CN107910896A - 基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法，其包括当系统电网额定功率和当前频率存在频率偏差时，计算虚拟惯性控制下风电机组的次优转速‑有功功率的跟踪曲线的比例系数；计算虚拟惯性控制下转子侧变流器的参考功率；根据频率变化率计算转子侧逆变器处的引入电磁功率，并累加引入电磁功率和参考功率得到转子侧逆变器的总电磁功率；计算风电机组的转速偏差，并采用风电机组的转速偏差计算转子侧逆变器的电磁功率变化量；根据总电磁功率和电磁功率变化量得到桨距角机构的有功功率，并采用桨距角机构的有功功率，计算桨距角机构的桨距角；根据所述桨距角，控制风电机组增大捕获的风能向电网注入有功功率。
Description
技术领域
本发明属于风力发电技术领域，尤其涉及一种基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法。
背景技术
目前，风力发电在世界各国得到迅猛的发展，随着风电在电网中所占比例的不断增加，给电力系统安全稳定运行带来了一系列的挑战。
目前，具备响应系统频率能力成为“电网友好型”风电的一个重要特征，作为并网风电主流机型，变速恒频双馈风电机组(DFIG)可以灵活地调节有功、无功功率，但是电力电子变流器隐藏了风力机转速和电网频率之间的耦合关系，从而导致其无法响应电网频率变化，大规模风电机组接入电网后势必导致系统惯性降低等问题。
发明内容
针对现有技术中的上述不足，本发明提供的基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法能够迅速响应系统频率变化并且向电网提供持续的有功功率支撑。
为了达到上述发明目的，本发明采用的技术方案为：
提供一种基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法，其包括：
获取电网的额定频率和当前频率；
当额定功率和当前频率存在频率偏差时，计算虚拟惯性控制下风电机组的次优转速-有功功率的跟踪曲线的比例系数：
其中，Popt为转子侧变流器的有功功率；ωr0为风力机初始角速度；η为转速调节系数；Δf为电网当前的频率偏差；ωr为风电机组的转子转速；
采用转子转速和比例系数，计算虚拟惯性控制下转子侧变流器的参考功率：
其中，Po'pt为转子侧变流器的参考功率；Pmax为转子侧变流器的最大功率；ω0为切入电角速度；ω1为进入恒定转速区的电角速度；ωmax为转速的上限参考值；
采用频率变化率的增益值和电网的频率变化率，计算转子侧逆变器处的引入电磁功率，并累加引入电磁功率和参考功率得到转子侧逆变器的总电磁功率；
根据风电机组风电机组的转子转速和参考转速，计算风电机组的转速偏差Δω，并采用风电机组的转速偏差计算转子侧逆变器的电磁功率变化量：
ΔP＝KpΔω+Ki∫Δωdt
其中，KP为比例增益；Ki为积分增益；Δω为转速偏差信号；
根据总电磁功率和电磁功率变化量得到桨距角机构的有功功率，并采用桨距角机构的有功功率，计算桨距角机构的桨距角：
其中，ρ为空气密度；A为风电机组叶片迎风扫掠面积；v为风速；P为桨距角机构的有功功率；Cp为风能利用系数；β为桨距角；λ为叶尖速比；
根据所述桨距角，控制风电机组增大捕获的风能向电网注入有功功率。
进一步地，当风速为13m/s，桨距角的变化范围为0～4°时，桨距角的计算公式简化为：
P＝-0.047β+0.802。
进一步地，所述引入电磁功率的计算公式为：
其中，P′f为引入电磁功率；为电网的频率变化率；Kd为频率变化率的增益值。
进一步地，所述转子侧变流器的有功功率Popt的计算公式为：
其中，kopt为最大功率跟踪曲线的比例系数。
进一步地，所述桨距角机构的有功功率的计算公式为：
P＝Pref-ΔP
其中，ΔP为电磁功率变化量；Pref为总电磁功率。
本发明的有益效果为：当电网频率发生改变时，本方案通过改变转速-功率跟踪曲线的比例系数迅速地释放转子旋转动能，为系统提供有效的惯性支撑；在响应虚拟惯性控制的过程中，桨距角机构将根据转速偏差信号主动调整桨距角，增大风力机捕获的机械能以持续地为系统提供有功功率支撑。
当风电机组响应虚拟惯性环节之后将进入转速恢复过程，通过将转速偏差信号转化为对应的电磁功率变化量，抑制了电磁功率以及机械功率的不平衡现象，改善了转速恢复至初始值的动态响应过程，避免了电网频率的二次跌落。
在本方案提出的虚拟惯性和桨距角控制联合控制策略中，虚拟惯性环节具备迅速响应系统频率变化的能力，从而有效地降低了扰动初期系统频率的变化率以及频率偏差的最大值，提高了系统频率的稳定性与安全性。在响应虚拟惯量过程中，风电机组将进一步触发桨距角机构提升了风电机组持续分担电网不平衡功率的能力，减轻了同步发电机的调频压力。
附图说明
图1为基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法一个实施例的流程图。
图2是本发明实施例提供的风电机组转速-有功功率跟踪控制曲线。
图3是本发明实施例提供的风电机组的Cp-λ-β特性曲线。
图4是本发明实例中提供的含风电机组的4机2区域仿真系统模型。
图5是本发明实例中4种控制策略下电网风电机组频率变化的仿真曲线。
图6是本发明实例中4种控制策略下风电机组的调频过程中有功功率、转子转速和桨距角的动态变化的仿真曲线。
具体实施方式
下面对本发明的具体实施方式进行描述，以便于本技术领域的技术人员理解本发明，但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，这些变化是显而易见的，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。
参考图1，图1示出了基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法一个实施例的流程图；如图1所示，该方法包括步骤101至步骤107。
在步骤101中，获取电网的额定频率和当前频率之后，比较额定频率和当前频率的大小关系，若是当前频率小于额定频率时，则两者之间的差异为频率偏差。
在步骤102中，当存在频率偏差时，计算虚拟惯性控制下风电机组的次优转速-有功功率的跟踪曲线的比例系数：
其中，Popt为转子侧变流器的有功功率；ωr0为风力机初始角速度；η为转速调节系数；Δf为电网当前的频率偏差；ωr为风电机组的转子转速。
在本发明的一个实施例中，所述转子侧变流器的有功功率Popt的计算公式为：
其中，kopt为最大功率跟踪曲线的比例系数，转子侧变流器的参考功率Popt与转子转速ωr的跟踪曲线可以参考图2。
在步骤103中，采用转子转速和次优转速-有功功率的跟踪曲线的比例系数，计算虚拟惯性控制下转子侧变流器的参考功率：
其中，P'opt为转子侧变流器的参考功率；Pmax为转子侧变流器的最大功率；ω0为切入电角速度；ω1为进入恒定转速区的电角速度；ωmax为转速的上限参考值。
在步骤104中，采用频率变化率的增益值和电网的频率变化率，计算转子侧逆变器处的引入电磁功率，并累加引入电磁功率和参考功率得到转子侧逆变器的总电磁功率；
实施时，本方案优选所述引入电磁功率的计算公式为：
其中，P′f为引入电磁功率；为电网的频率变化率；Kd为频率变化率的增益值。
在步骤105中，根据风电机组风电机组的转子转速和参考转速，计算风电机组的转速偏差，并采用风电机组的转速偏差计算转子侧逆变器的电磁功率变化量：
ΔP＝KpΔω+Ki∫Δωdt
其中，KP为比例增益；Ki为积分增益；Δω为转速偏差信号，Δω＝ωr-ωref，ωr为风电机组的转子转速；ωref为转子参考转速，所述转子参考转速的计算公式为：
其中，R为风电机组半径；v为风速；λoptl为风电机组减载20％时对应的最优叶尖速比。
在步骤106中，根据总电磁功率和电磁功率变化量得到桨距角机构的有功功率，并采用桨距角机构的有功功率，计算桨距角机构的桨距角：
其中，ρ为空气密度；A为风电机组叶片迎风扫掠面积；v为风速；P为桨距角机构的有功功率；Cp为风能利用系数；β为桨距角；λ为叶尖速比。
由风能利用系数的计算公式可以得到风电机组的Cp-λ-β特性曲线，如图3所示，从图中的曲线簇可知，不同的桨距角β均存在一组Cp-λ曲线，并且每条曲线存在极大值。
实施时，本方案优选当风速为13m/s，桨距角的变化范围为0～4°时，可以得到桨距角机构的有功功率-桨距角线性关系曲线：P＝-0.047β+0.802。
在本发明的一个实施例中，所述桨距角机构的有功功率的计算公式为：P＝Pref-ΔP，其中，ΔP为电磁功率变化量；Pref为总电磁功率。
在步骤107中，根据所述桨距角，根据所述桨距角，控制风电机组增大捕获的风能向电网注入有功功率。
由于在桨距角控制中额外引入了转速偏差信号，因此风电机组能够根据转速偏差信号主动调整桨距角，持续地改变风力捕获的机械功率，从而弥补转速恢复过程带来的有功功率缺失，从而增强了风电机组的有功功率支撑能力。
下面结合具体的实例对本方案的控制方法的效果进行说明：
图4所示，在四机两区域系统中的母线5处接入风电机组，为了验证本发明所提出控制方法的有效性，以下内容描述了系统负荷增大情况下系统的动态响应：
仿真时，假设风速为13m/s，风电机组的初始桨距角β为4度，设置电网在40s时负荷L1突增400MW。本发明对比了4种风电机组控制策略：风电机组未加入任何控制、仅有虚拟惯性控制、仅有桨距角控制以及本发明所提出的控制方法，相应的电网频率变化情况如图5所示，风电机组调频过程中各个参数的动态响应如图6所示。
由图5可知，风电机组未加入任何控制时，40s系统负荷突增后系统频率迅速下跌到最低值49.835Hz并逐渐稳定至49.852Hz；仅有虚拟惯性控制时，扰动初期频率最低值为49.882Hz，比无任何控制时减小47mHz；当风电机组响应虚拟惯性控制之后，其转速恢复过程将吸收电网的有功功率并导致系统频率出现二次下跌现象。
仅有桨距角控制时，由于机组的桨距角时间动作常数较大，因此无法在负荷扰动初期及时地向系统提供有功支撑，随后风电机组逐渐调整桨距角并增大自身出力，系统的频率稳定至49.894Hz，比无任何控制和仅有虚拟惯性控制减小了42mHz。当采用本文所提出的联合控制策略时，系统频率的最低值以及稳态值均得到了有效的改善。
由图6可知，未加入任何控制与系统频率解耦，此种情况下风电机组的有功功率、转子转速和桨距角均不会动作；仅有虚拟惯性控制时，风电机组能够主动响应系统频率变化并降低转子转速释放转子动能，为系统提供短时的有功支撑，随后风电机组时进入转速恢复过程，此过程向电网吸收有功功率引发系统频率二次跌落。
仅有桨距角控制时，负荷扰动初期桨距角控制模块无法及时动作，此时功率和转子转速保持不变，随后桨距角逐渐减小至1.82°，风电机组的有功功率输出增加至0.832pu，持续地为系统提供有功支撑。
而采用本发明提出的联合控制时，风电机组能够在负荷扰动初期迅速地释放转子动能以提供必要的惯性响应，并且在系统频率跌落的后期持续地向系统注入有功功率，兼具虚拟惯性控制与桨距角控制的优点同时，还可以避免系统频率二次跌落。
Claims (5)
1.基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法，其特征在于，包括：
获取电网的额定频率和当前频率；
当额定功率和当前频率存在频率偏差时，计算虚拟惯性控制下风电机组的次优转速-有功功率的跟踪曲线的比例系数：
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其中，Popt为转子侧变流器的有功功率；ωr0为风力机初始角速度；η为转速调节系数；Δf为电网当前的频率偏差；ωr为风电机组的转子转速；
采用转子转速和比例系数，计算虚拟惯性控制下转子侧变流器的参考功率：
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其中，P′opt为转子侧变流器的参考功率；Pmax为转子侧变流器的最大功率；ω0为切入电角速度；ω1为进入恒定转速区的电角速度；ωmax为转速的上限参考值；
采用电网的频率变化率和频率变化率的增益值，计算转子侧逆变器处的引入电磁功率，并累加引入电磁功率和参考功率得到转子侧逆变器的总电磁功率；
根据风电机组风电机组的转子转速和参考转速，计算风电机组的转速偏差，并采用风电机组的转速偏差计算转子侧逆变器的电磁功率变化量：
ΔP＝KpΔω+Ki∫Δωdt
其中，KP为比例增益；Ki为积分增益；Δω为转速偏差信号；
根据总电磁功率和电磁功率变化量得到桨距角机构的有功功率，并采用桨距角机构的有功功率，计算桨距角机构的桨距角：
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其中，ρ为空气密度；A为风电机组叶片迎风扫掠面积；v为风速；P为桨距角机构的有功功率；Cp为风能利用系数；β为桨距角；λ为叶尖速比；
根据所述桨距角，控制风电机组增大捕获的风能向电网注入有功功率。
2.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法，其特征在于，当风速为13m/s，桨距角的变化范围为0～4°时，桨距角的计算公式为：
P＝-0.047β+0.802。
3.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法，其特征在于，所述引入电磁功率的计算公式为：
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其中，P′f为引入电磁功率；为电网的频率变化率；Kd为频率变化率的增益值。
4.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法，其特征在于，所述转子侧变流器的有功功率Popt的计算公式为：
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其中，kopt为最大功率跟踪曲线的比例系数。
5.根据权利要求1所述的基于虚拟惯性和桨距角控制风电机组参与电网调频的方法，其特征在于，所述桨距角机构的有功功率的计算公式为：
P＝Pref-ΔP
其中，ΔP为电磁功率变化量；Pref为总电磁功率。
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