CN111769595A - 基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法 - Google Patents

基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法 Download PDF

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CN111769595A CN202010649042.3A CN202010649042A CN111769595A CN 111769595 A CN111769595 A CN 111769595A CN 202010649042 A CN202010649042 A CN 202010649042A CN 111769595 A CN111769595 A CN 111769595A
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贺敬
苗风麟
李春彦
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Abstract

本发明提供一种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，构建等效电容的交流等效电路，通过测量直流母线电压数据和电网实测电压电流数据，基于变流器工作原理，利用傅里叶分解法，根据直流母线电压求取网侧变流器输出电压的基波值幅值；利用拟合法增加网侧电压电流的数据量；根据网侧变流器输出基波电压幅值、网侧电压电流拟合值，采用相量法，建立实部和虚部电压平衡方程，证明网侧变流器等效电容的可辨识性；基于电压平衡方程，直流母线电压幅值和电网电压电流拟合值，建立网侧变流器等效电容辨识模型，实现网侧变流器等效电容的辨识。该方法易实现且准确性较高等优点，便于工程应用。

Description

基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法
技术领域
本发明涉及一种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法。
背景技术
随着全球环境污染加剧，传统能源日益匮乏，风电技术作为新能源的代表之一，得到了广泛应用和发展。风电变流器作为风力发电系统中重要的组成部分，其相关参数的准确性是确保风电机组稳定运行的前提。
通常情况下，网侧变流器通常对电阻和电感进行辨识，一般认为网侧变流器的滤波器呈感性。但在实际工程问题的求解过程中，机组的构造可能会根据实际运行情况发生改变，从而导致滤波器的等效效应呈容性。这主要是假设条件和工程运行环境的不一致性而造成这种差别。对网侧变流器该种等效电容进行辨识有助于提高双馈风力发电机的运行的稳定性和可靠性，具有重要价值。
因此，如何准确地对风力发电机网侧变流器等效电容进行求取是在风力发电系统的设计过程中应当予以考虑并解决的问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法解决现有技术中存在的如何准确地对风力发电机网侧变流器等效电容进行求取的问题。
本发明的技术解决方案是：
一种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，包括以下步骤，
S1、将包含滤波电路的网侧变流器等效为逆变器和电容串联电路，构建等效电容的交流等效电路，建立工频下的等效电容电压方程；
S2、通过测量直流母线电压数据和电网实测电压电流数据，基于变流器工作原理，利用傅里叶分解法，根据直流母线电压求取网侧变流器输出电压的基波值幅值，并利用拟合法增加网侧电压电流的数据量；
S3、根据网侧变流器输出基波电压幅值和网侧电压电流拟合值，采用相量法，建立实部和虚部电压平衡方程，获得辨识对象，包括网侧变流器输出基波电压相位
Figure BDA0002572931840000011
和网侧变流器等效电容实际值C，证明网侧变流器等效电容的可辨识性；
S4、基于电压平衡方程、直流母线电压幅值和电网电压电流拟合值，建立网侧变流器等效电容辨识模型；
S5、对网侧变流器输出基波电压相位
Figure BDA0002572931840000021
和网侧变流器等效电容实际值C进行假定赋值，并实测电网相电压瞬时值uga和网侧变流器输出基波电压瞬时值uaN，进而由网侧变流器等效电容辨识模型，计算得到相电流ia；
S6、将该计算所得相电流ia与实测电流值比较，在相电流ia与实测电流值两者差值大于设定阈值时，返回步骤S5对
Figure BDA0002572931840000022
和C重新进行假定赋值并重新计算相电流ia，直至相电流ia与实测电流值的差值小于设定阈值；在相电流ia与实测电流值的差值小于设定阈值则完成辨识，此时的网侧变流器等效电容实际值C的假定赋值即为等效电容辨识值Ck。
进一步地，还包括步骤S7，分别获取周期内不同时间的多个检测时间点的等效电容辨识值Ck，将等效电容辨识值Ck的平均值作为最终辨识结果，即
Figure BDA0002572931840000023
其中，C0为网侧变流器等效电容的最终辨识值，Ck为根据第k组实测数据辨识得到的第k个等效电容辨识值，N为一个周期内总的检测时间点数，k表示第k个检测时间点。
进一步地，步骤S3中，建立网侧变流器等效电容辨识模型：
Figure BDA0002572931840000024
其中，uaN为网侧变流器输出基波电压瞬时值，uga为电网相电压瞬时值，ia为相电流瞬时值，t为时间，Δt为两个相邻检测点的时间差值，ω为电网角频率，
Figure BDA0002572931840000025
为网侧变流器输出基波电压相位。
进一步地，步骤S1中，建立工频下的等效电容电压方程：
Figure BDA0002572931840000031
其中，
Figure BDA0002572931840000032
为逆变器侧基波电压相量，
Figure BDA0002572931840000033
为电网电压相量，C为网侧变流器等效电容实际值，相电流相量
Figure BDA0002572931840000034
进一步地，步骤S3中，建立实部和虚部电压平衡方程：
Figure BDA0002572931840000035
其中，Ud为直流母线电压，Ia为相电流幅值，C为网侧变流器等效电容实际值，Uga为电网相电压幅值，
Figure BDA0002572931840000036
为电网相电压的相位，
Figure BDA0002572931840000037
为相电流相位，ω为电网角频率，
Figure BDA0002572931840000038
为网侧变流器输出基波电压相位。
进一步地，步骤S2中，获得辨识对象中网侧变流器输出基波电压相位
Figure BDA00025729318400000317
的可辨识公式为：
Figure BDA0002572931840000039
其中，
Figure BDA00025729318400000310
为网侧变流器输出基波电压相位，Uga为电网相电压幅值，
Figure BDA00025729318400000311
为电网相电压的相位，
Figure BDA00025729318400000312
为相电流相位，ω为电网角频率。
进一步地，步骤S2中，获得辨识对象中网侧变流器等效电容实际值C的可辨识公式为：
Figure BDA00025729318400000313
其中，C为网侧变流器等效电容实际值，Ia为相电流幅值，
Figure BDA00025729318400000314
为相电流相位，ω为电网角频率，Ud为直流母线电压，
Figure BDA00025729318400000315
为网侧变流器输出基波电压相位，Uga为电网相电压幅值，
Figure BDA00025729318400000316
为电网相电压的相位。
本发明的有益效果是：该种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，能够准确地对风力发电机网侧变流器等效电容进行求取，不检测理想变流器的输出电压幅值，而是根据母线电压，通过傅里叶分解计算出理想变流器的输出的基波电压幅值。该方法，也不需要检测或计算变流器的输出电压的相位。上述两大优点解决了理想变流器输出电压不可测的问题，进而实现了等效电容工频下的等效电路和电压方程地建立。该种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，具有设计合理，易实现且准确性较高等优点，通过对网侧变流器等效电容进行辨识有助于提高风力发电机的运行的稳定性和可靠性，便于工程应用。
附图说明
图1是本发明实施例基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法的流程示意图；
图2实施例中双馈发电机变流器接线示意图。
图3是实施例中网侧变流器输出电压示意图。
图4是实施例中网侧线路的等效电路示意图。
图5实施例中第k次辨识过程流程图。
图6是实施例中网侧变流器等效电容的多次求取后得到最终辨识结果的一个实施方式的流程示意图。
其中：1-网侧变流器；2-电网；3-滤波电路；C为网侧变流器等效电容实际值；
Figure BDA0002572931840000041
为网侧变流器输出基波电压相量；
Figure BDA0002572931840000042
为电网相电压相量；
Figure BDA0002572931840000043
为相电流相量。
具体实施方式
下面结合附图详细说明本发明的优选实施例。
实施例
一种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，如图1，包括以下步骤，
S1、将包含滤波电路3的网侧变流器1等效为逆变器和电容串联电路，构建等效电容的交流等效电路，建立工频下的等效电容电压方程；
S2、通过测量直流母线电压数据和电网2实测电压电流数据，基于变流器工作原理，利用傅里叶分解法，根据直流母线电压求取网侧变流器1输出电压的基波值幅值，并利用拟合法增加网侧电压电流的数据量；
S3、根据网侧变流器1输出基波电压幅值和网侧电压电流拟合值，采用相量法，建立实部和虚部电压平衡方程，获得辨识对象，包括网侧变流器1输出基波电压相位
Figure BDA0002572931840000051
和网侧变流器1等效电容实际值C，证明网侧变流器1等效电容的可辨识性；
S4、基于电压平衡方程、直流母线电压幅值和电网2电压电流拟合值，建立网侧变流器1等效电容辨识模型；
S5、对网侧变流器1输出基波电压相位
Figure BDA0002572931840000052
和网侧变流器1等效电容实际值C进行假定赋值，并实测电网2相电压瞬时值uga和网侧变流器1输出基波电压瞬时值uaN，进而由网侧变流器1等效电容辨识模型，计算得到相电流ia；
S6、将该计算所得相电流ia与实测电流值比较，在相电流ia与实测电流值两者差值大于设定阈值时，返回步骤S5对
Figure BDA0002572931840000053
和C重新进行假定赋值并重新计算相电流ia，直至相电流ia与实测电流值的差值小于设定阈值；在相电流ia与实测电流值的差值小于设定阈值则完成辨识，此时的网侧变流器1等效电容实际值C的假定赋值即为等效电容辨识值Ck。
该种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，能够准确地对风力发电机网侧变流器1等效电容进行求取，不检测理想变流器的输出电压幅值，而是根据母线电压，通过傅里叶分解计算出理想变流器的输出的基波电压幅值。该方法，也不需要检测或计算变流器的输出电压的相位。上述两大优点解决了理想变流器输出电压不可测的问题，进而实现了等效电容工频下的等效电路和电压方程地建立。该种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，具有设计合理，易实现且准确性较高等优点，通过对网侧变流器1等效电容进行辨识有助于提高风力发电机的运行的稳定性和可靠性，便于工程应用。
该种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，还包括步骤S7，分别获取周期内不同时间的多个检测时间点的等效电容辨识值Ck，将等效电容辨识值Ck的平均值作为最终辨识结果，即
Figure BDA0002572931840000061
其中，C0为网侧变流器1等效电容的最终辨识值，Ck为根据第k组实测数据辨识得到的第k个等效电容辨识值，N为一个周期内总的检测时间点数，k表示第k个检测时间点。
该种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法的原理说明如下：
如图2，在大风时，网侧变流器1工作在逆变状态；网侧变流器1滤波电路3等效为容性，其受滤波电路3，线路参数和变流器参数及工作状态共同影响；电网2吸收能量，电流由网侧变流器1流向电网2。
如图3，大风时网侧变流器1实际输出电压为近似阶梯波，其基波分量为标准正弦波。由于网侧变流器1输出电压是不易检测，因此实施例根据变流器工作原理，通过将网侧变流器1输出电压近似为矩形波，且矩形波幅值等于母线电压幅值，对矩形波进行傅里叶分解：
Figure BDA0002572931840000062
其中，ua网侧变流器1输出电压瞬时值，其为矩形波；Ud为直流母线电压，ω为电网2角频率，t为时间，n为3、5、7……等，表示奇次谐波分量。
取基波幅值作为网侧变流器1输出基波电压幅值，其大小为：
Figure BDA0002572931840000063
其中，Ud为直流母线电压。
如图3，大风时，忽略较小的电阻值，网侧线路等效电路为纯容性电路，网侧变流器1等效电容实际值为C，逆变器侧基波电压相量为
Figure BDA0002572931840000064
电网2电压相量为
Figure BDA0002572931840000065
相电流相量
Figure BDA0002572931840000066
如图4，将包含滤波电路3的网侧变流器1等效为逆变器和电容串联电路，构建等效电容的交流等效电路，建立工频下的等效电容电压方程：
Figure BDA0002572931840000067
分解成实部虚部表达式为：
Figure BDA0002572931840000071
其中，Ud为直流母线电压，Ia为相电流幅值，C为网侧变流器1等效电容实际值，Uga为电网2相电压幅值，
Figure BDA0002572931840000072
为电网2相电压的相位，
Figure BDA0002572931840000073
为相电流相位，ω为电网2角频率，
Figure BDA0002572931840000074
为网侧变流器1输出基波电压相位。
进而写出
Figure BDA0002572931840000075
的的相位
Figure BDA0002572931840000076
和为网侧变流器1等效电容实际值C的表达式为：
Figure BDA0002572931840000077
其中，
Figure BDA0002572931840000078
为网侧变流器1输出基波电压相位，Uga为电网2相电压幅值，
Figure BDA0002572931840000079
为电网2相电压的相位，
Figure BDA00025729318400000710
为相电流相位，ω为电网2角频率。C为网侧变流器1等效电容实际值，Ud为直流母线电压，Ia为相电流幅值。
公式(5)较为复杂，且网侧电压电流的幅值和相位是有波动的，因此通过公式(5)直接计算网侧变流器1等效电容实际值C是困难的，但公式(5)可以证明，
Figure BDA00025729318400000711
和C的输出结果是唯一确定的，因此
Figure BDA00025729318400000712
和C是可辨识的。
在可辨识性得到证明的基础上，建立网侧变流器1输出基波电压相位
Figure BDA00025729318400000713
和网侧变流器1等效电容C的辨识模型为：
Figure BDA00025729318400000714
其中，uaN为网侧变流器1输出基波电压瞬时值，uga为电网2相电压瞬时值，ia为相电流瞬时值，t为时间，Δt为两个相邻检测点的时间差值，ω为电网2角频率，
Figure BDA00025729318400000715
为网侧变流器1输出基波电压相位。
根据电压平衡方程、网侧变流器1输出电压幅值以及电网2电压电流的第k组瞬时值，以电网2电流的误差值作为辨识度函数，对网侧变流器1输出电压的相位和网侧变流器1等效电容值进行辨识，获得第k个等效电容辨识值Ck。
在一个实施方式中，如图5，首先读取t及t-Δt时的电网2电压电流，然后对辨识对象包括网侧变流器1输出基波电压相位
Figure BDA0002572931840000081
和网侧变流器1等效电容实际值C进行假定赋值后，依据所建立的
Figure BDA0002572931840000082
和C的辨识模型即公式(6)计算相电流ia，将该计算所得相电流ia与实测电流值比较，在相电流ia与实测电流值两者差值大于设定阈值，则对
Figure BDA0002572931840000083
和C重新进行假定赋值并重新计算相电流ia，直至相电流ia与实测电流值的差值小于设定阈值；在相电流ia与实测电流值的差值小于设定阈值则完成辨识，获得等效电容辨识值Ck。
进一步地，如图6，可将一个周期内的N个等效电容辨识值取平均值，获得网侧变流器1等效电容的最终辨识值C0。具体为：
S61、初始化k＝1，对Δt赋值；
S62、读取t＝0时的电网2电压电流；
S63、读取t＝k*Δt时的电网2电压电流；
S64、获得第k次等效电容辨识；
S65、判断t是否大于设定阈值，如0.02s等，在t大于设定阈值时，进入下一步骤；否则，令k＝k+1，并返回步骤S63；
S66、获得网侧变流器1等效电容的最终辨识值C0：
Figure BDA0002572931840000084
其中，C0为网侧变流器1等效电容的最终辨识值，Ck为根据第k组实测数据辨识得到的第k个等效电容辨识值，N为一个周期内总的检测时间点数，k表示第k个检测时间点。
该种基于参数辨识的双馈风力发电机网侧变流器1等效电容的求取方法中，利用直流母线电压计算网侧变流器1输出电压幅值。根据三相有源逆变电路的工作原理，推导网侧变流器1输出电压波形，利用傅里叶分解求解其基波电压幅值。进一步地，实测电网2电压电流，对实测数据进行拟合，根据拟合结果建立一组包含N个测点的一个周期的电网2电压电流数据，以满足数据量要求。
该种基于参数辨识的双馈风力发电机网侧变流器1等效电容的求取方法。测量直流母线电压数据以及电网2实测电压电流数据，基于变流器工作原理，利用傅里叶分解法，根据直流母线电压求取网侧变流器1输出电压的基波值幅值；利用拟合法增加网侧电压电流的数据量；根据网侧变流器1输出基波电压幅值、网侧电压电流拟合值，采用相量法，建立实部和虚部电压平衡方程，证明网侧变流器1等效电容的可辨识性；基于电压平衡方程，直流母线电压幅值和电网2电压电流拟合值，建立网侧变流器1等效电容辨识模型，实现网侧变流器1等效电容的辨识，准确性较高，且易于实现。

Claims (7)

1.一种基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，其特征在于：包括以下步骤，
S1、将包含滤波电路的网侧变流器等效为逆变器和电容串联电路，构建等效电容的交流等效电路，建立工频下的等效电容电压方程；
S2、通过测量直流母线电压数据和电网实测电压电流数据，基于变流器工作原理，利用傅里叶分解法，根据直流母线电压求取网侧变流器输出电压的基波值幅值，并利用拟合法增加网侧电压电流的数据量；
S3、根据网侧变流器输出基波电压幅值和网侧电压电流拟合值，采用相量法，建立实部和虚部电压平衡方程，获得辨识对象，包括网侧变流器输出基波电压相位
Figure FDA0002572931830000011
和网侧变流器等效电容实际值C，证明网侧变流器等效电容的可辨识性；
S4、基于电压平衡方程、直流母线电压幅值和电网电压电流拟合值，建立网侧变流器等效电容辨识模型；
S5、对网侧变流器输出基波电压相位
Figure FDA0002572931830000012
和网侧变流器等效电容实际值C假定赋值，并实测电网相电压瞬时值uga和网侧变流器输出基波电压瞬时值uaN，进而由网侧变流器等效电容辨识模型，计算得到相电流ia；
S6、将该计算所得相电流ia与实测电流值比较，在相电流ia与实测电流值两者差值大于设定阈值时，返回步骤S5对
Figure FDA0002572931830000013
和C重新假定赋值并重新计算相电流ia，直至相电流ia与实测电流值的差值小于设定阈值；在相电流ia与实测电流值的差值小于设定阈值则完成辨识，此时的网侧变流器等效电容实际值C的假定赋值即为等效电容辨识值Ck。
2.如权利要求1所述的基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，其特征在于：还包括步骤S7，分别获取周期内不同时间的多个检测时间点的等效电容辨识值Ck，将等效电容辨识值Ck的平均值作为最终辨识结果，即
Figure FDA0002572931830000014
其中，C0为网侧变流器等效电容的最终辨识值，Ck为根据第k组实测数据辨识得到的第k个等效电容辨识值，N为一个周期内总的检测时间点数，k表示第k个检测时间点。
3.如权利要求1所述的基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，其特征在于：步骤S3中，建立网侧变流器等效电容辨识模型：
Figure FDA0002572931830000021
其中，uaN为网侧变流器输出基波电压瞬时值，uga为电网相电压瞬时值，ia为相电流瞬时值，t为时间，Δt为两个相邻检测点的时间差值，ω为电网角频率，
Figure FDA0002572931830000022
为网侧变流器输出基波电压相位。
4.如权利要求3所述的基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，其特征在于：步骤S1中，建立工频下的等效电容电压方程：
Figure FDA0002572931830000023
其中，
Figure FDA0002572931830000024
为逆变器侧基波电压相量，
Figure FDA0002572931830000025
为电网电压相量，C为网侧变流器等效电容实际值，相电流相量
Figure FDA0002572931830000026
5.如权利要求1-4任一项所述的基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，其特征在于：步骤S3中，建立实部和虚部电压平衡方程：
Figure FDA0002572931830000027
其中，Ud为直流母线电压，Ia为相电流幅值，C为网侧变流器等效电容实际值，Uga为电网相电压幅值，
Figure FDA0002572931830000028
为电网相电压的相位，
Figure FDA0002572931830000029
为相电流相位，ω为电网角频率，
Figure FDA00025729318300000210
为网侧变流器输出基波电压相位。
6.如权利要求1-4任一项所述的基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，其特征在于：步骤S2中，获得辨识对象中网侧变流器输出基波电压相位
Figure FDA0002572931830000031
的可辨识公式为：
Figure FDA0002572931830000032
其中，
Figure FDA0002572931830000033
为网侧变流器输出基波电压相位，Uga为电网相电压幅值，
Figure FDA0002572931830000034
为电网相电压的相位，
Figure FDA0002572931830000035
为相电流相位，ω为电网角频率。
7.如权利要求1-4任一项所述的基于参数辨识的风力发电机网侧变流器等效电容求取方法，其特征在于：步骤S2中，获得辨识对象中网侧变流器等效电容实际值C的可辨识公式为：
Figure FDA0002572931830000036
其中，C为网侧变流器等效电容实际值，Ia为相电流幅值，
Figure FDA0002572931830000037
为相电流相位，ω为电网角频率，Ud为直流母线电压，
Figure FDA0002572931830000038
为网侧变流器输出基波电压相位，Uga为电网相电压幅值，
Figure FDA0002572931830000039
为电网相电压的相位。
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