CN105134485A - 一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制系统与方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制系统与方法，风速检测模块采集风速、风机转速和桨距角参数，转速保护控制环节根据风速检测模块采集的信息，计算风机实时捕获机械风功率，损耗计算模块连接转速保护控制环节，将实时捕获机械风功率减去损耗，得到的计算结果与发电机输出电磁功率比较，得到风力机组因参与系统调频引起的输入输出功率差额，输入输出功率差额通过触发开关传递给比例环节和积分环节，比例环节和积分环节作用后输出负反馈功率控制量，与惯性调频控制信号一起作为调频附加有功功率给定值；本发明能避免了低风速区风力机组退出调频时对系统频率的二次冲击，改善了恒转速区内转速下降过大导致的功率损失大的问题。

Description

一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制系统与方法

技术领域

本发明涉及一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制系统与方法。

背景技术

双馈风力发电机(doublyfed-inductiongeneration，DFIG)具有发电效率高变频器容量小的特点，然而其电力电子变流器在实现最大功率跟踪的同时也使得转子转速和电网频率之间不再存在耦合关系，不能像传统同步发电机一样通过释放或者存储转子动能阻尼系统频率变化，从全系统角度看，基于DFIG机组风电机组的转动惯量为零。在电网负荷扰动初期，系统惯性直接影响频率的变化速率，惯性降低会明显减弱系统的频率动态响应特性，导致系统遭遇负荷扰动后频率波动过大不满足电网导则规定要求。

为了降低DFIG机组接入对电网频率稳定性的影响，利用风力机组自身调频能力的改进方法主要分为两类：一类方法是通过超速或变桨距的方法降低发电机正常工作效率以获得备用容量参与系统一次调频的减载控制方法，减载控制方法虽然能获得备用容量但是降低了风力机组正常运行时的经济效益，且风速预测的不确定性对风电机组预留备用容量有较大影响，因此应用范围较小；另一类是利用转子中存储的动能进行短时调频，模拟同步发电机组特性的惯性调频控制，DFIG机组相对于传统同步发电机具有更大的机械惯性且速度可调节范围较大理论上能模拟出更多的惯性。

然而已知的固定转速限值转速保护方式未考虑风速条件对风力机组调频能力的影响和风力机组退出调频时引起的系统频率二次波动问题。

发明内容

本发明为了解决上述问题，提出了一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制系统与方法，本方法对DFIG机组在不同风速区内的调频特性和调频能力进行了量化分析，研究了各风速区内调频能力主要限制因素，并进一步提出了一种基于惯性调频过程中动能损失负反馈的主动转子转速保护控制策略。该控制方法根据系统容量和运行工况调整控制器参数，具有良好的转速保护性能。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制系统，包括比较模块、风速检测模块、触发开关、损耗计算模块和控制器，其中，控制器包括：惯性调频控制环节、比例环节、积分环节和转速保护控制环节，风速检测模块采集风速、风机转速和桨距角参数，转速保护控制环节根据风速检测模块采集的信息，计算风机实时捕获机械风功率，损耗计算模块连接转速保护控制环节，将实时捕获机械风功率减去损耗，得到的计算结果与发电机输出电磁功率比较，得到风力机组因参与系统调频引起的输入输出功率差额，输入输出功率差额通过触发开关传递给比例环节和积分环节，比例环节和积分环节作用后输出负反馈功率控制量，与惯性调频控制信号一起作为调频附加有功功率给定值。

所述触发开关，用于保证惯性调频控制环节和转速保护控制环节同步动作，避免转速保护控制环节对风力机组稳态运行产生干扰作用。

一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制方法，包括以下步骤：

(1)建立双馈风力发电机组模型，采用定子电压定向的矢量控制，实现有功和无功功率的解耦控制；

(2)将电网频率变化引入风电机组控制系统，使和电网频率没有直接耦合的双馈风力发电机组具有惯性；

(3)对双馈风力发电机组的惯性调频动态过程和调频能力进行分析，得到机组在低风速区、中风速区和高风速区的不同特性；

(4)利用负反馈调节信号逐渐减小调频作用，构建主动保护控制系统，将转速维持在稳定区域内。

所述步骤(1)中，建立双馈风力发电机组在同步旋转坐标系下的电压、磁链、功率和电磁转矩方程：

$\left\{\begin{array}{c}{U}_s=R_s{I}_s+\frac{{\mathrm{d\ψ}}_s}{dt}+{\mathrm{j\ω}}_e{\mathrm{\ψ}}_s\\ U_r=R_r{I}_r+\frac{{\mathrm{d\ψ}}_r}{dt}+j({\mathrm{\ω}}_e-{\mathrm{\ω}}_r){\mathrm{\ψ}}_r\\ {\mathrm{\ψ}}_s=L_s{I}_s+L_m{I}_r\\ {\mathrm{\ψ}}_r=L_r{I}_r+L_m{I}_s\\ P_s+{\mathrm{jQ}}_s=-\frac{3}{2}{U}_s{\hat{I}}_s=-\frac{3}{2L_s}{U}_s({\widehat{\mathrm{\ψ}}}_s-L_m{\hat{I}}_r)\\ T_e=\frac{3}{2}{p}_D\mathrm{Im}\left({\mathrm{\ψ}}_s{\hat{I}}_s\right)=-\frac{3}{2}\frac{L_m}{L_s}{p}_D\mathrm{Im}\left({\mathrm{\ψ}}_s{\hat{I}}_r\right)\end{array}\right.---\left(1\right)$

式中:U_s和U_r分别为定、转子电压矢量；ψ_s和ψ_r分别为定、转子磁链矢量；I_s和I_r分别为定、转子电流矢量；R_s和R_r分别为定、转子绕组电阻；L_s和L_r分别为定、转子绕组自感；L_m为定、转子绕组之间的互感；ω_e为同步转速；ω_r为转子转速；P_s，Q_s，T_e分别为DFIG的电磁转矩、定子侧有功、无功功率；p_D为极对数。

所述步骤(1)中，忽略定子电阻和定子磁链的变化，采用将同步旋转参考坐标系d轴与定子电压矢量方向重合的方法，双馈风电机组定子绕组有功、无功功率与转子d/q轴电流之间的关系为：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_s\≈\frac{3L_m}{2L_s}{U}_s{i}_{rd}\\ Q_s\≈-\frac{3U_s}{2{\mathrm{\ω}}_e{L}_s}(U_s+{\mathrm{\ω}}_e{L}_m{i}_{rq})\end{array}\right.---\left(2\right)$

由(2)式可知，当采用定子电压矢量定向控制，并保持定子磁链恒定时，DFIG机组定子侧有功功率或电磁转矩可通过转子电流的d轴分量i_rd控制，无功功率可以通过转子电流的q轴分量i_rq控制，从而实现了有功和无功功率的解耦控制。

所述步骤(2)中，将风力发电机的捕获的机械风功率表示为：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_w=\frac{1}{2}{\mathrm{\ρC}}_p(\mathrm{\λ},\mathrm{\β}){\mathrm{AV}}_w^3\\ C_p(\mathrm{\λ},\mathrm{\β})=0.22(\frac{116}{{\mathrm{\λ}}_i}-0.4\mathrm{\β}-5)e^{\frac{-12.5}{{\mathrm{\λ}}_i}}\\ \frac{1}{{\mathrm{\λ}}_i}=\frac{1}{\mathrm{\λ}+0.08\mathrm{\β}}-\frac{0.035}{{\mathrm{\β}}^3+1}\end{array}\right.---\left(3\right)$

式中：P_m为给定风速下风力机捕获的机械功率；ρ为空气密度；C_p(λ，β)为最优风能转换率；β为桨距角；A为风机扫过的面积；V_w为风速；λ为叶尖速比λ＝w_tR/V_w，w_t为风机旋转角速度，R为叶片半径。

所述步骤(2)中，DFIG机组依据风速大小运行，在各不同区间中，发电机有功参考指令P_opt依据转子转速ω_r给出：

$\begin{array}{c}{P}_{opt}=\\ \left\{\begin{array}{cc}{k}_{opt}{\mathrm{\&omega;}}_r^3,& {\mathrm{\&omega;}}_0<{\mathrm{\&omega;}}_r<{\mathrm{\&omega;}}_1\\ \frac{P_{\max }-k_{opt}{\mathrm{\&omega;}}_1^3}{{\mathrm{\&omega;}}_{\max }-{\mathrm{\&omega;}}_1}({\mathrm{\&omega;}}_r-{\mathrm{\&omega;}}_{\max })+P_{\max },& {\mathrm{\&omega;}}_1<{\mathrm{\&omega;}}_r<{\mathrm{\&omega;}}_{\max }\\ P_{\max },& {\mathrm{\&omega;}}_r>{\mathrm{\&omega;}}_{\max }\end{array}\right.\end{array}---\left(4\right)$

式中：k_opt为最大功率跟踪曲线的比例系数；ω₀为DFIG的切入转速n₀对应的电角速度；ω₁为DFIG进入转速恒定区时的初始转速n₁对应的电角速度；ω_max为DFIG转速限值n_max对应的电角速度；P_max为DFIG输出有功功率限幅值。

所述步骤(3)中，风力机组在参与系统调频过程，用于补偿因转速下降引起的风机捕获机械功率损失为：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&Delta;E}}_K={\mathrm{\&Delta;E}}_{op}+{\mathrm{\&Delta;E}}_{loss}=\frac{1}{2P_D^2}J({\mathrm{\&omega;}}_A^2-{\mathrm{\&omega;}}_C^2)\\ {\mathrm{\&Delta;E}}_{op}={\&Integral;}_{t_{on}}^{t_{off}}\left(P_e\right(t)-P_A)dt\\ {\mathrm{\&Delta;E}}_{loss}={\&Integral;}_{t_{on}}^{t_{off}}(P_A-P_m(t\left)\right)dt\end{array}\right.---\left(5\right)$

式中：ΔE_K为转子总动能变化量；ΔE_op为风力机组实际用于调频的有效释放动能，该部分越大则风力机组对系统调频的贡献越大；ΔE_loss为转速下降导致的风能利用率降低引起的风力机组功率损失，这部分越大越不利于风力机组参与系统调频；P_D为机组的极对数；J为机组总转动惯量；ω_A，ω_C分别为调频初始和退出时转子转速；t_on，t_off分别为调频起始时刻和退出时刻；P_A，P_m(t)，P_e(t)分别为调频前输入功率、调频过程中捕获风功率捕获功率和输出电磁功率。

所述步骤(3)中，低风速区和中风速区内风力机组参与调频过程均为：调频初期发电机将通过控制转子转速下降释放转子动能弥补输入输出功率差值，输入功率则随转速降低沿捕获风功率特性曲线开始下降，当转子转速降至下限值时，风力机组将退出调频进入转速恢复阶段。

所述步骤(3)中，低风速区内，风力机组的调频能力随着风速增加而增大；中风速区，风力机组调频能力随着风速增加而减小，同时过大的功率损耗也将导致中风速区风力机组退出调频时对系统频率冲击远大于低风速区，

高风速区由于桨距角在调频前处于非零状态，释放动能转速降低导致风力机组减小桨距角从而捕获的风功率增加，这将有利于风力机组参与调频，使其具有比中低风速区更强的惯性调频能力，高风速区风力机组自身桨距角调节机制有利于其参与调频，变桨距角减载运行控制是解决风力机组变频器容量限制的有效办法。

所述步骤(3)中，用递增函数f(V_w)表示中低风速区内有效释放动能与风速之间的关系，递减函数g(V_w)表示中风速区内有效释放动能与风速之间的关系：

$\left\{\begin{array}{cc}{\mathrm{\&Delta;E}}_{op}=f\left(V_w\right)& V_0<V_w<V_1\\ {\mathrm{\&Delta;E}}_{op}=g\left(V_w\right)& V_1<V_w<V_{\max }\end{array}\right.---\left(6\right).$

所述步骤(4)中，主动保护控制策略的具体为：转速保护控制环节根据风速、风机转速和桨距角参数计算风机实时捕获机械风功率，将其与发电机输出电磁功率比较，得到风力机组因参与系统调频引起的输入输出功率差额，经过比例环节和积分环节输出负反馈功率控制量，最终与惯性调频控制信号一起作为调频附加有功功率给定值。

所述步骤(4)中，功率差额ΔP对时间的积分与风力机组调频释放总动能成比例关系，因此积分环节作用随着释放动能增加而逐渐加大，控制器参数比例系数K_i和积分系数K_p需根据系统容量和运行工况整定。

本发明的有益效果为：

(1)针对现有DFIG机组惯性调频转速保护控制的不足，在对不同风速区内惯性调频特性和调频能力量化分析基础上，提出了新的主动转速保护控制策略，与采用固定转速限值的转速保护控制策略不同，该策略基于动能损失负反馈作用逐渐减小调频信号主动对风力机组转速进行保护，并结合系统容量和运行工况调节控制器比例-积分系数使其更能有效对转速进行保护；

(2)对高风速区调频特性分析还发现，增加桨距角辅助调节环节能增强高风速区风力机组调频能力，避免变频器过载限制对调频能力的限制；

(3)惯性调频主动转速保护控制策略能避免了低风速区风力机组退出调频时对系统频率的二次冲击，改善了恒转速区内转速下降过大导致的功率损失大的问题，从而使DFIG机组更加有效支持系统惯性调频。

附图说明

图1为DFIG转子侧矢量控制策略原理图；

图2为典型模拟惯性控制方法示意图；

图3为惯性调频过程中DFIG机组功率-转速变化情况示意图；

图4为不同风速时DFIG机组有效释放动能与风速关系曲线示意图；

图5为惯性调频主动转速保护控制原理示意图；

图6为主动转速保护控制器算法流程示意图；

图7为有备用的变桨距角辅助调频控制环节示意图；

图8为仿真系统算例示意图；

图9为低风速区，负载突增后系统频率响应对比示意图；

图10(a)为低风速区，DFIG机组惯性调频过程中输出功率的限值转速保护控制与主动转速保护控制对比示意图；

图10(b)为低风速区，DFIG机组惯性调频过程中转子转速的限值转速保护控制与主动转速保护控制对比示意图；

图11为中风速区，负载突增后系统频率响应对比示意图；

图12(a)为中风速区，DFIG机组惯性调频过程中输出功率的限值转速保护控制与主动转速保护控制对比示意图；

图12(b)为中风速区，DFIG机组惯性调频过程中转子转速的限值转速保护控制与主动转速保护控制对比示意图。

具体实施方式：

下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。

1、DFIG机组模型及运行控制

1.1双馈风力机组数学模型

DFIG在同步旋转坐标系下的电压、磁链、功率和电磁转矩方程为：

$\left\{\begin{array}{c}{U}_s=R_s{I}_s+\frac{{\mathrm{d\&psi;}}_s}{dt}+{\mathrm{j\&omega;}}_e{\mathrm{\&psi;}}_s\\ U_r=R_r{I}_r+\frac{{\mathrm{d\&psi;}}_r}{dt}+j({\mathrm{\&omega;}}_e-{\mathrm{\&omega;}}_r){\mathrm{\&psi;}}_r\\ {\mathrm{\&psi;}}_s=L_s{I}_s+L_m{I}_r\\ {\mathrm{\&psi;}}_r=L_r{I}_r+L_m{I}_s\\ P_s+{\mathrm{jQ}}_s=-\frac{3}{2}{U}_s{\hat{I}}_s=-\frac{3}{2L_s}{U}_s({\widehat{\mathrm{\&psi;}}}_s-L_m{\hat{I}}_r)\\ T_e=\frac{3}{2}{p}_D\mathrm{Im}\left({\mathrm{\&psi;}}_s{\hat{I}}_s\right)=-\frac{3}{2}\frac{L_m}{L_s}{p}_D\mathrm{Im}\left({\mathrm{\&psi;}}_s{\hat{I}}_r\right)\end{array}\right.---\left(1\right)$

式中:U_s和U_r分别为定、转子电压矢量；ψ_s和ψ_r分别为定、转子磁链矢量；I_s和I_r分别为定、转子电流矢量；R_s和R_r分别为定、转子绕组电阻；L_s和L_r分别为定、转子绕组自感；L_m为定、转子绕组之间的互感；ω_e为同步转速；ω_r为转子转速；P_s，Q_s，T_e分别为DFIG的电磁转矩、定子侧有功、无功功率；p_D为极对数。

忽略定子电阻和定子磁链的变化，采用将同步旋转参考坐标系d轴与定子电压矢量方向重合的方法，双馈风电机组定子绕组有功、无功功率与转子d/q轴电流之间的关系为：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_s\&ap;\frac{3L_m}{2L_s}{U}_s{i}_{rd}\\ Q_s\&ap;-\frac{3U_s}{2{\mathrm{\&omega;}}_e{L}_s}(U_s+{\mathrm{\&omega;}}_e{L}_m{i}_{rq})\end{array}\right.---\left(2\right)$

由(2)式可知，当采用定子电压矢量定向控制，并保持定子磁链恒定时，DFIG机组定子侧有功功率或电磁转矩可通过转子电流的d轴分量i_rd控制，无功功率可以通过转子电流的q轴分量i_rq控制，从而实现了有功和无功功率的解耦控制。如图1所示为DFIG机组的定子电压定向的矢量控制策略原理图：

1.2发电机运行控制

风力发电机的捕获的机械风功率可表示为：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_w=\frac{1}{2}{\mathrm{\&rho;C}}_p(\mathrm{\&lambda;},\mathrm{\&beta;}){\mathrm{AV}}_w^3\\ C_p(\mathrm{\&lambda;},\mathrm{\&beta;})=0.22(\frac{116}{{\mathrm{\&lambda;}}_i}-0.4\mathrm{\&beta;}-5)e^{\frac{-12.5}{{\mathrm{\&lambda;}}_i}}\\ \frac{1}{{\mathrm{\&lambda;}}_i}=\frac{1}{\mathrm{\&lambda;}+0.08\mathrm{\&beta;}}-\frac{0.035}{{\mathrm{\&beta;}}^3+1}\end{array}\right.---\left(3\right)$

式中：P_m为给定风速下风力机捕获的机械功率；ρ为空气密度；C_p(λ，β)为最优风能转换率；β为桨距角；A为风机扫过的面积；V_w为风速；λ为叶尖速比λ＝w_tR/V_w，w_t为风机旋转角速度，R为叶片半径。DFIGs依据风速大小运行在如图3所示四个区域，分别为启动阶段(V_w<V₀)、最大功率跟踪控制区(C_p恒定区，V₀<V_m<V₁)、转速恒定区(V₁<V_w<V_max)和功率恒定区(V_max<V_w)。在各不同区间中，发电机有功参考指令P_opt依据转子转速ω_r给出：

$\begin{array}{c}{P}_{opt}=\\ \left\{\begin{array}{cc}{k}_{opt}{\mathrm{\&omega;}}_r^3,& {\mathrm{\&omega;}}_0<{\mathrm{\&omega;}}_r<{\mathrm{\&omega;}}_1\\ \frac{P_{\max }-k_{opt}{\mathrm{\&omega;}}_1^3}{{\mathrm{\&omega;}}_{\max }-{\mathrm{\&omega;}}_1}({\mathrm{\&omega;}}_r-{\mathrm{\&omega;}}_{\max })+P_{\max },& {\mathrm{\&omega;}}_1<{\mathrm{\&omega;}}_r<{\mathrm{\&omega;}}_{\max }\\ P_{\max },& {\mathrm{\&omega;}}_r>{\mathrm{\&omega;}}_{\max }\end{array}\right.\end{array}---\left(4\right)$

式中：k_opt为最大功率跟踪曲线的比例系数；ω₀为DFIG的切入转速n₀对应的电角速度；ω₁为DFIG进入转速恒定区时的初始转速n₁对应的电角速度；ω_max为DFIG转速限值n_max对应的电角速度；P_max为DFIG输出有功功率限幅值。

在DFIG运行控制过程中，转子侧变流器仅根据风电机组转速变化而调节有功输出，当电网有功扰动时，风电机组遵循相同的控制指令向电网输送功率不能分担系统有功功率不平衡变化，因此，无法对系统扰动提供惯性支持。电力系统的惯量反映了系统阻止频率突变的能力，为了使和电网频率没有直接耦合的DFIG机组具有惯性，需将电网频率变化引入风电机组控制系统，在频率突变时通过快速的功率控制向系统瞬时注入或吸收突变的有功功率。

2、DFIG机组惯性调频主动转速保护控制

由电力电子换流器控制的DFIG机组不能自动提供惯性支持，但却可以利用风电机组存储的动能对系统频率起短期支撑作用，通过附加频率控制环节模拟常规同步发电机组惯性响应过程。如图2所示为典型比例微分惯性调频控制环节，附加模拟惯性控制器通过检测系统频率偏差得到额外有功参考值信号ΔP₁，与发电机有功功率控制信号一起送入转子侧变流器。转速保护模块的作用是当速降至0.7pu时使ΔP₁＝0使风力机组退出调频，避免过度参与调频。风速条件对DFIG机组惯性调频能力影响较大，为了设计合理的惯性调频主动转速控制策略，需要对惯性调频动态过程和调频能力进行深入分析。

2.1DFIG机组模拟惯性调频特性分析

风力机组在参与系统调频过程输入机械功率(P_m)输出功率(P_e)变化如图3中虚线所示。整个调频过程中，风力机组转子转速从ω_A下降至ω_C释放的总动能对应于图中ABCD区域的面积，释放的总动能一部分用于增加输出功率，另一部分将用于补偿因转速下降引起的风机捕获机械功率损失：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&Delta;E}}_K={\mathrm{\&Delta;E}}_{op}+{\mathrm{\&Delta;E}}_{loss}=\frac{1}{2P_D^2}J({\mathrm{\&omega;}}_A^2-{\mathrm{\&omega;}}_C^2)\\ {\mathrm{\&Delta;E}}_{op}={\&Integral;}_{t_{on}}^{t_{off}}\left(P_e\right(t)-P_A)dt\\ {\mathrm{\&Delta;E}}_{loss}={\&Integral;}_{t_{on}}^{t_{off}}(P_A-P_m(t\left)\right)dt\end{array}\right.---\left(5\right)$

式中：ΔE_K为转子总动能变化量；ΔE_op为风力机组实际用于调频的有效释放动能，该部分越大则风力机组对系统调频的贡献越大；ΔE_loss为转速下降导致的风能利用率降低引起的风力机组功率损失，这部分越大越不利于风力机组参与系统调频；P_D为机组的极对数；J为机组总转动惯量；ω_A，ω_C分别为调频初始和退出时转子转速；t_on，t_off分别为调频起始时刻和退出时刻；P_A，P_m(t)，P_e(t)分别为调频前输入功率、调频过程中捕获风功率捕获功率和输出电磁功率。为了分析DFIG机组在大负荷扰动时的短时调频(TOP，TemporaryOver-Production)能力，以1.5MW双馈变速风电机组为例，取ΔP₁＝0.4(pu)，风电机组变频器短时过载20％额定功率的最大时间为20s，按式(5)计算出风力机组从切入到切出全过程中有效释放动能ΔE_op，结果如图4所示：

结合图3和图4可知：低风速区和中风速区内风力机组参与调频过程类似，调频初期发电机将通过控制转子转速下降释放转子动能弥补输入输出功率差值，输入功率则随转速降低沿捕获风功率特性曲线开始下降，当转子转速降至0.7pu时风力机组将退出调频进入转速恢复阶段。

低风速区内，转子可释放动能ΔE_K较小是风力机组可参与调频时间的主要限制因素，因此风力机组的调频能力随着风速增加而增大；中风速区为转速恒定区转速不随风速增大风电机组所能释放的总动能ΔE_K保持不变，而随着转速下降输入机械功率损失ΔE_loss急剧增加是该区域内风力机组惯性调频能力主要限制因素，因此调频能力随着风速增加而减小。由图4还可以看出当风速增加至13m/s时，风力机组在整个惯性调频过程中的有效释放调频动能为负值，这是因为当转子转速下降到一定程度后释放动能已经无法弥补因转速下降引起的输入机械功率损失导致输出功率小于调频前功率，即输出功率增量[P_e(t)-P_A]为负值。过大的功率损耗也将导致中风速区风力机组退出调频时对系统频率冲击远大于低风速区。

用递增函数f(V_w)表示图4中低风速区内有效释放动能与风速之间的关系，递减函数g(V_w)表示中风速区内有效释放动能与风速之间的关系：

$\left\{\begin{array}{cc}{\mathrm{\&Delta;E}}_{op}=f\left(V_w\right)& V_0<V_w<V_1\\ {\mathrm{\&Delta;E}}_{op}=g\left(V_w\right)& V_1<V_w<V_{\max }\end{array}\right.---\left(6\right)$

高风速区由于桨距角在调频前处于非零状态，释放动能转速降低导致风力机组减小桨距角从而捕获的风功率增加，这将有利于风力机组参与调频，使其具有比中低风速区更强的惯性调频能力。然而风力机组输出功率调频前已达额定值，此时变频器短时过载能力成为主要调频能力限制因素，通常认为风电机组可短时增发20％的额定功率。

综上分析，附加惯性调频控制环节使DFIG机组能够快速响应系统频率变化，但是各不同风速区内呈现不同的特性：低风速区风力机组可释放动能较小；中风速区调频初期风力机组输出功率增加能有效抑制电网频率波动，随着转速进一步降低功率损失加剧导致其释放动能对系统调频没有实际贡献，此时转速虽未达下限也应主动对其进行保护抑制减速；高风速区风力机组自身桨距角调节机制有利于其参与调频，变桨距角减载运行控制是解决风力机组变频器容量限制的有效办法。

2.2主动转速保护控制策略

为了维持风力机组在调频过程中自身稳定性及优化调频性能，本文基于DFIG机组在不同风速区间惯性调频特性提出了主动转速保护控制策略。与设定转速限值的转速保护方式不同，该策略利用负反馈调节信号逐渐减小调频作用，从而将转速维持在稳定区域内。为了更好的对转速进行保护，控制器根据实时工况和系统容量调整控制器PI控制系数。

如图5所示为控制原理图：转速保护控制环节根据风速、风机转速和桨距角参数按(3)式计算风机实时捕获机械风功率P_m(t)，将其与发电机输出电磁功率P_e(t)比较得到风力机组因参与系统调频引起的输入输出功率差额ΔP(包括输出功率增量和功率损失)，经过比例环节和积分环节输出负反馈功率控制量ΔP₂，最终与惯性调频控制信号ΔP₁一起作为调频附加有功功率给定值。

不计机械及其他损耗情况下，风力机组参与调频前捕获的机械风功率与输出功率相等，此时ΔP为零；风力机组参与调频后，输出功率增加和转速下降引起的功率损失导致ΔP大于零。实际工程中需要考虑风力机组自身机械损耗和电磁损耗，为了使用方便，不同运行状态下的风力机组自身功率损耗可通过查表法得到。触发开关的作用是保证惯性调频控制环节和转速保护控制环节同步动作，避免转速保护控制环节对风力机组稳态运行产生干扰作用。

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&Delta;E}}_K={\&Integral;}_{t_{on}}^{t_{off}}\&lsqb;P_E\left(t\right)-P_m\left(t\right)\&rsqb;dt\\ P_m\left(t\right)=0.11{\mathrm{\&rho;AU}}_w^3\&lsqb;116(\frac{U_w}{{\mathrm{\&omega;}}_{r}R}-0.035)\\ -5.0\&rsqb;e^{-12.5(\frac{U_w}{{\mathrm{\&omega;}}_{r}R}-0.035)}\end{array}\right.---\left(7\right)$

由(7)式可知功率差额ΔP对时间的积分与风力机组调频释放总动能成比例关系，因此积分环节作用随着释放动能增加而逐渐加大。控制器参数比例系数K_i和积分系数K_p需根据系统容量和运行工况整定，如图6所示为惯性调频主动转速保护控制算法流程示意图：判断区间分别对应于风力机组低、中、(高+启动前)风速区间；K₁K₂为与风力机组容量相关的参考比例系数和参考积分系数：

高风速区可通过附加桨距角辅助调节环节优化风力机组的调频性能，桨距角辅助调节环节可采用如图7所示有备用的变桨距控制策略。风力机组正常工作于K％减载量状态，参与调频后输出功率增加后仍保持在额定功率以内，因此避免了变频器容量短时过载能力限制。借助桨距角辅助调节环节，调频过程中风力机组桨距角机械调节更迅速，捕获风功率能满足增加功率需求，转速保护控制环节对其影响不大，因此本文对高风速区域内桨距角控制和仿真不做进一步研究。

3、仿真分析

本文在MATLAB/Simulink中搭建了如图8所示的经典四机两区域仿真系统算例，其中：G1、G3和G4分别为容量为400MW和1000MW的火电厂，均配备了调速器和电力系统稳定器。G2为由200台1.5MW的双馈风力发电机组成的风电场，风电场额定容量为系统总容量14.2％。负荷L1和L2为恒定有功负荷分别为500MW和1000MW。选取各个发电厂的额定容量为其功率基值，转速基值为DFIG机组的额定转速。

系统初始稳定频率为50Hz，控制死区0.2Hz，负载L2在t＝10s时刻由1000MW突增到1100MW，导致系统频率降低。仿真内容分别在中低风速工况下，DFIG机组采用固定限值转速保护和本文所提出主动转速保护惯性调频控制，对系统频率响应和DFIG机组自身运行稳定性情况进行了对比。

如图9所示风速为9m/s(低风速区，最大功率跟踪区)时负荷扰动后系统频率响应曲线对比情况。DFIG机组不加额外调频控制情况下，系统频率下降最快且降幅较大，波动幅值已超出调频范围0.5Hz。采取惯性调频控制能使风力机组响应系统频率波动，通过释放转子动能有效地将频率波动幅值限制为0.36Hz。但是由于低风速区风机转速较低提供的动能有限，采用固定限值转速保护情况下风力机组参与调频9s后退出调频，对系统频率造成二次跌落冲击，这不利影响将随着风电场规模增大而加剧。采用主动转速保护控制后系统频率波动幅值为0.38Hz，系统能将扰动后的频率有效控制在要求范围内，并且有效消除了前者具有的频率二次冲击，整个调频过程平稳。

如图10(a)、(b)所示对比了低风速区扰动后DFIG机组惯性调频输出功率、转速变化过程。可以看出DFIG机组采用固定限值转速保护时，转子转速迅速降低释放部分动能，功率瞬时增加约为0.22pu，有效的支持了系统惯性响应；但是转速下降到0.7pu后机组退出调频进入转速恢复阶段，输出功率突降，这也是引起系统二次频率跌落的原因。可看出，与前者相比主动转速保护控制作用随着释放动能增加负反馈抑制作用逐渐加强，输出功率曲线没有跌落过程从而避免对系统频率的二次冲击，最小转速离下限值0.7pu还有一定裕量，从而维持了风力机组调频过程中的自身稳定性。

如图11所示为风速为12.5m/s(中风速区，恒转速区)时负荷扰动后系统频率响应曲线对比情况。由曲线对比可看出，中风速条件下DFIG机组采用惯性调频控制同样能抑制频率波动幅值。但是采用固定限制转速保护的情况下频率曲线在t＝28s之后出现新的震荡趋势，这是因为此时风力机组输入机械功率损失加剧，其释放动能已对系统调频不起有功支持作用，但是由于转子转速还未达到转速保护限值而调节信号一直在因此转速将持续下降。采用主动转速保护控制的频率曲线越过波谷后快速趋于稳定，有利于系统频率的后续恢复，优化了系统频率响应特性。

如图12(a)、图12(b)所示，对比了中风速区DFIG机组惯性调频控制过程中输出功率、转速变化过程。可以看出当DFIG机组转子速度减小到一定程度后，继续降低转速释放动能反而将导致输出功率衰减加剧，此后风力机组已经无法通过释放动能对系统频率提供惯性支持作用，虽然此时转速仍未达下限值也应主动对转速进行保护。可以看出采用主动转速保护控制策略后，转子转速下降到一定程度后将被抑制降低，防止机组过度进行调频，输出功率也因此维持稳定不再衰减。

综上所述，主动转速保护控制能有效维护不同风速区内风力机组惯性调频过程中自身运行的稳定性，避免了大扰动后风力机组过量释放动能可能带来的二次频率冲击和输入机械功率损耗加剧问题。

仿真结果表明，惯性调频主动转速保护控制策略能避免了低风速区风力机组退出调频时对系统频率的二次冲击，改善了恒转速区内转速下降过大导致的功率损失大的问题，从而使DFIG机组更加有效支持系统惯性调频。

上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。

Claims (10)

1.一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制系统，其特征是：包括比较模块、风速检测模块、触发开关、损耗计算模块和控制器，其中，控制器包括：惯性调频控制环节、比例环节、积分环节和转速保护控制环节，风速检测模块采集风速、风机转速和桨距角参数，转速保护控制环节根据风速检测模块采集的信息，计算风机实时捕获机械风功率，损耗计算模块连接转速保护控制环节，将实时捕获机械风功率减去损耗，得到的计算结果与发电机输出电磁功率比较，得到风力机组因参与系统调频引起的输入输出功率差额，输入输出功率差额通过触发开关传递给比例环节和积分环节，比例环节和积分环节作用后输出负反馈功率控制量，与惯性调频控制信号一起作为调频附加有功功率给定值。

2.一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制方法，其特征是：包括以下步骤：

(1)建立双馈风力发电机组模型，采用定子电压定向的矢量控制，实现有功和无功功率的解耦控制；

(2)将电网频率变化引入风电机组控制系统，使和电网频率没有直接耦合的双馈风力发电机组具有惯性；

(3)对双馈风力发电机组的惯性调频动态过程和调频能力进行分析，得到机组在低风速区、中风速区和高风速区的不同特性；

(4)利用负反馈调节信号逐渐减小调频作用，构建主动保护控制系统，将转速维持在稳定区域内。

3.如权利要求2所述的一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制方法，其特征是：所述步骤(1)中，建立双馈风力发电机组在同步旋转坐标系下的电压、磁链、功率和电磁转矩方程：

$\left\{\begin{array}{c}{U}_s=R_s{I}_s+\frac{{\mathrm{d\&psi;}}_s}{dt}+{\mathrm{j\&omega;}}_e{\mathrm{\&psi;}}_s\\ U_r=R_r{I}_r+\frac{{\mathrm{d\&psi;}}_r}{dt}+j({\mathrm{\&omega;}}_e-{\mathrm{\&omega;}}_r){\mathrm{\&psi;}}_r\\ {\mathrm{\&psi;}}_s=L_s{I}_s+L_m{I}_r\\ {\mathrm{\&psi;}}_r=L_r{I}_r+L_m{I}_s\\ P_s+{\mathrm{jQ}}_s=-\frac{3}{2}{U}_s{\hat{I}}_s=-\frac{3}{2L_s}{U}_s({\widehat{\mathrm{\&psi;}}}_s-L_m{\hat{I}}_r)\\ T_e=\frac{3}{2}{p}_D\mathrm{Im}\left({\mathrm{\&psi;}}_s{\hat{I}}_s\right)=-\frac{3}{2}\frac{L_m}{L_s}{p}_D\mathrm{Im}\left({\mathrm{\&psi;}}_s{\hat{I}}_r\right)\end{array}\right.---\left(1\right)$

式中:U_s和U_r分别为定、转子电压矢量；ψ_s和ψ_r分别为定、转子磁链矢量；I_s和I_r分别为定、转子电流矢量；R_s和R_r分别为定、转子绕组电阻；L_s和L_r分别为定、转子绕组自感；L_m为定、转子绕组之间的互感；ω_e为同步转速；ω_r为转子转速；P_s，Q_s，T_e分别为DFIG的电磁转矩、定子侧有功、无功功率；p_D为极对数。

4.如权利要求2所述的一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制方法，其特征是：所述步骤(1)中，忽略定子电阻和定子磁链的变化，采用将同步旋转参考坐标系d轴与定子电压矢量方向重合的方法，双馈风电机组定子绕组有功、无功功率与转子d/q轴电流之间的关系为：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_s\&ap;\frac{3L_m}{2L_s}{U}_s{i}_{rd}\\ Q_s\&ap;-\frac{3U_s}{2{\mathrm{\&omega;}}_e{L}_s}(U_s+{\mathrm{\&omega;}}_e{L}_m{i}_{rq})\end{array}\right.---\left(2\right)$

由(2)式可知，当采用定子电压矢量定向控制，并保持定子磁链恒定时，DFIG机组定子侧有功功率或电磁转矩可通过转子电流的d轴分量i_rd控制，无功功率可以通过转子电流的q轴分量i_rq控制，从而实现了有功和无功功率的解耦控制。

5.如权利要求2所述的一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制方法，其特征是：所述步骤(2)中，将风力发电机的捕获的机械风功率表示为：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_w=\frac{1}{2}{\mathrm{\&rho;C}}_p(\mathrm{\&lambda;},\mathrm{\&beta;}){\mathrm{AV}}_w^3\\ C_p(\mathrm{\&lambda;},\mathrm{\&beta;})=0.22(\frac{116}{{\mathrm{\&lambda;}}_i}-0.4\mathrm{\&beta;}-5)e^{\frac{-12.5}{{\mathrm{\&lambda;}}_i}}\\ \frac{1}{{\mathrm{\&lambda;}}_i}=\frac{1}{\mathrm{\&lambda;}+0.08\mathrm{\&beta;}}-\frac{0.035}{{\mathrm{\&beta;}}^3+1}\end{array}\right.---\left(3\right)$

式中：P_m为给定风速下风力机捕获的机械功率；ρ为空气密度；C_p(λ，β)为最优风能转换率；β为桨距角；A为风机扫过的面积；V_w为风速；λ为叶尖速比λ＝w_tR/V_w，w_t为风机旋转角速度，R为叶片半径。

6.如权利要求2所述的一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制方法，其特征是：所述步骤(2)中，DFIG机组依据风速大小运行，在各不同区间中，发电机有功参考指令P_opt依据转子转速ω_r给出：

$\begin{array}{c}{P}_{opt}=\\ \left\{\begin{array}{cc}{k}_{opt}{\mathrm{\&omega;}}_r^3,& {\mathrm{\&omega;}}_0<{\mathrm{\&omega;}}_r<{\mathrm{\&omega;}}_1\\ \frac{P_{\max }-k_{opt}{\mathrm{\&omega;}}_1^3}{{\mathrm{\&omega;}}_{\max }-{\mathrm{\&omega;}}_1}({\mathrm{\&omega;}}_r-{\mathrm{\&omega;}}_{\max })+P_{\max },& {\mathrm{\&omega;}}_1<{\mathrm{\&omega;}}_r<{\mathrm{\&omega;}}_{\max }\\ P_{\max },& {\mathrm{\&omega;}}_r>{\mathrm{\&omega;}}_{\max }\end{array}\right.\end{array}---\left(4\right)$

式中：k_opt为最大功率跟踪曲线的比例系数；ω₀为DFIG的切入转速n₀对应的电角速度；ω₁为DFIG进入转速恒定区时的初始转速n₁对应的电角速度；ω_max为DFIG转速限值n_max对应的电角速度；P_max为DFIG输出有功功率限幅值。

7.如权利要求2所述的一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制方法，其特征是：所述步骤(3)中，风力机组在参与系统调频过程，用于补偿因转速下降引起的风机捕获机械功率损失为：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&Delta;E}}_K={\mathrm{\&Delta;E}}_{op}+{\mathrm{\&Delta;E}}_{loss}=\frac{1}{2P_D^2}J({\mathrm{\&omega;}}_A^2-{\mathrm{\&omega;}}_C^2)\\ {\mathrm{\&Delta;E}}_{op}={\&Integral;}_{t_{on}}^{t_{off}}\left(P_e\right(t)-P_A)dt\\ {\mathrm{\&Delta;E}}_{loss}={\&Integral;}_{t_{on}}^{t_{off}}(P_A-P_m(t\left)\right)dt\end{array}\right.---\left(5\right)$

式中：ΔE_K为转子总动能变化量；ΔE_op为风力机组实际用于调频的有效释放动能，该部分越大则风力机组对系统调频的贡献越大；ΔE_loss为转速下降导致的风能利用率降低引起的风力机组功率损失，这部分越大越不利于风力机组参与系统调频；P_D为机组的极对数；J为机组总转动惯量；ω_A，ω_C分别为调频初始和退出时转子转速；t_on，t_off分别为调频起始时刻和退出时刻；P_A，P_m(t)，P_e(t)分别为调频前输入功率、调频过程中捕获风功率捕获功率和输出电磁功率。

8.如权利要求2所述的一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制方法，其特征是：所述步骤(3)中，低风速区和中风速区内风力机组参与调频过程均为：调频初期发电机将通过控制转子转速下降释放转子动能弥补输入输出功率差值，输入功率则随转速降低沿捕获风功率特性曲线开始下降，当转子转速降至下限值时，风力机组将退出调频进入转速恢复阶段。

9.如权利要求2所述的一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制方法，其特征是：所述步骤(3)中，低风速区内，风力机组的调频能力随着风速增加而增大；中风速区，风力机组调频能力随着风速增加而减小，同时过大的功率损耗也将导致中风速区风力机组退出调频时对系统频率冲击远大于低风速区，

高风速区由于桨距角在调频前处于非零状态，释放动能转速降低导致风力机组减小桨距角从而捕获的风功率增加，这将有利于风力机组参与调频，使其具有比中低风速区更强的惯性调频能力，高风速区风力机组自身桨距角调节机制有利于其参与调频，变桨距角减载运行控制是解决风力机组变频器容量限制的有效办法；用递增函数f(V_w)表示中低风速区内有效释放动能与风速之间的关系，递减函数g(V_w)表示中风速区内有效释放动能与风速之间的关系：

$\left\{\begin{array}{cc}{\mathrm{\&Delta;E}}_{op}=f\left(V_w\right)& V_0<V_w<V_1\\ {\mathrm{\&Delta;E}}_{op}=g\left(V_w\right)& V_1<V_w<V_{\max }\end{array}\right.---\left(6\right).$

10.如权利要求2所述的一种双馈风力机组惯性调频主动转速保护控制方法，其特征是：所述步骤(4)中，主动保护控制策略的具体为：转速保护控制环节根据风速、风机转速和桨距角参数计算风机实时捕获机械风功率，将其与发电机输出电磁功率比较，得到风力机组因参与系统调频引起的输入输出功率差额，经过比例环节和积分环节输出负反馈功率控制量，最终与惯性调频控制信号一起作为调频附加有功功率给定值；

所述步骤(4)中，功率差额ΔP对时间的积分与风力机组调频释放总动能成比例关系，因此积分环节作用随着释放动能增加而逐渐加大，控制器参数比例系数K_i和积分系数K_p需根据系统容量和运行工况整定。