[发明专利]适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制方法及AGC模型

说明书

本发明属于风力发电技术领域，公开了一种适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制方法及AGC模型，P_ref为风电机组参考功率；ΔP_m为机组有功调节量；v_avg为过去一小段时间风速的平均值；取5秒采样时间；β_ref为桨距角参考值；桨距角变化速度为[‑4°/s,+4°/s]；桨距角取值范围为[‑1°,+70°]；一次频率调节和AGC共同动作；一次频率调节过程辅助二次频率调节。本发明在高风速段积极参与系统频率的调节，接受来自AGC的控制信号，而在中低风速段仅参与频率的一次调节；采用本发明综合控制方法的风电场能更加有效地减少负荷事件引起频率波动的幅值，同时能够平滑由于风速变化引起频率波动的曲线。

技术领域

本发明属于风力发电技术领域，尤其涉及一种适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制方法及AGC模型。

背景技术

发展可再生能源是改善我国能源结构、推进环境保护、保持社会与经济可持续发展的重大举措。但是可再生电源一般都具有波动性与间歇性的特征，使得可再生能源和电网的整体协调性较低。且可再生电源在传统的控制方法下一般运行在最大功率跟踪点，无法在系统频率波动时提供有功支持，更不能改变功率—频率特征曲线参与电力系统频率的二次调节。在电力系统中，频率的稳定取决于有功功率平衡。电力需求或发电功率的变化导致有功功率不平衡，此时，频率和净交换功率均会产生偏差。当频率降低初始时刻，功率的增加是由发电机和电动机的旋转动惯量提供。几秒钟后，机组调速器和负载都会对感应到的频率偏差做出响应。这时候有功功率平衡，系统频率平衡但处于额定频率附近，即频率的一次调节过程。频率一次调节是动力系统的自发过程，主要由同步发电机组的调速器完成，但是由于负荷的频率特性，这个调节过程是有差的，留下了净交换功率偏差和频率偏差。为了恢复正常的频率和预定的净交换功率，需采用频率二次调节，而这正是AGC的主要任务。AGC通过控制频率或净交换功率来校正频率的偏差，具体过程取决于AGC的控制模式。如考虑电网约束的风电场自动有功控制技术，该策略提出了把主动进行风电场有功控制纳入电网自动发电控制管理，并提出了考虑储能的风电场有功控制3层模型；如大规模风电接入的互联电网有功调度与控制技术，该技术对含有大规模风电接入的互联电网有功功率调度模式进行了分析，提出通过多种方法消纳风电的思路，提出可以通过短期预测实现调度水平的提升；如大规模风电接入系统的发电优化调度方法，该策略提出了将风电预测偏差等引入传统的功率偏差信号，来改善含风电的电力系统频率控制效果，并对不同类型机组AGC辅助服务需求进行评估。以上技术主要对于风电参与电网二次频率调节做了一定程度的探究，但是其研究内容大多是把风电作为变化的功率源以协调其它发电机的功率输出，对于风电机组本身的功率控制并没有做深入的研究。未来，在部分风电渗透率将达到50％以上的环境下，这种控制方法显然比较局限。

在系统频率二次调节过程中，根据节能调度原则，应当优先调度可再生能源和高效能、大容量机组发电。目前国内风电的有功调度主要采用人工调度和发电计划这两种方式，导致响应时间长、控制精度低。人工调度方式主观性较强，灵活性差，遇到突发情况(如负荷变化)时，很难及时准确地调配系统中的有效能源，会造成能源的缺失或浪费；发电计划是事先应对预案或临时采取的调度计划，不能在短时间内针对具体问题提出解决措施。两种策略均有延迟且覆盖精度有限，为会造成有功的不足，系统中所有并列运行的发电机组都装有调速器，有可调容量的机组的调速器均将反应系统频率的变化，系统中出现有功功率不平衡时，若有功功率电源不足或负荷增大时，将会引起系统频率跌落。

综上所述，现有技术存在的问题是：目前国内风电的有功调度主要采用人工调度和发电计划这两种方式，导致响应时间长、控制精度低。

若想实现风电功率的合理控制，应当在发电计划方式的基础上加入功率的自动控制，研究开发适用于大规模风电接入需求及特点的协调控制系统，即在发电计划方式的基础上，将风电计入自发电控制(AGC)系统。对此，应当提出以下要求：