CN103368187A - 基于改进风力发电机组下的无功协调控制方法 - Google Patents

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叶辰升
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Abstract

本发明涉及一种基于改进风力发电机组下的无功协调控制方法，用直流斩波器和串联动态制动电阻SDBR代替转子快速保护Crowbar。在故障时能够控制直流母线电压，抑制转子侧过电流，起到保护直流侧电容和转子侧变流器的作用，转子侧变流器不退出运行，发电机定子侧在故障期间可以向电网提供无功支持。并在网点装设无功补偿装置STATCOM，在考虑最少利用无功装置的原则，给出双馈风机与STATCOM之间的无功协调控制方法，本发明无功协调控制方法明显优于传统Crowbar技术下的无功协调控制策略，而且将减少系统配置的无功装置容量，PCC点电压恢复的更快，整个系统的电压恢复能力得到提高。

Description

基于改进风力发电机组下的无功协调控制方法
技术领域
本发明涉及一种，特别涉及一种基于改进风力发电机组下的无功协调控制方法。
背景技术
传统双馈风电机组采用Crowbar（转子快速保护）技术保护，当电网发生三相短路故障时，电网电压骤降引发发电机转子侧过电流，此时Crowbar动作以保护转子侧变流器，转子侧变流器退出运行使双馈风机以传统的恒速异步发电机特性运行，成为一个消耗感性无功的负载，不能起到对电网电压的控制作用，且阻碍故障切除后电网电压的恢复。为了能够控制电网电压恢复，考虑在风电场并网点装设无功补偿装置STATCOM（静止同步补偿器），并研究其与双馈风机之间的无功协调控制策略，故障情况下由于Crowbar动作使转子侧变流器退出运行，此时只考虑网侧变流器与STATCOM进行协调控制为电网提供无功支持，帮助故障点在故障切除后实现电压恢复。
发明内容
本发明是针对双馈风电机组采用Crowbar保护，转子侧变流器退出运行时无法对电网电压进行控制的问题，提出了一种基于改进风力发电机组下的无功协调控制方法，使用直流斩波器（DC-Chopper）和串联动态制动电阻（series dynamic braking resistor, SDBR）代替Crowbar。在故障时能够控制直流母线电压，抑制转子侧过电流，起到保护直流侧电容和转子侧变流器的作用，转子侧变流器不退出运行，发电机定子侧在故障期间可以向电网提供无功支持，并在风电场并网点装设无功补偿装置STATCOM来协调无功功率，合理分配无功功率。
本发明的技术方案为：一种基于改进风力发电机组下的无功协调控制方法，具体包括如下步骤：
1）双馈风力发电系统直流侧加入直流斩波器DC-Chopper，在定子侧串入串联动态制动电阻SDBR，并且在SDBR上并联一短路开关，在风电场并网点装设无功补偿装置STATCOM；
2）双馈风力发电系统稳定时，短路开关处于接通状态，SDBR不接入系统；故障时将开关断开，SDBR接入系统；
3）所述双馈风力发电系统与无功补偿装置STATCOM之间的无功协调控制：
A：定义Q ref_total 为系统总的无功缺损值，Q max_GSC 为网侧变流器无功功率最大值，Q max_RSC 为转子侧变流器无功功率最大值，Q ref_GSC 、Q ref_RSC 、Q ref_STATCOM 分别为网侧变流器、转子侧变流器和STATCOM的无功功率参考值；
B：当Q ref_total -Q max_GSC 0时，无功功率控制器控制仅网侧变流器发出无功，且Q ref_GSC  =Q ref_total ；
C：当 0                                                
Figure 234661DEST_PATH_IMAGE002
Q ref_total - Q max_GSC
Figure 151802DEST_PATH_IMAGE004
Q max_RSC 时，无功功率控制器控制网侧变流器发出的无功为Q ref_GSC  = Q max_GSC ，转子侧变流器发出的无功为Q ref_RSC  =Q ref_total  - Q ref_GSC ，此时转子侧变流器控制发电机定子侧发出的无功实际值考虑转子侧变流器电流最大值I rmax 对其的限制；
D：当双馈风力发电系统自身无功容量不足，即Q ref_total  - Q max_GSC  -Q max_RSC >0时，无功功率控制器控制无功补偿装置STATCOM投入电网，对剩余无功容量进行补偿，但发出的无功考虑STATCOM容量的限制。
本发明的有益效果在于：本发明基于改进风力发电机组下的无功协调控制方法，直流斩波器DC-Chopper和串联动态制动电阻SDBR代替Crowbar，用考虑最少利用无功装置的原则，提出双馈风机与STATCOM之间的无功协调控制方法，本发明无功协调控制方法明显优于传统Crowbar技术下的无功协调控制策略，而且将减少系统配置的无功装置容量，PCC点电压恢复的更快，整个系统的电压恢复能力得到提高。
附图说明
图1为本发明改进系统结构示意图；
图2为本发明基于改进风力发电机组下的无功协调控制原理图；
图3为本发明仿真系统图；
图4为本发明直流母线电压仿真波形图；
图5为本发明发电机转子电流仿真波形图；
图6为本发明PCC点电压仿真波形图；
图7为本发明STATCOM输出无功波形图；
图8为本发明风机定子侧输出无功波形图；
图9为本发明网侧变流器输出无功波形图。
具体实施方式
双馈风力发电系统改进：故障时由于变流器之间不平衡的能量流动造成直流母线电压的波动，考虑在直流侧加入直流斩波器DC-Chopper来保护直流电容。在电网发生三相对称短路故障电网电压跌落时，根据磁链守恒定律，定子磁链中将出现的直流分量，会在转子电路中感生出较大的电势和电流。考虑在定子侧串入串联动态制动电阻SDBR，并且SDBR上并联一短路开关，由于串联机制，SDBR将加速发电机定子侧励磁直流分量的消减。SDBR取值一般较小，稳态时，开关处于接通状态，SDBR不接入系统；故障时将开关断开，SDBR接入系统。投入SDBR能控制转子过电压，限制转子过电流，避免了转子侧变流器因过电压而失去控制。而且SDBR接入将增加发电机输出，降低故障时降低转子转速增加。此效果可以改善故障时以及故障恢复后DFIG系统和整个风电场的性能。当转子电流超过一定限值时投入SDBR，固定时间后投出。在风电场并网点装设无功补偿装置STATCOM（静止同步补偿器），如图1所示改进系统结构示意图。
双馈风机与STATCOM之间的无功协调控制策略：
故障时由于DC-Chopper与SDBR的保护，网侧变流器与转子侧变流器可以同时运行为电网提供无功支持，帮助电网电压恢复，在考虑双馈风机背靠背变流器无功极限的情况下，并以最少利用STATCOM容量为原则，提出两者间的无功协调控制策略。基于改进风力发电机组下的无功协调控制原理如图2所示：
图2中，U ref 为并网点电压参考值；Q ref_total 为系统总的无功缺损值；Q max_GSC 为网侧变流器无功功率最大值；Q ref_GSC ，Q ref_RSC ，Q ref_STATCOM 分别为网侧变流器，转子侧变流器和STATCOM的无功功率参考值。
其中，无功功率参考值分配的原则为：
当Q ref_total -Q max_GSC
Figure 931539DEST_PATH_IMAGE004
0时，只有网侧变流器发出无功，且Q ref_GSC  =Q ref_total ，其中Q max_GSC 为网侧变流器无功功率最大值；
当 0
Figure 389065DEST_PATH_IMAGE002
Q ref_total - Q max_GSC
Figure 203437DEST_PATH_IMAGE004
Q max_RSC 时，网侧变流器发出的无功为Q ref_GSC  = Q max_GSC ， Q ref_RSC  =Q ref_total  - Q ref_GSC 作为无功参考值分配给转子侧变流器，此时转子侧变流器控制发电机定子侧发出的无功实际值考虑转子侧变流器电流最大值I rmax 对其的限制，其中Q max_RSC 为转子侧变流器无功功率最大值；
当DFIG（风力发电系统）自身无功容量不足，即Q ref_total  - Q max_GSC  -Q max_RSC >0时，STATCOM为电网提供无功支持，且发出的无功考虑自身容量的限制。
为验证所提方法的有效性，在DIgSILENT/PowerFactory中搭建仿真模型如图3所示，对所提出的策略进行仿真验证。
系统采用IEEE三机九节点系统，在风电并网点处并联18台风机组成等效的风力发电系统，每台风机额定容量为5MW，单机网侧变流器容量为2MW经电抗器接入三绕组变压器，STATCOM采用集中补偿的方式，其总容量为25MW，T1-T4为不同电压等级母线之间的联络变压器，T3WT1为三绕组变压器，其高中低电压分别为30kV、3.3kV、0.69kV，L1为风机出口端电抗器。其他仿真参数见表1单机双馈风力发电机参数。
表1 
仿真中，设置t=0s时风电并网点发生三相对称故障，电网电压由标幺值1p.u.跌落到0.3p.u.，故障持续时间为0.15s，SDBR在故障后转子电流超过4kA时投入，25ms后投出。
通过电力系统仿真软件DIgSILENT/PowerFactory的仿真波形图来验证本专利所提出的模型改进与无功协调控制策略的有效性与准确性。
图4和图5对比了直流母线电压与转子电流分别在本文所提协调控制策略与传统Crowbar技术下的协调控制策略中故障时的不同效果。（传统Crowbar技术下的协调控制策略为，故障情况下，首先是双馈风机定子侧与网侧变流器协调，当系统无功需求仍无法满足时，利用STATCOM为系统提供无功支持；当Crowbar动作时，转子侧变流器退出运行，此时网侧变流器与STATCOM协调为电网提供无功支持，波形图中由虚线表示。）
图6～图9对比了两种协调控制策略中PCC点电压，STATCOM、发电机定子侧和网侧变流器发出无功功率的波形。
通过仿真可以看出在所提出的改进模型和控制策略下，故障时，直流母线电压波动较小，转子电流得到限制，本文无功协调控制策略明显优于传统Crowbar技术下的无功协调控制策略，故障期间发电机定子侧具有无功发生能力，风机自身对电网的无功支持能力增强，将减少系统配置的无功装置容量，PCC点电压恢复的更快，故障切除后，系统能更快恢复稳定，整个系统的电压恢复能力得到提高。

Claims (1)

1.一种基于改进风力发电机组下的无功协调控制方法，其特征在于，具体包括如下步骤：
1）双馈风力发电系统直流侧加入直流斩波器DC-Chopper，在定子侧串入串联动态制动电阻SDBR，并且在SDBR上并联一短路开关，在风电场并网点装设无功补偿装置STATCOM；
2）双馈风力发电系统稳定时，短路开关处于接通状态，SDBR不接入系统；故障时将开关断开，SDBR接入系统；
3）所述双馈风力发电系统与无功补偿装置STATCOM之间的无功协调控制：
A：定义Q ref_total 为系统总的无功缺损值，Q max_GSC 为网侧变流器无功功率最大值，Q max_RSC 为转子侧变流器无功功率最大值，Q ref_GSC 、Q ref_RSC 、Q ref_STATCOM 分别为网侧变流器、转子侧变流器和STATCOM的无功功率参考值；
B：当Q ref_total -Q max_GSC 0时，无功功率控制器控制仅网侧变流器发出无功，且Q ref_GSC  =Q ref_total ；
C：当 0Q ref_total - Q max_GSC
Figure 547735DEST_PATH_IMAGE002
Q max_RSC 时，无功功率控制器控制网侧变流器发出的无功为Q ref_GSC  = Q max_GSC ，转子侧变流器发出的无功为Q ref_RSC  =Q ref_total  - Q ref_GSC ，此时转子侧变流器控制发电机定子侧发出的无功实际值考虑转子侧变流器电流最大值I rmax 对其的限制；
D：当双馈风力发电系统自身无功容量不足，即Q ref_total  - Q max_GSC  -Q max_RSC >0时，无功功率控制器控制无功补偿装置STATCOM投入电网，对剩余无功容量进行补偿，但发出的无功考虑STATCOM容量的限制。
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