CN103034763A - 大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法 - Google Patents

Abstract

一种大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法，涉及风力发电系统，尤其涉及一种使用计算机程序进行双馈风电机组系统的建模分析的方法，包括以下步骤：建立风功率模型模拟风力机吸收的风功率；建立风机轴系模型；建立桨距控制系统模型；建立双馈异步感应电机电气仿真模型；建立电网侧变频器和转子侧变频器控制器模型；建立大容量风电场详细模型和风电场聚合模型；设置风电机组系统的仿真运行工况和故障状态，进行故障仿真，验证风机聚合模型。本发明建立符合双馈变速恒频风电机组物理特性的详细模型和大容量风电场风机聚合模型，在仿真精度上完全符合要求，并大大提高了仿真速度，适用于风电接入大规模电网后的稳定性分析。

Description

大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法

技术领域

本发明涉及风力发电系统，尤其涉及一种使用计算机程序进行双馈风电机组系统的建模分析的方法。

背景技术

自二十世纪八十年代以来，风力发电的应用越来越受到全世界的普遍重视。随着科学技术的飞速发展，特别是空气动力学、尖端航天技术和大功率电力电子技术应用于新型风电机组的开发研制，风力发电在近二十年得到长足的发展。如今的风力发电正逐步走向规模化和产业化，风力发电在电网中的比例越来越大，成为除水力发电以外最成熟、最现实的一种清洁能源发电方式。大力发展风力发电，对环境保护、节约能源以及生态平衡都有重要的意义。

然而风力发电是一种特殊的电力，具有许多不同于常规能源发电的特点，风电厂的并网运行对电网的安全稳定，电能质量等诸多方面均会带来负面影响，随着风电场规模的日益扩大，风电特性对电网的影响也越发显著，成为制约风场规模和容量的严重障碍，大规模风电接入到底会对电网产生怎样的影响成为了急需解决的问题。

中国实用新型专利“双馈风电机组的仿真装置”（实用新型专利号：ZL201220127917.4授权公告号：CN202548295U）公开了一种双馈风电机组的仿真装置，包括：双馈感应发电机、风电机组原动机、监测保护设备和转子侧变流设备。风电机组原动机连接到双馈感应发电机，风电机组原动机在风力驱动下带动双馈感应发电机的转子转动。监测保护设备连接到双馈感应发电机，测量双馈感应发电机输出的电压和电流。转子侧变流设备连接到双馈感应发电机，转子侧变流设备控制双馈感应发电机的电压幅值和相位，进行有功解耦控制和无功解耦控制。该实用新型的双馈风电机组的仿真装置能够准确反映风机的物理特性和双馈感应发电机的工作状况，能够满足风电并网规范对并网风机的完整测试要求。

中国发明专利申请“一种双馈风机等效模拟的仿真建模方法”（专利申请号：201210008656.9公开号：CN 102592026A）公开了一种双馈风机等效模拟的仿真建模方法，所述双馈风机的变频器部分采用受控源模拟，所述建模方法包括如下步骤：（1）建立双馈风电机组电路模型；（2）建立双馈风机等效模型；（3）建立双馈风机并网测试系统；（4）搭建多风机测试系统；其中，在步骤2中：所述双馈风机等效模型基于双馈风机变频器交流侧受控电压源和直流侧受控电流源的特性建立。该发明提供的双馈风机等效模拟的仿真建模方法，能精确模拟双馈风机的暂态特性，并可计及多台风电机组间的不同特性及其相互影响；无需计及全控型器件的高频通断，仿真效率大幅提升；仿真风机台数越多，效率提升幅度越显著；在保持精度的同时，可采用较大的仿真步长，大幅提升仿真效率。

用于稳定性研究的风电机组模型目前在国内的电力系统仿真软件中仍然没有实现，PSS/E、BPA中已有内建的风机模型，但其不适用于电网短路故障下风机的动态性能仿真。DIgSILENT/PowerFactory是一款强大的电力系统仿真软件，其内建的双馈异步风机模型能较准确地反映其实际物理特性，即能对双馈机进行详细地电磁暂态仿真，也能进行机电暂态仿真，使风机在大规模电网中的仿真成为可能。另外，PSCAD/EMTDC同样能够建立风机的电磁暂态模型，建模精度可达到器件级，因此是考察风机单机系统在各种工况和故障下动态特性的理想工具，但不适用于风机接入大网后的仿真。

发明内容

本发明的目的是提供一种大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法，建立符合双馈变速恒频风电机组物理特性的详细模型，以便利用该详细模型进行电磁暂态和机电暂态仿真，考察风机在各种故障和工况下的动态特性。

本发明解决上述技术问题所采用的技术方案是：

一种大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法，所述的风电机组包括由风力机模型、轴系模型和桨距控制系统构成的原动机模型，由感应发电机模型和转子侧变频器控制保护系统构成的双馈风电机组模型，以及电网侧变频器控制系统，所述风机聚合模型建立和仿真方法包括以下步骤：

S100）建立风力机模型，根据风速、风能转换效率与叶尖速比和叶片浆距角的关系，模拟风力机吸收的风功率；

S200）使用发电机质块和风力机质块组成的两质量块轴系结构，建立风机轴系模型，模拟风力机机械转矩与发电机电磁转矩的能量传递关系；

S300）建立桨距控制系统模型，使用桨距角控制仿真进行风电机组功率的寻优，寻求在给定风速下使风电机组输出功率的最大值；模拟风速超出额定风速时桨距控制系统的过载保护功能；

S400）根据双馈感应电机的方程和磁链方程构建双馈异步感应电机的T型等效电路，建立DFIG电气仿真模型；

S500）根据DFIG电气仿真模型双馈感应发电机定子的瞬时电磁功率方程、转子电流与定子电流的关系和转子电压方程，建立电网侧变频器和转子侧变频器控制器模型；

S600）使用以上步骤建立的风电机组仿真模型，建立大容量风电场详细模型；

S700）设置大容量风电场的仿真运行工况和故障状态，进行大容量风电场的故障仿真；

S800）使用风机聚合方法，建立风电场聚合模型；

S900）使用风电场聚合模型进行大容量风电场的故障仿真，验证风机聚合模型。

本发明的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法的一种较佳的技术方案，其特征在于所述的步骤S800包括以下步骤：

S810）按照风电场容量扩大风电机组额定容量；

S820）按照风电场容量相应扩大升压变压器容量；

S830）扩大无穷大系统短路容量；

S840）按照风电场容量扩大转子过流保护整定值；

S850）同比例扩大机组轴系参数，包括双馈机转动惯量、风轮转动惯量、风轮低速轴与双馈机高速轴之间的弹性系数以及互阻尼系数、风轮以及双馈机转子的自阻尼系数；

S860）扩大转子侧变频控制系统中的功率测量模块基准值；

S870）通过扩大空气平均密度，在风轮扫风面积不变的前提下，模拟扩大风力机吸收的风功率。

本发明的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法的一种更好的技术方案，其特征在于所述的风机聚合模型使用可投切Crowbar装置实现低电压穿越功能，当外界故障使转子侧变频器检测到转子过电流，或者变频器直流母线过电压时，Crowbar装置中的开关元件IGBT导通，Crowbar投入工作旁路转子过流，同时转子侧变频器触发信号闭锁，双馈机转子绕组直接经串联电阻Rc短路。

本发明的有益效果是：

1.本发明的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法，可以建立符合双馈变速恒频风电机组物理特性的详细模型，利用该详细模型进行电磁暂态和机电暂态仿真，可以考察风机在各种故障和工况下的动态特性。在DFIG详细模型的基础上建立的大容量风电场风机聚合模型，在仿真精度上完全符合要求，并大大提高了仿真速度，适用于风电接入大规模电网后的稳定性分析。

2.本发明的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法，不但可以模拟双馈变速恒频风电机组的电气特性，还可以模拟风力原动机的机械运行状况，进行风力变化对风电场的影响进行仿真研究，即能对双馈机进行详细地电磁暂态仿真，也能进行机电暂态仿真，使风机在大规模电网中的仿真成为可能。

附图说明

图1是本发明大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法的主流程图；

图2是双馈变速恒频风电机组模型结构示意图；

图3是风电机组两质量块轴系模型示意图；

图4是风电机组轴系模型的传递函数框图；

图5是桨距控制系统框图；

图6是同步旋转坐标系下DFIG的T型等效电路；

图7是DFIG磁链定向矢量控制模型图；

图8是电网侧变频器控制系统模型图；

图9是双馈机转子侧变频器控制保护系统模型图；

图10是带有可投切Crowbar的双馈异步风电机组的模型图；

图11是使用风电机组仿真模型建立的大容量风电场详细模型图；

图12是仿真大容量风电场的风机聚合模型图。

具体实施方式

为了能更好地理解本发明的上述技术方案，下面结合附图和实施例进行进一步地详细描述。

图2是双馈变速恒频风电机组模型结构示意图，风电机组包括由风力机模型110、轴系模型120和桨距控制系统130构成的原动机模块100，由感应发电机模型210和转子侧变频器控制保护系统220构成的双馈风电机组模块，以及电网侧变频器控制系统（图中未表示）。

双馈变速恒频风电机组通过其控制系统可以实现以下功能:控制发电机与电网之间的无功交换功率、控制风电机组发出的有功功率以追踪风电机组的最优运行点或者在高风速情况下限制风电机组出力。上述功能主要通过变速风电机组的转子侧变频器控制及风力机的桨距角控制实现。

转子侧变频器220用于控制双馈机转子侧电压幅值和相位，实现对风电机组的有功和无功解耦控制，完成风电机组的最大功率追踪策略，包含以下各个模块：最大风能追踪模块221、功率测量模块222、电压电流测量模块223、功率控制器224、电流控制器225以及坐标变换模块226。双馈风电机组的保护模型227也包含在双馈风电机组的模型中。

本发明的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法的主流程图如图1所示，包括以下步骤：

S100）建立风力机模型，根据风速、风能转换效率与叶尖速比和叶片浆距角的关系，模拟风力机吸收的风功率；

S200）使用发电机质块和风力机质块组成的两质量块轴系结构，建立风机轴系模型，模拟风力机机械转矩与发电机电磁转矩的能量传递关系；

S300）建立桨距控制系统模型，使用桨距角控制仿真进行风电机组功率的寻优，寻求在给定风速下使风电机组输出功率的最大值；模拟风速超出额定风速时桨距控制系统的过载保护功能；

S400）根据双馈感应电机的方程和磁链方程构建双馈异步感应电机（DFIG）的T型等效电路，建立DFIG电气仿真模型；

S500）根据DFIG电气仿真模型双馈感应发电机定子的瞬时电磁功率方程、转子电流与定子电流的关系和转子电压方程，建立电网侧变频器和转子侧变频器控制器模型；

S600）使用以上步骤建立的风电机组仿真模型，建立大容量风电场详细模型；

使用风电机组仿真模型建立的大容量风电场详细模型的一个实施例如图11所示，该实施例以200MW风电场为例，假设风电场由40台单台容量5MW的风机组成，40台机组共分为8个单元，每个单元5台机组，单元内的相邻机组间通过长度为500m的35kV电缆相连，相邻单元间的距离为850m。整个风电场的接线示意图如图11所示，8个单元通过35/35/220kV的三绕组变压器以及20km的海底电缆连到岸上的并网点。

S700）设置大容量风电场的仿真运行工况和故障状态，进行大容量风电场的故障仿真；

对以上大容量风电场详细模型进行故障仿真，假设该风电场中的所有风机均有低电压穿越功能，仿真条件如下：

对称故障仿真：

（1）机端电压降幅较小，Crowbar不动作。仿真工况：每台风机初始有功出力4.5MW，无功0.9Mvar，初始滑差+8%，Crowbar切除时间60ms。0s时，风电场升压变出口母线PCC发生三相短路故障，接地阻抗0.7+j7.0Ω，0.15s后故障清除。

（2）机端电压降幅较大，Crowbar动作。仿真工况：每台风机初始有功出力4.5MW，无功0.9Mvar，初始滑差+8%，Crowbar切除时间60ms。0s时，风电场升压变出口母线PCC发生三相短路故障，接地阻抗0.07+j0.7Ω，0.15s后故障清除。

非对称故障仿真：

（1）单相故障机端电压降幅较小，Crowbar不动作。仿真工况：每台风机初始有功出力4.5MW，无功0.9Mvar，初始滑差+8%，Crowbar切除时间60ms。0s时，风电场升压变出口母线PCC发生a相单相接地故障，接地阻抗1.5+j 15Ω，0.1s后故障清除。

（2）相间故障机端电压降幅较大，Crowbar动作。仿真工况：每台风机初始有功出力4.5MW，无功0.9Mvar，初始滑差+8%，Crowbar切除时间60ms。0s时，风电场升压变出口母线PCC发生ab相间短路故障，接地阻抗0.5+j5.0Ω，0.1s后故障清除。

S800）使用风机聚合方法，建立风电场聚合模型；

使用上述200MW(5MW×40)大型风电场的详细模型，能够准确反映风电场的动态特性。但是，大规模电网仿真中如果利用该详细模型，则仿真速度达不到要求，因此，需要寻求建立风电场聚合模型的方法，在保证仿真精度的前提下提高仿真速度。

仿真大容量风电场建立的风机聚合模型的一个实施例如图12所示，风电机组通过WT低压母线，通过模拟上述风电场的8个单元的升压变压器连接到中压母线MV，再经过高压升压变压器升压后，通过出口母线PCC连接到外部电网，设置风电机组和升压变压器、外部电网的参数，构成风机聚合模型的无穷大系统，就可以进行风电场的的电磁暂态仿真、机电暂态仿真和故障仿真。

S900）使用风电场聚合模型进行大容量风电场的故障仿真，验证风机聚合模型。

对以上大容量风电场的风机聚合模型进行故障仿真，仿真条件如下：

对称故障仿真：

（1）机端电压降幅较小，Crowbar不动作。仿真工况：风机初始有功出力180MW，无功36Mvar，初始滑差+8%，0s时，风电场升压变出口母线PCC发生三相短路故障，接地阻抗0.7+j7.0Ω，0.15s后故障清除。与上述单台风电机组仿真模型相比较，可以发现两者仿真波形完全一致，定子和转子电流均放大了40倍。

（2）机端电压降幅较大，Crowbar动作。仿真工况：风机初始运行点同前，0s时，风电场升压变出口母线PCC发生三相短路故障，接地阻抗0.07+j0.7Ω，0.15s后故障清除。与上述单台风电机组仿真模型相比较，可以发现两者仿真波形完全一致，定子和转子电流均放大了40倍。

非对称故障仿真：

（1）单相故障机端电压降幅较小，Crowbar不动作。仿真工况：每台风机初始有功出力180MW，无功36Mvar，初始滑差+8%，Crowbar切除时间60ms。0s时，风电场升压变出口母线PCC发生a相单相接地故障，接地阻抗1.0+j 11.0Ω，0.1s后故障清除。与上述单台风电机组仿真模型相比较，可以发现两者仿真波形完全一致，定子和转子电流均放大了40倍。

（2）相间故障机端电压降幅较大，Crowbar动作。仿真工况：风机初始运行点同前，0s时，风电场升压变出口母线PCC发生ab相间短路故障，接地阻抗0.5+j5.0Ω，0.1s后故障清除。与上述单台风电机组仿真模型相比较，可以发现两者仿真波形完全一致，定子和转子电流均放大了40倍。

根据以上仿真结果可以表明，本发明的大容量风电场风机聚合模型在仿真精度上完全符合要求，并大大提高了仿真速度，适用于风电接入大规模电网后的稳定性分析。

根据本发明的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法的一个实施例，步骤S100根据公式

$P_{\mathrm{wind}}=\frac{1}{2}\mathrm{\ρ\π}{R}^2{C}_p(\mathrm{\β},\mathrm{\λ})V_w^3---\left(1\right)$

建立风力机模型，模拟风力机吸收的风功率，其中，P_wind为风功率，ρ为空气密度，R为风机叶轮半径，λ=Rω_tur/V_w为叶尖速比，β为桨距角，ω_tur为风力机叶轮的转速，C_p为风力机的风能转换效率，是λ与β的函数，V_w为风速。在该实施例中，Cp与λ和β的关系用一张二维表来表示，其中β从-20～300变化，间隔0.50，λ从0～19.6变化，间隔0.4，因此可形成一张66*49的二维表，根据此表，采用样条拟合的方法可以得到任意β和λ下的Cp。

根据本发明的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法的一个实施例，双馈变速恒频风电机组中含发电机质块和风力机质块的两质量块轴系模型如图3所示，根据图3可以得到两质量块轴系模型的数学方程

$\left\{\begin{array}{c}{2H}_{\mathrm{tur}}\frac{d{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{tur}}}{\mathrm{dt}}=T_{\mathrm{tur}}-K_s{\mathrm{\θ}}_s-D_s({\mathrm{\ω}}_{\mathrm{tur}}-{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{gen}})-D_{\mathrm{tur}}{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{tur}}\\ {2H}_{\mathrm{gen}}\frac{d{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{gen}}}{\mathrm{dt}}=K_s{\mathrm{\θ}}_s+D_s({\mathrm{\ω}}_{\mathrm{tur}}-{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{gen}})-T_e-D_{\mathrm{gen}}{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{gen}}\\ \frac{d{\mathrm{\θ}}_s}{\mathrm{dt}}={\mathrm{\ω}}_0({\mathrm{\ω}}_{\mathrm{tur}}-{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{gen}})\end{array}\right.---\left(2\right)$

步骤S200根据公式2建立由发电机质块和风力机质块组成的两质量块轴系模型，其中，H_tur与H_gen分别为风力机、发电机的惯性时间常数；K_s为轴的弹性系数，D_tur、D_gen分别为风力机转子与发电机转子的自阻尼系数；D_s为风力机质块和发电机质块的互阻尼系数；θ_s为相对角位移；T_tur与T_E分别为风力机机械转矩与发电机电磁转矩；ω_tur、ω_gen分别为风力机与发电机转子转速，ω₀为同步转速。风电机组轴系模型的传递函数框图如图4所示，发电机质块模型已包含在DFIG中，在图4中未表示。

根据本发明的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法的一个实施例，双馈异步风机在低于额定风速时为了使叶片能够尽可能吸收多的风能，桨距角一般设定在0度左右，因此低于额定风速时桨距控制不投入。而在高于额定风速时，由于能量的获取受到机组物理性能的限制，风力机的风轮转速和能量转换必须低于某个极限值，否则各部件的机械和疲劳强度就受到挑战。因此在高风速下，需要投入桨距控制，调节风力机的风能利用效率，从而限制风电机组机械功率不超出其额定功率，同时限制发电机的转速在允许的范围内。桨距控制系统的模型如图5所示，桨距控制系统读取转速测量值speed，与预设的最大转速参考值speed_ref进行比较，得出误差信号传送给输入PI控制器；所述的PI控制器产生桨距角参考值Beta_ref，再与实际的桨距角Beta比较，得出桨距角误差信号，输入到桨距角控制系统伺服机构；在桨距控制系统模型中，所述的桨距控制系统伺服机构用伺服时间常数T、桨距调节的限值Vrmax、Vrmin和桨距变化的梯度限值Rate_max、Rate_min表示。

本发明的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法的一个实施例，根据同步旋转坐标系下双馈感应电机的电磁方程

$\left\{\begin{array}{c}{u}_{\mathrm{sd}}=-\frac{d{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{sd}}}{\mathrm{dt}}+{\mathrm{\ω}}_1{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{sq}}-R_s{i}_{\mathrm{sd}}\\ u_{\mathrm{sq}}=-\frac{d{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{sq}}}{\mathrm{dt}}-{\mathrm{\ω}}_1{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{sd}}-R_s{i}_{\mathrm{sq}}\\ u_{\mathrm{rd}}=\frac{d{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{rd}}}{\mathrm{dt}}-{\mathrm{\ω}}_s{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{rq}}+R_r{i}_{\mathrm{rd}}\\ u_{\mathrm{rq}}=\frac{d{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{rq}}}{\mathrm{dt}}+{\mathrm{\ω}}_s{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{rd}}+R_r{i}_{\mathrm{rq}}\end{array}\right.---\left(3\right)$

和磁链方程

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{sd}}=L_s{i}_{\mathrm{sd}}-L_m{i}_{\mathrm{rd}}\\ {\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{sq}}=L_s{i}_{\mathrm{sq}}-L_m{i}_{\mathrm{rq}}\\ {\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{rd}}=-L_m{i}_{\mathrm{sd}}+L_r{i}_{\mathrm{rd}}\\ {\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{rq}}=-L_m{i}_{\mathrm{sq}}+L_r{i}_{\mathrm{rq}}\end{array}\right.---\left(4\right)$

建立同步旋转坐标系下双馈异步感应电机（DFIG）的T型等效电路，如图6所示。步骤S400建立DFIG电气仿真模型，其中，u_sd、u_sq、u_rf、u_rd、u_rq分别为定子绕组和转子绕组电压的d轴和q轴分量；RS和K分别为定子绕组和转子绕组相电阻；i_sd、i_sq、i_rd.i_rq，分别为定子绕组和转子绕组电流的d轴和q轴分量，ω₁为同步角速度，ω_s为转差角速度，ψ_sd、ψ_sq、ψ_rd和ψ_rq为定子和转子d轴和q轴的磁链，L_s=L_m+L_os，L_r=L_m+L_or，为定、转子电感，L_os、L_or、L_m为定、转子漏感和互感。

本发明的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法的一个实施例，步骤S500根据DFIG电气仿真模型双馈感应发电机定子的瞬时电磁功率方程

$\left\{\begin{array}{c}P=\frac{3}{2}(u_{\mathrm{sd}}{i}_{\mathrm{sd}}+u_{\mathrm{sq}}{i}_{\mathrm{sq}})=-\frac{3}{2}{U}_1{i}_{\mathrm{sq}}\\ Q=\frac{3}{2}(u_{\mathrm{sq}}{i}_{\mathrm{sd}}-u_{\mathrm{sd}}{i}_{\mathrm{sq}})=-\frac{3}{2}{U}_1{i}_{\mathrm{sd}}\end{array}\right.---\left(5\right)$

转子电流与定子电流的关系公式

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{\mathrm{rd}}=\frac{L_s}{L_m}{i}_{\mathrm{sd}}-\frac{\mathrm{\ψ}}{L_m}\\ i_{\mathrm{rq}}=\frac{L_s}{L_m}{i}_{\mathrm{sq}}\end{array}\right.---\left(6\right)$

以及转子电压方程

$\left\{\begin{array}{c}{u}_{\mathrm{rd}}=R_r{i}_{\mathrm{rd}}+\mathrm{\σ}{L}_r\frac{{\mathrm{di}}_{\mathrm{rd}}}{\mathrm{dt}}-{\mathrm{\ω}}_s{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{rq}}+\frac{L_m}{L_s}(u_{\mathrm{sd}}-R_d{i}_{\mathrm{sd}})\\ u_{\mathrm{rq}}=R_r{i}_{\mathrm{rq}}+\mathrm{\σ}{L}_r\frac{{\mathrm{di}}_{\mathrm{rq}}}{\mathrm{dt}}+{\mathrm{\ω}}_s{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{rd}}+\frac{L_m}{L_s}(u_{\mathrm{sq}}-R_s{i}_{\mathrm{sq}}-{\mathrm{\ω}}_1{\mathrm{\ψ}}_{\mathrm{sd}})\end{array}\right.---\left(7\right)$

建立电网侧变频器和转子侧变频器控制器模型，其中，P为有功功率、Q为无功功率。系统采用双闭环结构，外环为功率控制环，内环为电流控制环。在功率环中，有功功率参考值P_ref按最佳风能跟踪曲线计算，无功功率参考值Q_ref可根据电网对无功功率的要求计算，也可以从发电机的功率消耗角度来计算。P_ref和Q_ref参考值与反馈值进行比较，差值经功率调节器（PI型）运算，输出转子电流的无功和有功分量参考值I_{rq_ref}和I_{rd_ref}，I_{rq_ref}和I_{rd_ref}和转子电流反馈量比较后的差值送入电流调节器（PI型），调节后的输出电压分量加上电压补偿项就可获得转子电压指令V_{rd_ref}、V_{rq_ref}，再经旋转变换就得到发电机转子三相电压控制量U_{ra_ref}、U_{rb_ref}、U_{rc_ref}，参见图7。

电网侧变频器采用定子电压定向的矢量控制方案，用于控制交直交变频器的直流母线电压以及电网侧变频器发出的无功功率。电网侧变频器控制系统同样采取双闭环结构，外环为直流电压控制环，内环为电流控制环，如图8所示。

电网侧变频器控制系统由以下几部分组成：

直流电压测量模块：用于测量双馈机变频器直流环节的直流电压值；

变频器电流测量模块：用于测量电网侧变频器的三相交流电流；

PLL电压锁相环：测量电网侧变频器接入的电网侧电压相角，以采用电网电压定向的矢量控制方法实现电网侧变频器解耦控制；

坐标变换模块：由于电网侧电压电流量都是在电网固定参考坐标系下表示的，而电网侧变频器又是在电网电压参考坐标下采用电网电压定向的矢量控制办法，因此在电网侧变频器控制器的输入输出信号均需要进行坐标变换；

电网侧变频器：控制器输出脉宽调制（PWM）指令给变频器，变频器通过调整上下桥臂的占空比，达到相应的控制效果；

电网侧变频器控制器：由级联的两级PI控制器构成，慢速外环用于控制直流环节的直流电压与变频器发出的无功功率，快速内环用于控制电流（I_d、I_q）至由外环控制确定的电流参考值（I_{d_ref}、I_{q_ref}）；电网侧变频器控制器输出信号定义了变频器交流侧输出电压的幅值和相角，在电网侧电压定向的矢量控制方式下，变频器电流分解为两个互相垂直的电流分量，其中d轴电流I_d为有功电流，q轴电流I_q为无功电流，d轴有功电流用于控制直流环节的直流电压，q轴无功电流用于控制变频器发出的无功功率；电网侧变频器电流内环控制器输出的变频器调制系数为电网侧变频器电压定向下的表示方式，需要通过坐标变换将其转换为系统固定参考坐标系下的表示方式才是电网侧变频器能够处理的信号；

转子侧变频器控制保护系统如图9所示，由以下几部分组成：

有功无功测量环节：用于测量整个双馈感应发电机发出的有功与无功功率并将信号传输至转子侧变频器控制器；

坐标变换模块：执行不同的参考坐标系下的坐标变换功能；

dq→αβ变换模块：用于将电流器控制器输出的定子磁链定向参考坐标系下的变频器调制系数信号变换为双馈电机转子参考坐标系下的信号输入到DFIG中；

αβ→dq变换模块：用于将双馈电机转子电流由转子参考坐标系下的表示方法转换为定子磁链定向坐标系下的表示方法，以实现定子磁链定向的转子侧变频器控制；

DFIG模块：由感应发电机及转子侧变频器模型构成，其模型方程及输入输出都是在转子参考坐标系下表示，其输出信号有转子电流I_rα、I_rβ，转子位置角及定、转子磁通实部和虚部ψ_s_r，ψ_s_i，ψ_r_r，ψ_r_i；

功率控制模块：根据式5和式6，调解转子励磁电流的q轴分量即可调节有功，调解d轴分量即可调节无功，因此，双馈机转子侧变频器矢量控制的功率外环利用实测P、Q与有用功、无功参考值的差值经过两个PI控制器得到转子励磁电流d、q轴分量的参考值I_{rd_ref}、I_{rq_ref}；

电流控制模块：功率外环控制输出的转子励磁电流d、q轴分量的参考值I_{rd_ref}、I_{rq_ref}作为电流内环控制的输入，转子电流闭环产生用于控制转子励磁电压的变频器脉宽调制系数；在PWM变频器中，脉宽调制系数Pmd与Pmq为变频器的控制变量，若变频器直流电压为u_dc，则有下式成立：

$\left\{\begin{array}{c}{u}_{\mathrm{rd}}=\frac{\sqrt{3}}{2\sqrt{2}}{P}_{\mathrm{md}}{u}_{\mathrm{dc}}\\ u_{\mathrm{rq}}=\frac{\sqrt{3}}{2\sqrt{2}}{P}_{\mathrm{mq}}{u}_{\mathrm{dc}}\end{array}\right.---\left(8\right)$

因此，将电流内环控制得到的变频器脉宽调制系数Pmd与Pmq输入到双馈电机中即可通过变频器改变转子励磁电压的幅值和相角，从而控制发电机转子电流达到间接控制发电机有功无功的目的；

最大风能跟踪模块：风电机组只有通过改变风轮转速才能在不同风速下均达到最佳风能利用效率，由于最佳风能追踪控制仅在低于额定风速时使用，在这期间桨距控制并不投入，桨距角为0度，因此，低于额定风速时存在最佳叶尖速比，使风能利用效率最大；式1中Cp恒定，且

其中k为齿轮箱增速比，R为风轮半径，将该式代入式1得到：

$P_w{|}_{\max }=\frac{\mathrm{\ρ\π}{R}^5{C}_{p\max }}{2k^3{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{op}}^3}{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{gen}}^3=K{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{gen}}^3---\left(9\right)$

因此，通过实测发电机转速，令最大风能跟踪模块中有功功率的参考值与转速的立方成正比，即可实现最大风能的追踪和捕获；在风速高于额定时，桨距控制投入，有功功率参考值限制在最大出力；

根据本发明的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法的另一个实施例，所述的风机聚合模型使用可投切Crowbar装置实现低电压穿越功能，带有可投切Crowbar装置的风机聚合模型如图10所示。当外界故障使转子侧变频器检测到转子过电流，或者变频器DC母线过电压时，Crowbar装置中的开关元件IGBT导通，Crowbar投入工作旁路转子过流，同时转子侧变频器触发信号闭锁，双馈机转子绕组直接经串联电阻Rc短路。

低电压穿越（LVRT，Low Voltage Ride Through）能力是指当电网故障或扰动引起风电厂的并网点电压跌落时，在一定电压跌落的范围内，风电机组能够不间断并网运行。双馈异步风机的低电压穿越能力主要是通过可投切Crowbar装置来实现的。

带可投切Crowbar装置的双馈变速恒频风电机组结构如图10所示。Crowbar投切过程如下：当外界故障使转子侧变频器检测到转子过电流，或者变频器直流母线过电压时，Crowbar装置中的开关元件IGBT导通，Crowbar投入工作旁路转子过流，同时转子侧变频器触发信号闭锁，双馈机转子绕组直接经电阻短路，每相的短路附加电阻约为Crowbar串联电阻值的2/3左右，这时双馈机更像一台普通的异步发电机或电动机（视故障前电机转速而定）。

在Crowbar投入的最初10～15ms内，双馈机发出的无功会有一个正向的冲击，此后双馈机开始吸收无功，而发出的有功大小则要视滑差的正负和大小而定。由于Crowbar串联的电阻值较小，同时短路故障期间机端电压较低，双馈机的定、转子磁链、电流均衰减较快。Crowbar投入60～100ms之后，转子电流衰减到较小值，并且直流电压也基本恢复到正常值，Crowbar切除，转子侧变频器触发信号恢复，双馈机重新恢复控制能力。

若外界故障较为严重，例如故障时间较长或者转子过流衰减速度较慢，则Crowbar在故障期间可能不只投切一次，若Crowbar一直反复动作则最终可能使过速保护或低压保护动作导致切机，因此，Crowbar投入时间的整定值需仔细选取。

双馈机以及变频器的保护主要包括以下几种：变频器过流保护，变频器不对称保护，发电机机端过压、欠压保护，发电机过速、低速保护，如图9所示。在有低电压穿越功能的风机中，变频器过流或不对称保护动作时，bypass标志位置1，于是功率控制器和电流控制器PI环节的状态变量均清零，变频器触发信号闭锁，Crowbar投入运行，此时双馈机进入转子绕组短路的异步电机运行状态。当故障消除，Crowbar退出运行时，若变频器检测不到过流或不对称，则控制器重新投入运行，变频器触发信号解锁，风力机恢复控制能力。而在没有低电压穿越功能的风机中，变频器过流、不对称、发电机过速、低速、机端过压、欠压任何一个保护动作时，双馈机均退出运行，无法重新自动投入。

在双馈异步风机的保护中，机端过压、低压保护，发电机过速、低速保护均采用反时限整定原则。下面重点介绍变频器过流保护和三相不对称保护的建模方法和整定原则。

变频器过流保护：

由图9和式9可知，变频器过流保护中采集的信号量为过流最严重的那相转子电流幅值。因此，双馈机的转子电流能否反映实际流过IGBT的电流？通过电磁暂态仿真可以发现，流过每个IGBT组的电流为单极性PWM波，其包络线即为该IGBT所在桥臂对应相的电流。

由此可见，计算过流最严重的那相转子电流幅值，能够恰当地反映IGBT中的过流情况。

短路故障时，双馈机转子三相电流可能会不对称，图9中转子电流幅值计算模块用来计算过流最严重的那相转子电流幅值，计算公式为：

$I_{\mathrm{rot}}=\sqrt{I_{\mathrm{rd}}^2+I_{\mathrm{rq}}^2}\·\frac{S_N}{\sqrt{3}\×U_N}---\left(10\right)$

过流保护按照如下方法整定：假设风机额定出力下转子电流为I_rN（无功按照功率因数0.95考虑），实际检测并按式10计算得到的转子电流为I_rot，则若I_rot>1.21I_rN，保护延时10ms，若I_rot>1.32I_rN，保护瞬时动作。

三相不对称保护：

变频器三相不对称保护按如下方式整定：风电机组机端任意相邻两相电压相位差小于1140或大于1260（即三相电压不平衡度大于±5%），保护无延时动作，在有低电压穿越能力的风机中Crowbar投入运行，在无低电压穿越能力的风机中直接切机。

在保护模型实现时，可通过测量机端三相电压矢量的实部和虚部，从而分别求出三相电压的相位，继而求出任意两相电压间的最大相位差，并判断是否满足保护动作条件。

本技术领域中的普通技术人员应当认识到，以上的实施例仅是用来说明本发明的技术方案，而并非用作为对本发明的限定，任何基于本发明的实质精神对以上所述实施例所作的变化、变型，都将落在本发明的权利要求的保护范围内。

Claims (3)

1.一种大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法，所述的风电机组包括由风力机模型、轴系模型和桨距控制系统构成的原动机模型，由感应发电机模型和转子侧变频器控制保护系统构成的双馈风电机组模型，以及电网侧变频器控制系统，所述风机聚合模型建立和仿真方法包括以下步骤：

S100）建立风力机模型，根据风速、风能转换效率与叶尖速比和叶片浆距角的关系，模拟风力机吸收的风功率；

S200）使用发电机质块和风力机质块组成的两质量块轴系结构，建立风机轴系模型，模拟风力机机械转矩与发电机电磁转矩的能量传递关系；

S300）建立桨距控制系统模型，使用桨距角控制仿真进行风电机组功率的寻优，寻求在给定风速下使风电机组输出功率的最大值；模拟风速超出额定风速时桨距控制系统的过载保护功能；

S400）根据双馈感应电机的方程和磁链方程构建双馈异步感应电机的T型等效电路，建立DFIG电气仿真模型；

S500）根据DFIG电气仿真模型双馈感应发电机定子的瞬时电磁功率方程、转子电流与定子电流的关系和转子电压方程，建立电网侧变频器和转子侧变频器控制器模型；

S600）使用以上步骤建立的风电机组仿真模型，建立大容量风电场详细模型；

S700）设置大容量风电场的仿真运行工况和故障状态，进行大容量风电场的故障仿真；

S800）使用风机聚合方法，建立风电场聚合模型；

S900）使用风电场聚合模型进行大容量风电场的故障仿真，验证风机聚合模型。

2.根据权利要求1所述的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法，其特征在于所述的步骤S800包括以下步骤：

S810）按照风电场容量扩大风电机组额定容量；

S820）按照风电场容量相应扩大升压变压器容量；

S830）扩大无穷大系统短路容量；

S840）按照风电场容量扩大转子过流保护整定值；

S850）同比例扩大机组轴系参数，包括双馈机转动惯量、风轮转动惯量、风轮低速轴与双馈机高速轴之间的弹性系数以及互阻尼系数、风轮以及双馈机转子的自阻尼系数；

S860）扩大转子侧变频控制系统中的功率测量模块基准值；

S870）通过扩大空气平均密度，在风轮扫风面积不变的前提下，模拟扩大风力机吸收的风功率。

3.根据权利要求1所述的大容量风电场风机聚合模型建立和仿真方法，其特征在于所述的风机聚合模型使用可投切Crowbar装置实现低电压穿越功能，当外界故障使转子侧变频器检测到转子过电流，或者变频器直流母线过电压时，Crowbar装置中的开关元件IGBT导通，Crowbar投入工作旁路转子过流，同时转子侧变频器触发信号闭锁，双馈机转子绕组直接经串联电阻Rc短路。

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