一种海上风电并网系统频率支撑控制方法及装置与流程

1.本发明涉及海上风电并网系统控制领域，尤其涉及一种海上风电并网系统频率支撑控制方法及装置。


背景技术：

2.风电、光伏等清洁能源的开发利用是实现“碳中和”目标的重要途径之一，风力发电作为目前可再生能源开发利用中技术最成熟、最具规模开发和商业化发展前景的发电方式之一，越来越受到世界各国的重视并得到了广泛的开发和利用。海上风电具备资源条件稳定、单机容量上限大、适宜大规模开发、距离负荷中心较近等优势，逐渐成为世界各国风电发展的重要方向。我国沿海地区多，海岸线长，且距离负荷中心近，线路传输和就地消纳十分便捷。
3.目前我国建设的海上风电场主要位于近海，其采用高压交流输电方式接入陆上电网。变速恒频风电机组是当前海上风电场的主要机型，实现了风机转子转速与电网频率的解耦，然而风机转速与电网频率无关，无法主动响应电网频率波动。同时，风电机组主要通过电力电子器件与电网相连，较小的过载能力使其缺乏惯量支撑和一次调频能力，随着新能源渗透率的逐渐提高，受端电网等效惯量不断降低，对频率波动的阻尼能力逐渐减小。此外，海上风电出力的波动性和间歇性特征，进一步加剧了受端电网的频率越界风险，给系统稳定运行带来了挑战。现有研究主要是通过风机直接参与调频来提升海上风电并网友好性，其中风机转子动能控制通过在风机有功控制环节加入频率响应单元，利用转子动能实现电网频率支撑，但由于风电机组转子动能有限，转子动能控制调频一般只能维持很短时间，且可能会导致系统频率的二次跌落。此外，减载运行控制是使风力机预留一定的有功功率来参与电力系统调频，违背了风机运行的经济性初衷。


技术实现要素：

4.本发明提供了一种海上风电并网系统频率支撑控制方法及装置，采用具备电压源型控制模式的储能系统，以主动响应受端电网的电网频率变化，对功率缺额进行补充，并提升对弱电网的适应性。
5.为了解决上述技术问题，本发明实施例提供了一种海上风电并网系统频率支撑控制方法，包括：
6.当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过海上风电并网系统中的储能系统，根据所述受端电网的电网实际频率，分析得到对应的充放电功率参考值；其中，所述储能系统包括电化学储能电池和dc-ac变换器，所述dc-ac变换器采用电压源型控制模式；
7.实时获取所述储能系统的实时soc值；
8.若所述实时soc值在预设区间内，则将所述充放电功率参考值发送至所述储能系统的功率外环，以使所述储能系统的功率外环进行闭环控制；
9.若所述实时soc值不在所述预设区间内，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行充放电，以实现对所述海上风电并网系统的频率支撑控制。
10.实施本发明实施例，当受端电网的频率波动量超过预设的一次调频死区时，通过储能系统根据电网实际频率，分析得到对应的充放电功率参考值，进而构成储能系统的功率外环，然后当储能系统的实时soc值在预设区间内时，基于充放电功率参考值控制储能系统的功率外环进行闭环控制，当储能系统的实时soc值不在预设区间内时，基于充放电功率参考值进行电压电流内环控制，使得储能系统按照其系统需求进行充放电，以补充功率缺额，进而减小海上风电并网系统的频率波动，实现对海上风电并网系统的频率支撑控制。此外，储能系统中的dc-ac变换器，采用交流耦合方式，能够灵活控制具备高功率的海上风电场，并且其是采用电压源型控制模式，不需要锁相环就能够主动响应受端电网的电网频率变化，与受端电网保持同步，提升其在弱电网下的适应性，有助于应用在等效强度较低的弱电网，降低海上风电间歇性对受端电网频率的影响。
11.作为优选方案，所述海上风电并网系统，包括海上风电送出系统、所述储能系统和所述受端电网；
12.其中，所述海上风电送出系统依次包括海上风电场、海上升压站、交流海缆和陆上变电站，所述储能系统与所述海上风电送出系统连接于所述受端电网的同一个并网点。
13.实施本发明实施例的优选方案，储能系统与由海上风电场、海上升压站、交流海缆和陆上变电站构成的海上风电送出系统连接于受端电网的同一个并网点，以在海上风电送出系统的陆上并网点增设储能系统，形成海上风电并网系统，从而能够利用储能系统的灵活运行特性，改善海上风电并网系统的频率稳定性，提升海上风电的并网友好性。
14.作为优选方案，所述若所述实时soc值不在所述预设区间内，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行充放电，以实现对所述海上风电并网系统的频率支撑控制，具体为：
15.当所述实时soc值小于所述预设区间的下限值时，判定所述储能系统处于低电量状态，此时若所述充放电功率参考值大于或等于0，则所述储能系统不动作，若所述充放电功率参考值小于0，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行充电；
16.当所述实时soc值大于所述预设区间的上限值时，判定所述储能系统处于高电量状态，此时若所述充放电功率参考值大于0，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行放电，若所述充放电功率参考值小于或等于0，则所述储能系统不动作。
17.实施本发明实施例的优选方案，当储能系统的实时soc值小于预设区间的下限值时，判定储能系统处于低电量状态，此时若充放电功率参考值大于或等于0，则表明储能系统需要放电，然而由于当前储能系统处于低电量状态，所以储能系统不动作，以避免储能系统的电量过低而影响其储能性能，若充放电功率参考值小于0，则表明储能系统需要充电，则控制储能系统依照当前的充放电功率参考值进行充电；当储能系统的实时soc值大于预设区间的上限值时，判定储能系统处于高电量状态，此时若充放电功率参考值大于或等于0，则表明储能系统需要放电，则控制储能系统依照当前的充放电功率参考值进行放电，若充放电功率参考值小于0，则表明储能系统需要充电，然而由于当前储能系统处于高电量状态，所以储能系统不动作，以避免储能系统过充而影响其电池性能。
18.作为优选方案，所述当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设
置的一次调频死区时，通过海上风电并网系统中的储能系统，根据所述受端电网的电网实际频率，分析得到对应的充放电功率参考值，具体为：
19.当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过所述储能系统，分别实时获取所述受端电网的电网实际频率和电网额定功率；
20.通过所述储能系统，按照预设的功率算法，结合所述受端电网的电网实际频率和电网额定功率，计算得到所述储能系统的所述充放电功率参考值。
21.实施本发明实施例的优选方案，按照预设的功率算法，结合受端电网的电网额定频率以及实时测得的受端电网的电网实际频率，能够实时计算得到储能系统的充放电功率参考值，以便储能系统基于受端电网的频率波动情况相应地进行功率缺额补充。
22.作为优选方案，所述预设的功率算法，具体为：
23.p
ref
＝k(f
0-f)；
24.式中，p
ref
表示储能系统的充放电功率参考值，k表示有功-频率耦合系数，f0表示受端电网的电网额定频率，f表示受端电网的电网实际频率。
25.为了解决相同的技术问题，本发明实施例还提供了一种海上风电并网系统频率支撑控制装置，包括：
26.分析模块，用于当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过海上风电并网系统中的储能系统，根据所述受端电网的电网实际频率，分析得到对应的充放电功率参考值；其中，所述储能系统包括电化学储能电池和dc-ac变换器，所述dc-ac变换器采用电压源型控制模式；
27.获取模块，用于实时获取所述储能系统的实时soc值；
28.第一控制模块，用于若所述实时soc值在预设区间内，则将所述充放电功率参考值发送至所述储能系统的功率外环，以使所述储能系统的功率外环进行闭环控制；
29.第二控制模块，用于若所述实时soc值不在所述预设区间内，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行充放电，以实现对所述海上风电并网系统的频率支撑控制。
30.作为优选方案，所述海上风电并网系统，包括海上风电送出系统、所述储能系统和所述受端电网；
31.其中，所述海上风电送出系统依次包括海上风电场、海上升压站、交流海缆和陆上变电站，所述储能系统与所述海上风电送出系统连接于所述受端电网的同一个并网点。
32.作为优选方案，所述第二控制模块，具体包括：
33.第一控制单元，用于当所述实时soc值小于所述预设区间的下限值时，判定所述储能系统处于低电量状态，此时若所述充放电功率参考值大于或等于0，则所述储能系统不动作，若所述充放电功率参考值小于0，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行充电；
34.第二控制单元，用于当所述实时soc值大于所述预设区间的上限值时，判定所述储能系统处于高电量状态，此时若所述充放电功率参考值大于0，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行放电，若所述充放电功率参考值小于或等于0，则所述储能系统不动作。
35.作为优选方案，所述分析模块，具体包括：
36.数据获取单元，用于当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过所述储能系统，分别实时获取所述受端电网的电网实际频率和电网额定功率；
37.计算分析单元，用于通过所述储能系统，按照预设的功率算法，结合所述受端电网的电网实际频率和电网额定功率，计算得到所述储能系统的所述充放电功率参考值。
38.作为优选方案，所述预设的功率算法，具体为：
39.p
ref
＝k(f
0-f)；
40.式中，p
ref
表示储能系统的充放电功率参考值，k表示有功-频率耦合系数，f0表示受端电网的电网额定频率，f表示受端电网的电网实际频率。
附图说明
41.图1：为本发明实施例一提供的一种海上风电并网系统频率支撑控制方法的流程示意图；
42.图2：本发明实施例一提供的一种海上风电并网系统的拓扑结构示意图；
43.图3：为本发明实施例一提供的一种海上风电并网系统频率支撑控制装置的结构示意图。
具体实施方式
44.下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明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，都属于本发明保护的范围。
45.实施例一:
46.请参照图1，为本发明实施例提供的一种海上风电并网系统频率支撑控制方法，该方法包括步骤s1至步骤s4，各步骤具体如下：
47.步骤s1，当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区δ时，通过海上风电并网系统中的储能系统，根据受端电网的电网实际频率，分析得到对应的充放电功率参考值。
48.在本实施例中，为了避免储能系统频繁动作，影响储能运行寿命，在执行步骤s1之前，先根据受端电网频率统计信息或者受端电网频率波动情况，结合受端电网对频率波动的最大限制，考虑储能投资，综合确定一次调频死区δ《0.033hz。检测受端电网的频率波动量δf是否在一次调频死区δ内，若δf在一次调频死区内，则储能系统不动作，若δf不在一次调频死区内，则执行步骤s1至步骤s4，以实现对海上风电并网系统的频率支撑控制。
49.作为优选方案，海上风电并网系统，包括海上风电送出系统、储能系统和受端电网。
50.其中，请参照图2，海上风电送出系统依次包括海上风电场、海上升压站、交流海缆和陆上变电站，储能系统与海上风电送出系统连接于受端电网的同一个并网点，储能系统包括电化学储能电池和dc-ac变换器，dc-ac变换器采用电压源型控制模式。
51.在本实施例中，海上风电场包含若干台永磁直驱风电机组，永磁直驱风电机组经
ac-dc和dc-ac全功率变换器后再经变压器升压到35kv，交流汇集后经海上升压站升压到110/220kv，经交流海缆输送到陆上变电站，接入受端电网。而储能系统采用电化学储能，经变压器与海上风电送出系统在同一个并网点接入受端电网。
52.需要说明的是，若储能系统经过dc-dc变换器与光伏直流侧相连，被控对象为dc-dc变换器，即储能系统是采用直流耦合方式，其灵活性较差，需要在新能源电站设计时同时考虑储能系统，并且直流耦合系统功率等级比较低，一般在500kw以下，而单个风电场一般为400mw左右，搭配的储能约为40mw，因此风电场对应的储能系统并不适合用直流耦合，而应当采用交流耦合。
53.作为优选方案，步骤s1包括步骤s11至步骤s12，各步骤具体如下：
54.步骤s11，当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过储能系统，分别实时获取受端电网的电网实际频率和电网额定功率。
55.步骤s12，通过储能系统，按照预设的功率算法，结合受端电网的电网实际频率和电网额定功率，计算得到储能系统的充放电功率参考值，以构成储能系统的功率外环。
56.作为优选方案，预设的功率算法，具体为：
57.p
ref
＝k(f
0-f)；
58.式中，p
ref
表示储能系统的充放电功率参考值，k表示有功-频率耦合系数，f0表示受端电网的电网额定频率，f表示受端电网的电网实际频率。其中，当储能系统输出有功功率时，储能系统的充放电功率参考值p
ref
的符号为正，当储能系统吸收有功功率时，储能系统的充放电功率参考值p
ref
的符号为负。
59.需要说明的是，k值的选取直接决定储能系统功率参考值，影响系统的功率缺额是否能够补齐，同时也受到储能系统的充放电速率的限制，因此k值的选取需要综合两方面的情况加以确定。
60.步骤s2，实时获取储能系统的实时soc值。其中，soc(state of charge)，指电池的荷电状态。
61.在本实施例中，在得到储能系统的充放电功率参考值p
ref
之后，需要根据储能系统的实时soc值确定是否按照储能系统的充放电功率参考值输出功率p
ref
。为了避免储能系统过充或过放引起的寿命降低问题，此处设置储能系统参与频率支撑的最小soc为soc
min
，设置储能系统参与频率支撑的最大soc为soc
max
，并设置预设区间为[soc
min
,soc
max
]。
[0062]
步骤s3，若实时soc值在预设区间内，则将充放电功率参考值p
ref
发送至储能系统的功率外环，以使储能系统的功率外环进行闭环控制，参与海上风电并网系统的频率支撑控制。
[0063]
步骤s4，若实时soc值不在预设区间内，则控制储能系统根据充放电功率参考值p
ref
进行充放电，以实现对海上风电并网系统的频率支撑控制。
[0064]
作为优选方案，步骤s4包括步骤s41至步骤s42，各步骤具体如下：
[0065]
步骤s41，当实时soc值小于预设区间的下限值soc
min
时，判定储能系统处于低电量状态，不适宜进行放电，此时若充放电功率参考值p
ref
大于或等于0，则表明储能系统需要放电，但是为了避免储能系统过放，储能系统不动作，若充放电功率参考值p
ref
小于0，则表明储能系统需要充电，控制储能系统依照充放电功率参考值p
ref
进行充电。
[0066]
步骤s42，当实时soc值大于预设区间的上限值soc
max
时，判定储能系统处于高电量
状态，不适宜进行充电，此时若充放电功率参考值p
ref
大于0，则表明储能系统需要放电，控制储能系统根据充放电功率参考值p
ref
进行放电，若充放电功率参考值p
ref
小于或等于0，则表明储能系统需要充电，但是为了避免储能系统过充，储能系统不动作。
[0067]
在本实施例中，采取步骤s41至步骤s42，进行电压电流内环控制，使得储能系统按照系统需求补充功率缺额，进而减小系统的频率波动，提升系统运行可靠性。
[0068]
请参照图3，为本发明实施例提供的一种海上风电并网系统频率支撑控制装置的结构示意图，该装置包括分析模块m1、获取模块m2、第一控制模块m3和第二控制模块m4，各模块具体如下：
[0069]
分析模块m1，用于当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过海上风电并网系统中的储能系统，根据受端电网的电网实际频率，分析得到对应的充放电功率参考值；其中，储能系统包括电化学储能电池和dc-ac变换器，dc-ac变换器采用电压源型控制模式；
[0070]
获取模块m2，用于实时获取储能系统的实时soc值；
[0071]
第一控制模块m3，用于若实时soc值在预设区间内，则将充放电功率参考值发送至储能系统的功率外环，以使储能系统的功率外环进行闭环控制；
[0072]
第二控制模块m4，用于若实时soc值不在预设区间内，则控制储能系统根据充放电功率参考值进行充放电，以实现对海上风电并网系统的频率支撑控制。
[0073]
作为优选方案，海上风电并网系统，包括海上风电送出系统、储能系统和受端电网；
[0074]
其中，海上风电送出系统依次包括海上风电场、海上升压站、交流海缆和陆上变电站，储能系统与海上风电送出系统连接于受端电网的同一个并网点。
[0075]
作为优选方案，第二控制模块m4，具体包括第一控制单元41和第二控制单元42，各单元具体如下：
[0076]
第一控制单元41，用于当实时soc值小于预设区间的下限值时，判定储能系统处于低电量状态，此时若充放电功率参考值大于或等于0，则储能系统不动作，若充放电功率参考值小于0，则控制储能系统根据充放电功率参考值进行充电；
[0077]
第二控制单元42，用于当实时soc值大于预设区间的上限值时，判定储能系统处于高电量状态，此时若充放电功率参考值大于0，则控制储能系统根据充放电功率参考值进行放电，若充放电功率参考值小于或等于0，则储能系统不动作。
[0078]
作为优选方案，分析模块m1，具体包括数据获取单元11和计算分析单元12，各单元具体如下：
[0079]
数据获取单元11，用于当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过储能系统，分别实时获取受端电网的电网实际频率和电网额定功率；
[0080]
计算分析单元12，用于通过储能系统，按照预设的功率算法，结合受端电网的电网实际频率和电网额定功率，计算得到储能系统的充放电功率参考值。
[0081]
作为优选方案，计算分析单元12中预设的功率算法，具体为：
[0082]
p
ref
＝k(f
0-f)；
[0083]
式中，p
ref
表示储能系统的充放电功率参考值，k表示有功-频率耦合系数，f0表示
受端电网的电网额定频率，f表示受端电网的电网实际频率。
[0084]
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的装置的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
[0085]
相比于现有技术，本发明实施例具有如下有益效果：
[0086]
本发明提供了一种海上风电并网系统频率支撑控制方法及装置，当受端电网的频率波动量超过预设的一次调频死区时，通过储能系统根据电网实际频率，分析得到对应的充放电功率参考值，进而构成储能系统的功率外环，然后当储能系统的实时soc值在预设区间内时，基于充放电功率参考值控制储能系统的功率外环进行闭环控制，当储能系统的实时soc值不在预设区间内时，基于充放电功率参考值进行电压电流内环控制，使得储能系统按照其系统需求进行充放电，以补充功率缺额，进而减小海上风电并网系统的频率波动，实现对海上风电并网系统的频率支撑控制。此外，储能系统中的dc-ac变换器，采用交流耦合方式，能够灵活控制具备高功率的海上风电场，并且其是采用电压源型控制模式，不需要锁相环就能够主动响应受端电网的电网频率变化，与受端电网保持同步，提升其在弱电网下的适应性，有助于应用在等效强度较低的弱电网，降低海上风电间歇性对受端电网频率的影响。
[0087]
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步的详细说明，应当理解，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围。特别指出，对于本领域技术人员来说，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

技术特征：
1.一种海上风电并网系统频率支撑控制方法，其特征在于，包括：当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过海上风电并网系统中的储能系统，根据所述受端电网的电网实际频率，分析得到对应的充放电功率参考值；其中，所述储能系统包括电化学储能电池和dc-ac变换器，所述dc-ac变换器采用电压源型控制模式；实时获取所述储能系统的实时soc值；若所述实时soc值在预设区间内，则将所述充放电功率参考值发送至所述储能系统的功率外环，以使所述储能系统的功率外环进行闭环控制；若所述实时soc值不在所述预设区间内，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行充放电，以实现对所述海上风电并网系统的频率支撑控制。2.如权利要求1所述的一种海上风电并网系统频率支撑控制方法，其特征在于，所述海上风电并网系统，包括海上风电送出系统、所述储能系统和所述受端电网；其中，所述海上风电送出系统依次包括海上风电场、海上升压站、交流海缆和陆上变电站，所述储能系统与所述海上风电送出系统连接于所述受端电网的同一个并网点。3.如权利要求1所述的一种海上风电并网系统频率支撑控制方法，其特征在于，所述若所述实时soc值不在所述预设区间内，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行充放电，以实现对所述海上风电并网系统的频率支撑控制，具体为：当所述实时soc值小于所述预设区间的下限值时，判定所述储能系统处于低电量状态，此时若所述充放电功率参考值大于或等于0，则所述储能系统不动作，若所述充放电功率参考值小于0，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行充电；当所述实时soc值大于所述预设区间的上限值时，判定所述储能系统处于高电量状态，此时若所述充放电功率参考值大于0，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行放电，若所述充放电功率参考值小于或等于0，则所述储能系统不动作。4.如权利要求1所述的一种海上风电并网系统频率支撑控制方法，其特征在于，所述当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过海上风电并网系统中的储能系统，根据所述受端电网的电网实际频率，分析得到对应的充放电功率参考值，具体为：当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过所述储能系统，分别实时获取所述受端电网的电网实际频率和电网额定功率；通过所述储能系统，按照预设的功率算法，结合所述受端电网的电网实际频率和电网额定功率，计算得到所述储能系统的所述充放电功率参考值。5.如权利要求4所述的一种海上风电并网系统频率支撑控制方法，其特征在于，所述预设的功率算法，具体为：p
ref
＝k(f
0-f)；式中，p
ref
表示储能系统的充放电功率参考值，k表示有功-频率耦合系数，f0表示受端电网的电网额定频率，f表示受端电网的电网实际频率。6.一种海上风电并网系统频率支撑控制装置，其特征在于，包括：分析模块，用于当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过海上风电并网系统中的储能系统，根据所述受端电网的电网实际频率，分
析得到对应的充放电功率参考值；其中，所述储能系统包括电化学储能电池和dc-ac变换器，所述dc-ac变换器采用电压源型控制模式；获取模块，用于实时获取所述储能系统的实时soc值；第一控制模块，用于若所述实时soc值在预设区间内，则将所述充放电功率参考值发送至所述储能系统的功率外环，以使所述储能系统的功率外环进行闭环控制；第二控制模块，用于若所述实时soc值不在所述预设区间内，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行充放电，以实现对所述海上风电并网系统的频率支撑控制。7.如权利要求6所述的一种海上风电并网系统频率支撑控制装置，其特征在于，所述海上风电并网系统，包括海上风电送出系统、所述储能系统和所述受端电网；其中，所述海上风电送出系统依次包括海上风电场、海上升压站、交流海缆和陆上变电站，所述储能系统与所述海上风电送出系统连接于所述受端电网的同一个并网点。8.如权利要求6所述的一种海上风电并网系统频率支撑控制装置，其特征在于，所述第二控制模块，具体包括：第一控制单元，用于当所述实时soc值小于所述预设区间的下限值时，判定所述储能系统处于低电量状态，此时若所述充放电功率参考值大于或等于0，则所述储能系统不动作，若所述充放电功率参考值小于0，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行充电；第二控制单元，用于当所述实时soc值大于所述预设区间的上限值时，判定所述储能系统处于高电量状态，此时若所述充放电功率参考值大于0，则控制所述储能系统根据所述充放电功率参考值进行放电，若所述充放电功率参考值小于或等于0，则所述储能系统不动作。9.如权利要求6所述的一种海上风电并网系统频率支撑控制装置，其特征在于，所述分析模块，具体包括：数据获取单元，用于当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预先设置的一次调频死区时，通过所述储能系统，分别实时获取所述受端电网的电网实际频率和电网额定功率；计算分析单元，用于通过所述储能系统，按照预设的功率算法，结合所述受端电网的电网实际频率和电网额定功率，计算得到所述储能系统的所述充放电功率参考值。10.如权利要求9所述的一种海上风电并网系统频率支撑控制装置，其特征在于，所述预设的功率算法，具体为：p
ref
＝k(f
0-f)；式中，p
ref
表示储能系统的充放电功率参考值，k表示有功-频率耦合系数，f0表示受端电网的电网额定频率，f表示受端电网的电网实际频率。

技术总结
本发明公开了一种海上风电并网系统频率支撑控制方法及装置，包括：当海上风电并网系统中的受端电网的频率波动量超过预设的一次调频死区时，通过海上风电并网系统中的储能系统，根据受端电网的电网实际频率，分析得到充放电功率参考值；其中，储能系统包括电化学储能电池和DC-AC变换器，DC-AC变换器采用电压源型控制模式；若储能系统的实时SOC值在预设区间内，则将充放电功率参考值发送至储能系统的功率外环，进行闭环控制；若实时SOC值不在预设区间内，则控制储能系统根据充放电功率参考值进行充放电。本发明采用具备电压源型控制模式的储能系统主动响应受端电网的电网频率变化，降低海上风电间歇性对受端电网频率的影响。降低海上风电间歇性对受端电网频率的影响。降低海上风电间歇性对受端电网频率的影响。


技术研发人员：杨银国 陆秋瑜 李力 张帆 陈玥 谢平平 周保荣
受保护的技术使用者：广东电网有限责任公司电力调度控制中心
技术研发日：2023.06.09
技术公布日：2023/9/6