用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法及装置

摘要

本发明公开了一种用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法及装置，涉及电网调频技术领域，风电场站包括风电机组和与风电机组连接的集中式飞轮储能阵列系统，该方法包括：接收自动发电控制系统下发的指令信息，实时获取风电场站并网点处的电压、电流和电网频率；根据电压、电流、电网频率及电网频率对应的频率变化率，控制风电机组和集中式飞轮储能阵列系统进行一次调频或虚拟惯量响应。本发明在风电场站中配置了集中式飞轮储能阵列系统，通过控制集中式飞轮储能阵列系统充放电来参与电网一次频率和虚拟惯量响应，实现了风电机组在全工况运行下具有一次调频和惯量响应能力，提高了风电机组的稳定性和抗扰性，提高了风电场站运行的经济性。

说明书

技术领域

本发明涉及电网调频技术领域，尤其是涉及一种用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法及装置。

背景技术

目前，新能源已逐渐应用于电网中，新能源发电技术在未来也必将成为主要电力供应手段。新能源大规模接入电网时，会挤占常规机组开机空间，使得系统转动惯量降低，调频能力下降，导致电网频率变化加快、波动幅度增大、稳态频率偏差增大，进而导致越限风险增加。由于新能源发电设备不具备响应系统频率变化的惯量和一次调频能力，电力系统自我调节与抗扰能力将逐渐下降，当面临由于直流闭锁、故障切机或负荷突变等原因导致电网频率偏离时，电网的安全稳定运行将受到极大威胁。

目前，新能源发电设备，如风电场站实现一次调频和虚拟惯量响应的主要方式及其对应的缺点主要包括：

（1）风电场站通过减载运行预留一定的备用容量来参与电网调频，即放弃最大功率运行点，当电网频率越过一次调频死区范围时，通过改变桨距角调节风电机组出力。然而，该方法只能实现一次调频功能，而无法实现虚拟惯量响应功能，并且，预留备用容量会影响风电场站运行的经济性，且桨距角调整属于机械动作，响应速度慢，频繁参与一次调频动作可能导致机械部件的磨损，增加维修成本。

（2）基于风机叶片转子惯量参与一次调频，当电网频率下降时，风机释放部分转子动能增大电磁功率输出，以达到功率支撑的目的，当电网频率上升时，风机通过适度收桨减小电磁功率。然而，该方法只能实现一次调频功能，而无法实现虚拟惯量响应功能，并且，基于风机叶片转子惯量参与一次调频时，在转速恢复阶段，会给电网频率带来二次跌落的问题，且二次跌落的幅度一般会远超过频率一次跌落的深度。

（3）风电场站加装快速频率响应装置实现一次调频功能。然而，该方法只能实现一次调频功能，而无法实现虚拟惯量响应功能，并且，加装快速频率响应装置实现一次调频功能时，需要对风机变流器进行改造，在不预留备用容量的前提下，只能实现出力下调。

（4）在风电场站加装储能电池实现一次调频和惯量响应。然而，目前常用的储能电池主要包括锂离子电池和超级电容。锂离子电池安全风险大，使用寿命短，在满充满放的情况下，循环寿命为2000~3000次，并且，锂离子电池的使用寿命受很多因素的影响，如温度、充放电深度和充放电倍率等，这些因素会导致锂离子电池的使用寿命快速衰减；另外，锂离子电池运行维护困难，回收处理成本高。超级电容充放电循环寿命短，造价高，且存在能量衰减及环境污染等问题。

发明内容

本发明旨在解决现有技术中风电场站通过预留有功备用容量减载运行参与电网一次调频带来的经济性损失、设备磨损，以及无法主动参与电网虚拟惯量响应的技术问题。

为此，本发明的一个目的在于提出一种用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法，在风电场站中配置了集中式飞轮储能阵列系统，通过控制集中式飞轮储能阵列系统充放电来参与电网一次频率和虚拟惯量响应，实现了风电机组在全工况运行下具有一次调频和惯量响应能力，提高了风电机组的稳定性和抗扰性，提高了风电场站运行的经济性。

为此，本发明的第二个目的在于提出一种用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制装置。

为了解决上述问题，本发明第一方面实施例提出一种用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法，所述风电场站包括风电机组和与所述风电机组连接的集中式飞轮储能阵列系统，所述用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法包括：接收自动发电控制系统下发的指令信息，实时获取所述风电场站并网点处的电压、电流和电网频率；判断所述电网频率对应的频率变化率是否小于或等于第一预设频率变化率阈值；若否，则控制所述风电机组和所述集中式飞轮储能阵列系统进入虚拟惯量响应控制模式，若是，则判断所述电网频率是否在一次调频死区范围内；若所述电网频率在所述一次调频死区范围内，则控制所述集中式飞轮储能阵列系统不动作，并控制所述风电机组根据所述指令信息中包含的有功功率目标值运行；若所述电网频率不在所述一次调频死区范围内，则控制所述风电机组和所述集中式飞轮储能阵列系统进入一次调频控制模式。

根据本发明实施例的用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法，基于飞轮储能技术，在风电场站配置集中式飞轮储能阵列系统，使风电场站同时具备一次调频和虚拟惯量响应功能。集中式飞轮储能阵列系统接入风电机组，在风电场站稳定或发电需求增加或减小期间，风电机组始终运行在MPPT（Maximum Power Point Tracking，最大功率点跟踪）模式以达到最大发电效益，通过控制集中式飞轮储能阵列系统充放电来参与电网一次频率和虚拟惯量响应，实现了风电机组在全工况运行下具有一次调频和惯量响应能力，提高了风电机组的稳定性和抗扰性，提高了风电场站运行的经济性，利于改善电网对可再生能源的接纳能力，大幅提升电网对功率突变事件的调节能力和抗干扰能力，进而对构建坚强型电网提供有力支撑。

另外，根据本发明上述实施例的用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法还可以具有如下附加的技术特征：

进一步地，在所述一次调频控制模式下，所述用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法包括：向所述自动发电控制系发送闭锁信号；根据所述电网频率超出所述一次调频死区范围的时刻对应的所述风电场站并网点处的电流及电压，确定对应于所述风电机组的第一有功功率初值，以及根据预设的一次调频有功功率-频率下垂曲线及所述电网频率，确定对应于所述集中式飞轮储能阵列系统的第一有功功率调节量；根据所述第一有功功率初值控制所述风电机组运行，以及根据所述第一有功功率调节量控制所述集中式飞轮储能阵列系统运行，直至所述电网频率处于一次调频死区范围时，控制所述风电机组和所述集中式飞轮储能阵列系统退出所述一次调频控制模式，并向所述自动发电控制系统发送解除闭锁信号。

进一步地，所述根据预设的一次调频有功功率-频率下垂曲线及所述电网频率，确定对应于所述集中式飞轮储能阵列系统的第一有功功率调节量，包括：若所述电网频率大于或等于预设电网频率最低阈值且小于所述一次调频死区范围的下限值，则所述第一有功功率调节量为：

若所述电网频率大于所述一次调频死区范围的上限值且小于或等于预设电网频率最高阈值，则所述第一有功功率调节量为：

若所述电网频率小于所述预设电网频率最低阈值，则所述第一有功功率调节量为：

若所述电网频率大于所述预设电网频率最高阈值，则所述第一有功功率调节量为：

其中，

进一步地，在所述虚拟惯量响应控制模式下，所述用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法包括：向所述自动发电控制系发送闭锁信号；根据所述频率变化率超过所述第一预设频率变化率阈值的时刻对应的所述风电场站并网点处的电流及电压，确定对应于所述风电机组的第二有功功率初值，以及根据预设的虚拟惯量响应有功功率变化量公式确定对应于所述集中式飞轮储能阵列系统的第二有功功率调节量；根据所述第二有功功率初值控制所述风电机组运行，以及根据所述第二有功功率调节量控制所述集中式飞轮储能阵列系统运行，直至所述频率变化率小于第二预设频率变化率阈值时，控制所述风电机组和所述集中式飞轮储能阵列系统退出所述虚拟惯量响应控制模式，并向所述自动发电控制系统发送解除闭锁信号，其中，所述第二预设频率变化率阈值小于所述第一预设频率变化率阈值。

进一步地，所述根据预设的虚拟惯量响应有功功率变化量公式确定对应于所述集中式飞轮储能阵列系统的第二有功功率调节量，包括：若所述电网频率为正向变化，则所述第二有功功率调节量为：

若所述电网频率为负向变化，则所述第二有功功率调节量为：

其中，

为解决上述问题，本发明第二方面实施例提供一种用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制装置，所述风电场站包括风电机组和与所述风电机组连接的集中式飞轮储能阵列系统，所述用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制装置包括：获取模块，用于接收自动发电控制系统下发的指令信息，实时获取所述风电场站并网点处的电压、电流和电网频率；控制模块，用于判断所述电网频率对应的频率变化率是否小于或等于第一预设频率变化率阈值，若否，则控制所述风电机组和所述集中式飞轮储能阵列系统进入虚拟惯量响应控制模式，若是，则判断所述电网频率是否在一次调频死区范围内；以及，当所述电网频率在所述一次调频死区范围内时，控制所述集中式飞轮储能阵列系统不动作，并控制所述风电机组根据所述指令信息中包含的有功功率目标值运行，当所述电网频率不在所述一次调频死区范围内时，控制所述风电机组和所述集中式飞轮储能阵列系统进入一次调频控制模式。

根据本发明实施例的用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制装置，基于飞轮储能技术，在风电场站配置集中式飞轮储能阵列系统，使风电场站同时具备一次调频和虚拟惯量响应功能。集中式飞轮储能阵列系统接入风电机组，在风电场站稳定或发电需求增加或减小期间，风电机组始终运行在MPPT模式以达到最大发电效益，通过控制集中式飞轮储能阵列系统充放电来参与电网一次频率和虚拟惯量响应，实现了风电机组在全工况运行下具有一次调频和惯量响应能力，提高了风电机组的稳定性和抗扰性，提高了风电场站运行的经济性，利于改善电网对可再生能源的接纳能力，大幅提升电网对功率突变事件的调节能力和抗干扰能力，进而对构建坚强型电网提供有力支撑。

另外，根据本发明上述实施例的用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制装置还可以具有如下附加的技术特征：

进一步地，在所述一次调频控制模式下，所述控制模块用于：向所述自动发电控制系发送闭锁信号；根据所述电网频率超出所述一次调频死区范围的时刻对应的所述风电场站并网点处的电流及电压，确定对应于所述风电机组的第一有功功率初值，以及根据预设的一次调频有功功率-频率下垂曲线及所述电网频率，确定对应于所述集中式飞轮储能阵列系统的第一有功功率调节量；根据所述第一有功功率初值控制所述风电机组运行，以及根据所述第一有功功率调节量控制所述集中式飞轮储能阵列系统运行，直至所述电网频率处于一次调频死区范围时，控制所述风电机组和所述集中式飞轮储能阵列系统退出所述一次调频控制模式，并向所述自动发电控制系统发送解除闭锁信号。

进一步地，所述控制模块，具体用于：当所述电网频率大于或等于预设电网频率最低阈值且小于所述一次调频死区范围的下限值时，确定所述第一有功功率调节量为：

当所述电网频率大于所述一次调频死区范围的上限值且小于或等于预设电网频率最高阈值时，确定所述第一有功功率调节量为：

当所述电网频率小于所述预设电网频率最低阈值时，确定所述第一有功功率调节量为：

当所述电网频率大于所述预设电网频率最高阈值时，确定所述第一有功功率调节量为：

其中，

进一步地，在所述虚拟惯量响应控制模式下，所述控制模块用于：向所述自动发电控制系发送闭锁信号；根据所述频率变化率超过所述第一预设频率变化率阈值的时刻对应的所述风电场站并网点处的电流及电压，确定对应于所述风电机组的第二有功功率初值，以及根据预设的虚拟惯量响应有功功率变化量公式确定对应于所述集中式飞轮储能阵列系统的第二有功功率调节量；根据所述第二有功功率初值控制所述风电机组运行，以及根据所述第二有功功率调节量控制所述集中式飞轮储能阵列系统运行，直至所述频率变化率小于第二预设频率变化率阈值时，控制所述风电机组和所述集中式飞轮储能阵列系统退出所述虚拟惯量响应控制模式，并向所述自动发电控制系统发送解除闭锁信号，其中，所述第二预设频率变化率阈值小于所述第一预设频率变化率阈值。

进一步地，所述控制模块，具体用于：当所述电网频率为正向变化时，确定所述第二有功功率调节量为：

当所述电网频率为负向变化时，确定所述第二有功功率调节量为：

其中，

本发明的附加方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。

附图说明

本发明的上述和/或附加的方面和优点从结合下面附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：

图1是根据本发明一个实施例的风电场站的结构示意图；

图2是根据本发明一个具体实施例的一次频率及惯量响应总控制系统的结构示意图；

图3是根据本发明一个实施例的用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法的流程图；

图4是根据本发明一个具体实施例的一次调频有功功率-频率下垂曲线示意图；

图5是根据本发明一个具体实施例的风电场站一次调频阶跃扰动过程调节示意图；

图6是根据本发明一个具体实施例的用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法的详细流程示意图；

图7是根据本发明一个实施例的一次调频和虚拟惯量响应控制装置的结构框图。

具体实施方式

下面详细描述本发明的实施例，参考附图描述的实施例是示例性的，下面详细描述本发明的实施例。

下面参考图1-图7描述根据本发明实施例的用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法及装置。

首先，结合图1描述涉及的所述风电场站。如图1所示，风电场站包括风电机组和与风电机组连接的集中式飞轮储能阵列系统。集中式飞轮储能阵列系统包含飞轮能量管理及协调控制器、一次频率及惯量响应总控系统以及多个并联连接的飞轮储能阵列系统。其中，每个飞轮储能系统包括储能变流器（Power Conversion System，PCS）升压变压器和飞轮储能单元。一次频率及惯量响应总控系统主要用于生成对集中式飞轮储能阵列系统的控制指令，飞轮能量管理及协调控制器用于接收和下发控制指令，通过采用广播式短指令模式，实现集中式飞轮储能阵列系统中各飞轮个体的同步控制，提高响应速度，缩短响应时间。风电机组与集中式飞轮储能阵列系统连接，并接入电网。

如图1所示，风电场站还包括风场能量管理系统，风场能量管理系统为风电机组的功率控制系统，对风电机组的各风机单元进行统一的能量调度管理，将有功功率控制目标值分配到风机侧，通过闭环控制将风电场站的出口有功功率控制在目标值附近。

其中，结合图2所示，一次频率及惯量响应总控系统包括：交流信号采集模块、并网频率采集模块、开关量采集模块、逻辑运算模块、模拟测试模块、动作录波模块、远程监控模块、通信模块及人机交互模块。

具体的，交流信号采集模块负责风电场站并网点电压互感器（PotentialTransformer，PT）二次侧的三相交流电压信号及风电场站并网点电流互感器（CurrentTransformer，CT）二次侧的三相交流电流信号的采集接入，并将采集到的电压信号和电流信号传输到逻辑运算模块。

并网频率采集模块负责采集风电场站并网点的电网频率信号，频率采集精度不低于0.003Hz，频率采样周期小于100ms。

开关量采集模块负责采集系统运行状态相关的电气量，如低电压，过电压，并网点断路器状态等，并将采集到的电气量传输到逻辑运算模块，如果检测到系统状态异常，则自动闭锁一次调频及虚拟惯量响应动作指令。

逻辑运算模块根据采集的风电场站并网点电压和电流信号，可实时计算风电场站并网点当前有功功率初值，根据采集的风电场站并网点的电网频率信号，当电网频率越过一次调频死区范围或频率变化率超过设定值时，根据一次调频有功-频率下垂曲线或虚拟惯量响应有功功率变化量计算方法，分别计算出相应的有功功率调节量。综合频率扰动时刻的有功功率初值和有功功率调节量，对应计算出风电场站一次调频或虚拟惯量响应的总有功功率目标值，并将总有功功率目标值指令下发通信模块。

通信模块包含以太网和RS485以及多种自动化通信规约，支持与其他设备组成通信网络，接收并下发控制指令。

模拟测试模块动态模拟各种频率越限情况下发生一次调频或虚拟惯量响应事件，方便第三方机构对装置进行试验和检测。

动作录播模块用于一次调频、虚拟惯量响应及各种电气量及开关量状态录波。

人机交互模块用于系统设置参数，实时查看各种状态量、模拟量以及历史记录。

远程监控模块用于将系统状态量及模拟量、动作信息及报警和警告等信息上传给上位机。

结合图1和图2所示，各飞轮储能单元与PCS储能变流器连接，PCS储能变流器连接至风电机组箱式变电站内的升压变压器，各升压变压器连接至风电场站35kV交流母线，经风电场站35kV交流母线汇流后连接至风电场站主变压器，集中式飞轮储能阵列系统与风电机组并联接入35kV交流母线侧，集中式飞轮储能阵列系统与风电机组相互独立运行。AGC（Automatic Generation Control，自动发电控制）系统接收来自调度主站控制系统下发的发电计划和功率调节指令，实现风电场站有功功率的自动调节，以满足电网频率稳定及功率控制的要求，一次频率及惯量响应总控系统通过以太网与AGC系统、风场能量管理系统以及飞轮能量管理及协调控制器进行通信。在电网系统发生一次频率响应或虚拟惯量响应事件时，一次频率及惯量响应总控系统通过实时监测风电场站并网点处的电流、电压及电网频率信号，根据控制策略计算出风电场站一次调频或虚拟惯量响应对应的总有功功率目标值，并通过通信模块，将计算得到的有功功率目标值指令对应下发至风场能量管理系统和飞轮能量管理及协调控制器，再由风场能量管理系统和飞轮能量管理及协调控制器分别下发至各风电机组单元和飞轮储能单元，进而控制风电机组和集中式飞轮储能阵列系统进行有功功率输出，实现电网频率稳定，保证电网安全可靠运行。

需要说明的是，一次频率及惯量响应总控系统与AGC控制相协调，不接受外部AGC调度指令控制，基于一次调频或虚拟惯量响应指令优于AGC控制指令的原则，当一次调频或虚拟惯量响应的有功功率指令与AGC有功功率指令方向相反时，当风电场站并网点的电网频率向下扰动且超过一次调频死区或虚拟惯量响应频率变化率设定值时，应闭锁AGC减负荷指令；当风电场站并网点的电网频率向上扰动且超过一次调频死区或虚拟惯量响应频率变化率设定值时，应闭锁AGC加负荷指令。

图3是根据本发明一个实施例的用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法的流程图。如图3所示，该用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法，包括以下步骤：

步骤S1：接收自动发电控制系统，即AGC系统下发的指令信息，实时获取风电场站并网点处的电压、电流和电网频率。

在具体实施例中，AGC系统下发的指令信息中包括发电计划和功率调节指令，其中至少包含有风电场站运行的有功功率目标值。具体而言，即AGC系统从调度主站控制系统获取当前风电场站的发电计划和功率调节指令，并下发相关的指令信息，一次频率及惯量响应总控系统接收AGC系统下发的指令信息，通过其交流信号采集模块和并网频率采集模块实时获取风电场站并网点处的三相交流电压、电流及电网频率。

步骤S2：判断电网频率对应的频率变化率是否小于或等于第一预设频率变化率阈值。电网频率记作

步骤S3：若否，则控制风电机组和集中式飞轮储能阵列系统进入虚拟惯量响应控制模式。

具体而言，当电网频率

在具体实施例中，第一预设频率变化率阈值取0.2

步骤S4：若是，则判断电网频率是否在一次调频死区范围内。

具体而言，即频率变化率

在具体实施例中，一次调频死区范围记作

步骤S5：若电网频率在一次调频死区范围内，则控制集中式飞轮储能阵列系统不动作，并控制风电机组根据指令信息中包含的有功功率目标值运行。

具体而言，即网频率

步骤S6：若电网频率不在一次调频死区范围内，则控制风电机组和集中式飞轮储能阵列系统进入一次调频控制模式，以便进行一次调频，对电网频率进行精准调节。

具体而言，即电网频率

在本发明的一个实施例中，在一次调频控制模式下，具体包括：向自动发电控制系发送闭锁信号；根据电网频率

具体而言，即当判断需要进行一次调频时，一次频率及惯量响应总控系统主动向AGC系统发出闭锁信号，以闭锁AGC系统，此时不再响应AGC系统下发的指令信息。一次频率及惯量响应总控系统的逻辑运算模块根据一次调频有功功率-频率下垂曲线计算出第一有功功率调节量

在本发明的一个实施例中，如图4所示，展示了预设的一次调频有功功率-频率下垂曲线示意图。由此，根据预设的一次调频有功功率-频率下垂曲线及电网频率，确定对应于集中式飞轮储能阵列系统的第一有功功率调节量，具体包括：

若电网频率

在具体示例中，预设电网频率最低阈值记作

若电网频率

在具体示例中，预设电网频率最高阈值记作

若电网频率

具体而言，即，当

若电网频率f大于预设电网频率最高阈值

具体而言，即，当

可以理解的是，当

其中，在上述公式中，

在具体实施例中，逻辑运算模块将上述计算结果，即

如图5所示，飞轮能量管理及协调控制器采用广播式短指令模式，实现各飞轮储能单元毫秒级同步控制，响应第一有功功率调节量

在本发明的一个实施例中，在虚拟惯量响应控制模式下，具体包括：向自动发电控制系发送闭锁信号；根据频率变化率

具体而言，即当判断需要进行虚拟惯量响应时，一次频率及惯量响应总控系统主动向AGC系统发出闭锁信号，以闭锁AGC系统，此时不再响应AGC系统下发的指令信息。一次频率及惯量响应总控系统的逻辑运算模块根据预设的虚拟惯量响应有功功率变化量公式计算出第二有功功率调节量

在本发明的一个实施例中，根据预设的虚拟惯量响应有功功率变化量公式确定对应于集中式飞轮储能阵列系统的第二有功功率调节量，具体包括：

若电网频率f为正向变化，则第二有功功率调节量

在具体示例中，第一预设频率变化率阈值取0.2

若电网频率f为负向变化，则第二有功功率调节量

在具体示例中，第一预设频率变化率阈值取0.2

可以理解的是，当

其中，在上述公式中，

在具体实施例中，逻辑运算模块将上述计算结果，即

作为具体的实施例，以下结合图6，详细描述本发明实施例的用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法的控制流程，以便更好的理解本发明。

在本实施例中，一次频率及惯量响应总控系统与AGC控制相协调，基于一次调频或虚拟惯量响应指令优于AGC控制指令的原则，当一次调频或虚拟惯量响应有功功率指令与AGC有功功率指令方向相反，且当风电场站并网点的电网频率向下扰动且超过一次调频死区范围或虚拟惯量响应的频率变化率超过设定值时，应闭锁AGC减负荷指令；当风电场站并网点的电网频率向上扰动且超过一次调频死区范围或虚拟惯量响应的频率变化率超过设定值时，应闭锁AGC加负荷指令。结合图6所示，该用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法的控制流程概述为：

S10：一次频率和惯量响应总控系统接收AGC系统下发的指令信息，通过交流信号采集模块和并网频率采集模块对应实时获取风电场站并网点处的三相交流电压、电流及电网频率f，并转至步骤S20。

S20：当电网频率f出现扰动时，判断集中式飞轮储能阵列系统是否需要参与一次调频或虚拟惯量响应，若否，即集中式飞轮储能阵列系统无需参与一次调频或虚拟惯量响应，则转至步骤S150，若集中式飞轮储能阵列系统需要参与一次调频，则转至步骤S30，若集中式飞轮储能阵列系统需要参虚拟惯量响应，则转至步骤S90。

S30：一次频率和惯量响应总控系统向AGC系统发出闭锁信号，风电机组及集中式飞轮储能阵列系统的控制权转交给一次频率和惯量响应总控系统，即风电机组及集中式飞轮储能阵列系统暂由一次频率和惯量响应总控系统控制，并转至步骤S40。

S40：根据风电场站并网点处的电压、电流和频率变化率，分别计算第一有功功率初值

S50：根据一次调频有功功率分配策略，由通信模块下发包含第一总有功功率目标值

S60：风电机组和集中式飞轮储能阵列系统根据控制指令，调整有功功率输出至第一总有功功率目标值

S70：判断电网频率

S80：一次调频动作结束，解除AGC闭锁，风电场站根据AGC系统下发的指令信息中包含的有功功率目标值进行发电。

S90：一次频率和惯量响应总控系统向AGC系统发出闭锁信号，风电机组及集中式飞轮储能阵列系统的控制权转交给一次频率和惯量响应总控系统，即风电机组及集中式飞轮储能阵列系统暂由一次频率和惯量响应总控系统控制，并转至步骤S100。

S100：根据风电场站并网点处的电压、电流和频率变化率，分别计算第二有功功率初值

S110：根据虚拟惯量有功功率分配策略，由通信模块下发包含第二总有功功率目标值

S120：风电机组和集中式飞轮储能阵列系统根据控制指令，调整有功功率输出至第二总有功功率目标值

S130：判断频率变化率

S140：虚拟惯量响应动作结束，解除AGC闭锁，风电场站根据AGC系统下发的指令信息中包含的有功功率目标值进行发电。

S150：当判断无需进行一次调频或虚拟惯量响应时，集中式飞轮储能阵列系统不参与频率调节，风电机组根据AGC系统下发的指令信息中包含的有功功率目标值进行发电。

在本实施例中，该用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法，基于飞轮储能技术，在风电场站配置集中式飞轮储能阵列系统，使风电场站同时具备一次调频和虚拟惯量响应功能。集中式飞轮储能阵列系统接入风电机组，在风电场站稳定或发电需求增加或减小期间，风电机组始终运行在MPPT模式以达到最大发电效益，通过控制集中式飞轮储能阵列系统充放电来参与电网一次频率和虚拟惯量响应，实现了风电机组在全工况运行下具有一次调频和惯量响应能力，提高了风电机组的稳定性和抗扰性，提高了风电场站运行的经济性，利于改善电网对可再生能源的接纳能力，大幅提升电网对功率突变事件的调节能力和抗干扰能力，进而对构建坚强型电网提供有力支撑。

本发明的进一步实施例提出了一种用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制装置，其中，涉及的所述风电场站包括风电机组和与风电机组连接的集中式飞轮储能阵列系统，关于该风电场站、风电机组和集中式飞轮储能阵列系统的详细描述请参见前文中的相关描述，为减少冗余，此处不再赘述。

图7是根据本发明一个实施例的用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制装置的结构框图。如图7所示，该用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制装置100，包括：获取模块110和控制模块120。

具体的，获取模块110用于接收自动发电控制系统下发的指令信息，实时获取风电场站并网点处的电压、电流和电网频率。

控制模块120用于判断电网频率对应的频率变化率是否小于或等于第一预设频率变化率阈值，若否，则控制风电机组和集中式飞轮储能阵列系统进入虚拟惯量响应控制模式，若是，则判断电网频率是否在一次调频死区范围内；以及，当电网频率在一次调频死区范围内时，控制集中式飞轮储能阵列系统不动作，并控制风电机组根据指令信息中包含的有功功率目标值运行，当电网频率不在一次调频死区范围内时，控制风电机组和集中式飞轮储能阵列系统进入一次调频控制模式。

在本发明的一个实施例中，在一次调频控制模式下，控制模块120用于：向自动发电控制系发送闭锁信号；根据电网频率超出一次调频死区范围的时刻对应的风电场站并网点处的电流及电压，确定对应于风电机组的第一有功功率初值，以及根据预设的一次调频有功功率-频率下垂曲线及电网频率，确定对应于集中式飞轮储能阵列系统的第一有功功率调节量；根据第一有功功率初值控制风电机组运行，以及根据第一有功功率调节量控制集中式飞轮储能阵列系统运行，直至电网频率处于一次调频死区范围时，控制风电机组和集中式飞轮储能阵列系统退出一次调频控制模式，并向自动发电控制系统发送解除闭锁信号。

在本发明的一个实施例中，控制模块120，具体用于：当电网频率大于或等于预设电网频率最低阈值且小于一次调频死区范围的下限值时，确定第一有功功率调节量为：

当电网频率大于一次调频死区范围的上限值且小于或等于预设电网频率最高阈值时，确定第一有功功率调节量为：

当电网频率小于预设电网频率最低阈值时，确定第一有功功率调节量为：

当电网频率大于预设电网频率最高阈值时，确定第一有功功率调节量为：

其中，

在本发明的一个实施例中，在虚拟惯量响应控制模式下，控制模块120用于：向自动发电控制系发送闭锁信号；根据频率变化率超过第一预设频率变化率阈值的时刻对应的风电场站并网点处的电流及电压，确定对应于风电机组的第二有功功率初值，以及根据预设的虚拟惯量响应有功功率变化量公式确定对应于集中式飞轮储能阵列系统的第二有功功率调节量；根据第二有功功率初值控制风电机组运行，以及根据第二有功功率调节量控制集中式飞轮储能阵列系统运行，直至频率变化率小于第二预设频率变化率阈值时，控制风电机组和集中式飞轮储能阵列系统退出虚拟惯量响应控制模式，并向自动发电控制系统发送解除闭锁信号，其中，第二预设频率变化率阈值小于第一预设频率变化率阈值。

在本发明的一个实施例中，控制模块120，具体用于：当电网频率为正向变化时，确定第二有功功率调节量为：

当电网频率为负向变化时，确定第二有功功率调节量为：

其中，

在具体实施例中，该控制模块120包括一次频率及惯量响应总控系统。

需要说明的是，该用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制装置100的具体实现方式与本发明上述任意一个实施例的用于风电场站的一次调频和虚拟惯量响应控制方法的具体实现方式类似，具体请前述关于方法部分的描述，为了减少冗余，此处不再赘述。

在本发明的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”、“顺时针”、“逆时针”、“轴向”、“径向”、“周向”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

在本发明的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示意性实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。

尽管已经示出和描述了本发明的实施例，本领域的普通技术人员可以理解：在不脱离本发明的原理和宗旨的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由权利要求及其等同物限定。