CN105629168A - 一种基于功率区间的风电机组闪变确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种基于功率区间的风电机组闪变确定方法，该方法包括以下步骤：I.确定测试点；II.根据风电机组的运行状态在不同的功率区间内进行数据采集；III.根据风电机组年平均输出功率和电网阻抗角计算闪变值。该方法采用功率分区间的方法进行风电机组的闪变计算，不需单独采集风速，有效的降低了试验成本，提高了数据的利用率，减少了试验过程中的不确定度来源。

Description

一种基于功率区间的风电机组闪变确定方法

技术领域

本发明涉及一种新能源接入与控制领域的方法，具体讲涉及一种基于功率区间的风电机组闪变确定方法。

背景技术

风力发电是风能利用的重要形式，是可再生能源开发中技术最成熟的、最具有规模开发前景的发电方式之一。风能是可再生、无污染、能量大、前景广的能源，大力发展清洁能源是世界各国的战略选择。近年来我国风力发电发展势头迅猛，风电装机每年翻番，大规模并网风电机组的运行对电网及用户的影响也日趋重要。

理想的电力系统应以恒定的频率(50Hz)和正弦的波形，按照规定的电压水平对用户供电。在三相交流电力系统中，各相的电压和电流应处于幅值大小相等、相位互差120°的对称状态。但由于电力系统中的发电机、变压器、线路等系统元件的参数并不是理想线性或对称的，再加上目前调控手段的不完善、负荷性质各异、负荷变化的随机性、运行操作以及各种故障等原因，这种理想的对称状态实际上并不存在，因此就产生了电能质量的概念。电能质量的定义为：导致用电设备故障或不能正常工作的电压、电流或频率偏差，闪变就是电能质量的重要内容之一。

对于风电机组而言，由于风具有随机波动的特性，而风电机组的输出功率与风速的三次方成正比且与风向有关，因此其输出功率也是随机波动的。风电机组自身的固有特性，如塔影效应、偏航误差、风剪切作用和叶片重力不平衡等，也会对风电机组的输出功率造成影响，引起机组输出功率的周期性波动。这种不稳定的功率注入电网，尤其是在大规模风电并网的情况下，会对电网的稳定性和电能质量造成影响，引起电压的波动和闪变问题。因此，电压波动和闪变是风电机组引起的主要的电能质量问题。

但是，现有技术中风电机组的闪变计算方法为根据风速进行区间统计后计算得出相应的闪变系数，但是此方法在测试期间需要额外增加测风的设备；计算方面，由于风速只作为风电机组的参考量，并不参与控制，按照风速区间统计方法进行统计计算，不能真实的反映出风电机组在不同运行状态及运行环境下的闪变值。

因此，需要提供一种改进的风电机组闪变确定方法。

发明内容

为克服上述现有技术的不足，本发明提供一种基于功率区间的风电机组闪变确定方法。

实现上述目的所采用的解决方案为：

一种基于功率区间的风电机组闪变确定方法，其改进之处在于：所述方法包括以下步骤：

I、确定测试点；

II、根据风电机组的运行状态在不同的功率区间内进行数据采集；

III、根据风电机组年平均输出功率和电网阻抗角计算闪变值。

进一步的，所述步骤I中，选取风电机组出口变压器低电压侧为所述测量点。

进一步的，所述步骤II中，所述功率区间根据输出的有功功率或额定功率的值进行分区；

所述功率区间包括(-0.05～0.1]、(0.1～0.2]、(0.2～0.3]、(0.3～0.4]、(0.4～0.5]、(0.5～0.6]、(0.6～0.7]、(0.7～0.8]、(0.8～0.9]、(0.9～1.05]。

进一步的，所述步骤II包括以下步骤：

S201、从三相瞬时电压和三相瞬时电流中确定各所述功率区间内相电压和相电流，确定有功功率和无功功率；

S202、根据有功功率确定功率区间；

S203、获取不同所述功率区间10min时间序列的所述测量点的三相瞬时电压和三相瞬时电流。

进一步的，所述步骤III中，计算闪变包括以下步骤：

S301、构建虚拟电网，根据所述虚拟电网确定模拟电压的瞬时值u_fic(t)；

S302、获取各功率区间内10min时间序列的有功功率，确定各有功功率对应的闪变扰动系数P_st；

S303、按下式确定各功率区间的闪变系数：

$c=P_{\mathrm{st}}\×\frac{S_{k,\mathrm{fic}}}{S_n}$

其中，P_st为闪变扰动系数，S_k,fic/S_n为短路比；

S304、按下式确定功率区间的加权系数：

$w_i=\frac{1-\exp (-\frac{\mathrm{\π}}{4}\×{\left(\frac{P_i}{P_{\mathrm{ua}}}\right)}^2)}{N_i}N$

P_ua为年平均输出功率，P_i为第i个功率区间内功率，N_i为第i个功率区间内测量闪变系数的实际出现数目，N为闪变系数在各功率区间的总个数；

S305、闪变系数加权累计分布概率统计。

进一步的，所述步骤S306中，闪变系数加权累计分布概率统计：

S3051、将所述闪变值降序排序，确定最大值对应的分布概率为100％，之后的闪变系数对应的加权累计分布顺序递减，递减值根据各功率区间对应的加权系数确定，确定各功率区间加权系数递减确定值为：

$w_d=\frac{w_i}{\underset{i=1}{\overset{N_b}{\mathrm{\Σ}}}{w}_i\·N_i}$

其中，w_i为功率区间的加权系数，N_i为第i个功率区间内测量闪变系数的实际出现数目，N_b为第i个功率区间的闪变系数的递减个数；

S3052、根据各闪变系数对应的测量值的加权累计分布，确定最接近95％分布概率的闪变系数值为不同年平均输出功率及电网阻抗角下的闪变值c(ψ_k,Pu_a)。

进一步的，所述步骤III中，通过获取不同阻抗角下的闪变扰动系数，确定不同的闪变系数；

所述阻抗角分别取30°、50°、70°和85°。

进一步的，所述步骤III中，在不同的所述年平均输出功率下，确定不同的闪变系数；

所述年平均输出功率分别取0.2pu、0.5pu、0.7pu和1.0pu。

与现有技术相比，本发明具有以下优异效果：

1、本发明提供的方法采用功率分区间的方法进行风电机组的闪变计算，不需单独采集风速，有效的降低了试验成本。

2、本发明提供的方法根据实时获取的数据进行计算，减少部分计算过程，提高数据的精度，从而减少了不确定度的来源，提高计算的准确度；优化了现有技术的方法不能真实的反映出风电机组在不同运行状态及运行环境下的闪变值的缺陷。

附图说明

图1为风电机组闪变测试采集点示意图；

图2为本实施例中风电机组闪变计算流程图；

图3为本实施例中闪变仪计算流程图；

图4为本实施例中电网阻抗角k分别为30°，50°，70°和85°时Pst值随功率的变化图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。

本发明提供一种基于功率区间的风电机组闪变确定方法，该方法包括以下步骤：

步骤一、确定测试点；

步骤二、根据风电机组的运行状态在不同的功率区间内进行数据采集；

步骤三、根据风电机组年平均输出功率和电网阻抗角计算闪变值。

步骤一、确定测量点。

为准确获得风电机组在不同运行工况下的闪变值，选用风电机组出口变压器低压侧为所述测量点。

如图1所示，图1为风电机组闪变测试采集点示意图；获得风电机组出口变压器低压侧三相电流I_LV和风电机组出口变压器低压侧三相电压U_LV。

步骤二、根据风电机组的运行状态在不同的功率区间内进行数据采集。

数据采集需要确定风电机组的工作状态。

测试条件为：被测风电机组应已并网运行一段时间；测试期间，风电机组应可在不同工况下连续运行；为更真实的反映风电机组的闪变，测量点应选择在风电机组出口变压器低压侧。

在风电机组连续运行状态下测量闪变系数时，风电机组的无功功率输出应尽可能为零。

数据采集包括以下步骤：

获取测量点的三相瞬时电压和三相瞬时电流，确定基波正序分量的有功功率和无功功率。根据无功功率判断数据是否有效，并根据有功功率判断采集数据所处区间。具体方法如下：

①、测量获得相电压和相电流，确定单基波周期T内基波分量的傅里叶系数。A相相电压Ua的计算等式如下式：

$u_{a,\cos }=\frac{2}{T}\underset{t-T}{\overset{t}{\∫}}{u}_a\left(t\right)\cos \left(2\mathrm{\π}{f}_{1}t\right)\mathrm{dt}$

$u_{a,\sin }=\frac{2}{T}\underset{t-T}{\overset{t}{\∫}}{u}_a\left(t\right)\sin \left(2\mathrm{\π}{f}_{1}t\right)\mathrm{dt}$

其中，f₁为基波频率。

②、按下式确定所述基波正序分量的电压矢量分量及电流矢量分量：

$u_{1+,\cos }=\frac{1}{6}[{2u}_{a,\cos }-u_{b,\cos }-u_{c,\cos }-\sqrt{3}(u_{c,\sin }-u_{b,\sin })]$

$u_{1+,\sin }=\frac{1}{6}[{2u}_{a,\sin }-u_{b,\sin }-u_{c,\sin }-\sqrt{3}(u_{b,\cos }-u_{c,\cos })]$

$i_{1+,\cos }=\frac{1}{6}[{2i}_{a,\cos }-i_{b,\cos }-i_{c,\cos }-\sqrt{3}(i_{c,\sin }-i_{b,\sin })]$

$i_{1+,\sin }=\frac{1}{6}[{2i}_{a,\sin }-i_{b,\sin }-i_{c,\sin }-\sqrt{3}(i_{b,\cos }-i_{c,\cos })]$

③、进一步的，按下式确定基波正序分量的有功功率P₁₊和无功功率Q₁₊：

$P_{1+}=\frac{3}{2}(u_{1+,\cos }{i}_{1+,\cos }+u_{1+,\sin }{i}_{1+,\sin })$

$Q_{1+}=\frac{3}{2}(u_{1+,\cos }{i}_{1+,\sin }+u_{1+,\sin }{i}_{1+,\cos })$

以上以A相为例，B、C相相似。

④、在不同的功率区间内进行数据采集。

首先，确定功率区间。本发明中，对有功功率进行分区。分区如下表1所示，表1为有功功率区间表。

有功功率区间(输出功率/额定功率，pu)	有功功率区间(输出功率/额定功率，pu)
		-0.05～0.1	0.5～0.6
0.1～0.2	0.6～0.7
		0.2～0.3	0.7～0.8
0.3～0.4	0.8～0.9
		0.4～0.5	0.9～1.05

表1有功功率区间

然后，风电机组连续运行时，在风电机组出口变压器低压侧测量三相瞬时电流和三相瞬时电压；测量数据时应满足以下要求：

(1)、在每个功率区间内，至少采集5个10min时间序列的三相瞬时电压和电流测量数据。此处功率为10min平均值。

(2)、处理测量数据时应剔除风电机组连续运行状态以外的采集数据。

三、计算风电机组闪变。如图2所示，图2为本实施例中风电机组闪变计算流程图；具体包括以下步骤：

1、构建虚拟电网，根据所述虚拟电网确定模拟电压的瞬时值u_fic(t)。方法如下：

虚拟电网由一个瞬时值为u₀(t)的理想相电压源和电阻R_fic及电感L_fic串联组成的电网阻抗表示。风电机组用电流发生器i_m(t)表示，i_m(t)为机组线电流的测量瞬时值。该模型中模拟电压的瞬时值u_fic(t)为：

$u_{\mathrm{fic}}\left(t\right)=u_0\left(t\right)+R_{\mathrm{fic}}\×i_m\left(t\right)+L_{\mathrm{fic}}\×\frac{{\mathrm{di}}_m\left(t\right)}{\mathrm{dt}}$

其中理想电压源u₀(t)可以通过各种不同的方式产生。但必须满足理想电压的两个特性：

①、理想电压不应有任何波动，即电压闪变为零；

②、u₀(t)应与测量电压的基波具有相同的电气角α_m(t)。

电阻R_fic和电感L_fic根据不同的电网阻抗角ψ_k计算得出，计算不同阻抗角下的瞬时值，从而确定不同电网阻抗角下不同的闪变扰动系数。

上述电网阻抗角ψ_k分别取30°、50°、70°和85°。

2、确定闪变扰动系数。

运用闪变仪(该闪变仪符合IEC61000-4-15标准要求)计算每个功率区间段内的各10min数据的闪变扰动系数P_st。如图3所示，图3为本实施例中闪变仪计算流程图。

3、确定闪变系数。包括以下步骤

①、根据步骤2中，获得虚拟电网中每10min时间序列的闪变扰动系数P_st。

②、确定短路比。本实施例中，采样IEC61400-21:2008标准推荐采用20～50之间的短路比S_k,fic/S_n。

③、按下式确定各闪变扰动系数值对应的闪变系数。

$c({\mathrm{\ψ}}_k,{\mathrm{Pu}}_a)=P_{\mathrm{st}}\×\frac{S_{k,\mathrm{fic}}}{S_n}$

其中，P_st为闪变扰动系数，S_k,fic/S_n为短路比。

4、确定功率区间的加权系数。

采用功率分区间方法进行闪变计算，在不考虑机组运行故障或限功率运行的情况下，风电机组输出功率与风电机组平均风速相关，即风速越大，输出功率越大。

按下式确定风电机组输出功率由<0.1pu至>0.9pu之间每个0.1pu功率区间的加权系数w_i：

$w_i=\frac{1-\exp (-\frac{\mathrm{\&pi;}}{4}\&times;{\left(\frac{P_i}{P_{\mathrm{ua}}}\right)}^2)}{N_i}N$

参考风电机组风速年平均分布，风电机组输出功率假定也满足瑞利分布，根据假定年平均输出功率为P_ua(所述年平均输出功率取0.2pu、0.5pu、0.7pu和1.0pu)，P_i为第i个功率区间内功率，所述功率取10min时间序列的三相瞬时电压和电流的计算出各有功功率的平均值；N_i为第i个功率区间内测量闪变系数的实际出现数目，N为闪变系数在各功率区间的总个数。

5、闪变系数加权累计分布概率统计

所有每10min采集数据计算得到的闪变值，按照由大到小的顺序依次排列，最大值对应的分布概率为100％，之后的闪变系数对应的加权累计分布顺序递减，递减值根据各功率区间对应的加权系数确定，各功率区间加权系数递减确定值为：

$w_d=\frac{w_i}{\underset{i=1}{\overset{N_b}{\mathrm{\&Sigma;}}}{w}_i\&CenterDot;N_i}$

w_i为第i个功率区间的加权系数，N_i为第i个功率区间内测量闪变系数的实际出现数目，N_b表示第i个功率区间内闪变系数的递减个数。

根据各闪变系数对应的测量值的加权累计分布，确定最接近95％分布概率的闪变系数值，认为该值为不同年平均输出功率及电网阻抗角下的闪变系数c(ψ_k,Pu_a)。

确定的多个闪变系数，分别是不同年平均输出功率及电网阻抗角下的闪变系数。

按照风电机组的年平均输出功率Pu_a分别为0.2pu、0.5pu、0.7pu和1.0pu时，电网阻抗角ψ_k分别为30°、50°、70°和85°的条件下，测试风电机组的闪变系数c(ψ_k,Pu_a)，取结果取累积分布概率为95％时各条件下对应的闪变系数值。如下表2所示，表2为一具体实施例用功率分区间方法进行闪变计算出的结果。

图2基于功率区间方法计算的闪变系数

本实施例中，运用上述方法测试闪变，采集风电机组出口变压器低压侧三相电压、三相电流，通过采集数据得到在不同电网阻抗角下P_st值随功率的变化图，如附图4所示。

最后应当说明的是:以上实施例仅用于说明本申请的技术方案而非对其保护范围的限制,尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明,所属领域的普通技术人员应当理解:本领域技术人员阅读本申请后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。

Claims (8)

1.一种基于功率区间的风电机组闪变确定方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：

I、确定测试点；

II、根据风电机组的运行状态在不同的功率区间内进行数据采集；

III、根据风电机组年平均输出功率和电网阻抗角计算闪变值。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤I中，选取风电机组出口变压器低电压侧为所述测量点。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤II中，所述功率区间根据输出的有功功率或额定功率的值进行分区；

所述功率区间包括(-0.05～0.1]、(0.1～0.2]、(0.2～0.3]、(0.3～0.4]、(0.4～0.5]、(0.5～0.6]、(0.6～0.7]、(0.7～0.8]、(0.8～0.9]、(0.9～1.05]。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤II包括以下步骤：

S201、从三相瞬时电压和三相瞬时电流中确定各所述功率区间内相电压和相电流，确定有功功率和无功功率；

S202、根据有功功率确定功率区间；

S203、获取不同所述功率区间10min时间序列的所述测量点的三相瞬时电压和三相瞬时电流。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤III中，计算闪变包括以下步骤：

S301、构建虚拟电网，根据所述虚拟电网确定模拟电压的瞬时值u_fic(t)；

S302、获取各功率区间内10min时间序列的有功功率，确定各有功功率对应的闪变扰动系数P_st；

S303、按下式确定各功率区间的闪变系数：

其中，P_st为闪变扰动系数，S_k,fic/S_n为短路比；

S304、按下式确定功率区间的加权系数：

P_ua为年平均输出功率，P_i为第i个功率区间内功率，N_i为第i个功率区间内测量闪变系数的实际出现数目，N为闪变系数在各功率区间的总个数；

S305、闪变系数加权累计分布概率统计。

6.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤S306中，闪变系数加权累计分布概率统计：

S3051、将所述闪变值降序排序，确定最大值对应的分布概率为100％，之后的闪变系数对应的加权累计分布顺序递减，递减值根据各功率区间对应的加权系数确定，确定各功率区间加权系数递减确定值为：

其中，w_i为功率区间的加权系数，N_i为第i个功率区间内测量闪变系数的实际出现数目，N_b为第i个功率区间的闪变系数的递减个数；

S3052、根据各闪变系数对应的测量值的加权累计分布，确定最接近95％分布概率的闪变系数值为不同年平均输出功率及电网阻抗角下的闪变值c(ψ_k,Pu_a)。

7.如权利要求5所述的方法，其特征在于：所述步骤III中，通过获取不同阻抗角下的闪变扰动系数，确定不同的闪变系数；

所述阻抗角分别取30°、50°、70°和85°。

8.如权利要求5所述的方法，其特征在于：所述步骤III中，在不同的所述年平均输出功率下，确定不同的闪变系数；

所述年平均输出功率分别取0.2pu、0.5pu、0.7pu和1.0pu。