基于风储系统的频率主动支撑策略的制作方法

1.本发明涉及领域，尤其涉及一种基于风储系统的频率主动支撑策略。


背景技术：

2.风电机组通过电力电子元件控制入网功率，使机组转子转速与电网频率之间无直接耦合，导致风电机组不具备同步机的频率支撑能力。因此在高比例风电接入系统中，系统的总惯量会由于风电机组对传统同步机组的替代而减少，威胁系统的频率稳定性。
3.现有技术中，针对大规模风电场接入系统导致的频率稳定性问题，国内外大量通过附加虚拟惯量响应的功率控制环节，也即以系统的频率变化率作为输入，根据设定的惯量时间常数，在风电机组最大功率跟踪控制的有功给定之上叠加功率输出，使变速机组能够模拟同步机的惯量响应，实现对电网频率的支撑功能；或通过桨距角预留对风电机组输出功率进行限制，当系统需要调频时再释放功率，达到系统调频。其响应能力与风机的运行状态直接相关，风速的随机波动使得风机无法可靠持久的提供惯量响应能力，且风机退出频率支撑状态进行转速恢复过程中产生的有功功率缺失或超额，也会造成系统频率的二次波动；通过限功率的方式预留机组备用容量虽能提高支撑频率波动的功率的可用性，但长期预留功率会影响风电场的经济效益，且通过桨距角释放预留功率不仅会造成机械部件频繁动作，不利于风电机组机械友好，而且机械延迟也可能会降低功率响应的时间性能。
4.例如，一种在中国专利文献上公开的“一种风电机组虚拟惯量控制参数的整定方法及系统”，其公告号：cn113131495a，公开了调整虚拟惯量参数，获得最优虚拟惯量参数，可靠性低。


技术实现要素：

5.为此，本发明提供一种基于风储系统的频率主动支撑策略，能够提升风电机组频率支撑能力，提升机组电能质量的同时，延长储能系统的使用寿命，提高系统频率稳定的同时，提高了风电场的经济效益。
6.为了实现上述目的，本发明提供如下技术方案：
7.一种基于风储系统的频率主动支撑策略，包括如下步骤：
8.s1、风速分区；
9.s2、修正频率死区；
10.s3、机组无功补偿；
11.s4、确定协同控制策略。
12.作为优选的，s1包括：
13.根据风机运行状态判断风机所处的风速区间，并对风储系统进行功率调整以实现频率支撑。
14.作为优选的，判断分速分区包括：
15.根据风功率曲线及风速-转速曲线对风速区间进行分区，其中切入风速和切出风
速分别为v
in
、v
out
，进入恒转速阶段、进入恒功率阶段对应的风速分别v
ml
、v
mh
，另外定义风机进入惯量响应的最低风速v
x
：释放惯量结束后的最低转速ω
x
对应的风速，其中最低转速为机组在满足电网要求的惯量响应功率阈值功p的条件下，按照10％pn为电网提供t秒惯量调频能量后对应的转速。根据风速-转速曲线可知，进入惯量响应的最低风速在变转速控制阶段，即切入风速v
in
和进入恒转速阶段对应的风速v
ml
之间。
16.在变转速控制阶段，机组输出的最大功率p与转速成三次方关系，当电网要求风电机组进行惯量响应对应的输出功率为p时，可通过下式求出对应的风电机组转速为
[0017][0018]
式中，kw＝0.5ρsw(rw/λ
opt
)3c
pmax
，是与风力机有关的常数，下标w代表风力机相关。
[0019]
风机进入惯量响应的最低转速ω
x
可以通过下式求得
[0020][0021]
其中j
t
为传动链等效转动惯量(高速)，可通过机组发电机转动惯量jg(高速轴)、叶轮转动惯量jr(低速轴)及齿箱变比n计算得到，表示为j
t
＝jg jr/n2；；t为机组向电网提供惯量支撑的时间。
[0022]
再根据风速-转速曲线找出最低转速ω
x
对应的最低风速v
x
。
[0023]
作为优选的，s2包括：
[0024]
利用风电机组测量信息进行并网点短路比计算及故障判断，计算出风电机组所在系统未出现故障时的接入短路比，并根据机组接入短路比对风电机组调频死区进行修正。
[0025]
作为优选的，频率死区修正还包括：
[0026]
连接到并网点(point of connection，poc)的双馈风电机组，风电机组输出的有功功率pw、无功功率qw及线路电阻r、电抗x、poc的scr会导致的poc处的电压u
poc
扰动，机组并网点电压可以表示为：
[0027][0028]
式中，u为无穷大电网电压幅值，一般u＝1.0p.u；上标*表示原复数的共轭复数形式；j为虚数单位pw、qw、r、均以标幺值形式表示。
[0029]
电压幅值变化可简化为下式
[0030][0031]
假设采集装置的采集周期为t，三个连续采集周期的下的电压幅值变化可以表示为
[0032][0033]
式中，上标t为采集装置的采集周期；上标k为采集装置第k次采集量。
[0034]
求解上述方程可得tk时的线路阻抗为
[0035][0036]
当系统出现故障时会导致电压突变，此时用式(5)计算线路阻抗则导致计算结果可靠性变差，因此进行式(4)求解的前提是不突变，可表示为下式(其中偏差不限定为0.03，此处取国标gb/t 12326中电压波动频率在10次/小时内的低压、中压电压波动限制)
[0037][0038]
满足式(6)后对式(4)进行求解，得到tk时刻的阻抗，然后根据下式可得到系统短路比
[0039][0040]
根据标准nb/t 10315，风电机组一次调频死区在
±
0.03hz～
±
0.1hz范围内。在强网条件下，电力系统进行一次调频主要依靠于传统水电/火电机组，对于风电机组调频要求不高，因此可以设置频率死区为最高值0.1hz，但随着电网逐渐变弱，电力系统进行一次调频由依靠传统能源逐渐向依靠新能源(风电机组)转变，此时风电机组替代水电/火电机组进行调频，频率死区应相应减小，因此可以基于线性插值法、风电机组接入系统短路比对频率死区进行自适应调节，具体可表示为
[0041][0042]
式中，f
deadmax
为调频死区最大值，此处取0.1hz；f
deadmin
为调频死区最小值，此处取0.03hz；scr
th
为短路比阈值，用于判断电网强弱。
[0043]
作为优选的，频率死区为最高值0.1hz；调频死区最大值取0.1hz；调频死区最小值取0.03hz；短路比阈值取20。
[0044]
作为优选的，s3包括：
[0045]
利用电网阻抗角、风电机组实时出力计算机组最优功率因数，并根据最优功率因数确定风储系统无功功率给定值。
[0046]
作为优选的，s3还包括：
[0047]
记u
poc
＝u
poc
∠θ＝a jb，其中a为并网点电压实部，b为并网点电压虚部，此时可以求解上述方程，得到并网点电压实部和虚部：
[0048][0049]
式中，φ为功率因数角；机组无功出力可以表示为ψk为线路阻抗角，线路电抗可以表示为x＝rtanψk。
[0050]
当电网拓扑结构确定时，电网阻抗角也确定了(即tanψk为定值)，为了通过馈线获得并网点电压零降落，需要对并网点电压幅值求的偏导，算出最优功率因数角，通过配置机组最优功率因数以使并网点电压在风电机组有功出力变化时变化最小，即
[0051][0052]
作为优选的，s4包括：
[0053]
基于风储系统变流器剩余容量及电池荷电状态确定具体无功分配律。
[0054]
作为优选的，s4还包括：
[0055]
电池最小荷电状态(state of charge，soc)，一般取值范围为10％～20％，当电池soc低于min时，考虑电池寿命及安全性，不宜继续放电；电池最大soc，一般取值范围为80％～90％，当电池soc大于max时，不宜继续充电。当风速位于三区时，若采用协同控制3，则会导致风电机组变桨频繁动作，不利于风电机组机械友好，因此在该风速区间时，仅采用储能充电作为调频手段。
[0056]
将调频时间划分为[0，200ms)、[200ms，10s)、[10s，15s)、[15s， ∞)四个区间段，假设主控计算得到的频率指令为δp，则协同控制算法在不同区间段内下达给不同执行机构的有功给定时，机组转子吸收功率增速、储能充电、桨距角变大时功率为正，机组转子释放功率减速、储能放电、桨距角变小时功率为负，纵坐标的协同控制算法仅为了表示算法分区，同一分区中的算法无大小区分。
[0057]
本发明的实施方式具有如下优点：
[0058]
(1)根据风机运行状态判断风机所处的风速区间，并对风储系统进行功率调整以实现频率支撑，在充分利用机组特性与储能系统性能的同时，避免因风机功率恢复而造成的系统频率二次跌落、桨距角机械部件频繁动作而造成的载荷疲劳及限功率调频对风电场并网运行造成的经济性损失；(2)防止弱网条件下常规电源调频能力不足导致的电网频率偏差过大，造成系统裂解，该控制策略能利用风电机组测量信息进行并网点短路比计算及故障判断，计算出风电机组所在系统未出现故障时的接入短路比，并根据机组接入短路比对风电机组调频死区进行修正；(3)能根据风电机组接入系统的线路电阻、线路阻抗角及风电机组输出有功功率自动计算最佳功率因数角、风储一体化系统无功给定，并根据风电机组、储能系统荷电状态合理分配风储变流器无功给定，在提升机组电能质量的同时，延长储能系统的使用寿命；(4)避免了机组转速恢复对频率造成二次影响，同时减少了机组因系统调频需求对机组进行限功率，在提高系统频率稳定的同时，提高了风电场的经济效益。
附图说明
[0059]
为了更清楚地说明本发明或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。显而易见地，下面描述中的附图仅仅是示例性的，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图引伸获得其它的实施附图。
[0060]
本说明书所绘示的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，故不具技术上的实质意义，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达到的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容能涵盖的范围内。
[0061]
图1是本发明的基于风储系统的频率主动支撑策略流程框图。
[0062]
图2是本发明的双馈风电机组并网等值模型示意图。
[0063]
图3是本发明的风储系统无功分配策略示意图。
[0064]
图4是本发明的风储能协调控制策略框图。
[0065]
图5是本发明风储协同控制算法不同执行机构有功给定值的逻辑示意图。
具体实施方式
[0066]
以下由特定的具体实施例说明本发明的实施方式，熟悉此技术的认识可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点及功效，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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，都属于本发明保护的范围。
[0067]
如图1-5所示，在一个较佳的实施例中，本发明公开了基于风储系统的频率主动支撑策略，包括如下步骤：
[0068]
s1、风速分区，基于风功率曲线、风速-转速曲线对风储系统输出特性进行区块划分，并提出多风况下风储一体化系统的运行控制策略；
[0069]
由于风轮转速不能跟随风速进行快速变化，因此可以根据风功率曲线及风速-转速曲线对风速区间进行分区，其中切入风速和切出风速分别为v
in
、v
out
，进入恒转速阶段、进入恒功率阶段对应的风速分别v
ml
、v
mh
，另外定义风机进入惯量响应的最低风速v
x
：释放惯量结束后的最低转速ω
x
对应的风速，其中最低转速为机组在满足电网要求的惯量响应功率阈值功p的条件下，按照10％pn为电网提供t秒惯量调频能量后对应的转速。根据风速-转速曲线可知，进入惯量响应的最低风速在变转速控制阶段，即切入风速v
in
和进入恒转速阶段对应的风速v
ml
之间。
[0070]
在变转速控制阶段，机组输出的最大功率p与转速成三次方关系，当电网要求风电机组进行惯量响应对应的输出功率为p时，可通过下式求出对应的风电机组转速为
[0071][0072]
式中，kw＝0.5ρsw(rw/λ
opt
)3c
pmax
，是与风力机有关的常数，下标w代表风力机相关。
[0073]
风机进入惯量响应的最低转速ω
x
可以通过下式求得
[0074][0075]
其中j
t
为传动链等效转动惯量(高速)，可通过机组发电机转动惯量jg(高速轴)、叶轮转动惯量jr(低速轴)及齿箱变比n计算得到，表示为j
t
＝jg jr/n2；；t为机组向电网提供惯量支撑的时间。
[0076]
再根据风速-转速曲线找出最低转速ω
x
对应的最低风速v
x
。
[0077]
根据上述给出的风速点v
in
、v
out
、v
ml
、v
mh
及v
x
将风速分为四个风速区间，如下表所示。
[0078]
表1风速分区
[0079][0080]
s2、频率死区修正，利用系统短路比对机组调频死区进行自适应选择，以满足避免弱网条件下常规电源调频能力不足导致的电网频率偏差过大，减少造成的系统裂解；
[0081]
如图2的网络拓扑示意了连接到并网点(point of connection，poc)的双馈风电机组，风电机组输出的有功功率pw、无功功率qw及线路电阻r、电抗x、poc的scr会导致的poc处的电压u
poc
扰动，机组并网点电压可以表示为：
[0082][0083]
式中，u为无穷大电网电压幅值，一般u＝1.0p.u；上标*表示原复数的共轭复数形式；j为虚数单位pw、qw、r、均以标幺值形式表示。
[0084]
电压幅值变化可简化为下式
[0085][0086]
假设采集装置的采集周期为t，三个连续采集周期的下的电压幅值变化可以表示为
[0087][0088]
式中，上标t为采集装置的采集周期；上标k为采集装置第k次采集量。
[0089]
求解上述方程可得tk时的线路阻抗为
[0090][0091]
当系统出现故障时会导致电压突变，此时用式(5)计算线路阻抗则导致计算结果可靠性变差，因此进行式(4)求解的前提是不突变，可表示为下式(其中偏差不限定为0.03，此处取国标gb/t 12326中电压波动频率在10次/小时内的低压、中压电压波动限制)
[0092][0093]
满足式(6)后对式(4)进行求解，得到tk时刻的阻抗，然后根据下式可得到系统短路比
[0094][0095]
根据标准nb/t 10315，风电机组一次调频死区在
±
0.03hz～
±
0.1hz范围内。在强网条件下，电力系统进行一次调频主要依靠于传统水电/火电机组，对于风电机组调频要求
不高，因此可以设置频率死区为最高值0.1hz，但随着电网逐渐变弱，电力系统进行一次调频由依靠传统能源逐渐向依靠新能源(风电机组)转变，此时风电机组替代水电/火电机组进行调频，频率死区应相应减小，因此可以基于线性插值法、风电机组接入系统短路比对频率死区进行自适应调节，具体可表示为
[0096][0097]
式中，f
deadmax
为调频死区最大值，此处取0.1hz；f
deadmin
为调频死区最小值，此处取0.03hz；scr
th
为短路比阈值，用于判断电网强弱，此处取20。
[0098]
s3、无功补偿，根据风电机组接入系统的线路电阻、线路阻抗角及风电机组输出有功功率自动计算最佳功率因数角、风储一体化系统无功给定，并根据风电机组、储能系统荷电状态合理分配风储变流器无功给定，在提升机组电能质量的同时，延长储能系统的使用寿命；
[0099]
记u
poc
＝u
poc
∠θ＝a jb，其中a为并网点电压实部，b为并网点电压虚部，此时可以求解上述方程，得到并网点电压实部和虚部：
[0100][0101]
式中，φ为功率因数角；机组无功出力可以表示为ψk为线路阻抗角，线路电抗可以表示为x＝rtanψk。
[0102]
当电网拓扑结构确定时，电网阻抗角也确定了(即tanψk为定值)，为了通过馈线获得并网点电压零降落，需要对并网点电压幅值求的偏导，算出最优功率因数角，通过配置机组最优功率因数以使并网点电压在风电机组有功出力变化时变化最小，即
[0103][0104]
如图3所示的风储一体化设备无功分配策略具体可表示为：
[0105][0106]
式中，us为定子电压幅值；xm为定转子互抗；s＝ω
silp
/ω1为运行转差；soc
max
表示电池最大荷电状态(state of charge，soc)，此处取0.9；soc为电池此时的荷电状态，qb为储能变流器实际输出无功功率；qs为风电机组机侧实际输出无功功率；qbref为储能变流器无功功率给定值；qsref和qgref分别为机侧变流器无功指令和网侧变流器无功指令。
[0107]
s4、确定风储能协调控制策略，避免了机组转速恢复对频率造成二次影响，同时减少了机组因系统调频需求对机组进行限功率；
[0108]
当系统频率变化率的检测值超出修正后的死区，需要根据表1进行风机运行状态判断，并根据运行区间进行风储系统协同策略实现和指令下达，如图4所示。
[0109]
电池最小荷电状态(state of charge，soc)，一般取值范围为10％～20％，当电池soc低于min时，考虑电池寿命及安全性，不宜继续放电；电池最大soc，一般取值范围为80％～90％，当电池soc大于max时，不宜继续充电。协同控制1～协同控制4具体可以表述为表2的控制律，当风速位于三区时，若采用协同控制3，则会导致风电机组变桨频繁动作，不利于风电机组机械友好，因此在该风速区间时，仅采用储能充电作为调频手段。
[0110]
表2协同控制律
[0111][0112][0113]
将调频时间划分为[0，200ms)、[200ms，10s)、[10s，15s)、[15s， ∞)四个区间段，假设主控计算得到的频率指令为δp，则协同控制算法在不同区间段内下达给不同执行机构的有功给定时，如图5所示，机组转子吸收功率增速、储能充电、桨距角变大时功率为正，机组转子释放功率减速、储能放电、桨距角变小时功率为负，纵坐标的协同控制算法仅为了表示算法分区，同一分区中的算法无大小区分。在提高系统频率稳定的同时，提高了风电场的经济效益。
[0114]
虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施例对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。