双馈风电场范文（精选7篇）
双馈风电场 第1篇
风力发电以其清洁、可再生、技术成熟、风力资源丰富等得天优厚的优势, 日益受到人们的重视, 并得到许多国家能源政策的支持。近年来, 随着电力发电技术的发展, 双馈风电机组已逐步成为兆瓦级风力发电机组的主流机型。双馈风电机组与定速风电机组相比有显著的优越性:低风速时它能够根据风速变化, 在运行中保持最佳叶尖速比以获得最大风能;高风速时利用风轮转速的变化, 存储或释放部分能量, 提高传动系统的柔性, 使功率输出更加平稳。
双馈风电机组由绕线转子异步发电机和在转子电路上带交流励磁变频器组成。发电机向电网输出的功率由直接从定子输出的功率和通过变频器从转子输出的功率两部分组成。交直交双PWM变换器以其良好的传输特性、功率因素高、网侧电流谐波小、能量双向流动等特点而受到广泛关注。
本文在PSCAD/EMTDC仿真环境下实现了风电场并网运行系统的电磁暂态仿真, 分析由DFIG组成的风电场的运行特性, 研究风电场接入电网后由于风速的波动对电网的电压稳定性及电压质量的影响, 仿真结果验证了数学模型和控制策略正确性和有效性, 揭示了风电场并网运行的动态特性。
2 双馈风电机组的控制策略
2.1 最大风能捕获
风电机组以风作为原动力, 风速直接决定了风电机组的动态特性。风电机组的输出功率主要受三个因素的影响:风速Vw, 桨距角β和叶尖速比。根据贝兹定理, 风力机产生的机械功率Pw为:
式中, ρ为空气密度, ω为风力机角速度, R为风轮半径, TW为输出机械转矩, Cp (β, λ) 为能量利用系数, 一般为0.4~0.59。
由式 (1) 可见, 在风速给定的情况下, 风能获得的功率取决于功率系数Cp, 如果在任何风速下, 风力机都能在Cpmax点运行, 便可增加其输出功率。在任何风速下, 只要使得风能的叶尖速比为最佳叶尖速比[1] (λ=λopt) , 就可以维持风力机在Cpmax下运行, 因此, 在风速变化时, 只要调节风轮转速保持叶尖速比不变, 就可以获得最佳的功率系数。
由DFIG的功率关系可知:
式中, P1, Pcul, Pfel分别为发电机定子输出功率、铜耗、铁耗;Pe为发电机电磁功率;Pw, Pm', Pm分别为发电机输入机械功率, 机械损耗和吸收的净机械功率;Pr, Pr'为发电机转子功率和转子损耗。
在式 (2) 中, 令Pmax=Pw=kω3, 从而有:
在变速发电运行中, 通过检测转子角速度, 按照式 (3) 计算出P1作为发电机的有功参考值Pref, 实现最大风能的追踪和捕获。
2.2 DFIG的数学模型及等值电路
双馈电机定转子均为三相对称绕组, 它均匀分布在电机圆周内, 气隙均匀, 电路、磁路呈对称分布。作如下假定:a.只考虑定转子电流的基波分量, 忽略谐波分量;b.只考虑转子空间磁动势基波分量;c.忽略磁滞损耗和铁耗;d.变频电源可为转子提供能满足幅值、频率及功率因素要求的电源, 不计其阻抗与损耗。
定子正方向按发电机惯例定义, 转子方正方向按电动机惯例定义。
将定子转子上的电压和磁通转换到同步旋转坐标dq0坐标系上。
dq0坐标系下电压方程:
dq0坐标系下磁链方程:
式中, 下标“s”和“r”分别表示定子侧和转子侧;“d”、“q”分别代表直轴和交轴。
2.3 定子磁链定向矢量控制系统
在定子磁链定向矢量控制方法下, 通过定子电压电流可以计算出有功P1, Q1, 由式 (3) 得到的有功参考值Psref、Qsref与P1、Q1的偏差通过PI调节得到定子q轴和d轴电流分量的参考值。本文将转子侧逆变器等效为受控电压源, 其参考电压为转子励磁参考电压q轴和d轴分量Uqref、Udref经坐标变换得到转子励磁电压三相参考分量。
3 DFIG组成的风电场输出特性仿真分析
在PSCAD/EMTDC仿真环境下, 以渐变风和阵风为例, 对由5台单机容量为2MVA双馈感应电机 (DFIG) 组成的风电场并网前后的运行特性进行仿真分析, 采用风力机的参数如下:
风力机:风轮半径R=36.4m, 最佳叶尖速比λopt=10.35, 空气密度ρ=1.25kg/m3;额定风速13m/s。DFIG:额定功率2MVA, 定子绕组电阻Rs=0, 转子电阻Rs=0.019pu, 定子和转子漏抗Lσs=0.257pu, Lσr=0.295pu, 激磁电抗Lm=6.92pu。
风电场在t=0.8s时刻并网, 发电机A相电压的相位一致, 误差很小, 频率满足±0.2HZ误差范围, 满足并网条件。在发电机由亚同步向超同步运行状态, 风电场出口电压产生轻微的波动;有功功率可以快速的跟踪参考值的变化, 无功功率不受有功的影响, 实现了有功无功的解耦控制;定子电流也能较好的跟随有功功率而变化, 随着最大风能的跟踪控制对有功参考值进行调节;在整个过程中频率基本保持不变, 实现DFIG的变速恒频运行。
4 结论
双馈风电场无功功率阻尼控制策略 第2篇
关键词：电力系统,双馈发电机,低频振荡,无功功率,阻尼控制
0 引言
风力发电是当今世界上发展最快的新能源发电技术,随着风电场规模的增大,风电机组出力的波动性、随机性以及长距离输电将增加电力系统稳定性问题发生的可能性,特别是低频振荡事故[1]。当低频振荡事故发生后,不仅会阻碍区域间功率的传输,同时也会增加风电机组轴系振荡从而影响风电机组安全运行。
为了抑制电力系统低频振荡,各种PSS稳定控制方法相继提出,但是这些方法常常用于传统同步发电机的控制,随着风电容量在电力系统所占比例的增加,非常有必要研究风电机组阻尼电力系统低频振荡的能力。文献[2-3]设计了双馈风电场的附加阻尼控制使得低频振荡得到较好的抑制,但是当风电机组有功功率功率环附加PSS控制时会使风电机组本身轴系发生更大的波动,并且以上文献很少考虑到常规PSS线性控制方法很难适应风电场运行方式复杂多变的实际现场情况。一方面考虑模糊控制技术由于具有抗干扰能力强、设计过程不需要被控对象的模型参数等优点,可能会很好地解决风电场运行方式复杂多变的实际问题;另一方面电力系统是一个能量产生、传输和消耗的非线性复杂系统,其能量平衡在整个系统的安全运行中起至关重要的作用,已有相关研究将暂态能量函数方法应用到SVC、HVDC阻尼控制中[4],其中通过调节SVC的无功功率输出对低频振荡的抑制效果非常明显,而其应用到风电场附加阻尼控制中还比较少见。基于此,本文从抑制低频振荡效果和对风电机组轴系扭振的影响两个角度,基于暂态能量函数方法,提出了双馈风电场无功功率附加阻尼控制策略。
1 风电场无功功率阻尼控制的机理分析
1.1 含风电场的电力系统暂态能量振荡分析
针对含风电场的两区域电力系统,如图1所示,可定义系统暂态能量函数为:
式中δ12=δ120,ω120=0为该系统稳定平衡点,δ12、ω12为区域1、2的功角角度差和角速度转差,V为该系统总暂态能量,VK、VP分别为该系统暂态振荡动能和势能,P1、P2为母线A、B处的传输线有功功率,M1、M2分别为区域1、2惯性常数,Meq为等值惯性时间常数,P1 0、P2 0为区域1、2所有发电机发出的有功功率,Pω为风电场有功功率。
图1 含风电场的两区域电力系统
图2 δ12和ω12振荡特性
发生区域间低频振荡时,功角角度差δ12和角速度转差ω12振荡特性一般如图2所示[5],t0、t1、t2、t3、t4分别对应势能和动能的最大值和最小值,对于该系统故障前后总暂态振荡能量V将保持不变。
由式(3)暂态振荡势能定义可知:
如图2所示,在t0和t4时刻,暂态振荡动能VK(t0)、VK(t4)都为0,对于零阻尼情况时,暂态振荡势能VP(t0)、VP(t4)应该为一个恒值。因此,
如果通过调节风电场使暂态振荡能量差持续小于0,那么低频振荡就可以得到抑制。
1.2 无功功率阻尼低频振荡分析
假设风电场无功功率可等值为一个无功接地电抗,U1、U2为母线A、B的电压,则传输线有功功率为,xL为传输线AB线路电抗,x1、x2分别为区域1、2等效电抗。若传输线有功功率可控增量ΔP12大于0,做如下调整:(1)t0~t2时,风电场输出无功功率减小"ΔQ,则传输线功率P1减小"ΔP12;(2)t2~t4时,风电场输出无功功率增加"ΔQ,则传输线功率P1增加"’P12,则:
将式(6)代入式(5)可得:
由图2可知δ12(t2)<δ12(t0),δ12(t2)<δ12(t4),且ΔP12>0,因此’V恒小于0。通过调节风电场输出无功功率可削减系统暂态能量,从而抑制低频振荡。
2 双馈风电场常规PSS无功功率阻尼控制
借鉴PSS控制方法,将传输线功率信号附加到双馈风电机组无功功率控制环中,如图3所示。Pref、Qref为有功、无功功率参考值;ids、iqs、idr、iqr、udr、uqr、Lm、Lr为双馈发电机d轴、q轴定、转子电流、转子电压、定转子互感、转子自感。图3(b)中u1为反馈信号,Tw是微分时间常数,T为相位补偿环节参数,k为增益。
图3 无功功率环附加阻尼控制图
以双馈风电场接入IEEE两区域四机系统的算例进行仿真分析,如图4所示。假设风电场内有200台1.5 MW双馈风电机,单台双馈风电机组参数见文献[6]。
图4 含风电场电力系统的仿真模型
在联络线上发生三相短路故障,故障持续时间为10 s-10.1 s,仿真结果如图5所示,其中pu表示标幺值。从图5可以看出,通过调节风电场无功功率的输出可以抑制电力系统区域间低频振荡,且抑制效果随着阻尼信号增益k的增大而增大,但其机组轴系扭矩基本不受影响。
3 双馈风电场无功功率模糊附加阻尼控制
对于风电场运行方式复杂多变的实际现场情况,这将进一步增大阻尼增益参数优化选取工作的难度。考虑模糊控制技术由于具有抗干扰能力强、适合非线性条件下控制等优点,本节研究了双馈风电场无功功率模糊附加阻尼控制。反应各个振荡阶段的相位β、幅值γ如下所示。
其中:P0为低频振荡前传输线有功功率,。模糊控制结构如图6所示,相角输入量EC、幅值输入量E、输出量U隶属度函数均采用三角形分布。糊控制规则表如表1所示,PB、PM、PS、PL、ZE、NL、NS、NM、NB分别表示输出正大、正中、正小、正微、近零、负微、负小、负中、负大。
图5 不同增益下无功环附加阻尼控制时动态响应
图6 模糊控制结构图
仍以双馈风电场接入IEEE两区域四机系统的算例进行仿真分析,仿真结果如图7所示。
表1 模糊规则表
4 结束语
本文研究了双馈风电场无功功率阻尼控制策略。得到的主要结论有:
(1)双馈风电场无功功率常规PSS附加阻尼控制能很好的抑制低频振荡,但是其阻尼增益系数对阻尼控制效果,甚至是系统稳定性有重要影响。
图7 不同附加阻尼控制时动态效应
(2)从抑制低频振荡和减少机组轴系扭振两方面来看,风电机组无功功率模糊附加阻尼控制要比常规PSS附加阻尼控制效果要好。为了既能抑制电力系统低频振荡又能减少对风电机组轴系扭振的影响,通过调节风电场无功功率输出的策略可能更加适合,特别是模糊阻尼控制的方法。
参考文献
[1]徐政译.风力发电的模拟与控制[M].北京:机械工业出版社,2011.
[2]张子泳,胡志坚,李勇汇.并网型双馈式风力发电系统广域阻尼控制器设计[J].高电压技术,2011,37(1):157-163.
[3]郝正航,余贻鑫,曾沅.改善电力系统阻尼特性的双馈风电机组控制策略[J].电力系统自动化,2011,35(15):25-29.
[4]杨晓东,房大中,刘长胜,等.阻尼联络线低频振荡的SVC自适应模糊控制器研究[J].中国电机工程学报,2003,23(1):55-59.
[5]徐光虎,孙衡,陈陈.HVDC模糊协调阻尼控制器的设计[J].电力系统自动化,2004,28(12):18-23.
双馈风电场 第3篇
风能是一种可再生清洁能源,无污染、投资周期短、占地少[1,2,3,4]。我国甘肃地区风力资源十分丰富,是建立风电场的绝佳地带。经过国家发改委批准,将于2008至2015年建立号称“陆上三峡”的大型风电场。早期国内的风电场均是以异步风力发电机为主,采用定桨距失速调节方法[5],这样做虽然整机结构简单,部件少,造价低,并具有较高的安全系数,但是由于定桨距失速控制没有功率反馈系统和变桨距执行机构,使得风力机转速不能随风速而变,从而降低了对风能的利用率,当风速突变时,巨大的风能将在主轴、齿轮箱等部件上产生很大的机械应力,而且并网时还会产生巨大的冲击电流。新型的双馈风力发电机组则完全能克服上述缺点,它不但能改恒速成变速运行,最大限度地捕捉风能,极大提高风能的利用率[6],而且拥有先进的变频控制技术,可以有效地实现有功和无功的控制,改善风力发电机接入电网后的功率因数,提高电网的电能质量。
本文针对国内风机机型落后、风能利用率低、暂态稳定性差等问题,利用电力系统综合程序中的用户自定义功能模块(PSASP/UD),构建了新型双馈风电机组的稳态模型和暂态模型。为证明模型的有效性,建立了三十里井子、低窝铺、玉门等3个地区大型风电场,接入甘肃省嘉酒电网进行潮流、电压稳定性、短路容量等稳态计算,以及不同风速扰动下的多种故障暂态稳定性分析。仿真结果显示:该模型真实准确地模拟了大型双馈风电场接入系统后的动态性能,和异步风力发电机相比,在捕捉风能利用率和暂态稳定性等方面,双馈风机明显更加优化。计算结果对于未来风力发电工程建设具有良好的参考价值和借鉴意义。
1 大型双馈风电场的建模
1.1 PSASP/UD的设计思想
PSASP是研究电力系统的专用软件,适合进行潮流、短路、网损、暂态稳定、谐波等各种分析,但是对于风力发电的建模和计算用之极少。为了满足电力系统计算中能够模拟如风力发电机若干新型元件和各种控制功能,本文使用了PSASP/UD功能模块。UD模块是利用PSASP程序内部自带功能框图,基于目标数学函数进行模型搭建,主要分为3个部分。
a.基本功能框的建立:PSASP在程序中设置了50多个功能框,分为微积分运算、代数运算、基本函数运算、逻辑控制运算、线性和非线性函数运算,可以为潮流和暂态稳定计算所调用。
b.输入和输出信息的规定:输入和输出信息的设计应该根据问题和需要设定,在潮流程序里,把计算的已知量和有关待求量作为输入和输出信息;在暂态程序中,输入、输出为母线、发电机、负荷,正、负、零序等有关变量。只要程序提供了完备的输入和输出信息,就能够实现任何自定义模型与电力系统连接。
c.模型定义编辑环境的设计:模型的定义建立必须要遵从一定的规则。为此,PSASP提供了既有提示、又有约束的直观友好的图形/文本2种建模环境。用户可在上述模型编辑环境里,根据给定的基本功能框图和输入、输出信息建立自己所需要的模型。
1.2 双馈风力发电机潮流模型
变速恒频双馈风力机等值电路可以看成转子励磁电压ur和定子电压us分别作用的结果,风机的输出功率为
其中,Cp为风能转换效率系数,它是桨距角β和叶尖速率比λ的函数;S为叶片扫掠的面积;p为空气密度;v为风速;Ur、Us为ur和us的有效值;Xs、rs为定子电抗和电阻;Xr、rr为转子电抗和电阻;Xm为励磁电抗;θ为转子励磁电压ur和定子电压us之间的夹角;s为滑差率。
可根据公式在PSASP的UD中相应搭建该模型。
1.3 双馈风力发电机暂态模型
双馈风力发电机的暂态模型为
其中,ed、eq为双馈风力发电机定子内电动势;Ls、L's为定子绕组自感和暂态电抗;ird、ird为转子d、q轴电流。
相应在PSASP的UD中搭建该模型。
1.4 双馈风力发电机的解耦控制策略
双馈风力发电机是通过控制转子的电流来分别控制定子的有功和无功,实现两者的解耦控制[7,8,9,10,11,12]。现利用基于SPWM技术的变频器来完成上述核心控制,整个双馈风电机的控制分为5个部分。
a.功率取样。功率取样模块通过从定子测试电流和电压的大小,计算出即时定子发出的电功率。
b.M-T坐标。为了解耦控制转子电流,必须建立标准M-T坐标系。M-T坐标模块通过定子电流、定子电压以及双馈发电机的转子旋转位置,建立标准的M-T坐标系。
c.坐标转换。因为定子中的电流和电压都是三相对称的,坐标转换模块将把对称的三相电流和电压转换为M-T坐标下的电流和电压,具体的电流转换公式为式(4),电压也可同理转换。
d.交流励磁电流(压)PI控制环。此控制环节采用典型的PI控制方法,当经过功率取样后,得到实时的有功和无功,将其与参考功率相比较,差值进入PI控制环节,经过调节后,可以确定交流励磁电压的幅值和相位,同时根据转子的转速得到转差,确定交流励磁的频率。具体控制如图1所示。
e.SPWM变频器。基于SPWM技术的变频器控制实质是通过利用上述励磁电流控制环得到的参考励磁电压,调节变频器的占空比和载波幅值,使其转子侧换流器产生参考励磁电压,从而控制发电机的输出功率。
1.5 大型双馈风力发电场的等值
当风电场的装机台数较多时,为了准确求解风电场的特性,严格意义上需要考虑风力发电机组的分布位置、风电场内部电网结构以及尾流效应等[13,14,15,16,17,18],其计算工作量和难度增加。为简化计算,现利用基于传递函数辨识的方法及最小二乘法[19,20,21,22]求解出风力发电机的等值惯性时间常数τ,等值滑差率s,等值定子电阻r、电抗X,等值励磁电抗Xm,等值有功功率P等动态参数:
其中;ρi是第i台风机容量在总容量中占的比重;si为第i台风机的滑差率;rri、Xri、rsi、Xsi分别为第i台风机的转子电阻、转子电抗、定子电阻、定子电抗;m为风电机组数量。
2 仿真验证
2.1 风电场接入后电网潮流计算及电压分析
潮流计算采用夏大、冬大、夏小、冬小4种方式进行。着重研究三十里井子、低窝铺、玉门3个大型双馈风力发电场,风场简化示意图如图2所示。由于上述3个风电场已经建成,因此可以将实际运行数据和该模型下的仿真数据进行对比,从而验证该模型的准确性。根据风电场发出的不同功率,可以得到表1所示的潮流数据。
图中,1、2、3节点分别为三十里井子、低窝铺、玉门风电场;4节点为阳关变;5节点为嘉峪关变;6节点为张掖变;7节点为山丹变;8节点为金昌变;9节点为凉州变;10节点为合并后的海石湾、永登和靖远节点。
由4种方式下的潮流图可知,由于风电场大发,嘉酒电网电压虽能满足要求,但是个别点的电压偏高,三十里井子及安西风电场110 kV母线,安西变、昌马联合变110 kV母线、803电厂110 kV母线电压偏高,最高达122.6 kV。由表1可以看出,基于UD搭建的双馈风电场模型和实际运行数据十分接近,因此利用该模型进行潮流分析是可行的;风电场出力对各点电压的影响较大,随着风电场容量的增大,风场接入处的电压会逐渐变小。特别是在风电出力较小的时候,风电场出力的波动对系统电压的影响更大,这就需要电力运行部门要随着风力大小及时调节枢纽变电压,以便满足系统各节点电压质量。但是整体而言,风电场接入嘉酒电网后,电压不会产生巨大波动,完全能够维持稳定运行。
注:Ureal、Ucal分别为节点电压的实际值和计算值。
在潮流电压稳定的基础上,针对双馈风电场接入电网前后的短路容量进行了对比(见表2),并分析了河西电网调峰能力对风电接入容量的影响。
由表2可以看出,当向阳、大梁、安西等异步风电场接入电网后,增大了近189 MW的短路容量;当低窝铺、三十里井子、玉门双馈风力发电场接入电网后,增大了近193.2 MW的短路容量。风电场总共增加了近382.2 MW的短路容量。
为了进一步求取嘉酒电网风电场的穿透功率容量,继续研究了河西电网的调峰能力对风电场接入容量的影响,计算表明:当2008年河西电网有约400 MW风电接入后,系统需要为河西电网提供100～380MW的调峰容量。在风电出力最大时,主网需要向河西电网提供约170～1110 MW的电力;当河西电网不接入风电时,河西电网需要主网提供约470～1490 MW的电力,可以看出,风电的接入对缺电的河西电网有一定的电力补充作用。由于风电不能就地消化,并且甘肃电网系统调峰能力较弱,因此风电装机容量应该限制在450 MW以内比较合适,同时应该考虑嘉酒地区其他电源陆续投产,逐渐加强系统调峰能力,使得系统可以接纳更大容量的风电设备。
2.2 风电场接入后的暂态稳定性仿真分析
利用图2所示的嘉酒电网进行暂态稳定性分析,主要针对三十里井子(46.8 MW)、低窝铺(46.6 MW)、玉门(99.8 MW)这3个不同容量双馈风电场进行研究。
2.2.1 不同风速扰动
当风速为不同斜率的渐进风时,仿真波形如图3所示(θPitch为桨距角调节数值,后同)。
由图3可知,当风机在5-15 s受到斜率为1的渐进风时,由于双馈风机转子侧会进行励磁控制,保持功率输出平缓,因此风电场的有功和无功不会发生明显的波动,而且伴随着桨距角控制的动作,有功和无功会更快恢复稳定。
当风速为阵风时,仿真波形如图4所示。
由图4可知,当阵风作用时,功率波动会稍微明显些,但是桨距角调节会提前动作,而且调节的角度会增大1倍左右,风机仍旧可以稳定运行。
2.2.2 三相短路故障
三十里井子(49.5 MW)风电场10 kV母线处发生三相短路故障,故障持续时间为0.4 s,仿真波形如图5所示。
由图5可知,在三十里井子10 kV系统母线发生短路故障后,各风电场节点的转子转速都迅速增大,风机功率减小,低窝铺和玉门风电节点电压也迅速下降,但是双馈风机不会像异步风力机一样,定子短路电流瞬时值迅速增至电机额定电流的数倍而被迫进行切机操作,而是利用自身变频器调节转子电流,维持功率的传输。随着故障的消除,各节点转差率、转子转速、风机功率和电压都逐步恢复正常,这表明,在三十里井子10 kV母线发生短路故障,故障持续时间0.1 s情况下,系统是稳定的。
假设在阳关110 kV系统母线发生三相短路故障,持续时间为0.4 s,仿真波形如图6所示。
由图6可知,阳关110 kV系统母线发生三相短路故障,双馈感应电机转子回路电流过载,导致风电机组转子过流保护动作,短接双馈感应电机的转子回路并闭锁变频器,使得基于双馈感应电机的风电机组将以异步方式运行,变频器失去控制能力,即便在故障消除后,各风电场节点转差率仍在持续增加,转子转速也一直增加,风机功率一直减小到0,最终被迫切机,三十里井子和低窝铺风电节点电压也将持续下降,最终使系统失去稳定。
假设在阳关110 kV系统母线发生三相短路故障,故障时间缩短为0.15 s,仿真波形如图7所示。
由图7可知,当缩短故障持续时间后,双馈风机变频器不会因为过电流保护而闭锁,它的快速控制能力可以使得在故障消除后,连续精确地调整转子回路电流瞬时值,对风电机组的电磁转矩及功率因数进行实时控制,再加上桨距角的附加控制,最终保证了风机的稳定运行。
由上述3个仿真算例可以看出,不同故障地点、故障持续时间会对系统的暂态稳定性产生很大的影响。
2.2.3风电机组切机
假设在低窝铺(46.6 MW)风电场10 kV系统母线处进行切机,切机时刻为5 s时,仿真波形如图8所示。
由图8可知,当低窝铺进行切机操作后,为了防止风机转子电流突变,损坏电力电子元件,风机输出功率不会立刻减为0,而是会随着桨距角的迅速增大,逐渐减为0。玉门和三十里井子2个风电场在低窝铺切机后,会逐渐增大有功和无功输出,补偿整个地区风电场的功率缺额,保持系统的稳定性。
3 结论
a.基于PSASP/UD所搭建的双馈风力发电机潮流模型和三阶暂态模型真实有效,完全能模拟风机的动态性能。
b.嘉酒电网加入一定容量风电机组后,增大了电网的短路容量,提高了系统的调峰能力,对缓解嘉酒电网缺电的局面有一定的作用。
c.在离风电场近距离发生短路故障时,双馈风机不会像异步风力机一样,定子短路电流瞬时值迅速增至电机额定电流的数倍,被迫进行切机操作,而是利用自身变频器调节转子电流,维持功率的传输。
双馈风电场 第4篇
随着中国风电场开发规模日益扩大, 大规模风电场的稳定接入成为电力系统面临的一个重要问题。风电场采用柔性高压直流 (VSC-HVDC) 的接入方式[1,2]相较于传统高压直流晶闸管的在线换流 (LCC-HVDC) [3]的接入方式更适合大规模风电场的远距离、大功率传输运行[4], 这使得柔性直流输电方式成为当前关注的热点, 世界各国为此也作了积极的工程探索[5], 国内的上海南汇风电场柔性直流接入是中国首条柔性直流示范工程, 大连跨海柔性直流输电重大科技示范工程也在论证实施中[6]。
当前大规模风电场接入使得电力系统存在着较高的风电穿透率, 如果在电网故障时风电场出于自身保护而大规模脱网将会对电力系统造成更严重的影响, 因此, 风电场的故障穿越 (FRT) 运行能力成为当前大规模风电场接入电网的必备要求[7], 有关FRT的标准世界各国都不相同:德国E.ON公司要求风电场在电网电压全跌落下维持7.5个电网周期 (150 ms) 的不脱网;英国是7个电网周期 (140ms) ;而丹麦则要求如果风电场接入100kV以下的电网时, 电网跌落至25%额定电压需维持7个电网周期 (140ms) 的不脱网运行, 如果风电场接入100kV以上的电网时, 电网电压全跌落下维持5个电网周期 (100ms) 的不脱网运行;中国是电网电压跌落至20%额定电压时需要维持风电机组625ms的不脱网运行[8]。
目前有关风电场VSC-HVDC接入下的FRT运行控制主要有直流母线故障泄放电阻投切控制、风电场故障减载控制、风电场故障变频控制以及风电场故障降压控制这几种方式。直流母线泄放电阻投切的FRT方式[9]可以可靠实现风电场FRT运行, 在这种方式下只需设置直流泄放电阻的投切控制, 无需对风电场和VSC-HVDC进行额外的控制调节, 但是总的电阻参数设置需与风电场容量相匹配, 不同电网跌落深度下的泄放电阻投入有不同, 而且对大容量风电场, 如果故障过程短暂, 泄放电阻很难快速实现电流泄放来维持直流母线的电压稳定。风电场减载控制可以通过电磁减载来控制风电机组的有功输出, 也可以通过变桨实现机械减载。由于机械减载远慢于电磁减载, 所以在短时间的FRT控制通常采用电磁减载的方式实现。文献[10]讨论了直驱永磁风电场VSC-HVDC接入下的风电场减载FRT控制策略;文献[11-12]针对双馈感应发电机 (DFIG) 的运行特性提出了故障情况下增加风电场频率的方式来减少风电场功率输出, 但是实际风电机组控制中很难测量到短时间内快速的频率变动来做相应的减载响应[13];文献[14]采用故障情况下降低风电场电压的方式来减少风电场输入直流母线的有功功率, 这种方式虽然可以快速降低风电场的有功输入, 但是这种快速电压下降对于DFIG可能造成新的机端电压跌落和进入单机的低电压穿越控制[15]。为此, 文献[16]针对风电场电压突变而对DFIG引入一种快速去磁控制来消除风电场电压突变给DFIG带来的电磁暂态过程, 实现风电场电压下降的同时DFIG保护不会脱机, 但是在控制实现过程中无论电网电压跌落程度如何都先将风电场电压降为零, 即使风电机组有去磁控制, 这样剧烈的机端电压变化依然会危及DFIG网侧变换器的安全运行。此外, 在电网电压跌落过程中, 电网侧电压源换流器 (GSVSC) 的控制目标也同样会发生变化, 相应的匹配控制也需要进一步的改进。
由于DFIG是当前风电场建设和规划的优选机型[2,12], 因此本文以双馈风电场为例, 讨论了其在VSC-HVDC接入下的FRT换流器控制策略。本文首先建立了双馈风电场通过VSC-HVDC接入电网的数学模型, 并分析了电网故障下系统脱网的机理, 依据电网故障下为维持直流母线电压稳定的风电场侧电压源换流器 (WFVSC) 功率变化特性曲线, 对风电场引入越权控制模块来实现风电场在电网故障情况下的快速减载控制;其次, 由于电网故障过程中系统急需无功支持, 相应对GSVSC的直流电压外环设计电网故障下的越权控制模块, 以优先无功电流的限流方式来切换GSVSC的有功电流给定, 提高GSVSC在电网故障情况下的无功输出, 同时也在电流内环引入电网故障下的越权控制模块, 以减少电网电压突变对换流器产生的电流冲击和改善直流侧电压的动态性能。通过这些故障情况下的越权控制模块的配合, 实现风电场VSC-HVDC输电系统的FRT运行能力。最后, 在MATLAB/Simulink仿真平台上分别对不同电压跌落情况进行仿真验证, 验证本文所提FRT运行控制策略的正确性和有效性。
1 双馈风电场通过VSC-HVDC接入电网的数学模型
1.1 双馈风电场的VSC-HVDC接入结构
双馈风电场通过VSC-HVDC接入电网的结构如图1所示。该系统由双馈风电场、风电场滤波器、WFVSC、直流母线、GSVSC、电网侧滤波器以及风电场侧和电网侧的升/降压变压器等部分构成。
1.2 双馈风电场的等值模型
目前, 依据不同的等值原则, 双馈风电场等值模型大致有单机等值模型[17]、简化电功率等值模型[18]、根据风速分群后等值机械功率的单机模型[19]、根据风速分群后的多机等值模型[20]。不同的双馈风电场等值模型对应的控制设计也不同。本文采用文献[9-13]的单机等值模型来对双馈风电场VSC-HVDC接入模式下的FRT控制策略进行原理验证, 因而风电场具体的不同等值差异未作深入讨论。对于双馈风电场单机等值模型已有大量文献描述, 其对应的控制系统结构通常是采用电流内环、电压外环的级联式双环矢量控制, 依据DFIG机侧和网侧的不同控制目标, 设定各自对应变换器的控制给定。通常机侧变换器采用定子磁链定向的最大风能跟踪的控制给定, 网侧变换器采用电网电压定向的单位功率因数控制给定。具体的控制策略可以参见文献[21]。
1.3 WFVSC模型
WFVSC运行控制中作为一个松弛节点, 控制风电场公共接入点 (PCC) 电压的幅值和相位, 当风电场接入后, WFVSC自动吸收风电场送过来的功率[21]。WFVSC在dq同步坐标系下的暂态数学模型为:
式中:uwd和uwq分别为风电场母线电压的dq轴分量;iwd和iwq分别为WFVSC交流侧输入电流的dq轴分量;uc1d和uc1q分别为WFVSC交流侧基波电压的dq轴分量;Rw和Lw分别为考虑变压器Tw和平波电抗的等效电阻和电抗;ωw为同步旋转坐标系的角频率, 也是风电场母线电压的角频率。
在系统稳态情况下的数学模型为:
根据数学模型可以得到其相应dq同步旋转坐标系下的空间矢量等效电路, 如图2所示, 图中uw=[uwd, uwq], iw=[iwd, iwq], uc1=[uc1d, uc1q]。
1.4 GSVSC模型
GSVSC一方面承担着控制直流母线电压来保障整个VSC-HVDC接入结构的稳定运行;另一方面, 作为风电进入电力系统的直接接入点, 改善风电进入电网的电能质量。GSVSC交流侧在dq同步旋转坐标系的下的暂态数学模型为:
式中:usd和usq分别为电网电压的dq轴分量;isd和isq分别为GSVSC交流侧输入电流的dq轴分量;uc2d和uc2q分别为GSVSC交流侧基波电压的dq轴分量;Rs和Ls分别为考虑变压器Ts和平波电抗的等效电阻和电抗;ωs为同步旋转坐标系的角频率, 即电网电压的角频率。
GSVSC直流母线动态方程根据功率平衡的关系可以写为:
式中:udc为直流母线电压;Idc为直流侧电流;C为直流电容。
根据数学模型可以得到其相应的等效电路, 如图3所示, 图中us=[usd, usq], is=[isd, isq], uc2=[uc2d, uc2q]。
2 双馈风电场VSC-HVDC输电系统的FRT控制策略
2.1 故障情况下的系统脱网机理分析
双馈风电场VSC-HVDC输电系统的稳定可靠运行有赖于系统直流母线电压的运行控制状况。在稳态运行状况下, 直流母线电压是通过GSVSC控制在额定运行电压范围内。如果电网出现故障, GSVSC无法将直流系统输入的有功功率送入电网, 而此时WFVSC如果不作控制策略的改变, 依旧向直流母线输入风电场获得的功率, 那么在直流母线上就会出现功率的不平衡, 多余的功率会导致直流母线电压的上升。如果直流母线电压超出额定运行范围, 系统会出于保护而使得VSC-HVDC输电系统退出运行, 从而也造成大规模风电场的脱网运行。因此, 为了实现双馈风电场VSC-HVDC输电系统的电网故障FRT控制运行, 其核心目标是控制直流母线电压在故障期间处于一定的控制范围, 保障直流输电系统依旧不脱网运行。
图4 (a) 给出了直流母线在故障情况下的功率变化情况, 可见故障情况下在WFVSC的输入功率PW一定时, 由于电网故障, GSVSC输出到电网的有功功率PG会下降, 从而引起直流母线电容的充电功率Pdc上升, 出现直流过压。为了稳定直流母线电压必须实现其功率的平衡。图4 (b) 给出了在故障前后, 直流母线电压维持稳定时的WFVSC和GSVSC的功率变化图。在故障发生时刻, GSVSC输出到电网的有功功率由故障前的PG_pf跌落到PG_f, 相应的WFVSC输入直流母线的有功功率在时间T内由故障前的平衡功率PW_pf下降到故障后的平衡功率PW_f。
根据直流侧的电容的动态方程可以得到:
如果风电场输出功率在时间T内达到新的平衡, 则有:
由式 (5) 和式 (6) 共同得到直流电压从其门限值udc_th达到其上限值udc_max所需时间为[10]:
2.2 故障情况下双馈风电场FRT控制策略
在电网故障的情况下, 为了维持VSC-HVDC直流母线电压的稳定, 需要快速地降低WFVSC输入直流母线的有功功率。根据式 (7) 可知, 如果要维持直流母线电压在门限值udc_th和上限值udc_max间, 需要WFVSC输入直流母线的有功功率在时间T内达到电网故障后的GSVSC有功输出。为了实现这一目标, 本文对风电场的有功控制引入了电网故障下的越权控制模块, 依据图4 (b) 中WFVSC在电网故障过程中的功率变化特性曲线来确定越权控制模块中的风电机组的快速减载控制的斜率。依据式 (7) 以及故障前后GSVSC输入电网的有功功率变化, 可以得到故障过程中风电机组有功减载曲线的斜率ρ的整定方式为:
由于GSVSC通常采用单位功率因数的控制方式来尽量将风电场输送来的有功功率送入电网, 因而对于式 (8) 中GSVSC在电网故障前后功率变化的获得, 可以按照故障前, 选取实测GSVSC的有功输出, 故障发生后, 通过实测的电网跌落电压和换流器的最大载流电流来计算得出GSVSC的有功输出。
图5 (a) 给出了电网故障下风电场有功控制的越权控制模块原理, 在电网正常运行时, 直流电压运行没有超出门限值udc_th, 逻辑判断模块的输出值Sw=0, 风电场有功控制采用最大风能跟踪的控制方式来最大程度地获取风能[8]。如果电网发生故障, 直流母线电压超出门限值, 逻辑判断模块的输出值Sw=1, 从而启动电网故障情况下的风电场有功减载控制, 其减载斜率由式 (8) 确定。可见, 在电网故障情况下, 通过对原有的DFIG最大风能跟踪曲线进行越权减载修订, 降低了DFIG电磁转矩, 从而使风电场输出的有功功率快速下降。由于DFIG电磁转矩的下降使得与原有风轮机轴上获得的机械功率不平衡, 造成风轮机转速的短暂上升, 将不平衡的能量转换成为风轮机叶轮上的动能。而DFIG是变速恒频控制方式, 所以转速的上升并不会带来风电机组稳定控制方面的问题。由于风电场风电机组众多, 为了实现故障情况下的每台DFIG越权减载控制, 需要建立相应的快速风电场通信体系。这样在电网故障和恢复过程中能够依据直流母线电压的运行状况进行越权减载以及减载恢复的控制实施。此外, 在电网发生故障时, 风电场采用减负荷降低输出功率的时候, 如果恰巧遇到风速陡变使得叶轮转速失控而高于安全转速, 将会给风轮机本体造成损坏。为了避免这种情况的发生, 相应的风电场机组需要配置桨距角控制系统, 通过调节风轮机桨叶的桨距角来减少风能的捕获, 限制风轮机转速的加速上升。有关风电机组桨距角的控制系统可以参见文献[22]表述。图5 (b) 给出了在电网故障下风电场的功率减载控制。
2.3 故障情况下WFVSC的FRT控制策略
双馈风电场通过VSC-HVDC接入电网的方式下, WFVSC是用来收集风电场送出来的能量, 控制目标是希望其作为一个PV节点, 控制风电场PCC电压的幅值和相位, 当风电场接入后, WFVSC自动吸收风电场送过来的功率。这样, WFVSC无需分辨所得到的功率是有功功率还是无功功率, 就不需要额外的频率或有功控制环。
由图2的WFVSC的dq旋转坐标系下的等效电路可知, 风电场母线电压uw是通过WFVSC交流侧基波电压uc1间接建立起来的, 通过设计虚拟电压导向的方式, 结合稳态电压前馈以及比例—积分 (PI) 调节的乘积项结构来实现WFVSC控制风电场电压稳定的目标, 具体的稳态控制方式参见文献[23]。由于电网故障情况下, WFVSC输入直流母线的有功功率减载是通过风电场的风电机组减载控制实现的, 因而无论电网故障与否, WFVSC的控制策略都是稳定恒定的风电场电压和频率, 并不参与故障调节。
2.4 故障情况下GSVSC的FRT控制策略
GSVSC是一个典型的欠驱动电力电子系统, 不同的驱动变量和欠驱动变量的选择会有不同的控制效果[24]。当采用电网电压定向时, 电网电压q轴分量usq=0, 这样分别选取udc和usq为欠驱动变量并选取isd和isq为驱动变量, 构建电流内环、电压外环的级联式双闭环矢量控制系统结构。这种控制结构下可以实现GSVSC有功分量和无功分量的独立控制, 设定有功控制目标为稳定直流母线电压, 无功控制目标为稳定交流侧电网电压。图6 (a) 相应地给出了在所选取驱动变量和欠驱动变量下的GSVSC的双闭环系统控制结构图。为了配合实现风电场VSC-HVDC接入下的FRT控制性能, 本文在GSVSC的FRT控制策略中分别对直流电压外环控制器和电流内环控制器引入了故障越权控制模块, 来改善GSVSC在电网电压跌落时的运行状况, 图6 (b) 和 (c) 分别给出了具体的故障越权控制模块的原理结构图, 其中PID表示比例—积分—微分。
由图6 (b) 可见, 在电网正常运行时, 直流电压运行在给定值附近, 逻辑判断模块的输出值Sdc=0, 直流电压外环控制采用正常的直流电压控制方式并输出电流内环的给定值i*sd。如果电网发生故障, 电压跌落使得直流母线电压超出一定门限值, 逻辑判断模块的输出值Sdc=1, 从而启动故障情况下的直流电压外环越权控制, 其输出电流内给定值将不再由正常时的直流电压控制调节输出, 而是由优先无功电流的限流控制模块给出。具体的电流给定值i*sd依据式 (9) 来确定。
式中:is_max为换流器所能承受的最大电流。
在这种电流给定方式下, GSVSC可以优先提供无功电流, 而无功电流的给定是由换流器控制电网电压外环控制给出的, 这样可以尽可能在电网故障情况下由GSVSC向电网提供无功功率, 来改善电网电压跌落时的无功功率不足。此外, dq轴电流分别设有上下限, 避免在故障情况下换流器电流太大而造成换流器的损坏。
由于电网电压跌落和恢复过程中, 换流器的电流波动剧烈, 给GSVSC的可靠运行带来很大的威胁。为了改善电压突变点所带来的电流尖峰冲击, 依照直流电压外环的故障越权控制逻辑判断的方式设计了电流内环电网电压跌落的故障越权控制模块。由图6 (c) 可见, 电流内环PI和PID的控制选择是通过逻辑判断模块依据电网电压的跌落程度与门限值比较来选取确定的, 而门限值的选取是依据开关器件在额定负载下达到最大过电流时所对应的电网电压跌落幅值来确定的。如果电网电压的跌落程度在门限值以内, 逻辑判断模块输出值Sg=0, 电流内环采用传统的PI控制器来调节输出换流器的正弦给定调制信号;如果电网电压跌落超过门限值后, 逻辑判断模块输出值Sg=1, 这时电流内环将采用PID控制器调节。通过这样的逻辑选择可以实现控制系统在电网出现大扰动期间引入微分量来有效消除电网电压跌落和恢复瞬间给换流器带来的电流冲击, 保障故障过程中换流器的安全运行, 同时它也可以提高故障期间直流电压快速动态响应, 改善直流电压的稳定控制效果, 实现整个系统的FRT运行能力;而在电网正常运行情况下, 避免了微分控制模块对小扰动响应而带来的系统不稳定因素。此外, 由于GSVSC是一个非线性的控制系统, 本文对于PI和PID控制模块的参数设计是通过试凑法来分别获取。
3 仿真验证
3.1 仿真模型参数说明
为了验证本文所提出的双馈风电场在VSC-HVDC接入下的FRT控制策略的正确性和有效性, 依据图1所示原理结构图, 采用MATLAB/Simulink仿真平台验证本文所提出的控制策略。仿真中的双馈风电场总容量为200 MW, 采用的DFIG单机容量为2 MW[21]。由于风电场有100台风电机组, 数量庞大, 不便于每一台都由具体仿真模型实现, 而且从减少仿真负担的角度出发, 本文采用文献[9-13]的单机等效仿真方式来近似模拟整个风电场功率的输出, 具体的DFIG等效单机的参数参见文献[23]。VSC-HVDC采用三电平中性点钳位的换流器, 它比两电平的换流器的功率损耗更小[25]。VSC-HVDC的设计容量为200 MW, 直流母线电压为±150kV, 直流输电线路长100km, 直流母线两端的电容设计为35μF, 对应的时间常数ζ为8ms, 满足小纹波近似和快速响应系统功率变化的要求[26]。VSC开关频率取27×50Hz, 这样产生的谐波频率主要在2.7kHz及其倍数上, 对应的两端滤波器滤除这些高频谐波。风电场通过690V/35kV和35kV/110kV的两级变压器T1-1和T1-2连接到VSC-HVDC的WFVSC, 而GSVSC通过110kV/230kV的一级变压器T2连接到受端系统。此外, 电网故障情况下, 风电机组的通信延时依据文献[9]设定为0.5 ms, 直流母线电压的门限值设为1.1 (标幺值) , 上限最大值设为1.2 (标幺值) 。本文分别仿真了电网电压85%和100%的三相对称跌落故障以及两相对地短路故障, 并分别给出了引入FRT控制的系统仿真运行状况。
3.2 电网电压85%三相对称跌落故障
图7给出了电网电压100ms的85%三相对称跌落故障下的风电场和VSC-HVDC输电系统运行情况。以下各图中纵坐标值均为标幺值。
图7 (a) 给出了电网电压的跌落程度, 在电网电压跌落后, GSVSC输出的有功功率明显下降, 同时在所提故障越权控制模块的作用下, GSVSC输出的无功功率在故障过程中明显增加, 由于采用电网电压控制的模型, 无功功率的起始值不为零。此外, GSVSC的电流波形如图7 (g) 所示, 电流过冲没有超出2倍的电流基准值。图7 (e) 是WFVSC输入的有功功率情况, 可见在风电场故障越权减载控制的作用下, 风电场输入WFVSC的有功功率明显下降, 这样的下降配合实现了VSC-HVDC直流母线电压在故障期间稳定在直流最大上限值以内, 如图7 (d) 所示。由于整个控制过程中WFVSC主要起到稳定风电场电压的作用, 图7 (f) 在故障过程中依旧可以保证稳定的风电场交流电压。由于故障过程中的风电机组减载控制使得一部分风能转换为风轮机的动能, 使得叶轮飞速, 但是风轮机的惯量很大, 这使得风轮机上升的速度不会超过安全范围, 同时在故障排除后, 通过对DFIG的控制, 风轮机的转速依旧会回到原来的运行区间, 如图7 (h) 所示。图7的仿真结果表明, 在电网未完全跌落情况下, 风电场的越权减载控制策略可以保障整个系统可以实现FRT运行, 同时GSVSC的直流电压外环越权控制策略也可以实现最大限度地向电网提供无功支撑, 改善电网电压跌落期间的无功功率不足。
为了进一步说明系统在所提FRT控制策略的有效性, 图8给出了系统在有无FRT控制策略下的运行效果对比。从对比仿真结果可以看到, 如果不采用FRT控制, 由于风电场依旧维持原有状态向系统输送有功功率, 使得系统直流母线电压严重上升, 从图8 (b) 可以看到直流母线电压将会达到1.4 (标幺值) 的过电压, 而实际工程中, 如果直流母线电压超过1.2 (标幺值) 就需要采取措施来减少直流母线电压的持续上升[10], 相反, 在FRT控制策略下直流母线电压可以维持在合理的运行范围。从图8 (c) 的GSVSC无功运行状况的对比可以看到, 所提控制策略可以在故障期间向系统提供一定容量的无功补偿从而帮助系统恢复电压, 而图8 (d) 的电流运行状况的对比可以看到, 采用FRT控制策略可以有效减少故障电流的大小, 避免了故障过程中换流器件的过电流保护, 提高了换流器运行的安全性。
3.3 电网电压100%三相对称跌落故障
图9给出了电网电压100 ms的100%对称跌落故障下的风电场和VSC-HVDC输电系统运行情况。在电网电压完全跌落后, GSVSC输出的有功功率变为零, 由于电网电压完全为零使得GSVSC输出的无功功率在故障过程中也只能为零。在这种情况下, GSVSC的电流波形较电网电压85%跌落的情况过冲明显, 但是其幅值范围依旧没有超出2倍的电流基准值。在风电场故障越权减载控制的作用下, 风电场输入WFVSC的有功功率在一定范围内实现直流母线功率的平衡, 这样的配合使得VSC-HVDC直流母线电压在故障期间依然稳定在直流最大上限值以内, 如图9 (d) 所示。同样, 图9 (f) 表明在故障过程中WFVSC的控制策略依旧可以保证稳定的风电场交流电压。由于故障过程中的风轮机转速的上升也没有超过安全范围, 在故障排除后, 风轮机的转速依旧回到原来的运行区间。图9的仿真结果表明, 在电网电压完全跌落情况下, 本文所提的越权控制策略可以配合实现整个风电场VSC-HVDC输电系统的FRT运行。
为了验证本文所提GSVSC电流内环越权控制模块在电网故障过程中配合实现FRT运行中的作用, 图10给出了当电网电压100%对称三相跌落情况下, GSVSC引入电流越权控制模块前后运行状态的对比差异。从图中可以看出, 在引入电流内环故障越权控制模块后, 直流电压的稳定效果更好, 而且在故障跌落过程, 有功功率的冲击变小, 相应的电流在故障跌落时的冲击也变小, 从而说明所引入的电流内环故障越权控制模块可以有效改善系统FRT过程的动态性能, 保障换流器的安全运行。
3.4 电网电压两相对地故障仿真
图11给出了电网电压200ms两相对地短路故障下的风电场和VSC-HVDC输电系统运行情况。从图11 (d) 可以看出在电网电压两相短路故障下, 系统直流母线电压依然可以维持在安全的运行区间, 但是由于不对称运行所产生的负序分量会在直流母线电压上形成2倍频的波动, 因而故障期间, 直流母线电压有明显的纹波抖动。图11 (b) (c) (g) 中GSVSC的有功功率、无功功率以及电流的波形同样也可以看到明显的故障2倍频波动。其中, 从图11 (c) 的无功功率曲线可以看出故障期间, GSVSC可以为系统提供一定的无功补偿。图11 (e) 和 (h) 表明风电场所做的相应减载控制以及能量的机械能转换, 故障过后, 整个系统依旧平稳地恢复到原有的运行状态。图11的仿真结果表明, 在电网不对称故障的情况下, 本文所提的越权控制策略同样可以配合实现整个风电场VSC-HVDC输电系统的FRT运行。
4 结语
双馈风电机组频率特性研究 第5篇
我国近年来在以风力发电、生物质能发电、太阳能光伏发电等为主的可再生能源发电得到了快速发展。其中, 风力发电发展速度和规模均居于可再生能源之首, 成为技术最成熟、最具规模化开发和商业化发展的可再生能源发电方式。随着电网中风电比重的增长, 尤其是在我国风力资源丰富的地区, 大规模风电接入对电网安全稳定运行造成了巨大的压力和挑战。如何降低风电接入对电网的不利影响仍然是当前国内外风力发电领域需要研究的重要课题。大规模风电接入电网带来的主要问题有电网调峰调频压力增大、电网电压控制难度提高、局部电网接入能力不足、电网稳定运行的风险增加、由于风机性能差异造成的电网二次冲击等[1]。其中, 频率问题是日益受到关注的热点之一。虽然国家标准《风电场接入电力系统技术规定》中已对风电机组的频率响应特性作出明确要求[2], 但仍缺乏必要的测试手段对风电机组的频率响应特性进行测试。由此可见, 开展风电机组频率响应测试是保障风电机组电网适应性水平的重要手段之一。本文主要研究了双馈风机在电力系统频率突变时的响应, 并给出频率响应的仿真结果图。
2 双馈风电机组频率响应
双馈风电机组采用双脉宽调制 (PWM) 变频器实现转速与电网频率解耦[3], 机械功率与电磁功率解耦, 使得其转子的转动动能对系统的惯量几乎没有贡献, 因此导致了当系统频率变化时, 双馈风电机组响应能力的降低。在电网发生频率扰动时, 系统惯量对于频率变化起决定作用, 惯量越大, 系统频率变化越慢, 反之, 惯量越小, 频率变化越快[4]。若大量双馈风电机组接入电网, 必然会替代系统中的部分常规火电机组, 导致整个系统惯量相对下降。理论上, 若不考虑变流器的影响, 对于MW级双馈风电机组来说, 自身的惯性响应时间常数在2-6s间, 与常规火电机组相当。如果双馈风电机组能够主动参与电力系统调频, 就可以缓解甚至避免风电替代常规电源导致系统惯量下降。由于双馈风电机组的有功和无功解耦控制, 可通过附加控制环节释放风电机组储存的旋转动能参与系统调频。
风电机组参与调频的常用附加控制方式包括转速控制和桨距角控制:
2.1 转速控制。
发电机的转子中存在动能, 其中动能表达式为
上式中:J为机械转动惯量, ω是转速。发电机组可以通过控制转子的转速来进而释放或者吸收转子的动能。转子动能的变化量为
其中变化前后的转速分别为ω1和ω2, 对于双馈风机的转速调节范围一般为同步转速的。在双馈风机的转子侧变流器的有功功率参考值中, 引入一个和系统频率变化相联系的有功功率参考值, 这样使得转子储存的动能可以主动的响应系统的频率变化。
由于转速控制过程时间周期短、变化快, 利用转速控制能有效应对频率波动中周期短、变化迅速的部分, 即快变分量。这与常规机组的一次调频类似。转速控制框图如图1所示。
2.2桨距角控制。
风电机组的变桨控制主要是保证转子转速运行在安全的范围内, 并且在额定风速以下要控制转速实现最大风能捕获, 在额定风速以上要通过变桨控制来实现机组的恒功率运行。
变桨控制通过计算发电机转速speed和参考值偏差, 经过PI控制器给出桨距角的参考值其动态过程为
双馈风电机组的变桨伺服系统的动态响应过程可以表示为
式中, Tβ为伺服系统的时间常数;桨距角响应值;-桨距角变化速率, 正常运行时限值在。
用一阶系统来表示变桨伺服系统为
变桨伺服系统控制框图如图3所示。
桨距角控制是一个机械过程, 通过桨距角调节机组功率变化相对较慢, 可以用来调整频率波动中周期较长、变化较慢的部分, 即慢变分量。由于桨距角控制会改变风能利用系数, 进而改变双馈风电机组的功率输出, 因此系统频率变化中因功率长期缺额或过高造成的频率变化, 也可由桨距角控制加以调节。双馈风电机组常用的变桨控制策略如图4所示。
通常情况下, 一次调频采用转速控制并辅以桨距角控制, 二次调频采用桨距角控制方式。
3仿真分析
在上述基础上, 通过Matlab/Simulink环境下进行建模仿真, 并设置在1s时, 系统频率突然下降, 通过仿真来观察这种条件下双馈风机的频率响应情况。双馈风电机组应对频率瞬变运行情况如图5所示
4结论
本文介绍了双馈风电机组参与系统调频时的控制方法, 并通过仿真验证了系统发生频率瞬变时双馈风电机组的频率响应。随着风电渗透率的不断提高, 风力发电机组参与到系统调频中去是必然的趋势, 优化的调频控制方法有待进一步的研究。
摘要：随着风力发电的快速发展, 电网系统中风电的渗透率逐步提高, 带来了系统中调频的压力, 本文在分析双馈风电机的原理基础上, 对双馈风电机调频方法进行研究, 建立双馈风电机模型, 并通过仿真来分析双馈风电机组应对系统发生频率舜变时的运行情况。
关键词：风力发电,双馈风机,系统频率
参考文献
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[3]田汝冰, 叶鹏, 朱钰, 等.双馈风电机组参与电网一次调频的控制策略[J].东北电力技术, 2014, 35 (8) :1-5.
双馈风电场 第6篇
1双馈感应风电机组P-Q容量曲线
双馈感应风电机组主要由风力机、双馈感应电机和转子励磁变换器组成。双馈感应电机定子直接接入电网,转子通过一个背靠背连接的电压型PWM变换器和电网相连。
双馈感应风电机组的无功功率由定子侧和网侧变换器发出或者吸收的无功功率组成。调节转子外加电源电压的幅值和相角,能改变定子侧发出或者吸收无功功率的大小。而网侧变换器的功率因数能通过调节其触发角来改变,当应用PWM变换器时,该功率因数能被调整至接近于1.0,同时,因为变换器传递的有功功率比较小,因而由变换器吸收或者发出的无功功率很小,忽略不计。所以双馈感应风电机组注入系统的无功功率近似等于定子侧无功功率:
可见,当风电机组定子侧电压恒定时,风电机组有功功率和无功功率运行范围受定子绕组最大电流IS,max、转子侧变换器最大电流IR,max的限制。
由式(1)和(2)可得到1500kW双馈感应电机机端电压为1.0p.u.时的P-Q容量曲线,如图1所示。1500kW双馈感应电机电气参数如表1所示。图1中实线和虚线分别为双馈感应电机定子绕组最大电流IS,max和转子侧变换器最大电流IR,max限制下的P-Q功率边界曲线;垂直线为双馈感应电机的静稳极限,其坐标为[-3Us2/Xs,0],当双馈感应电机吸收无功超过3Us2/Xs时将变得不稳定。
设风电场包含N台双馈感应风电机组,其中第i台风电机组向电网输送的有功功率和无功功率分别为PTi、QTi,风电场有功功率和无功功率分别为:
2含双馈感应电机风电场的配电网无功优化模型
以系统有功网损最小作为目标函数,以双馈感应电机风电场无功出力QWF,可调变压器分接头位置Tap和并联电容器投运组数Sc为优化变量,建立了无功优化模型。
目标函数如下:
式中,x为控制变量,Tap、Sc和QWF分别为可调变压器分接头位置向量、电容器组投切组数向量和风电场无功出力向量,Nt为可调变压器台数,NC为并联电容器组数,N1为系统支路数,Ri为支路i的电阻,Nn为系统节点数,Pi、Qi分别为支路i的有功、无功功率,Ui为节点i上电压幅值。
3风速变化对无功容量的影响
优化模型以风电场每小时平均预测风速对应的无功容量为控制变量,但在实际运行中,风电场短期风速预测绝对误差为±20%～±40%,再加上风能具有波动性的特点,每时段风电场实际输出功率相对平均预测功率具有较大的变化量。假设t时段风电场平均预测输出有功功率为pt,可利用无功容量为qt(如图1所示),如t时段风电场有功功率最大变化量为ΔPmax,则风电场实际输出最大有功功率为:
式中,Prate为风电场额定输出功率。
风电场实际输出最小有功功率为:
此时,风电场可利用无功容量为Qt′和Qt″(如图2所示)。Qt′
4算例分析
在Matlab环境中,应用33节点配电系统来验证该模型和算法的正确性和有效性,此系统详细线路和负荷参数见文献[10]。系统节点1处有载调压变压器分接头为11档,变比调节范围±5×1%。节点14、30处各安装可投切并联电容器4组、10组,每组容量100kvar。节点33处接入由2台1500kW变速恒频双馈风电机组成的风电场,其总装机容量3MW,风电机组机端额定电压为690V,切入风速为4m/s,额定风速为12m/s,切出风速为25m/s。
在PSO算法中,粒子数N=20;惯性权重系数ω=0.8,在[0.9,0.4]之间代数线性递减;加速系数c1=c2=2.0;最大迭代次数为100;粒子速度最大值为Vmax=2,最小值Vmin=2。
选取风电场的5个不同风速情况进行分析,假设每时段风速最大变化值为2m/s,其对应的风电场功率值如表2所示。为简化计算,假设各台风电机组具有相同的运行条件。为分析本文算法的有效性和合理性,分别应用不考虑风电机组无功调节能力的配电网优化算法和考虑风电机组无功调节能力的配电网优化算法分别对IEEE 33节点系统进行优化比较,2种算法得到的无功优化结果分别如表3和表4所示。
由表3和表4可见:风速为4.9～10.5m/s时,应用2种优化方法都能得到满足配电网约束条件的无功优化结果。当风速增加到14.6m/s时,风电场输出为额定功率,传统无功优化算法不收敛,表明此时应用传统无功优化方式不能满足配电网电压约束条件要求,而需额外安装无功补偿装置,必然会产生配置费用。按该算法,在风速较高条件下,仍能得到满足配电网约束条件的无功优化结果,并且各时段的网损更低。由此可见,在配电网无功优化控制中,充分发挥双馈风电机组自身的无功容量,并使其参加所连接电网的无功调节,利用双馈风电机组发出或者吸收无功功率对并网节点进行无功控制,可起到好的调节电网电压和降低线损的作用。
5结语
利用双馈感应风电机组灵活的无功调节能力,将双馈电机风电场作为连续无功源参加配电网无功电压调节能有效减少系统有功网损,并能大大节省风电场并网后额外安装大容量无功补偿装置产生的配置费用。
参考文献
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双馈风电场 第7篇
随着智能电网的快速发展, 风电装机容量在电网中的比重不断增加。目前, 双馈感应发电机 (DFIG) 由于具有较为优异的能量转换效率及灵活的运行方式, 已逐步发展为大容量风电场的主要机型[1]。
由于双馈风电机组的特殊结构及运行原理, 其故障特性与传统的同步电机、异步电机皆有不同[2,3,4,5,6,7]。若电力系统中的风电场渗透率达到一定程度, 基于同步电机故障特性的电网传统保护原理与算法都会受到严重挑战[8,9,10]。中国内蒙古自治区等地区已多次发生风电送出线路误选相和误动作问题[10], 引起国内学者的重视。已有研究形成了两条重要结论: (1) 由于风电场的容量相对较小, 其故障时呈现典型的弱馈特性[8,9,10]; (2) 在撬棒 (Crowbar) 保护投入后, 双馈风电机组机端输出故障电流主要由转子转速频率分量构成。由于双馈风电机组转速变化范围可达0.7~1.3 (标幺值) , 将会产生在35~65Hz内变化的非整数次谐波[9], 从而严重影响保护相量提取的精度。现有研究认为, 导致风电场送出线路保护选相元件不正确动作的原因主要是以上两个问题。
与已有研究不同的是, 本文从研究双馈风电场的序阻抗特征入手。对于以同步发电机为主的传统电力系统, 在分析保护原理时, 普遍假设电源正、负序阻抗近似相等。但对于双馈风电场, 这个假设难以成立, 由此将严重影响以常规电源序阻抗特征为前提的选相原理。本文以解析法对此进行分析, 并利用RTDS做了进一步仿真验证。
1 双馈风电场故障序阻抗特征
图1为上海崇明岛某风电场系统的接线示意图, 风电场共装设24台双馈风电机组, 通过箱式变压器 (简称箱变) 将机端电压690V升压到35kV, 由集电线路汇入到中压母线, 再经风电场主变压器 (简称主变) 升压到110kV, 最后通过一条110kV输电线路将电能送至系统。图中风电场所接入大系统、联络线以及风电场内部等效的序阻抗值分别用ZS, ZL, ZW (φ=1, 2, 0, 依次表示正序、负序、零序) 表示。
发生外部故障后, 风电机组检测到转子过电流、直流母线过电压后投入Crowbar保护电路以保护转子侧变流器。这个过程比较迅速, 一般为几个毫秒。此时双馈风电机组可以看作一台转子侧带大电阻的异步电机[9,11]。图2为此时风电场的各序等效电路[10,12]。图中:Rr和Xrσ分别为转子电阻和漏抗;Rc为Crowbar电阻;Rs和Xsσ分别为定子电阻和漏抗;Xm为风电机组励磁电抗;Xb和XT分别为箱变和主变电抗;s为转差率, 存在负序电压时, 负序转差率变为2-s。受风电场变压器接线方式的影响, 其零序网络中仅包含主变阻抗。以上参数都需折算到110kV高压侧。
则风电场送出线保护背侧 (风电场) 的各序等值阻抗分别为:
式 (1) 至式 (3) 反映出双馈风电机组与普通异步电机之间的主要差异。首先, 两者的正、负序阻抗都与转差率s密切相关。但双馈风电机组转速变化范围较宽, s∈[-0.3, 0.3], 而普通异步电机转速趋近于同步速, 即s→0, 所以双馈风电机组的正、负序阻抗受转速影响更大。其次, 普通异步电机的转子电阻相对于转子电抗和励磁电抗可忽略不计, 而双馈风电机组在故障后转子回路串联接入Crowbar电阻, 其值不能被忽略。
下面以同步速、欠同步速、超同步速等3种转速状态分别加以讨论。
1) 同步速
此时转差率s=0, 其故障后的外特性类似于异步电机空载运行。其正、负序阻抗分别为:
2) 欠同步速
取极端情况下转差率s=0.3。此时, 其正、负序阻抗分别为:
3) 超同步速
取极端情况下转差率s=-0.3。此时, 其正、负序阻抗分别为:
在分析快速保护时, 普遍假设同步发电机正、负序阻抗近似相等。而对于双馈风电机组, 由于Crowbar阻值和励磁阻抗相比不能忽略, 无论在何种转速状态下, 其正、负序阻抗都存在很大差异。这将使得以电源正、负序阻抗相等为前提的保护原理失去依据, 或使得以电源正、负序阻抗相等为条件推导出的保护动作特性发生变化。
110kV及以上风电场送出线路普遍配置距离保护。对于单相重合闸和阻抗测量, 选相元件都具有重要作用。其中, 相间电流突变量选相和对称分量选相分别在快速保护和延时动作保护中取得了广泛应用。本文分析这两种选相原理受到的影响。
2 对选相元件的影响
2.1 相间电流突变量选相
本原理主要通过相间电流突变量的相互比较实现选相[13]。相间电流突变量可表示为:
式中:为保护处测得的相间电流突变量分别为故障支路的正、负序电流;C1和C2分别为保护支路的正、负序电流分配系数;α=ej120°, 为运算符。
单相接地短路时 (A相为故障相) , 由边界条件可得, 为故障支路的零序电流。则有:
两相短路时 (BC两相为故障相) , 由边界条件可得。则有:
2.2 对称分量选相
对称分量选相通过比较负序电流和零序电流的相位进行故障相判断[12]。相位差公式为:
式中:C0为保护支路的零序电流分配系数;γ=arg (C2/C0) ;。
根据不同故障类型时故障支路的特征, 可得出δ的理论取值, 见表1。表中:AN, BN, CN表示单相接地故障;ABN, BCN, CAN表示两相接地故障。
考虑到负、零序电流分配系数角度差γ的影响, 实用中将相位差φ的取值范围扩大, 如表2所示。对于常规电力系统, 只要|γ|<30°就可以依据表2并辅以阻抗计算判断出故障类型。但当|γ|>30°时, 同一角度区间可能混入多种故障类型, 缺乏区分度, 不再能准确判相。
3 算例分析
3.1 算例参数
算例模型参照图1中风电场系统结构。双馈风电机组参数见附录A表A1, 系统参数见附录A表A2。
3.2 序阻抗变化及对电流分配系数的影响
由式 (1) 至式 (3) 可知, 在风电机组和系统参数一定时, 风电场正、负序等值阻抗取决于Crowbar阻值Rc和转差率s, 而零序阻抗只取决于主变电抗。
将附录A表A1中典型参数分别代入式 (4) 至式 (9) , 可得到在不同转速下ZW1和ZW2随Crowbar阻值Rc的变化情况, 如图3所示。
由图3可见, 对于风电场正序等值阻抗, 转速一定时, ZW1随Rc变大而增大, 但会趋于饱和。而Rc一定时, s正负号对ZW1影响很小, 相应曲线在图3 (a) 中几乎重合。若忽略s正负号影响, |s|越小则ZW1越大, 同步速时达到最大值。对于负序等值阻抗, 转速一定时, ZW2随Rc变大而增大。而Rc一定时, 转速越慢ZW2越大, s=0.3时达到最大值。比较起来, ZW2受Rc的影响程度大于s。
风电场正、负序等值阻抗的差异带来一个直接的后果是, 保护安装处的电流分配系数也存在很大差异, 这主要表现在C1与C2在幅值上的差异, 以及C2与C0在相位上的差异。
设故障点到保护的距离占线路全长的比例为K。则保护支路的正、负、零序电流分配系数为:
将附录A表A2中典型参数代入式 (14) , 可得:
从式 (14) 到式 (15) 和式 (16) 采用了如下假设:常规系统的正、负序阻抗基本相等, 零序阻抗约为正序阻抗的3倍、阻抗角近似相等。在不同转速下|C1/C2|随Crowbar阻值Rc的变化情况如图4所示。
由式 (16) 可知, γ=arg (C2/C0) 主要受ZW2变化的影响, 又由图3可知, ZW2受Rc影响较大, 受s影响较小。不妨设s=0, 此时arg (C2/C0) 与Rc的非线性关系如图5所示。
3.3 相间电流突变量选相判据
可见, 正是因为双馈风电场正、负序阻抗不再相等, 保护支路的正、负序电流分配系数也不再近似相等, 最终使相间电流突变量选相可能失败。
3.4 对称分量选相判据
由表2可知, 对称分量选相正确动作需要满足|γ|<30°。但由图5可知, 当Rc较大时这个条件不再满足, 这将导致对称分量选相可能发生错误。
3.5 仿真验证
利用RTDS建立图1所示的仿真模型, 对上述分析进行了验证。仿真中s的取值范围为[-0.3, 0.3], Rc取0.065Ω和1Ω, 故障类型包括接地故障、相间故障和三相故障。为进行对比, 仿真中还考虑了低电压+阻抗的综合选相[13], 总体选相准确率见表3。
仿真结果表明, 相间电流突变量选相和对称分量选相的正确率与s和Rc皆有关, 符合本文分析。值得说明的是, 根据文献[9]的仿真结果, 对称分量选相的正确率与s强相关, 例如, s=0时对称分量原理皆正确选相。而本文的理论分析与仿真结果则表明, 选相正确率与Rc有更强的相关性, 例如, Rc较小时无论s取何值, 对称分量原理皆能正确选相。
仿真结果还表明, 在参与比较的3种选相原理中, 低电压+阻抗综合选相由于不受双馈风电场序阻抗特征的影响, 表现最好。在对称故障时, 低电压元件能正确选相;在不对称故障时, 阻抗元件即使在弱馈的情况下也能正确测量阻抗并完成选相。
4 结论
本文从投入Crowbar保护后的双馈风电场序阻抗特征入手, 对两种典型选相原理不能正确选相的原因进行了解析分析。主要结论如下。
1) 在风电场等效转速以及Crowbar阻值的影响下, 双馈风电场不再满足电源正、负序阻抗近似相等的假设, 由此导致风电场送出线路保护处的各序电流分配系数在幅值和相位上也存在很大差异。
2) 双馈风电场的上述特征是影响相间电流突变量选相和对称分量选相正确动作的主要原因。其中, 前者主要受正、负序电流分配系数不等的影响, 而后者主要受Crowbar取值的影响。
3) 双馈风电场的上述特征, 与已有文献指出的弱馈特征、故障电流中存在大量非整数次谐波等特征, 共同形成了对现有保护原理的挑战。在分析风电场现有保护的动作特性时, 或在为风电场送出线路开发新的保护原理时, 应充分考虑上述特征。