CN108448624A - 一种双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明属于风力发电技术领域，公开了一种双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法及系统，电网处于正常调控区域，频率偏差在0.2Hz内，同步发电机组的调差系数为0.03‑0.05；同步发电机组调差系数RG设置为0.05；处于紧急调控区域，同步发电机的调差系数设置为0.03。本发明在DFIG运行的最大功率追踪区设计了转子侧变换器上的一次调频控制器，并在功率恒定区通过引入桨距角调差系数，使DFIG在功率恒定区也可以实现减载备用，以响应系统频率变化；整定当前风速下双馈风电机组的可变调差系数；在频率偏差允许范围内，使DFIG充分利用备用容量参与系统调频，减轻同步发电机调频压力，又能间接地减少弃风量。
Description
技术领域
本发明属于风力发电技术领域，尤其涉及一种双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法及系统。
背景技术
世界风能协会最新发布的《风能2050：逐步实现100％可再生能源供电》报告指出，世界各国风电产业都在以较快的速度发展，到2050年全球可实现100％可再生能源供电，其中风电占比达40％。风能将逐步成为未来可再生能源的主要来源。但是，传统双馈风电机组转子转速与电网频率完全解耦的运行方式使其不具备调频能力，从而降低了电网的惯性响应和调频能力，这也给不少国家带来风电并网消纳不足、弃风现象频繁的困扰。根据最新数据显示，2015年1月至9月五大发电集团在甘肃的风电弃风限电比例甚至超过40％。目前一些风电产业发达的国家已经开始要求风电场具备一定的调频能力，但是双馈风电机组的可调频容量严重受限于当前风速，且风电参与电网调频是一个与传统同步发电机相互配合的复杂过程，既需要双馈异步风力发电机(DFIG，Double-Fed Induction Generator)具备调频的能力，也需要协调DFIG与传统同步发电机之间的调频出力。现有文献大多是从风电机组内部控制或者风电场的角度研究风电参与系统频率调整的问题，然而，当可调频风电作为一种新的调频电源并入电网时，需要兼顾双馈风电机组运行的经济性和系统频率调节需求。目前风电行业主流的风力发电机是双馈异步发电机(Doubly-fed InductionGenerator,DFIG)和永磁同步发电机(Permanent Magnet Synchronous Generator,PMSG)两种，其中又以DFIG为主。在传统的控制方式下，风电机组的机械功率和系统的电磁功率解耦，风电机组的转子无法对系统的频率变化做出有效的响应，使得风电机组对于系统惯量和调频没有任何贡献，降低了系统的等效惯量。随着风电渗透率的增大，将严重影响电力系统的频率稳定性。此外，由于中国风电资源大多集中在较为偏远的地区，处于电网的末端，进一步增加了电网的脆弱性。在DFIG的传统运行方式中，变频器的“隔离”作用，也使得电网频率与发电机转子转速解耦，此时DFIG无法像同步发电机一样对电网的频率变化做出惯性响应，其转子旋转动能被“隐藏”起来，对外近似表现为“零惯量”。电网频率发生变化时，无法通过自身的转子转速变化响应电网频率变化，更不能提供有功功率支撑。当DFIG按照传统的运行方式接入电网后，转子旋转动能被“隐藏”起来，无调频能力的DFIG接入电网不仅不会增加电网惯性，而且DFIG取代同等容量的常规同步发电机并入电网后，会相应地减少，最后造成电网的等效惯量被稀释。使风电机组具有较好的频率响应以及参与系统频率调节能以、平抑风机的出力波动以减少对电网的冲击进而提升高风电渗透率电网的整体调频能力的研究，具有重要的意义和价值。因此，对如何根据不同风速下双馈风电机组的可调频容量，合理协调DFIG与同步发电机间的调频出力，将是未来风电调频技术需要进一步完善的方向。目前在风力发电中应用最广泛的是变速恒频双馈风力发电机组成的系统，现在可以介绍通过变流器调节频率——变速恒频双馈风力发电双PWM协调控制。在实现变速恒频的众多方法中，近年来国内外比较关注的是交流励磁变速恒频风力发电系统，其中尤以双馈感应发电机应用最为广泛。而对于在该系统中的励磁电源装置，可以是交交变频器、交直交型双PWM变换器，也可以是近年来出现的矩阵变换器。交－交变频由于其固有缺陷，输出电压中含有大量谐波，输入侧功率因数很低，对电网和发电机造成了严重的谐波污染，从而不适合应于兆瓦级变速恒频风力发电；矩阵变换器虽然结构简单，效率高，具有良好的输入输出特性且不需要中间直流电容。但由于其控制方法较复杂，在换流时不允许有重叠，也不允许存在间隙，且其最大输出电压能力不高；交－直－交双PWM变换器以其良好的传输特性、功率因数高、网侧电流谐波小、能量双向流动等优点，广泛应用于各种变频调速系统中，也完全能够满足变速恒频风力发电中双馈感应发电机励磁系统的要求。在双PWM变换器中转子侧变换器向转子绕组传递所需的励磁电流，完成双馈电机矢量控制任务，实现最大风能捕获和定子无功功率的调节；网侧变换器控制着直流母线电压的稳定，但由于对整流侧输出电流的控制总是滞后于负载电流变化，故通过电容的电流始终在一定的范围内变动，从而使直流母线电压不断波动。若滤波电容C越大，则直流母线电压波动就越小，前后两个变换器依赖性就越小。但这种靠提高电容容量来稳定直流母线电压的做法具有严重的缺陷，在实际大功率风力发电系统中也是不可取的。这是因为：这种大容量储能滤波电容一般是电解电容，其缺点是体积大、笨重而性能不可靠。如果控制的不好，引起流过电容的电流过大，将引起严重的温升，进一步会使电解电容的性能恶化。可以说，整个励磁电源系统的寿命的瓶颈在于这个电解电容。产生以上问题的根本原因在于变换器的整流部分和逆变部分采用的是各自独立的控制，无法充分利用双方信息协调一致，致使通过整流部分和逆变部分的瞬时能量总是存在着较大的差值。具体来说，无论从电流流向的角度看，还是从能量传递的角度看，整流部分和逆变部分都存在着一定的物理联系。与独立控制方式相对应，协调控制则是站在更高的高度、从整体出发、以系统的眼光，对整流部分和逆变部分之间的物理联系进行剖析，在此基础上，将两者当作一个相互影响的整体，对整流部分和逆变部分进行关联、协调控制。
综上所述，现有技术存在的问题是：传统双馈风电机组转子转速与电网频率完全解耦的运行方式不具备调频能力，降低了电网的惯性响应和调频能力。
发明内容
针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法及系统。
本发明是这样实现的，一种双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法，所述双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法包括：
(1)电网处于正常调控区域，频率偏差在0.2Hz内，同步发电机组的调差系数为0.03-0.05；同步发电机组调差系数RG设置为0.05；
(2)系统处于紧急调控区域，同步发电机的调差系数设置为0.03。
进一步，所述双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法包括以下步骤：
步骤一，测量系统的频率并计算频率偏差；
步骤二，如果系统频率偏差大于0.2Hz，则将同步发电机调差系数设置为0.03；如果系统频率偏差小于0.2Hz，则将同步发电机调差系数设置为0.05；
步骤三，测量当前风速下的DFIG转子转速ωr；
步骤四，如果ωr>ωmax，计算功率恒定区桨距角调差系数Rβ，并将Rβ送入桨距角动作系统；
步骤五，如果ωr≤ωmax，计算最大功率追踪区双馈风电机组的调差系数Rω，并将Rω送入频率响应控制环节；
步骤六，根据得到同步发电机的一次调频功率ΔPG，根据得到双馈风电机组的一次调频功率ΔPW，进一步得到系统一次调频的总功率ΔP＝ΔPG+ΔPW。
进一步，所述步骤四中最大功率追踪区DFIG的可变调差系数Rω为：
式中：Δf0为频率变化的临界值，取Δf0＝0.2Hz，P0为DFIG减载运行时的功率储备量。
进一步，所述步骤五中功率恒定区的桨距角-频率特性可变调差系数为：
式中：Δf0为频率变化的临界值，取Δf0＝0.2Hz；β0为在功率恒定区双馈风电机组减载20％运行时预留的桨距角。
本发明的另一目的在于提供一种所述双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法的双馈风电机组与同步发电机的协调控制系统，所述双馈风电机组与同步发电机的协调控制系统包括：
功率恒定区控制模块，通过桨距角动作系统，调节DFIG的有功输出，响应系统频率变化；
最大功率追踪区控制模块，通过切换DFIG的运行曲线实现功率的储备，并根据整定的可变调差系数调节DFIG的有功参与调频；
同步发电机的协调控制模块，根据系统频率偏差的大小，改变同步发电机的调差系数，协调同步发电机与DFIG的调频出力。
本发明的另一目的在于提供一种使用所述双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法的的风力发电机。
本发明从调差系数的角度说明可调频风电机组可有效分担电网的调频责任；模拟传统同步发电机的一次调频原理，在DFIG运行的最大功率追踪区设计了转子侧变换器上的一次调频控制器，并在功率恒定区通过引入桨距角调差系数，使DFIG在功率恒定区也可以实现减载备用，以响应系统频率变化；整定当前风速下双馈风电机组的可变调差系数，给出基于可变系数的双馈风电机组与同步发电机协调一次调频策略，兼顾双馈风电机组的调频备用与经济性，在频率偏差允许范围内，使DFIG充分利用备用容量参与系统调频，既能减轻同步发电机的调频压力，又能间接地减少弃风量。最后通过仿真验证了所提策略的有效性。
本发明根据风速分段的原则，模拟传统同步发电机的一次调频原理给出了风机参与电网频率调整的控制策略，使DFIG可向电网提供惯性功率支持，与同步发电机共同参与频率调整。通过理论与仿真分析，得出：
(1)数学模型上说明可调频风电机组可有效分担电网的调频责任，并可通过调节RG*与RW*的值来协调分配同步发电机与DFIG的调频出力。
(2)定义并整定了在不同风速段中DFIG的可变调差系数，随当前风速实时地动态变化时，可以根据当前备用容量决定其调频出力深度。
(3)通过协调DFIG与同步发电机间的调频出力，保证频率偏差在允许范围内，尽可能多地将双馈风电机组的储备功率用于调频，既可满足电网调频的需求，又能尽量减少DFIG因为减载产生的弃风。
(4)本发明主要从理论上讨论风电机组与同步发电机之间协调一次调频的问题。
附图说明
图1是本发明实施例提供的双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法流程图。
图2是本发明实施例提供的包含可调频风电的电网调频原理图。
图3是本发明实施例提供的同步发电机与风电机组并联运行时的功频特性示意图。
图4是本发明实施例提供的DFIG最大功率追踪区调频控制器示意图。
图5是本发明实施例提供的DFIG功率恒定区控制器示意图。
图6是本发明实施例提供的DFIG与同步发电机协调一次调频控制结构图示意图。
图7是本发明实施例提供的DFIG与同步发电机一次调频的协调策略流程示意图。
图8是本发明实施例提供的仿真系统结构示意图。
图9是本发明实施例提供的最大功率追踪区频率变化小于0.2Hz时的仿真示意图。
图10是本发明实施例提供的最大功率追踪区频率变化大于0.2Hz时的仿真示意图。
图11是本发明实施例提供的功率恒定区频率变化小于0.2Hz时的仿真示意图。
图12是本发明实施例提供的功率恒定区频率变化大于0.2Hz时的仿真图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明从数学模型上说明了可调频风电机组可有效分担电网的调频责任，并可通过调节DFIG与同步发电机的调差系数的值，来协调分配同步发电机与DFIG的调频出力；
下面结合附图对本发明的应用原理作详细的描述。
本发明实施例提供的双馈风电机组与同步发电机的协调控制系统包括：
功率恒定区控制模块，通过桨距角动作系统，调节DFIG的有功输出，响应系统频率变化；
最大功率追踪区控制模块，通过切换DFIG的运行曲线实现功率的储备，并根据整定的可变调差系数调节DFIG的有功参与调频；
同步发电机的协调控制模块，根据系统频率偏差的大小，改变同步发电机的调差系数，协调同步发电机与DFIG的调频出力。
如图1所示，本发明实施例提供的双馈风电机组与同步发电机的协调控制系统的建立方法包括以下步骤：
S101：测量系统的频率并计算频率偏差；
S102：如果系统频率偏差大于0.2Hz，则将同步发电机调差系数设置为0.03；如果系统频率偏差小于0.2Hz，则将同步发电机调差系数设置为0.05；
S103：测量当前风速下的DFIG转子转速ωr；
S104：如果ωr>ωmax，计算功率恒定区桨距角调差系数Rβ，并将Rβ送入桨距角动作系统；
S105：如果ωr≤ωmax，计算最大功率追踪区双馈风电机组的调差系数Rω，并将Rω送入频率响应控制环节；
S106：根据得到同步发电机的一次调频功率ΔPG，根据得到双馈风电机组的一次调频功率ΔPW，进一步得到系统一次调频的总功率ΔP＝ΔPG+ΔPW。
下面结合附图对本发明的应用原理作进一步的描述。
1.1双馈风电机组与同步发电机的协调控制
1.1.1DFIG与同步发电机并联运行的调频特性
从全系统的角度来看，当可调频风机并入系统且其渗透率不断提高时，风机将根据当前风速下的功率储备量，与同步发电机一起承担调频责任，以减小系统频率偏差。根据同步发电机一次调频的原理，引入风电机组调差系数的概念，根据同步发电机一次调频的原理，定义风电机组的调差系数RW为：
式中：ΔPW为双馈风电机组调频出力，Δf为系统频率变化量。
DFIG与传统同步发电机协调一次调频的控制原理如图2所示。图中RG为同步发电机的调差系数，RW为DFIG的调差系数，ΔPG为同步发电机功率增量，ΔPW为风机发电功率增量，ΔPload为负荷功率增量，M＝2H，H为惯性常数，D为阻尼常数，Δf为电网实时频率与额定频率的差值。
同步发电机与一台双馈风电机组并联运行时，调频特性与机组间有功功率分配的关系可用图3来表示。图中代表同步发电机组的调节特性曲线，代表DFIG风电机组的调节特性曲线。假设此时系统的总负荷为ΣPL，即线段系统频率为fN时，同步发电机承担的负荷为PG1，风电机组承担的负荷为PW1，于是有
PG1+PW1＝ΣPL (2)
当系统负荷增加ΔPL后，系统频率稳定在f1时，同步发电机组增发功率ΔPG，发出总功率为PG2；风电机组增发功率ΔPW，发出总功率为PW2。两台发电机组功率增量之和为ΔP。根据图3和式(2)可得：
式中：ΔPG*和ΔPW*分别代表同步发电机和出力的标幺值，RG*和RW*分别代表同步发电机和双馈风电机组调差系数的标幺值。
式(3)表明，当同步发电机与DFIG并联运行，机组的功率增量用各自的标幺值表示时，同步发电机与双馈风电机组间的功率分配与各自的调差系数成反比，即调差系数小的机组承担的负荷增量大，调差系数大的机组承担的负荷增量小。因此，由式(3)可得出：①当同步发电机与双馈风电机组并联运行时，双馈风电机组参与调频可有效减轻同步发电机的调频压力；②可通过调节RG*与RW*的比值来协调分配同步发电机与双馈风电机组的调频出力。
1.1.2双馈风电机组并入电网后的协调控制
同步发电机的一次调频理论中，调差系数的标幺值定义为：
式中：Δf为系统频率变化量，fN为系统额定频率，Δf*为系统频率变化量的标幺值，ΔP*为发电机调频出力的标幺值，PN为发电机的额定容量，ΔP为发电机的调频出力。由式(4)可得发电机的调频出力为：
当电网中有一台DFIG与n台同步发电机并联运行时，根据式(5)有如下调节方程：
式中：ΔPGi和ΔPW分别为第i台同步发电机和双馈风电机组的调频出力，PGiN和PWN分别为第i台同步发电机和双馈风电机组的额定容量。稳态时，当整个系统的频率变化Δf，全系统所有机组调频出力ΔPΣ为：
由式(6)～(8)得：
若系统中所有的发电机用一台等值机组代替，则全系统的调频出力为：
式中：RΣ*为系统等值调差系数，PΣN为系统总容量。
由式(6)和(7)可得：
由式(9)和(10)得：
由式(9)和(12)可知，从整个电网角度来看，当接入系统中的容量一定时，并联运行的各机组调差系数越小，系统的等值调差系数RΣ*就越小，单位调节功率就越大，一次调频能力就越强；系统中并联运行的各机组调差系数越大，系统的RΣ*就越大，单位调节功率就越小，一次调频能力就越弱。根据式(11)知，当系统中负荷发生变化时，每台发电机所承担的功率可以确定为：
当无调频能力的风电机组接入电网，即PWN/RW*≈0，也即RW*为无穷大，而其余的同步发电机组为有差调节。当越来越多无调频能力的风电机组取代传统的同步发电机组接入电网，式(12)的分母中PWN/RW*＝0，系统的RΣ*将越来越大，故大规模无调频能力的风电机组接入电网将会明显减弱系统的调频能力。
1.2DFIG一次调频的控制策略
双馈风电机组输出的功率受限于当前风速，不同风速下双馈风电机组可能具备的有功储备也不同。本发明通过改进传统的DFIG运行模式，在最大功率追踪区，DFIG将通过转子转速控制减载运行；而在功率恒定区，将通过桨距角控制减载运行，储备有功功率。
1.2.1最大功率追踪区的控制策略
在最大功率追踪区，DFIG传统的运行方式是在此区域实行最大功率追踪控制，以保证风电机组获得最大风能利用系数CPmax，在此区域可以通过修改功率跟踪曲线来实现减载备用。
(1)最大功率追踪区控制器设计
为使双馈风电机组模拟同步发电机的功频特性来进行一次调频，本发明参照同步发电机调速器的原理设计了附加在风电机组转子侧变换器上的一次调频控制器。设定双馈风电机组在当前风速下减载20％运行，如图4所示。图中，ωr为当前风速下对应的转子转速，P′opt为风电机组减载20％后的次优功率，Rω为最大功率追踪区双馈风电机组的调差系数，f为系统实时频率，fN为系统额定频率，K1为增益值，ΔPω为双馈风电机组响应系统频率变化的调频功率，PΣ为次优功率P'opt与双馈风电机组调频功率ΔPω之和。
(2)最大功率追踪区可变调差系数的整定
定义并整定最大功率追踪区DFIG的可变调差系数Rω为：
式中：Δf0为频率变化的临界值，取Δf0＝0.2Hz，P0为DFIG减载运行时的功率储备量，本发明取当前风速下最大功率的20％，且风速越大，储备功率P0就越大。因此，此处定义并整定的Rω并不是固定值，可以根据当前风速实时地动态变化。根据同步发电机一次调频原理可知，风电机组响应系统频率变化的调频功率为：
因此，在最大功率追踪区对可变调差系数加以整定，便使得双馈风电机组可以像传统同步发电机一样参与调频，且其调差系数可以根据当前风速自动调整，从而决定双馈风电机组调频功率的多少。
1.2.2功率恒定区的控制策略
当风速高于额定风速时，桨距角控制系统可以控制DFIG发出的有功功率，本发明利用桨距角控制降低双馈风电机组有功出力，实现减载20％运行。
(1)功率恒定区控制器设计
与传统同步发电机调速器根据系统频率变化调节进气门大小类似，在功率恒定区，DFIG可通过调节桨距角实现机械功率的控制，改善DFIG的功频静特性。这里引入桨距角调差系数，改进传统的桨距角控制系统，使DFIG在功率恒定区也可以实现减载备用，以响应系统频率变化。在功率恒定区DFIG减载运行可以通过桨距角控制系统预留桨距角β0来实现，β0的大小用式(16)求出：
式中：双馈风电机组的叶尖速比λc＝Rωmax/v。
本发明参照同步发电机调速器的原理设计了功率恒定区桨距角控制器如图5所示。图中，Δω为转子实时转速ωr与最大转速ωmax之差，βω为双馈风电机组进入功率恒定区时的桨距角，Δf为系统实时频率f与额定频率fN之差，Rβ为桨距角静调差系数，Δβ为双馈风电机组响应系统频率变化时桨距角动作幅度，β0为减载备用预留的桨距角，K2为增益值。改进后的桨距角控制系统能够使DFIG根据桨距角特性的要求，在功率恒定区，参考当前风速通过调整桨距角的大小响应系统频率的变化。
(2)功率恒定区可变调差系数的整定
定义并整定功率恒定区的桨距角-频率特性可变调差系数为：
式中：Δf0为频率变化的临界值，取Δf0＝0.2Hz；β0为在功率恒定区双馈风电机组减载20％运行时预留的桨距角，且风速越大，减载运行时的桨距角β0就越大，因此Rβ可以根据双馈风电机组的当前风速实时地动态变化。双馈风电机组参与调频时，桨距角动作幅度为：
在功率恒定区引入桨距角-频率特性的可变调差系数并加以整定，使得双馈风电机组可以通过桨距角变化改变DFIG捕获的机械功率来响应系统频率变化，从而使DFIG参与频率调整过程。
1.3DFIG与同步发电机一次调频的协调策略
由双馈风电机组的调频策略，进一步得出DFIG与同步发电机相协调的一次调频综合控制结构如图6所示，共分为3个控制模块：(1)A区：功率恒定区控制模块，通过桨距角动作系统，调节DFIG的有功输出，响应系统频率变化；(2)B区：最大功率追踪区控制模块，通过切换DFIG的运行曲线实现功率的储备，并根据整定的可变调差系数调节DFIG的有功参与调频；(3)C区：同步发电机的协调控制模块，根据系统频率偏差的大小，改变同步发电机的调差系数，协调同步发电机与DFIG的调频出力。本发明所给出的协调调频策略可根据频率偏差的大小和当前风速，合理地协调DFIG与同步发电机的调频出力。
对于具有多台发电机组的电力系统，频率的调整由全系统中有调频能力的发电机相互协调，共同承担。当可调频双馈风电机组接入系统后，需要让常规发电机组感知风电机组的存在，在系统频率发生变化时，应按照当前的风速和频率偏差大小将调频功率分配一部分给风电机组承担。因此，有必要根据系统频率偏差量的大小，将电网的调频区域进行划分。
我国国家标准GB15945-1995规定：电力系统频率控制(50±0.2)Hz范围的时间应该达到98％以上[52]。取频率偏差指标Δf0＝0.2Hz作为调频区域划分的临界值，当频率偏差小于0.2Hz时，系统处于频率正常调控区域；当频率偏差大于0.2Hz时，电网处于紧急调控区域。
同步发电机的控制协调策略如图6中C区域所示：
(1)电网处于正常调控区域，频率偏差在允许范围(0.2Hz)内。双馈风电机组参与调频减载运行，产生了一定的弃风，从而降低风电的经济性。为减少双馈风电机组运行时的弃风，同步发电机可将更多的调频责任交给风电机组承担。通常同步发电机组的调差系数为0.03-0.05，此时将同步发电机组调差系数RG设置为0.05，则同步发电机调频出力可减少，使双馈风电机组储备的功率更多地用于调频，更加充分利用双馈风电机组减载备用的储备功率，减少弃风，尤其是在功率恒定区，双馈风电机组储备的功率大，可调频出力就大。
(2)系统处于紧急调控区域时，频率偏差较大，为了系统能稳定运行，加速频率的恢复，同步发电机组和双馈风电机组均应该尽最大可能参与系统调频。则可将同步发电机的调差系数设置为0.03，同步发电机的调差系数减小，则同步发电机的出力将增大，DFIG可根据当前风速尽最大可能参与系统调频。
基于上述对DFIG与同步发电机协调一次调频原理的分析，本发明总结出DFIG与同步发电机一次调频的协调策略具体流程如下：
(1)测量系统的频率并计算频率偏差；
(2)如果系统频率偏差大于0.2Hz，则将同步发电机调差系数设置为0.03；如果系统频率偏差小于0.2Hz，则将同步发电机调差系数设置为0.05；
(3)测量当前风速下的DFIG转子转速ωr；
(4)如果ωr>ωmax，则根据式(17)计算功率恒定区桨距角调差系数Rβ，并将Rβ送入桨距角动作系统；
(5)如果ωr≤ωmax，则根据式(14)计算最大功率追踪区双馈风电机组的调差系数Rω，并将Rω送入频率响应控制环节；
(6)根据步骤2可得到同步发电机的一次调频功率ΔPG，根据步骤4或5可得到双馈风电机组的一次调频功率ΔPW，进一步得到系统一次调频的总功率ΔP＝ΔPG+ΔPW。
具体流程如图7所示。
下面结合仿真对本发明的应用效果作详细的描述。
1、仿真分析
本发明为验证协调调频策略的有效性，采用MATLAB/SIMULINK仿真软件建立的4机2区域电网模型。该电网模型由4台额定功率为700MW的传统同步发电机组成，其惯性时间常数为6.5s，在母线2处接入一台等值容量为800×1.5MW的DFIG风电机组，其有功标幺值输出上限为1，负荷L1和L2大小分别为2200MW和1800MW，双馈风电机组的变桨时间常数为3s，额定风速为12m/s在此模型中，DFIG双馈风电机组减载20％运行，负荷L1处设置40s时有负荷阶跃。
1.1最大功率追踪区负荷变化时的仿真分析
(1)最大功率追踪区频率变化小于0.2Hz时
设置风速为9m/s，负荷在40s时突增300MW，频率变化小于0.2Hz，同步发电机调差系数RG分别取0.03、0.04、0.05，仿真结果如图9所示。
图9中，当同步发电机调差系数增大时，同步发电机的调频出力将逐渐减少，双馈风电机组的调频出力将逐渐增多；而从系统的频率恢复情况来看，取RG＝0.03时系统的频率恢复情况最好，但是根据图9(c)可知，同步发电机的调差系数取得较小时，将会限制双馈风电机组的调频出力，而此时的频率变化在允许范围内，取RG＝0.05时频率已经恢复到0.2Hz以内，系统频率也能相对稳定。此时为了尽量增大双馈风电机组的调频出力，充分将双馈风电机组储备功率用于调频，同步机的调差系数取为RG＝0.05即可。
(2)最大功率追踪区频率变化大于0.2Hz时
设风速为9m/s，负荷在40s时突增600MW，频率变化大于0.2Hz，RG分别取0.03、0.04、0.05，仿真结果如图10所示。
如图10(a)所示，当RG＝0.03时，频率恢复效果最佳。当频率变化大于0.2Hz时，系统处于紧急调频阶段，则以系统频率恢复效果更好为最终目标，双馈风电机组同步机均应尽量多出力。从图10(a)频率恢复效果来看，同步机的调差系数应取为RG＝0.03。
1.2功率恒定区系统负荷变化时的仿真分析
(1)功率恒定区频率变化小于0.2Hz时
在功率恒定区，主要靠双馈风电机组的变桨机构调节双馈风电机组桨距角大小来调节双馈风电机组捕获的风能。设定风速为15m/s，负荷在40s时突增300MW，频率变化小于0.2Hz，RG分别取0.03、0.04、0.05，仿真结果如图11所示。
由于负荷的增大，系统频率降低在0.2Hz以内时，从图11(a)中的频率变化来看，RG分别取0.03、0.04、0.05时，频率均能很好地恢复。由图11(d)可知，当RG取值0.05时，桨距角的动作幅度最大达到了2.8度，释放双馈风电机组储备功率达到0.07pu，使得系统的频率稳态偏差降低为0.15Hz。不仅在频率变化初期有效降低了同步机的功率变化率，而且在频率变化过程中，持续为电网提供有功支持。在调频过程中，增大双馈风电机组的调频出力，可更加充分地将双馈风电机组储备功率用于调频，间接地减少了弃风。综合分析图11的动态响应结果，频率变化在允许范围内时，RG取值越大，桨距角静调差系数Rβ的取值将越小，桨距角动作幅度将变大，风电机组的调频能力也随之增强，可使其承担更多的调频出力，减小电网的稳态频率偏差。
(2)功率恒定区频率变化大于0.2Hz时
设风速为15m/s，负荷在40s时突增600MW，频率变化大于0.2Hz，RG分别取0.03、0.04、0.05，仿真结果见图12。
图12中，RG取0.03时，频率恢复效果最好，而且恢复到了0.2Hz以内。且此时频率偏差大于0.2Hz，频率变化较大，系统处于紧急调控阶段，则为使系统频率恢复效果更好，此时处于功率恒定区，风速较高，双馈风电机组备用的功率较多，双馈风电机组可将储备的功率充分地用于调频。从图12(a)的频率恢复效果来看，RG取为RG＝0.03，双馈风电机组和同步机均可尽最大可能参与调频，而且图12(c)中，双馈风电机组已经满发，将储备的20％有功全部投入调频过程，承担了一部分调频功率，频率跌落最低值以及稳态偏差均有了较明显的改善。
本发明根据风速分段的原则，模拟传统同步发电机的一次调频原理给出了风机参与电网频率调整的控制策略，使DFIG可向电网提供惯性功率支持，与同步发电机共同参与频率调整。通过理论与仿真分析，得出如下结论：
(1)从数学模型上说明了可调频风电机组可有效分担电网的调频责任，并可通过调节RG*与RW*的值来协调分配同步发电机与DFIG的调频出力；
(2)定义并整定了在不同风速段中DFIG的可变调差系数，随当前风速实时地动态变化时，可以根据当前备用容量决定其调频出力深度；
(3)通过协调DFIG与同步发电机间的调频出力，保证频率偏差在允许范围内，尽可能多地将双馈风电机组的储备功率用于调频，既可满足电网调频的需求，又能尽量减少DFIG因为减载产生的弃风；
(4)本发明主要从理论上讨论风电机组与同步发电机之间协调一次调频的问题。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法，其特征在于，所述双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法包括：
(1)电网处于正常调控区域，频率偏差在0.2Hz内，同步发电机组的调差系数为0.03～0.05；同步发电机组调差系数RG设置为0.05；
(2)处于紧急调控区域，同步发电机的调差系数设置为0.03。
2.如权利要求1所述的双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法，其特征在于，所述双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法包括以下步骤：
步骤一，测量系统的频率并计算频率偏差；
步骤二，如果系统频率偏差大于0.2Hz，则将同步发电机调差系数设置为0.03；如果系统频率偏差小于0.2Hz，则将同步发电机调差系数设置为0.05；
步骤三，测量当前风速下的DFIG转子转速ωr；
步骤四，如果ωr>ωmax，计算功率恒定区桨距角调差系数Rβ，并将Rβ送入桨距角动作系统；
步骤五，如果ωr≤ωmax，计算最大功率追踪区双馈风电机组的调差系数Rω，并将Rω送入频率响应控制环节；
步骤六，根据得到同步发电机的一次调频功率ΔPG，根据得到双馈风电机组的一次调频功率ΔPW，进一步得到系统一次调频的总功率ΔP＝ΔPG+ΔPW。
3.如权利要求1所述的双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法，其特征在于，所述步骤四中最大功率追踪区DFIG的可变调差系数Rω为：
式中：Δf0为频率变化的临界值，取Δf0＝0.2Hz，P0为DFIG减载运行时的功率储备量。
4.如权利要求1所述的双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法，其特征在于，所述步骤五中功率恒定区的桨距角-频率特性可变调差系数为：
式中：Δf0为频率变化的临界值，取Δf0＝0.2Hz；β0为在功率恒定区双馈风电机组减载20％运行时预留的桨距角。
5.一种如权利要求1所述双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法的双馈风电机组与同步发电机的协调控制系统，其特征在于，所述双馈风电机组与同步发电机的协调控制系统包括：
功率恒定区控制模块，通过桨距角动作系统，调节DFIG的有功输出，响应系统频率变化；
最大功率追踪区控制模块，通过切换DFIG的运行曲线实现功率的储备，并根据整定的可变调差系数调节DFIG的有功参与调频；
同步发电机的协调控制模块，根据系统频率偏差的大小，改变同步发电机的调差系数，协调同步发电机与DFIG的调频出力。
6.一种使用权利要求1～4任意一项所述双馈风电机组与同步发电机的协调控制方法的的风力发电机。
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