(19)国家知识产权局 (12)发明 专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请 号 202211086625.5 (22)申请日 2022.09.07 (71)申请人 广西电网有限责任公司电力科 学研 究院 地址 530023 广西壮 族自治区南宁市民主 路6-2号 (72)发明人 文立斌　胡弘　 (74)专利代理 机构 南宁东智知识产权代理事务 所(特殊普通 合伙) 45117 专利代理师 裴康明 (51)Int.Cl. H02J 3/38(2006.01) H02J 3/32(2006.01) H02J 3/24(2006.01) H02J 3/26(2006.01)H02J 13/00(2006.01) F03D 7/04(2006.01) F03D 7/02(2006.01) (54)发明名称 一种电力系统高低频下的风电稳定并网控 制系统及方法 (57)摘要 本发明涉及一种电力系统高低频下的风电 稳定并网控制系统及方法， 包括风储单元、 上位 控制单元和下位控制单元， 上位控制单元实时监 测风储单元的运行状态， 同时对实时风速、 转子 转速信息进行数据采集， 通过对信号的控制与反 馈， 实现对下位控制单元的管理， 下位控制单元 实现风储单元交流侧和直流侧的协调控制满足 实时能量流动平 衡； 本发明提供的风电稳定并网 控制系统及方法， 上位控制单元实时监测风储单 元的运行状态， 同时对实时风速、 转子转速等数 据信息进行采集， 通过对信号的控制与反馈， 实 现对下位控制单元的管理， 下位控制单元实现风 储单元交流侧和直流侧的协调控制满足实时能 量流动平衡 。 权利要求书3页 说明书7页 附图2页 CN 115425684 A 2022.12.02 CN 115425684 A 1.一种电力系统高低频下的风电稳定并网控制系统， 其特征在于： 包括风储单元、 上位 控制单元和下位控制单 元， 所述风储单元用于风力发电存储电能并将电能输出至电网； 所述风储单元包括风力 机、 风力发电机、 逆变器和储能电池； 所述储能电池连接逆变器； 所述风力机连接风力发电 机； 所述风力发电机连接逆变器； 所述逆变器通过连接并网联络母线升压变压器最终接入 电网； 所述上位控制单 元连接电网和风储单 元； 所述下位控制单 元连接风储单 元； 所述上位控制单元用于实时监测风储单元的运行状态， 同时对风力机的实时风速、 转 子转速信息进行 数据采集， 并对下位控制单 元进行管理； 所述下位控制单元所述的下位控制单元包括有风电最大功率跟踪模块、 风机桨距角控 制模块、 转子惯性控制模块和储能充放电控制模块， 用于实现风储单元交流侧和直流侧的 协调控制满足 实时能量 流动平衡。 2.根据权利要求1所述的一种电力系统高低频下的风电稳定并网控制系统， 其特征在 于： 所述的上位控制单元包括有调 度时段风速预测模块、 联络线输出功 率计算模块、 运行模 式选择模块和下位控制单 元参考值设定及选择模块。 3.根据权利要求1所述的一种电力系统高低频下的风电稳定并网控制系统， 其特征在 于： 所述的风储单 元采用一次 回路， 逆变 器采用背靠背式双PWM逆变 器。 4.根据权利要求1所述的一种电力系统高低频下的风电稳定并网控制系统， 其特征在 于： 所述的风储单 元还包括有： 频率检测模块， 用于测量系统频率， 通过将运行频率与设定值进行比较， 并用于产生控 制信号到风力机， 当频率下降超过设置范围时， 风力机开始降低转子转速， 释放储存的能 量； 控制器模块， 根据控制回路中控制器来确定风电机组参与调频功率 参考值； 转子转速保护模块， 用于预防转子转速超过其预期的工作范围， 当转子转速低于某一 值时就终止风机转子再降低转速参与调频； 转子转速恢复模块， 在调频 结束时， 帮助恢复转子转速 到其最优工作转速 。 5.根据权利要求1所述的一种电力系统高低频下的风电稳定并网控制系统， 其特征在 于： 所述的风力发电机为 直驱式永磁发电机 。 6.根据权利要求1所述的一种电力系统高低频下的风电稳定并网控制系统， 其特征在 于： 所述的风储单元还包括有一级监控单元和 二级监控单元， 从不同层次管理信息采集和 应用， 所述的一级监控单元包括有电网信息模块和风电信息模块， 实现电力调度和 风电调 度， 同时向二级监控 单元行使控制指 令， 对储能电池进 行完全控制， 所述的二级控制单元包 括有储能变流器接入 模块和储能电池管理模块， 操作和监控 储能电池充放电平衡。 7.一种采用权利要求1 ‑6任意一种电力系统高低频下的风电稳定并网控制系统 的控制 方法， 包括如下步骤： S1、 设定电网频率 正常范围， 确定风力机的额定风速； S2、 检测电网频率在一段时间的变化并与电网频率正常范围比较； 检测风力机的风速 并与额定风速比较； S3、 若电网频率在电网频率正常范围内变化， 风速小于额定风速， 使得风力发电机运行 在MPPT模式， 使得风储单 元并网联络母线 有功功率输出平 滑；权　利　要　求　书 1/3 页 2 CN 115425684 A 2若电网频率在电网频率正常范围内， 风速超过额定风速， 上位控制单元启动下位控制 单元的风机浆距角控制模块， 控制变桨距， 限制风电输出功 率， 风储单元并网联络母线输出 功率平滑， 此时储能电池处于充电状态； 若电网频率下降且超出电网频率正常范围， 有ω≥0.8ωref， 其中， ω为转子转速， ωref 为额定转速； 上位控制单元启动下位控制单元的转子惯性控制模块， 控制转子惯性， 释放部 分风力机的风轮旋转动能， 对电网频率进行短时间的支撑； 若电网频率偏低于电网频率正常范围， 且转子的转速下降到0.7ωref， 为了上位控制单 元切断转子惯性控制模块， 防止风力机释放过多动能而可能导致停机， 同时增大储能电池 的放电功率 参与对电网的一次调频； 若电网频率下降且低于电网频率正常范围， 且ω＜0.8ωref， 不启动转子惯性控制模 块， 由储能电池增 加放电功率 参与对电网一次调频； 若电网频率低于电网频率正常范围经过一段时间的延时， 增大储能电池的放电功率参 与对电网二次调频； 若电网频率超过电网频率正常范围， 将一部分风能送入储能电池， 参与对电网一次调 频； 若电网频率超过电网频率正常范围过一段时间的延时， 在储能电池的配合下， 风力机 的变桨距控制启动， 减小风能捕获系数， 参与对电网一次调频。 8.根据权利要求7的电力系统高低频下的风电稳定并网控制系统的控制方法， 其特征 在于： 还包括协同系统； 所述协同系统用于协力控制风电稳定； 协同系统采用上述调节方法 时， 协同系统的总出力ΔPall为ΔPall=ΔPt＜t0+ΔPt0＜t≤T； 其中ΔPt＜t0为0＜t＜t0时段系统出 力， ΔPt0＜t≤T为t0＜t＜T时段系统出力， T为 一次调频维持时间。 9.根据权利要求7的电力系统高低频下的风电稳定并网控制系统的控制方法， 其特征 在于： 在0＜t＜t0时段， ΔPt＜t0的出力状况为： ΔPt＜t0=ΔPchu1+ΔPbin1； ΔPchu1=ΔPechu1+ΔPwchu1； ΔPbin1=ΔPebin1+ΔPwbin1； ΔPechu1=ΔPw+e(1‑K)‑ΔPwchu1； ΔPwbin1=ΔPw+e×K×(1‑K1)； ΔPebin1=ΔPw+e×K×K1； ΔPwchu1=ΔPvir‑ine1+ΔPchange‑β 1； 式中， ΔPchu1为调节方法下风储单元串行出力， ΔPbin1为风储单元并行出力， ΔPwchu1为 串行风力机组出力， ΔPechu1为串行储能电池出力， ΔPebin1为并行下储能电池出力， ΔPwbin1 为并行风力机 组出力， K是储能电池采用串行控制策略的调频分配占比， K1为储能电池调频 分量系数， ΔPvir‑ine1、 ΔPchange‑β 1分别为并行控制下风力机变桨以及虚拟 惯性出力， ΔPw+e为 系统调频任务 量， ΔPchange‑β 1为风力机变 桨控制调节 功率。 10.根据权利要求7的电力系统高低频下的风电稳定并网控制系统 的控制方法， 其特征 在于： 在t0＜t＜T时段， ΔPt0＜t≤T的出力状况为： ΔPt0＜t≤T=ΔPchu2+ΔPbin2； ΔPchu2=ΔPechu2+ΔPwchu2； ΔPbin2=ΔPebin2+ΔPwbin2； ΔPechu2=ΔPw+e×K‑ΔPwchu2； ΔPwbin2=ΔPw+e×(1‑K)×(1‑K1)； ΔPebin2=ΔPw+e×(1‑K)×K1； ΔPwchu2=ΔPvir‑ine2+ΔPchange‑β 2； 式中， ΔPchu2为调节方法下风储单元串行出力， ΔPbin2为风储单元并行出力ΔPwchu2为串 行风力机组出力， ΔPechu2为串行储能电池出力， ΔPebin2为并行下储能电池出力， ΔPwbin2为 并行风力机组出力， K是储能电池采用串行控制策略的调频分配占比， ΔPvir‑ine2、 ΔPchange‑a2权　利　要　求　书 2/3 页 3 CN 115425684 A 3