CN113890060B - 一种适用于大电网宽频振荡分析的直驱式风电机组暂态模型 - Google Patents
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Abstract
本发明提出了一种适用于大电网宽频振荡分析的直驱式风力发电机组暂态模型。该模型基于直驱式风力发电机组宽频振荡机理分析，获得宽频振荡模式的主导影响因素，忽略与宽频振荡模式不相关或弱相关的次要因素，通过对直驱式风力发电机组全电磁暂态模型的基础上进行合理简化，进而建立适用于大电网宽频振荡分析的直驱式风力发电机组暂态模型。本模型忽略了直驱式风力发电机组中电力电子开关的高频动态过程，充分考虑电力系统宽频振荡段的主导影响环节和参数进行描述，在提高模型收敛性和计算效率且保证模型精确度的同时，大大降低了因数值计算产生的振荡问题，因而能够适用于大电网的宽频振荡仿真分析。
Description
技术领域
本发明属于电力系统仿真与分析技术领域，具体涉及一种适用于大电网宽频振荡分析的直驱式风电机组暂态模型。
背景技术
风力发电是新能源发电的主要形式之一，其中直驱式风电机组具有更能适应低风速、噪声小、结构简单、运行效率高、后续维护成本低等优点，在电力系统中的发展规模越来越大，所占的比例也越来越高。随着大规模直驱式风电机组的并网运行，在一定条件下，直驱式风电机组并网系统存在发散的宽频振荡模式，给电力系统稳定运行带来严峻的挑战。通过建立直驱式风电机组精确的宽频振荡模型，仿真分析大规模直驱式风电机组并网的电力系统宽频振荡问题，可进而提出合理的解决方案，保障电力系统的安全稳定。
直驱式风电机组仿真模型的精确度是能否准确获得系统宽频振荡模式的基础。常规直驱式风电机组的机电暂态模型难以适应上述仿真需求，现有仿真模型均采用较为精细的全电磁暂态模型。然而，精细的全电磁暂态模型应用于实际大电网存在收敛性差、计算效率低，调整运行方式极其困难，甚至出现由直驱式风电机组并网系统和数值计算的不稳定交互产生宽频振荡模式，难以判断所得出的结论真实性。这种模型只能应用于较小的、等值简化后的电力系统，用于研究宽频振荡产生的机理问题。
发明内容
为克服上述问题，本发明提出了一种适用于大电网宽频振荡分析的直驱式风电机组暂态模型。该模型基于直驱式风电机组并网系统宽频振荡机理分析，获得宽频振荡模式的主导影响因素，忽略与宽频振荡模式不相关或弱相关的次要因素，通过对全电磁暂态模型的基础上进行合理简化，进而建立适用于大电网宽频振荡分析的直驱式风电机组暂态模型。其改进之处在于本模型简化了直驱式风电机组中电力电子开关的高频动态过程，充分考虑电力系统宽频振荡段的主导影响环节和参数进行描述，在提高了模型收敛性和计算效率且保证模型精确度的同时，避免了因数值计算产生的振荡问题，因而能够适用于大电网的宽频振荡仿真分析。
为了达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
本直驱式风电机组暂态模型包括风力机部分、发电机部分、变流器部分、控制部分、锁相环部分，其中风力机部分主要包括风速模型和风力机风能转化模型，发电机部分包括永磁同步发电机（PSMG）及其轴系模型，变流器部分包括发电机侧变流器模型、电网侧变流器模型以及卸荷电路模型，控制部分包括最大功率跟踪控制（MPPT）模型、桨距角控制模型、电机侧变流器控制模型、电网侧变流器控制模型、卸荷电路控制模型以及其它附加控制模型。风力机部分是将风能转换成机械能，发电机部分将机械能转化为低频率的电能，变流器部分将低频率的电能转化为与电网频率同步的电能，控制部分实现风能的最大功率跟踪控制、有功和无功功率的解耦控制、以及根据电网指令实现频率和电压的附加控制。
本方法的关键步骤为：
（1）风力机部分的风能转化模型和最大功率跟踪控制模型用功率—风速特性曲线模拟，该曲线可由风机制造厂家提供，也可以通过实测数据进行拟合。
（2）变流器部分中，忽略变流器由PWM（脉宽调制技术）控制的电力电子开关的动态过程，认为变流器及其滤波电路输出和控制指令一致，保留滤波器拓扑结构及其参数。
（3）控制部分中，变流器控制策略主要采用双环控制，即转速/功率外环控制和电流内环控制；内环电流矢量控制采用矢量解耦控制策略，内环电流控制的参考值由外环控制给出，被控电流分量通过测量发电机侧或电网侧三相电流获得；电机侧转速外环控制部分被控转速信号从最大功率跟踪控制模型（MPPT）和桨距角控制模型获得；电网侧功率外环控制部分被控信号从直流电容电压输入和电网指令获得。
（4）控制部分的电压/电流测量环节的时间常数以及各控制环节的比例参数和积分参数是影响风力发电机组宽频振荡的主导因素；而变流器拓扑电路中高频次的电力电子开关动态过程是影响宽频振荡弱相关的次要因素；风力机部分的功率转换模型和最大功率跟踪控制模型是与宽频振荡不相关的因素。
本发明的有益效果为：
与现有技术比，本发明提出了一种适用于大电网宽频振荡分析的风力发电机组暂态模型。本方法简化了风力发电机组中电力电子开关的高频动态过程，充分考虑电力系统宽频振荡段的主导影响环节和参数进行描述，在提高模型收敛性和计算效率且保证模型精确度的同时，大大降低了因数值计算产生的振荡问题，因而能够适用于大电网的宽频振荡仿真分析，具有重要的工程实用价值。
附图说明
图1 直驱式风力发电机组暂态模型结构图
图2 电机侧变流器部分及其控制部分模型
图3 电网侧变流器部分及其控制部分模型。
具体实施方式
下面结合附图1直驱式风力发电机组暂态模型整体结构图对本发明做进一步详细说明：直驱式风力发电机组暂态模型包括风力机部分、发电机部分、变流器部分、控制部分、锁相环部分，其中风力机部分主要包括风速模型和风力机风能转化模型，发电机部分包括永磁同步发电机（PSMG）及其轴系模型，变流器部分包括发电机侧变流器模型、电网侧变流器模型以及卸荷电路模型，控制部分包括最大功率跟踪控制（MPPT）模型、桨距角控制模型、电机侧变流器控制模型、电网侧变流器控制模型、卸荷电路控制模型以及其它附加控制模型。
规则1：风力机部分的风能转化模型和最大功率跟踪控制模型用功率—风速特性曲线模拟，该曲线可由风机制造厂家提供，也可以通过实测数据进行拟合。
规则2：在变流器部分中，忽略变流器由PWM（脉宽调制技术）控制的电力电子开关的动态过程，认为变流器及其滤波电路输出和控制指令一致，保留滤波器拓扑结构及其参数（如图2电机侧变流器模型部分、图3电网侧变流器模型部分所示）。
规则3：在控制部分中，变流器控制策略主要采用双环控制，即转速/功率外环控制和电流内环控制；内环电流矢量控制采用矢量解耦控制策略，内环电流控制的参考值由外环控制给出，被控电流分量通过测量发电机侧或电网侧三相电流获得；电机侧转速外环控制部分被控转速信号从最大功率跟踪控制模型（MPPT）和桨距角控制模型获得；电网侧功率外环控制部分被控信号从直流电容电压输入和电网指令获得。（如图2电机侧变流器控制模型部分、图3电网侧变流器模型控制部分所示，其中有上标的参数表示测量参数，需要考虑测量时间常数）。
需要声明的是，本发明内容及具体实施方式意在表达本方法的建模思想，不应解释为对本发明保护范围的限定。本领域技术人员在本发明的精神和原理启发下，可作各种修改、等同替换、或改进。但这些变更或修改均在申请待批的保护范围内。
Claims (2)
1.一种适用于大电网宽频振荡分析的直驱式风力发电机组暂态模型，模型基于直驱式风力发电机组并网系统宽频振荡机理分析，获得宽频振荡模式的主导影响因素，忽略与宽频振荡模式不相关或弱相关的次要因素，在对全电磁暂态模型的基础上进行合理简化，进而建立适用于大电网宽频振荡分析的直驱式风力发电机组暂态模型；
直驱式风力发电机组暂态模型包括风力机部分、发电机部分、变流器部分、控制部分、锁相环部分；在控制部分中，变流器控制策略采用双环控制，即转速/功率外环控制和电流内环控制；内环电流矢量控制采用矢量解耦控制策略，内环电流控制的参考值由外环控制给出，被控电流分量通过测量发电机侧或电网侧三相电流获得；电机侧转速外环控制部分被控转速信号从最大功率跟踪控制模型和桨距角控制模型获得；电网侧功率外环控制部分被控信号从直流电容电压输入和电网指令获得；
在变流器部分中，忽略变流器由PWM控制的电力电子开关的动态过程，认为变流器及其滤波电路输出和控制指令一致，保留滤波器拓扑结构及其参数；
控制部分的电压/电流测量环节的时间常数以及各控制环节的比例参数和积分参数是影响风力发电机组宽频振荡的主导因素；变流器拓扑电路中高频次的电力电子开关动态过程是影响宽频振荡弱相关的次要因素；风力机部分的功率转换模型和最大功率跟踪控制模型是与宽频振荡不相关的因素。
2.根据权利要求1所述的模型，其特征在于，风力机部分的风能转化模型和最大功率跟踪控制模型用功率—风速特性曲线模拟，该曲线由风机制造厂家提供，或者通过实测数据进行拟合。
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