一种发电系统以及风储变流器及其功率闭环控制方法与流程

1.本发明涉及自动控制技术领域，特别是涉及一种发电系统以及风储变流器及其功率闭环控制方法。


背景技术：

2.如图1所示，风电变流器将风电机组并入电网，并根据风电变流器的并网功率和风电机组的输出功率的给定值，对风电变流器的并网功率进行闭环控制，从而使得对风电变流器的并网功率的调节与对风电机组的输出功率的给定值的调节保持一致；其中，并网功率是根据图1中第一电流传感器ct1和第一电压传感器pt1的检测结果获得的。
3.另外，还可以利用如图2所示的风储变流器将风电机组并入电网；相比较而言，在风储变流器中增设有直流变换模块，直流变换模块的第一侧连接于风储变流器中的直流母线，通过该直流变换模块，风储变流器可以与储能系统相连。此时，如果仍按照上述功率闭环进行调节，则对风储变流器的并网功率的调节无法与对风电机组的输出功率的给定值的调节保持一致，比如，当风电机组的输出功率的给定值增大时，风储变流器的并网功率却被调小。
4.因此，如何使对风储变流器的并网功率的调节与对风电机组的输出功率的给定值的调节保持一致，是亟待解决的技术问题。


技术实现要素：

5.有鉴于此，本发明提供了一种发电系统以及风储变流器及其功率闭环控制方法，以使对风储变流器的并网功率的调节与对风电机组的输出功率的给定值的调节保持一致。
6.为实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：
7.本技术第一方面提供一种风储变流器的功率闭环控制方法，所述风储变流器包括：直流变换模块和/或交流变换模块，所述直流变换模块的第一侧连接于所述风储变流器中的直流母线，所述交流变换模块的交流侧连接于所述风储变流器的机侧或网侧；所述功率闭环控制方法，包括：
8.根据所述直流变换模块的电流电压和/或所述交流变换模块的电流电压，确定所述直流变换模块的直流传输功率和/或所述交流变换模块的交流传输功率；
9.利用所述风储变流器的并网功率，以及，所述直流传输功率和/或所述交流传输功率，确定与所述风储变流器机侧相连的风电机组的输出功率的实际值；
10.根据所述输出功率的实际值和所述输出功率的给定值，对所述并网功率进行闭环调节。
11.可选的，若所述直流变换模块或所述交流变换模块的传输方向为：流入所述风储变流器，则在确定所述输出功率的实际值时，在所述并网功率的基础上减去所述直流传输功率或所述交流传输功率。
12.可选的，若所述直流变换模块或所述交流变换模块的传输方向为：流出所述风储
变流器，则在确定所述输出功率的实际值时，在所述并网功率的基础上加上所述直流传输功率或所述交流传输功率。
13.可选的，根据所述输出功率的实际值和所述输出功率的给定值，对所述并网功率进行闭环调节，包括：
14.判断所述输出功率的实际值是否大于所述输出功率的给定值；
15.若所述输出功率的实际值大于所述输出功率的给定值，则调低所述并网功率；
16.若所述输出功率的实际值小于所述输出功率的给定值，则调高所述并网功率。
17.可选的，在判断所述输出功率的实际值是否大于所述输出功率的给定值之前，还包括：
18.判断所述输出功率的实际值与所述输出功率的给定值之差的绝对值是否大于滞环阈值；
19.若所述绝对值大于所述滞环阈值，则执行判断所述输出功率的实际值是否大于所述输出功率的给定值的步骤。
20.本技术第二方面提供一种风储变流器，包括：机侧变换模块，网侧变换模块，第一控制器，第一电流电压检测模块，以及，直流变换模块和/或交流变换模块；其中：
21.所述机侧变换模块的交流侧与风电机组中的发电机相连，所述网侧变换模块的交流侧与电网相连；
22.所述机侧变换模块的直流侧通过直流母线与所述网侧变换模块的直流侧相连；
23.所述直流变换模块的第一侧与所述直流母线相连；
24.所述交流变换模块的交流侧连接于：所述机侧变换模块的交流侧或所述网侧变换模块的交流侧；
25.所述第一电流电压检测模块的检测端设置于所述网侧变换模块的交流侧，所述第一电流电压检测模块的输出端与所述第一控制器相连；
26.所述机侧变换模块，所述网侧变换模块，所述直流变换模块，所述风电机组的主控制器，以及，所述直流变换模块和/或所述交流变换模块，均受控于所述第一控制器，所述第一控制器用于并执行如本技术第一方面任一项所述的风储变流器的功率闭环控制方法。
27.可选的，所述直流变换模块的第二侧连接于：储能系统的连接端口和/或光伏系统的连接端口；
28.所述交流变换模块的的直流侧连接于：储能系统的连接端口和/或光伏系统的连接端口。
29.可选的，还包括：第二控制器以及第二电流电压检测模块和/或第三电流电压检测模块；其中：
30.所述第二电流电压检测模块的检测端设置于所述直流变换模块的第一侧，所述第三电流电压检测模块的检测端设置于所述交流变换模块的交流侧；
31.所述第二电流电压检测模块的输出端、所述第三电流电压检测模块的输出端均与所述第二控制器相连，所述第二控制器于所述第一控制器通信连接。
32.可选的，所述第二控制器和所述第一控制器集成为一个控制器。
33.可选的，所述电流电压检测模块，包括：电压传感器和电流传感器。
34.可选的，若所述发电机采用双馈发电机，则所述风储变流器，还包括：定子侧开关；
其中：
35.所述定子侧开关的一端与所述发电机的定子相连，所述定子侧开关的另一端与所述网侧变换模块的交流侧相连。
36.本技术第三方面提供一种发电系统，包括：风电机组、变压器和风储变流器；其中：
37.所述风储变流器的机侧与所述风电机组相连，所述风储变流器的网侧与所述变压器的一次侧相连，所述变压器的二次侧与电网相连；
38.所述风储变流器为如本技术第二方面任一项所述的风储变流器，或者，所述风电机组中的主控制器用于执行如本技术第一方面任一项所述的风储变流器的功率闭环控制方法。
39.可选的，还包括：储能系统，或者，储能系统和光伏系统。
40.可选的，当所述主控制器用于执行所述风储变流器的功率闭环控制方法时：
41.所述储能系统的连接端口连接于：所述风储变流器中的直流变换模块的第二侧，或者，所述风储变流器中的交流变换模块的直流侧；
42.所述光伏系统的连接端口连接于：所述风储变流器中的直流变换模块的第二侧，或者，所述风储变流器中的交流变换模块的直流侧。
43.由上述技术方案可知，本发明提供了一种风储变流器的功率闭环控制方法，在该风储变流器中，增设有直流变换模块和/或交流变换模块，直流变换模块的第一侧连接于风储变流器中的直流母线，交流变换模块的交流侧连接于风储变流器的机侧或网侧。在该功率闭环控制方法中，先根据直流变换模块的电流电压和/或交流变换模块的电流电压，确定直流变换模块的直流传输功率和/或交流变换模块的交流传输功率，之后利用风储变流器的并网功率，以及，直流传输功率和/或交流传输功率，确定与风储变流器机侧相连的风电机组的输出功率的实际值，最后根据风电机组的输出功率的实际值和给定值，对风储变流器的并网功率进行闭环调节。由于风电机组的输出功率的给定值和实际值并不受直流传输功率或交流传输功率的影响，所以本技术提供的风储变流器的功率闭环控制方法可以使得对风储变流器的并网功率的调节与对风电机组的输出功率的给定值的调节保持一致。
附图说明
44.为了更清楚地说明本发明实施例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本发明的实施例，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获得其他的附图。
45.图1为现有技术中风力发电系统的结构示意图；
46.图2为现有技术中风储发电系统的结构示意图；
47.图3-图5分别为本技术实施例提供的风储变流器的功率闭环控制方法的三种实施方式的流程示意图；
48.图6-图9分别为本技术实施例提供的风储变流器的三种实施方式的结构示意图；
49.图10-图12分别为本技术实施例提供的发电系统的三种实施方式的结构示意图。
具体实施方式
50.下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本技术一部分实施例，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作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本技术保护的范围。
51.在本技术中，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过程、方法、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。
52.在现有技术中，如图1所示，风力发电系统包括：风电机组(图1中并未示出，仅以发电机m代表风电机组)、风电变流器01和变压器05；其中，风电变流器01具体包括：转子侧开关02、第一电流传感器03、第一电压传感器04、机侧变换模块06和网侧变换模块07；其中，机侧变换模块06为逆变模块，网侧变换模块07为整流模块。
53.在该风力发电系统中，各器件之间的连接关系如下所述：
54.风电机组的输出端与机侧变换模块06的交流侧相连；机侧变换模块06的直流侧通过直流母线与网侧变换模块07的直流侧相连；网侧变换模块07的交流侧通过转子侧开关02与变压器05的一次侧相连，变压器05的二次侧与电网相连；第一电流传感器03的检测端和第一电压传感器04的检测端，均设置于转子侧开关02与变压器05的一次侧之间。
55.工作时，风电变流器01所执行的功率控制方法如下所述：
56.风电变流器01先根据风电机组的主控下发的给定转矩和风电机组的当前转速，确定出主控下发的风电机组的输出功率的给定值；之后，根据第一电流传感器03和第一电压传感器04的检测结果，确定出风电变流器01的并网功率；最后，根据风电变流器01的并网功率和风电机组的输出功率的给定值，对风电变流器01的并网功率进行闭环控制，从而使得对风电变流器01的并网功率的调节与对风电机组的输出功率的给定值的调节保持一致。
57.当风力发电系统变成风储发电系统时，只需将风电变流器01换成风储变流器08即可，具体而言，如图2所示，风储变流器08在风电变流器01的基础上增加直流变换模块09，其中，直流变换模块09的第一侧与直流母线相连。
58.在风储发电系统中，由于直流变换模块09的传输功率的变化会引起风储变流器08的并网功率的变化，所以如果仍按照上述功率闭环进行调节，则对风储变流器08的并网功率的调节无法与对风电机组的输出功率的给定值的调节保持一致。
59.为了使对风储变流器的并网功率的调节与对风电机组的输出功率的给定值的调节保持一致，本技术实施例提供一种风储变流器的功率闭环控制方法，该风储变流器包括：直流变换模块30和/或交流变换模块40，可参见图6(图6仅以增设直流变换模块30为例进行展示)或图7(仅以在机侧变换模块10的交流侧增设交流变换模块40为例进行展示)，其中，直流变换模块30的第一侧连接于风储变流器中的直流母线，交流变换模块40的交流侧连接于风储变流器的机侧或网侧。
60.该功率闭环控制方法的具体流程示意图如图3所示，具体包括以下步骤：
61.s110、根据直流变换模块的电流电压和/或交流变换模块的电流电压，确定直流变换模块的直流传输功率和/或交流变换模块的交流传输功率。
62.在实际应用中，可以通过设置传感器来获取直流变换模块的电流电压和/或交流变换模块的电流电压，也可以直接从直流变换模块获取直流变换模块的电流电压，和/或，直接从交流变换模块获取交流变换模块的电流电压。
63.需要说明的是，确定直流传输功率和/或交流传输功率的方式与现有技术相同，此处不再赘述。
64.s120、利用风储变流器的并网功率，以及，直流传输功率和/或交流传输功率，确定与风储变流器机侧相连的风电机组的输出功率的实际值。
65.其中，并网功率及其确定方式已在上述关于风储变流器的具体结构和工作原理的介绍中进行说明，此处不再赘述。
66.在实际应用中，确定与风储变流器机侧相连的风电机组的输出功率的实际值的具体过程，如下所述：
67.若直流变换模块或交流变换模块的传输方向为：流入风储变流器，则在确定风电机组的输出功率的实际值时，在风储变流器的并网功率的基础上减去直流传输功率或交流传输功率。
68.若直流变换模块或交流变换模块的传输方向为：流出风储变流器，则在确定风电机组的输出功率的实际值时，在风储变流器的并网功率的基础上加上直流传输功率或交流传输功率。
69.例如，在风储变流器中仅增设有直流变换模块，且，直流变换模块的传输方向为：流入风储变流器时，风电机组的输出功率的实际值等于风储变流器的并网功率减去直流传输功率。
70.s130、根据风电机组的输出功率的实际值和风电机组的输出功率的给定值，对风储变流器的并网功率进行闭环调节。
71.在本实施例中，由于风电机组的输出功率的给定值和实际值并不受直流传输功率或交流传输功率的影响，所以本实施例提供的风储变流器的功率闭环控制方法可以使得对风储变流器的并网功率的调节与对风电机组的输出功率的给定值的调节保持一致。
72.另外，在现有技术中，若风储变流器仍按照风电变流器中的功率闭环进行调节，则储能系统根据负荷功率对风储变流器的并网功率的调节会被功率闭环所抵消，即风储变流器的并网功率仍等于风电机组的输出功率的给定值，从而风储变流器的并网功率无法与负荷功率相匹配，进而储能系统无法实现对风储变流器的输出电流的调频。
73.值得说明的是，在本技术实施例提供的风储变流器的功率闭环控制方法中，由于对风储变流器的并网功率进行调节的依据为风电机组的输出功率的实际值和风电机组的输出功率的给定，所以储能系统根据负荷功率对风储变流器的可以无法与负荷功率相匹配，进而储能系统可以实现对风储变流器的输出电流的调频。
74.本技术另一实施例提供步骤s130的一种具体实施方式，其具体流程如图4所示，具体包括以下步骤：
75.s210、判断风电机组的输出功率的实际值是否大于风电机组的输出功率的给定
值。
76.若风电机组的输出功率的实际值大于风电机组的输出功率的给定值，则执行步骤s220；若风电机组的输出功率的实际值小于风电机组的输出功率的给定值，则执行步骤s230。
77.其中，风电机组的输出功率的给定值是根据风电机组的给定转矩和风电机组的当前转速确定得到的。
78.需要说明的是，在实际应用中，风电机组的给定转矩是风电机组的主控制器下发的，风电机组的当前转速是通过相应传感器测量得到的，两者为现有技术相同，此处不再赘述。
79.s220、调低风储变流器的并网功率。
80.s230、调高风储变流器的并网功率。
81.本实施例提供调控风储变流器的并网功率的一种具体实施方式，具体为：通过调高风储变流器的机侧电流，将风电机组中发电机的转子有功电流调高，通过调低风储变流器的机侧电流，将风电机组中发电机的转子有功电流调低。
82.上述仅为调控风储变流器的并网功率的一种具体实施方式，在实际应用中，包括但不限于此，此处不做具体限定，均在本技术的保护范围内，可视具体情况而定。
83.本实施例还提供步骤s130的另一种具体实施方式，其具体流程如图5所示，在步骤s210之前，还包括以下步骤：
84.s310、判断风电机组的输出功率的实际值与风电机组的输出功率的给定值之差的绝对值是否大于滞环阈值。
85.若风电机组的输出功率的实际值与风电机组的输出功率的给定值之差的绝对值大于滞环阈值，则执行步骤s210；若风电机组的输出功率的实际值与风电机组的输出功率的给定值之差的绝对值小于等于滞环阈值，则返回执行步骤s110。
86.其中，滞环阈值是根据实际情况预先设定的功率差值；设置滞环阈值可以减少因误差引起的错误控制，即减少对风电机组的输出功率的调控频率，从而使得风电机组可以更快地趋于稳定。
87.上述仅为步骤s130的两种实施方式，此处不做具体限定，均在本技术的保护范围内，可视具体情况而定，均在本技术的保护范围内。
88.本技术另一实施例提供一种风储变流器，其具体结构可参见图6(图6仅以增设直流变换模块30为例进行展示)或图7(仅以在机侧变换模块10的交流侧增设交流变换模块40为例进行展示)，具体包括：机侧变换模块10，网侧变换模块20，第一控制器(图6或图7中为简化视图并未示出)，第一电流电压检测模块50，以及，直流变换模块30和/或交流变换模块40。
89.在该风储变流器中，机侧变换模块10的交流侧与风电机组中发电机m相连，在实际应用中，机侧变换模块10的交流侧与发电机m的转子相连。
90.网侧变换模块20的交流侧与电网相连；在实际应用中，如图6或图7所示，可以在网侧变换模块20的交流侧与电网之间增设转子侧开关60，此处不做具体限定，可视具体情况而定，均在本技术的保护范围内。
91.优选的，转子侧开关60为断路器；在实际应用中，包括但不限于此，此处不做具体
限定，可视具体情况而定，均在本技术的保护范围内。
92.机侧变换模块10的直流侧通过直流母线与网侧变换模块20的直流侧相连。
93.直流变换模块30的第一侧与直流母线相连，如图6所示；直流变换模块30的第二侧连接于：储能系统的连接端口和/或光伏系统的连接端口，此处不做具体限定，可视具体情况而定，均在本技术的保护范围内。
94.交流变换模块40的交流侧连接于：机侧变换模块10的交流侧(如图7所示)，或者，网侧变换模块的交流侧，此处不做具体限定，可视具体情况而定，均在本技术的保护范围内；交流变换模块40的直流侧连接于：储能系统的连接端口和/或光伏系统的连接端口，此处不做具体限定，可视具体情况而定，均在本技术的保护范围内。
95.第一电流电压检测模块50的输出端与第一控制器相连；第一电流电压检测模块50的检测端设置于网侧变换模块20的交流侧；当在网侧变换模块20的交流侧与电网之间增设转子侧开关60时，第一电流电压检测模块50的检测端设置于电网与转子侧开关60之间。
96.机侧变换模块10，网侧变换模块20，风电机组的主控制器，以及，直流变换模块30和/或交流变换模块40，均受控于第一控制器，第一控制器用于执行如上述实施例提供的风储变流器的功率闭环控制方法。
97.优选的，第一电流电压检测模块50包括电压传感器和电流传感器；在实际应用中，包括但不限于此，此处不做具体限定，可视具体情况而定，均在本技术的保护范围内。
98.上述实施例提供的风储变流器仅适用于风电机组中发电机m为全功率发电机的情况，但不适用于风电机组中发电机m为双反馈发电机的情况，为了可以适用于后者，本技术另一实施例提供风储变流器的另一种实施方式，其具体结构如图8(仅在图6的基础上进行展示)所示，还包括：定子侧开关70。
99.在该实施方式中，定子侧开关70的一端与风电机组的发电机m的定子101相连，定子侧开关70的另一端与网侧变换模块20的交流侧相连。
100.优选的，定子侧开关70为断路器；在实际应用中，包括但不限于此，此处不做具体限定，可视具体情况而定，均在本技术的保护范围内。
101.本技术另一实施例提供风储变流器的另一种实施方式，其具体结构可参见图9(图9仅在图6的基础上进行展示)，还包括：第二控制器以及第二电流电压检测模块80和/或第三电流电压检测模块。
102.第二电流电压检测模块80的检测端设置于直流变换模块30的第一侧，第三电流电压检测模块的检测端设置于交流变换模块40的交流侧；第二电流电压检测模块80的输出端、第三电流电压检测模块的输出端均与第二控制器相连，第二控制器与第一控制器通信连接。
103.优选的，第二电流电压检测模块80、第三电流电压检测模块均包括电压传感器和电流传感器；在实际应用中，包括但不限于此，此处不做具体限定，可视具体情况而定，均在本技术的保护范围内。
104.需要说明的是，在风储变流器的又一种实施方式中，第二控制器还可以与第一控制器即成为一个控制器，此处不做具体限定，可视具体情况而定，均在本技术的保护范围内。
105.本技术另一实施例提供一种发电系统，其具体结构如图10所示，具体包括：风电机
组400、变压器100和风储变流器200。
106.在该发电系统中，风储变流器200的机侧与风电机组400相连，风储变流器200的网侧与变压器100的一次侧相连，变压器100的二次侧与电网300相连。
107.需要说明的是，风储变流器200的机侧与风电机组400相连的具体方式在上述实施例已详细说明，此处不再一一赘述。
108.可选的，可以是风储变流器200为如上述实施例提供的风储变流器，即风储变流器中的控制器执行如上述实施例提供的风储变流器的功率闭环控制方法；也可以是风电机组400中的主控制器执行如上述实施例提供的风储变流器的功率闭环控制方法；在实际应用中，可视具体情况进行选择，此处不做具体限定。
109.本实施例还提供发电系统的另一种实施方式，其具体如图11(图11中并未对风储变流器200的具体结构进行展示)所示，在图10的基础上还包括：储能系统500。
110.若风储变流器中的控制器执行如上述实施例提供的风储变流器的功率闭环控制方法，则储能系统的连接关系已在上述实施例进行详细说明，此处不再赘述。
111.若是风电机组400中的主控制器执行如上述实施例提供的风储变流器的功率闭环控制方法，则储能系统的连接端口连接于：风储变流器中的直流变换模块的第二侧，或者，风储变流器中的交流变换模块的直流侧。
112.本实施例又提供发电系统的再一种实施方式，其具体结构如图12所示，在图10的基础上还包括：储能系统500和光伏系统600。
113.若风储变流器中的控制器执行如上述实施例提供的风储变流器的功率闭环控制方法，则储能系统和光伏系统的连接关系已在上述实施例进行详细说明，此处不再赘述。
114.若是风电机组400中的主控制器执行如上述实施例提供的风储变流器的功率闭环控制方法，则储能系统的连接端口连接于：风储变流器中的直流变换模块的第二侧，或者，风储变流器中的交流变换模块的直流侧，光伏系统的连接端口连接于：风储变流器中的直流变换模块的第二侧，或者，风储变流器中的交流变换模块的直流侧。
115.上述仅为发电系统的三种具体实施方式，在实际应用中，包括但不限于此，此处不做具体限定，可视具体情况而定，均在本技术的保护范围内。
116.对所公开的实施例的上述说明，本说明书中各实施例中记载的特征可以相互替换或者组合，使本领域专业技术人员能够实现或使用本技术。以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制。虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明。任何熟悉本领域的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围情况下，都可利用上述揭示的方法和技术内容对本发明技术方案做出许多可能的变动和修饰，或修改为等同变化的等效实施例。因此，凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所做的任何简单修改、等同变化及修饰，均仍属于本发明技术方案保护的范围内。