能输出较少功率来保证储能运行在安全运行soc区间，当储能可用动能大于风机时，减小惯量传递增益，使得储能输出更多功率平抑直流侧不平衡电压，避免风机过度参与调频导致的转速迅速跌落。

21、结合步骤s3，通过对机侧变换器中惯量传递增益的设计及网侧vsg控制下垂系数的设计，实现风储一体化系统对内的功率分配及对外的调频任务承担,避免频率二次跌落的同时实现风储系统长时间尺度下对频率的持续支撑。

22、进一步地，所述步骤s4中具体包括：

23、c1：对风储运行工况进行定量分析，主要将各单位运行工况转换为各调频单元可用能量，能量较少则为运行于不适合参与调频工况下，能量较多则为调频单元处于较优调频工况下；

24、c2：对风储系统可用动能进行定量计算，风机可用动能主要根据转子转速和设置的转速下限计算，储能可用动能根据设置的soc最低点和当前soc状态计算得到；

25、风机可用动能的计算公式为：

26、

27、其中，ωro为mppt模式下的wtg转子转速，ωrmin为转子转速下限；

28、储能可用动能的计算公式为：

29、eesb_soc＝∫uoiodt＝uoqn本文档来自技高网...

【技术保护点】

1.一种基于风机可用动能及储能SOC状态的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

2.根据权利要求1所述的一种基于风机可用动能及储能SOC状态的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤S1中直驱式永磁同步风力发电机并网模型的建立包括：

3.根据权利要求2所述的一种基于风机可用动能及储能SOC状态的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤S1中直驱式永磁同步风力发电机并网模型的机组包括风力机、永磁同步发电机、机侧变流器及网侧变流器组成的背靠背形式并网变流装置，风电机组依靠采集的风力驱动叶片转动，进而带动永磁同步电机转子转动，将风能转换成电能，机侧变流器用于控制风机运行于最大功率跟踪模式来获取最大风能资源，网侧变流器采用虚拟同步控制，实现风电机组的频率及电压主动支撑。

4.根据权利要求1所述的考虑运行工况的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤S2中储能并网DC/DC变换器直流电压控制的设计方法为：根据建立直流侧储能的完整数学模型，明确其控制原理，储能装置通过DC/DC变换器并入风机的直流侧，储能DC/DC变换器采储能电池的DC/DC采用直流母线电压外环、电感电流内环控制的buck/boost变换器；当风机正常运行时，储能电池的控制目标是平抑风机机侧和网侧的不平衡功率，维持直流链路电压Vdc在其参考值Vdc,ref附近。

5.根据权利要求1所述的一种基于风机可用动能及储能SOC状态的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤S3具体包括：

6.根据权利要求1所述的一种基于风机可用动能及储能SOC状态的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤S4中具体包括：

7.根据权利要求6所述的一种基于风机可用动能及储能SOC状态的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤C2中风机可用动能的计算公式为：

8.根据权利要求6所述的一种基于风机可用动能及储能SOC状态的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤C2中储能可用动能的计算公式为：

9.根据权利要求1所述的一种基于风机可用动能及储能SOC状态的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤S5具体包括：

【技术特征摘要】

1.一种基于风机可用动能及储能soc状态的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

2.根据权利要求1所述的一种基于风机可用动能及储能soc状态的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤s1中直驱式永磁同步风力发电机并网模型的建立包括：

3.根据权利要求2所述的一种基于风机可用动能及储能soc状态的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤s1中直驱式永磁同步风力发电机并网模型的机组包括风力机、永磁同步发电机、机侧变流器及网侧变流器组成的背靠背形式并网变流装置，风电机组依靠采集的风力驱动叶片转动，进而带动永磁同步电机转子转动，将风能转换成电能，机侧变流器用于控制风机运行于最大功率跟踪模式来获取最大风能资源，网侧变流器采用虚拟同步控制，实现风电机组的频率及电压主动支撑。

4.根据权利要求1所述的考虑运行工况的风储协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤s2中储能并网dc/dc变换器直流电压控制的设计方法为：根据建立直流侧储能的完整数学模型，明确其控制原理，储能装置通过dc/dc变换器并入风机...

【专利技术属性】
技术研发人员：王琦，陈飞宇，李增辉，王向群，
申请(专利权)人：南京师范大学，
类型：发明
国别省市：