CN103606959A - 双馈型风力发电系统低/高电压穿越的优化控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了风力发电系统控制技术领域中的一种双馈型风力发电系统低/高电压穿越的优化控制方法。该方法包括：确定双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限与下限；判断电网是否发生故障，如果电网未发生故障，则设定双馈风力发电机网侧变流器q轴电流为零；如果电网发生电压跌落故障，则在识别电网发生故障后的设定时间以内，通过发电机变压器的低压侧向电网注入感性无功电流或者容性无功电流。本发明能够优化网侧变流器的控制策略，增加故障期间网侧变流器的无功发出能力，从而提高双馈型风力发电系统的低/高电压穿越能力。

Description

双馈型风力发电系统低/高电压穿越的优化控制方法

技术领域

本发明属于风力发电系统控制技术领域，尤其涉及一种双馈型风力发电系统低/高电压穿越的优化控制方法。

背景技术

随着风电并网规模的扩大，多国的风电并网准则都向并网风电场提出了低电压穿越和高电压穿越的要求，以期在电网故障时风电场不脱网运行，为电网提供有功和无功支持，以利于故障时电网的安全稳定运行。

对于采用双馈机组的风电场而言，风电场发出或吸收的无功功率由调度控制，以保证风电场输出的电能质量并改善风电场对电网的影响。鉴于风电场的无功控制在保持电网电压稳定性，促进电网故障快速恢复以及实现机组低/高电压穿越运行等领域具有诸多重要作用，深入研究大型双馈风电场的无功功率控制技术具有重要意义。

现有技术中，双馈机组风力发电系统的无功功率控制，通过控制自身的变流器和增加无功补偿装置实现。双馈风力发电系统的传统PI（ProportionIntegration Differentiation，比例积分微分）控制通过d、q坐标变换后实现了有功和无功的解耦控制。但在正常情况下，双馈风力发电系统的无功功率控制目标主要是保证发电机系统运行在单位功率因数，因此无功的控制并未得到有效利用。为此，可以通过在故障期间调整变流器的控制策略使其发出无功功率，从而更容易实现低电压穿越或者高电压穿越。

鉴于上述原因，本文提出了一种在双馈型风力发电系统中，通过控制网侧变流器的无功功率，提高低电压穿越与高电压穿越能力的方法。

发明内容

本发明的目的在于，提出一种双馈型风力发电系统低/高电压穿越的优化控制方法，通过在故障期间使变流器发出无功功率，提高低电压穿越和高电压穿越的能力。

为了实现上述目的，本发明提出的技术方案是，一种双馈型风力发电系统低/高电压穿越的优化控制方法，其特征是所述方法包括：

步骤1：确定双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限与下限；

双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限为：

双馈风力发电机网侧变流器无功电流的下限为：

其中，i_g为双馈风力发电机网侧变流器容许电流且

S_N为双馈风力发电机的额定容量；

U_s为电网电压；

i_gd为双馈风力发电机网侧变流器d轴电流；

步骤2：判断电网是否发生故障，如果电网未发生故障，则执行步骤3；如果电网发生电压跌落故障，则执行步骤4；

步骤3：设定双馈风力发电机网侧变流器q轴电流为零；

步骤4：当双馈风力发电机机端电压有效值跌落超过额定电压的设定比例时，在识别电网发生故障后的设定时间以内，通过发电机变压器的低压侧向电网注入感性无功电流；

当双馈风力发电机机端电压有效值升高超过额定电压的设定比例时，在识别电网发生故障后的设定时间以内，通过发电机变压器的低压侧向电网注入容性无功电流；

所述感性无功电流的大小按照每跌落1%的额定电压，补偿2%的额定电流的比例确定，当感性无功电流达到双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限时，以双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限作为感性无功电流的大小。

所述容性无功电流的大小按照每升高1%的额定电压，补偿2%的额定电流的比例确定，当容性无功电流达到双馈风力发电机网侧变流器无功电流的下限时，以双馈风力发电机网侧变流器无功电流的下限作为容性无功电流的大小。

所述设定比例为10%。

所述设定时间为20毫秒。

本发明能够优化网侧变流器的控制策略，增加故障期间网侧变流器的无功发出能力，从而提高双馈型风力发电系统的低/高电压穿越能力。

附图说明

图1是本发明提供的双馈型风力发电系统低/高电压穿越的优化控制方法流程图；

图2是本发明提供的双馈型风力发电机网侧变流器d轴控制结构图；

图3是本发明提供的无功补偿电流与电压跌落程度之间的关系曲线图；

图4是本发明提供的网侧变流器q轴控制结构图；

图5是本发明实施例提供的电压跌落至20%不加入无功控制风速12m/s时的仿真波形图，其中（a）是A相仿真波形图，（b）是B相仿真波形图，（c）是C相仿真波形图；

图6是本发明实施例提供的电压跌落至20%加入无功控制风速12m/s时的仿真波形图，其中（a）是A相仿真波形图，（b）是B相仿真波形图，（c）是C相仿真波形图；

图7是本发明实施例提供的电压跌落至20%加入无功控制风速10m/s时的仿真波形图，其中（a）是A相仿真波形图，（b）是B相仿真波形图，（c）是C相仿真波形图；

图8是本发明实施例提供的电压跌落至20%加入无功控制风速8m/s时的仿真波形图，其中（a）是A相仿真波形图，（b）是B相仿真波形图，（c）是C相仿真波形图；

图9是故障期间不同风速下电压统计数据；

图10是本发明实施例提供的电压升高至130%加入无功控制的仿真波形图，其中（a）是A相仿真波形图，（b）是B相仿真波形图，（c）是C相仿真波形图。

具体实施方式

下面结合附图，对优选实施例作详细说明。应该强调的是，下述说明仅仅是示例性的，而不是为了限制本发明的范围及其应用。

实施例1

图1是本发明提供的双馈型风力发电系统低/高电压穿越的优化控制方法流程图，如图1所示，双馈型风力发电系统低/高电压穿越的优化控制方法包括：

步骤1：确定双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限与下限。

在正常情况下，双馈风力发电系统的无功功率控制目标主要是保证发电机系统运行在单位功率因数，因此虽然通过d、q坐标变换后实现了有功和无功的解耦控制，但无功的控制并未得到有效利用。而无功的控制可以实现对电压降低或升高进行有效的抑制，等效的相当于降低了故障的严重程度，使得低电压穿越或高电压穿越更容易实现。

双馈风机的机、网侧变流器与电容器的配合可视为一个静止无功发生器，因此在故障期间可以通过改变其控制策略发出或吸收无功，从而抑制电压的变化、等效降低故障程度。但是，当电网故障后，由于转子侧撬棒电路的投入以及转子侧变流器的闭锁措施，使得转子侧变流器不能实现对无功的控制，因此只能通过网侧变流器实现对无功的控制从而有效的抑制故障过程中电网电压的变化。

双馈风力发电机的控制通过d、q变换后实现了有功、无功的解耦控制，其无功的控制是通过对q轴电流的控制实现的。

由于直流母线电压的稳定是系统稳定运行的前提，因此无论是在稳态运行还是暂态运行情况下，应首先要满足对有功功率的控制。由公式(1)可得直流母线电压稳定是通过控制有功功率实现的。双馈风力发电系统网侧变流器的有功控制结构如图2所示。

$C{V}_{\mathrm{dc}}\frac{d{V}_{\mathrm{dc}}}{\mathrm{dt}}=P_r-P_g---\left(1\right)$

公式（1）中，C为直流母线电容值，V_dc为直流母线电压，P_r为双馈风力发电机组转子侧功率，P_g为双馈风力发电机组网侧变流器与电网的交换有功功率值。

在双馈风力发电系统的设计中考虑网侧变流器稳态时，通常运行在单位功率因数状态(QC=0)，因此实际生产中为了节约成本，网侧变流器容量通常选择为双馈电机最大转差有功功率。当系统运行在最大转差功率点时，网侧变流器全部功率用于对有功功率的控制，此时网侧变流器不能再用于无功控制。但由于风力机随风速的变化而作变速运行，使得风力机并不总是运行在最大转差功率的工作点上。当风力机运行在低风速时，网侧变流器工作在欠功率状态，并没有充分发挥其功率处理能力。当系统对无功功率有要求时，可考虑让网侧变流器在功率允许范围内工作在非单位功率因数模式，即电网电压支撑工作模式。电网电压定向时，双馈电机定子端电压表达式为：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_s=\frac{3}{2}{U}_s{i}_{\mathrm{sd}}\\ Q_s=-\frac{3}{2}{U}_s{i}_{\mathrm{sq}}\end{array}\right.---\left(2\right)$

公式（2）中，P_s为双馈风力发电机定子侧发出的有功功率值，Q_s为双馈风力发电机定子侧发出的无功功率值，U_s为电网电压，i_sd为定子侧电流d轴分量，i_sq为定子侧电流q轴分量。

由于 $S=\sqrt{P_s^2+Q_s^2},i_s=\sqrt{i_{\mathrm{sd}}^2+i_{\mathrm{sq}}^2},$ 则上式可写为：

$S=\frac{3}{2}{U}_s{i}_s---\left(3\right)$

考虑网侧变流器的容量一般为双馈风力发电系统的转差功率，因此其值一般为30%的额定容量，即S=0.3S_N，其中，S_N为双馈型风力发电机的额定容量，则网侧变流器容许的电流为：

$i_g=\frac{2}{3}\×\frac{0.3S_N}{U_s}---\left(4\right)$

此时容许的无功电流范围为

即无功电流的最大最小值分别为：

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{\mathrm{gq}\max }=\sqrt{i_g^2-i_{\mathrm{gd}}^2}\\ i_{\mathrm{gq}\min }=-\sqrt{i_g^2-i_{\mathrm{gd}}^2}\end{array}\right.---\left(5\right)$

上述公式中，i_g为网侧变流器电流值，i_gd为网侧变流器电流d轴分量，i_gq为网侧变流器电流q轴分量，也即双馈风力发电机网侧变流器无功电流。

步骤2：判断电网是否发生故障，如果电网未发生故障，则执行步骤3；如果电网发生电压跌落故障，则执行步骤4。

由于无功的最终目的为控制电网电压稳定，因此希望使用电网电压通过PI控制来实现，这样可以实现对电网电压的无差调节，但PI参数只能通过反复试验得到，工作量大。因此，本文拟通过相关标准，设计一种简单的q轴电流参考值选取方法。目前，由于我国的风电并网标准中并未对无功补偿做出明确要求，因此选择根据德国E.ON公司颁布的高压与超高压电网标准对q轴电流基准值进行设计，其标准的主要内容如下：当双馈发电机机端电压有效值跌落超过额定电压的10%时，通过发电机变压器的低压侧向电网注入额外无功电流，无功电流注入应该在发电厂识别电网故障后的20ms以内开始，以每跌落1%的额定电压，补偿2%额定电流大小的无功电流的比例对系统输送无功电流。因此，得到无功补偿电流与电网电压跌落程度之间最终的关系曲线如图3所示。

通过对双馈风机无功电流上下限的分析，得到双馈发电机网侧变流器的q轴可以采用如图4所示的控制策略，即当电网未发生故障时，则执行步骤3；当电网发生电压跌落故障时，执行步骤4。

步骤3：设定双馈风力发电机网侧变流器q轴电流为零。

当风机稳定运行时，不希望风机与系统进行无功交换，因此发电机处于单位功率因数运行状态，此时q轴的电流值设定为I_qref=0。通过对q轴电流的控制，实现对双馈风力发电机的控制。

步骤4：电网发生故障时，系统切换到电网电压支撑工作模式，即通过按照图3的调整方式调整q轴的电流值，使系统在电压升高时吸收无功，电压降低时发出无功，从而等效的降低故障程度。

调整q轴的电流值具体如下：

（1）当双馈风力发电机机端电压有效值跌落超过额定电压的10%时，在识别电网发生故障后的20毫秒以内，通过发电机变压器的低压侧向电网注入感性无功电流。感性无功电流的大小按照每跌落1%的额定电压，补偿2%的额定电流的比例确定，当感性无功电流达到双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限时，以双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限作为感性无功电流的大小。

（2）当双馈风力发电机机端电压有效值升高超过额定电压的10%时，在识别电网发生故障后的20毫秒以内，通过发电机变压器的低压侧向电网注入容性无功电流。容性无功电流的大小按照每升高1%的额定电压，补偿2%的额定电流的比例确定，当容性无功电流达到双馈风力发电机网侧变流器无功电流的下限时，以双馈风力发电机网侧变流器无功电流的下限作为容性无功电流的大小。

实施例2

在电力系统实时数字仿真器RTDS中仿真无功控制对双馈系统低电压穿越能力的影响。

此部分的仿真是基于RTDS仿真模型进行的，采用图4所示的控制结构，得到如图5～8所示的波形。其中，波形图中的参数的含义分别如下：VSYS1A，VSYS1B，VSYS1C为定子三相电压；IROTA1，IROTB1，IROTC1分别为转子三相电流；VCAP为直流母线电压。

图5～图8分别为风速为12m/s，12m/s,10m/s以及8m/s时的定子电压、转子电流及直流母线电压仿真波形，故障设置为电压跌落至0.2pu，持续时间625ms，其仿真条件设置及统计数据如表1所示。

对比图5与图6以及图9的表中两者的统计数据可以看出，加入无功控制后风机自身发出无功，将故障期间的电压幅值由0.113kV升至0.123kV，从而等效的降低了故障的严重程度。

对比图6～8以及图9的表中的相关统计数据可以看出，当风速从12m/s下降至8m/s的过程中，故障期间的电压幅值却由0.123kV上升至0.161kV，即随着风速的下降风机自身发出的无功能力增加。结果表明随着风速的减小，网侧变流器提供无功支撑的能力逐渐增强。这是由于网侧变流器的功率限制决定的，当风速降低时用于维持直流母线电压稳定的功率减小，此时网侧变流器的功率容量并未得到充分利用，因此用于控制发出无功的裕度增加。

实施例3

在电力系统实时数字仿真器RTDS中仿真无功控制对双馈系统高电压穿越能力的影响。

本实施例通过控制风机在电压升高时吸收感性无功降低定子电压从而有效的提高风电机组的高电压穿越能力。

采用图4所示的控制结构，控制其在故障期间吸收无功功率，此时的故障判断信号为电压升高，当电压超过额定电压的1.1倍时，q轴电流值切换到电压支撑模式，仿真设置为电压升高至1.3pu，转子撬棒电路在故障期间动作，得到如图10所示的仿真波形。

由图10的仿真结果可以看出，在故障期间直流母线电压能被有效的限制在安全值(1.21kV)下，此时风电机组具备了高电压穿越能力。

综上所述，本发明实施例所述的控制方法能够优化风电系统低/高电压穿越技术，提高双馈型风力发电系统低/高电压穿越能力。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (3)

1.一种双馈型风力发电系统低/高电压穿越的优化控制方法，其特征是所述方法包括：

步骤1：确定双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限与下限；

双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限为：

双馈风力发电机网侧变流器无功电流的下限为：

其中，i_g为双馈风力发电机网侧变流器容许电流且

S_N为双馈风力发电机的额定容量；

U_s为电网电压；

i_gd为双馈风力发电机网侧变流器d轴电流；

步骤2：判断电网是否发生故障，如果电网未发生故障，则执行步骤3；如果电网发生电压跌落故障，则执行步骤4；

步骤3：设定双馈风力发电机网侧变流器q轴电流为零；

步骤4：当双馈风力发电机机端电压有效值跌落超过额定电压的设定比例时，在识别电网发生故障后的设定时间以内，通过发电机变压器的低压侧向电网注入感性无功电流；

当双馈风力发电机机端电压有效值升高超过额定电压的设定比例时，在识别电网发生故障后的设定时间以内，通过发电机变压器的低压侧向电网注入容性无功电流；

所述感性无功电流的大小按照每跌落1%的额定电压，补偿2%的额定电流的比例确定，当感性无功电流达到双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限时，以双馈风力发电机网侧变流器无功电流的上限作为感性无功电流的大小；

所述容性无功电流的大小按照每升高1%的额定电压，补偿2%的额定电流的比例确定，当容性无功电流达到双馈风力发电机网侧变流器无功电流的下限时，以双馈风力发电机网侧变流器无功电流的下限作为容性无功电流的大小。

2.根据权利要求1所示的优化控制方法，其特征是所述设定比例为10%。

3.根据权利要求1所示的优化控制方法，其特征是所述设定时间为20毫秒。

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