一种风电机组参与区域电网小干扰频率调节的方法与流程

1.本技术涉及区域电网小干扰频率调节技术领域，尤其涉及一种风电机组参与区域电网小干扰频率调节的方法。


背景技术：

2.区域电网与主电网进行异步联网后，区域电网作为异步送端电网，电网容量变小，抗扰动能力变弱，频率不稳定，为了确保区域电网的安全稳定运行，需要对区域电网进行频率调节。
3.目前对区域电网频率不稳定的问题，采用的方法之一是风电场一次频率调节控制，该方法主要依靠场站控制系统，即场站控制柜，使用该方法需要在风电场升压站二次设备间内增加场站控制柜，同时需要修改变频器的软件，改造站级频率调节控制器与风电机组变频器间的通讯。当电网频率变化时对场站控制柜进行配置，风电场并网点的频率值满足预设的一次频率调节触发条件时，即场站控制柜检测到电网频率变化超过电网频率变化率死区时，根据风电机组的运行状态确定单台风电机组有功功率变化量指令，由场站控制柜下发单台风电机组有功功率调整指令，风电机组变频器接收到指令后输出相应的有功功率。由场站控制柜完成一次频率调整，其与风电机组之间通讯时间较长，特别是对于分散式的高原山区风电场，因为高原山区的地形，场站控制系统与风电机组、风电场升压站与风电机组、风电机组与风电机组之间电气距离长，依靠现有方法通讯延时长，风电机组频率响应慢，难于满足区域电网对小干扰频率调节的需要。


技术实现要素：

4.本技术提供了一种风电机组参与区域电网小干扰频率调节的方法，以解决现有的风电机组参与区域电网小干扰频率调节响应慢的问题。
5.本技术解决上述技术问题所采取的技术方案如下：
6.一种风电机组参与区域电网小干扰频率调节的方法，所述方法包括以下步骤：
7.搭建含风电机组一次频率调节的区域电网机电暂态模型，仿真计算小干扰频率下区域电网快速频率调节需要的快速频率调节容量；
8.根据所述快速频率调节容量和所述区域电网的风电场参数，确定需要参与快速频率调节的风电场；
9.根据所述参与快速频率调节的风电场内各台风电机组预设时间内的参数，确定参与快速频率调节的风电机组；
10.修改所述确定参与快速频率调节的风电机组的控制与参数，在变流器直流侧加装储能装置，使所述风电机组在额定功率最小风速至最大切除风速期间，运行在恒额定出力，且桨距角大于零的状态；
11.所述风电机组根据实时风速和历史数据进行超短期风速预测得到预测风速；
12.当所述预测风速在风电机组额定功率最小风速和最大切出风速之间，且实时风速
变化在预设范围时，对所述储能装置进行储能；
13.当区域电网频率下降时，利用转子动能和所述储能装置的储能，释放有功功率进行区域电网小干扰频率调节；
14.当区域电网频率上升时，利用增加桨距角和对所述储能装置进行储能，吸收有功功率进行区域电网小干扰频率调节。
15.进一步，所述的对所述储能装置进行储能的方式为，利用所述风电机组在所述桨距角大于零的状态运行时储备的能量，通过反复变桨对所述储能装置进行储能。
16.更进一步，当所述实时风速及所述预测风速小于所述风电机组额定功率最小风速时，风电机组变频器锁相环根据采集到的区域电网电压实时计算区域电网频率变化率和区域电网频率变化量；
17.若所述区域电网频率变化率大于零且超过区域电网频率变化率死区范围，且所述区域电网频率变化率和所述区域电网频率变化量的乘积大于零，则风电机组主控制系统根据风电机组转子动能表达式，计算区域电网频率变化率对应的风电机组功率变化量，再根据计算的所述风电机组功率变化量改变风电机组有功功率进行区域电网小干扰频率调节，所述转子动能表达式为式中：t
j
表示风电机组的发电机转动惯量，f
n
表示系统额定频率，表示区域电网频率变化率，p
n
表示额定功率，mw。
18.更进一步，当所述实时风速及所述预测风速在所述风电机组额定功率最小风速和最大切出风速之间时，风电机组变频器锁相环根据采集到的区域电网电压实时计算区域电网频率变化率和区域电网频率变化量；
19.若所述区域电网频率变化率小于零且超过区域电网频率变化率死区范围，且所述区域电网频率变化率和所述区域电网频率变化量的乘积大于零，则所述风电机组释放所述储能装置的储能，进行区域电网小干扰频率调节，并判断所述储能装置的储能与参与区域电网小干扰频率调节的单台风电机组需要的能量之间的关系；
20.当所述储能装置的储能小于所述参与小干扰频率调节的单台风电机组需要的能量时，再利用所述风电机组的转子动能和所述储能装置的储能叠加的方式，释放有功功率进行区域电网小干扰频率调节。
21.更进一步，若所述区域电网频率变化率大于零且超过区域电网频率变化率死区范围，且所述区域电网频率变化率和所述区域电网频率变化量的乘积大于零，则所述风电机组对所述储能装置进行储能，吸收能量进行区域电网小干扰频率调节，并判断所述储能装置的储能与参与区域电网小干扰频率调节的单台风电机组需要的能量之间的关系；
22.当所述储能装置进行储能时吸收的能量小于所述参与区域电网小干扰频率调节的单台风电机组需要的能量时，增加所述风电机组的桨距角进行区域电网小干扰频率调节。
23.更进一步，若所述区域电网频率变化率超过所述区域电网频率变化率死区范围，则所述风电机组频率调节功能不响应。
24.其中，所述区域电网的风电场参数，包括参与区域电网小干扰频率调节的风电场数量、参与区域电网小干扰频率调节的风电场容量、风电场中风电机组的冗余配置，所述参
与区域电网小干扰频率调节的风电场数量的计算方式为：
25.参与区域电网小干扰频率调节的风电场数量＝k*小干扰下风电场快速频率调节容量/参与区域电网小干扰频率调节的风电场容量，其中k>2，结果取整数。
26.其中，所述预设时间内的参数，包括风电机组额定容量、风电机组实时风速、风电机组历史风速、风电机组有功功率输出值、风电机组故障率。
27.其中，所述确定参与快速频率调节的风电机组，包括以下步骤：
28.对所述风电场内的所述风电机组按照有功功率曲线一致原则将所述风电机组进行分群，根据分群指标r
ig
将所述风电机组分为具有有功功率一致性的不同机群，分群指标为：
[0029][0030]
式中：t0表示检测到的有功功率曲线的起点时刻；t表示动态过程中各个时间点；v(t)表示t时刻动态响应值；i、j代表两台风电机组；r
ig
为两台风电机组有功功率响应的相关系数；
[0031]
根据所述预设时间内的参数和所述不同机群，确定参与快速频率调节的风电机组。
[0032]
其中，所述预设范围为所述实时风速的变化范围在2m/s内。
[0033]
本技术提供的技术方案包括以下有益技术效果：
[0034]
本技术的技术方案是针对风电场一次频率调节控制方法进行区域电网频率调节时，通讯时间长，风电机组频率响应慢的特点，提出了一种依靠风电机组单机进行区域电网频率调节的方法，首先确定参与快速频率调节的风电机组，然后在确定参与快速频率调剂的风电机组变流器直流侧加装储能装置，并对风电机组的控制与参数进行修改，使其在额定功率最小风速至最大切除风速期间，运行在恒额定出力，且桨距角大于零的状态，风电机组根据实时风速和历史数据进行超短期风速预测得到预测风速，在进行区域电网小干扰频率调节时，当预测风速在风电机组额定功率最小风速和最大切出风速之间，且实时风速变化在预设范围时，对储能装置进行储能；当区域电网频率下降时，利用转子动能和储能装置的储能，释放有功功率进行区域电网小干扰频率调节；当区域电网频率上升时，利用增加桨距角和对储能装置进行储能，吸收有功功率进行区域电网小干扰频率调节。本技术提供的方法是依靠风电机组单机进行区域电网小干扰频率调节，减少了通讯过程，可以实现区域电网小干扰快速频率调节的目的。
附图说明
[0035]
为了更清楚地说明本技术的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，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。
[0036]
图1为本技术风电机组参与区域电网小干扰频率调节的方法流程图；
[0037]
图2为本技术普通风电机组静态功率曲线。
具体实施方式
[0038]
为了使本领域技术人员更好地理解本技术中的技术方案，下面将结合本技术实施例中的附图，对申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述；显然，所描述的实施例仅是本技术的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本技术保护的范围。
[0039]
参考附图1，附图1为本技术实施例提供的一种风电机组参与区域电网小干扰频率调节的方法流程图，该方法包括以下步骤：
[0040]
搭建含风电机组一次频率调节的区域电网机电暂态模型，仿真计算小干扰频率下区域电网快速频率调节需要的快速频率调节容量；
[0041]
根据快速频率调节容量和区域电网的风电场参数，如参与区域电网小干扰频率调节的风电场数量、参与区域电网小干扰频率调节的风电场容量，结合风电场中风电机组的冗余配置及可靠性，对区域电网内各风电场历年有功功率输出值的大小进行排序，如，按照过去一年时间内有功功率输出值由大到小的顺序和参与区域电网小干扰频率调节的风电场数量，选择有功功率输出值大的风电场参与区域电网小干扰频率调节。
[0042]
其中，参与区域电网小干扰频率调节的风电场数量的计算方式为：
[0043]
参与区域电网小干扰频率调节的风电场数量＝k*小干扰下风电场快速频率调节容量/参与区域电网小干扰频率调节的风电场容量，式中k>2，结果取整数。
[0044]
根据选择出的参与快速频率调节的风电场内各台风电机组预设时间内的参数，如风电机组额定容量、风电机组实时风速、风电机组在过去一年时间内的风速、发电量数据、有功功率输出值及故障率等，选择额定容量大、全年有功功率输出值稳定、故障率低的风电机组参与区域电网小干扰频率调节；
[0045]
对处于高压山区的风电场，由于高原山区的特点，同一个风场的风电机组的风速、所处海拔、发电量、故障率各不相同，存在同一时刻不同风电机组有些有功功率输出增长，有些有功功率输出降低的情况，为保证不同风电机组参与区域电网快速频率调节的可靠响应，必须选择具有相同外特征曲线的风电机组参与快速频率调节，具体的选择方式为：
[0046]
对风电场风电机组进行分群，风电机组的动态特征主要有端口电压、输出有功功率和无功功率，由于一次频率调节实际是根据设置的频率变化响应改变有功变化，所以按照有功功率曲线一致原则对风电场风电机组进行分群；
[0047]
分群指标：令分群的风电机组为有功功率曲线，采用相关系统方法判别不同风电机组有功功率动态曲线的相似度，相似度定义：式中：t0表示检测到的有功功率曲线的起点时刻；t表示动态过程中各个时间点；v(t)表示t时刻动态响应值；i、j代表两台风电机组；r
ig
为两台风电机组有功功率响应的相关系数；r
ig
取值范围为[
‑
1, 1]，r
ig
＞0表明两台风电机组有功功率响应正相关，r
ig
＜0表明两台风电机组有功功率响应负相关，将r
ig
＞0的风电机组归为同一机群。
[0048]
在前述选出的额定容量大、全年有功功率输出值稳定、故障率低的风电机组基础上，以r
ig
＞0为原则，最终确定具有高相似性有功功率输出的风电机组参与区域电网快速频
率调节。
[0049]
在确定了参与区域电网小干扰频率调节的风电机组后，即可实施风电机组对区域电网小干扰频率的调节，具体过程如下：
[0050]
修改参与频率调节的风电机组主控制系统逻辑，并在风电机组变频器直流侧增加储能装置，使其在额定功率最小风速和最大切出风速之间，可以运行在恒额定有功功率输出，且桨距角大于零的状态。具备利用恒额定功率下风速与变桨的关系，以及转子动能和储能装置的储能进行区域电网小干扰频率调节，并对储能装置充电储能的功能，具体过程如下：
[0051]
风电机组主控制系统根据采集到的实时风速和历史数据，其中，历史数据包括功率值、风速、风向、温度等，使用超短期风速预测方法对一定时间内的风速变化进行预测得到预测风速。
[0052]
一方面，当实时风速和预测风速在额定功率最小风速和最大切出风速之间时，以风电机组恒额定出力为原则，计算风电机组在满足参与电网小干扰频率调节容量时风电机组的桨距角可变范围，根据桨距角可变范围的最大值，调整桨距角，使风电机组运行在额定出力且桨距角大于零(β＞0)的状态；风电机组主控制系统监视风速变化，当风速变化在2m/s的范围内时，风电机组在桨距角大于零至桨距角等于零的运行期间反复变桨，利用桨距角变化，释放桨距角大于零时，风电机组转子储备的动能对直流侧储能装置进行充电储能。
[0053]
具体地，根据功率曲线，计算风电机组达到额定功率出力时的最小风速v0，计算方式如下(图2中风电机组在10m/s时达到额定功率出力，β0＝0)：
[0054][0055][0056][0057][0058]
式中：p
m
为从风能中获取的额定功率(w)；ρ为空气密度(通常为1.25kg/m3)；c
p
(λ0,β0)为风电机组达到额定功率最小风速时的功率系数，r为叶片半径(m),v0为风电机组额定功率最小风速值(m/s)。
[0059]
根据风电机组的功率曲线，得到额定功率最小风速v0和最大风速的风速期间，计算风电机组最大风速的桨距角β，(此时风电机组处于额定出力，且β＞0)
[0060][0061][0062]
[0063]
式中：c
p
(λ,β)为额定功率时风速到最大风速之间的功率系数，v
w
为额定功率时风速到最大切除风速之间的风速(m/s)，β为风电机组最大风速时的桨距角。
[0064]
根据桨距角可变范围的最大值，改变桨距角，使风电机组运行在额定出力且桨距角大于零(β＞0)的状态。
[0065]
风电机组转子储备的动能对直流侧储能装置进行充电储能，充电储能的能量p计算方式为：
[0066][0067]
式中：ρ为空气密度(通常为1.25kg/m3)；c
p
(λ0,β0)为风电机组达到额定功率最小风速时的功率系数，r为叶片半径(m),v0为风电机组额定功率最小风速值(m/s)，v
w
为额定功率时风速到最大切除风速之间的风速(m/s)。
[0068]
通过上述的设置后，风电机组变频器锁相环根据采集到的区域电网电压实时计算区域电网频率变化率和区域电网频率变化量，当区域电网频率发生变化时，风电机组根据区域电网频率变化率和区域电网频率变化量的变化情况，即可进行区域电网小干扰频率的调节，具体过程为：
[0069]
当实时风速及预测风速在风电机组额定功率最小风速和最大切出风速之间时，若区域电网频率变化率小于零且超过区域电网频率变化率死区范围，如，区域电网频率变化率死区范围为
±
0.05hz/s，并且区域电网频率变化率和区域电网频率变化量的乘积大于零，则风电机组先释放直流侧储能装置储备的能量进行频率调节，并判断直流侧储能装置储备的能量与参与小干扰频率调节的单台风电机组需要的能量之间的关系；当直流侧储能装置储备的能量小于参与小干扰频率调节的单台风电机组需要的能量时，再利用风电机组的转子动能和储能装置的储能，将两者叠加释放有功功率，进行区域电网小干扰频率调节。
[0070]
当实时风速及预测风速在风电机组额定功率最小风速和最大切出风速之间时，若区域电网频率变化率大于零且超过区域电网频率变化率死区范围，并且区域电网频率变化率和区域电网频率变化量的乘积大于零，则风电机组对直流侧储能装置进行充电储能，吸收转子动能进行频率调节，并判断储能装置储备的能量与参与小干扰频率调节的单台风电机组需要的能量之间的关系；当直流侧储能吸收的能量小于参与小干扰频率调节的单台风电机组需要的能量时，调整风电机组的桨距角，具体为增大风电机组的桨距角，进行区域电网小干扰频率调节。
[0071]
另一方面，当实时风速和预测风速小于额定功率最小风速时，若区域电网频率变化率大于零且超过区域电网频率变化率死区范围，并且区域电网频率变化率和区域电网频率变化量的乘积大于零，则风电机组主控制系统根据风电机组转子动能表达式，计算区域电网频率变化率对应的风电机组功率变化量，再根据计算的风电机组功率变化量改变风电机组有功功率进行区域电网小干扰频率调节，风电机组转子动能表达式为式中：t
j
表示风电机组的发电机转动惯量，f
n
表示系统额定频率，表示区域电网频率变化率，p
n
表示额定功率，mw。具体为：电网频率变化率df/dt升高，风电机组按照
计算结果吸收能量，使电网频率降低；电网频率变化率df/dt降低时，风电机组按照计算结果释放转子动能，使电网频率升高。
[0072]
而仅当区域电网频率变化率超过区域电网频率变化率死区范围时，风电机组的频率调节功能不响应。
[0073]
本实施例中的风电机组参与区域电网小干扰频率调节的方法，通过对风电机组控制系统进行修改，并增加直流侧的储能装置，依靠风电机组单机进行区域电网小干扰频率调节，可以实现区域电网小干扰快速频率调节的目的。
[0074]
需要说明的是，诸如“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个
……”
限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
[0075]
以上所述仅是本技术的具体实施方式，使本领域技术人员能够理解或实现本技术。对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本技术的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本技术将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
[0076]
应当理解的是，本技术并不局限于上面已经描述并在附图中示出的内容，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本技术的范围仅由所附的权利要求来限制。