CN116231736A - 海上风电场离网运行期运维自供电系统及控制方法 - Google Patents

海上风电场离网运行期运维自供电系统及控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种海上风电场离网运行期运维自供电系统及控制方法，针对现有基于柴油发电机或储能系统作为运维系统主电源成本过高、且可行性较差的问题，本发明提出一种海上风电场离网运行期运维自供电系统，采用风电机组作为运维自供电系统的主要电源，同时配合小容量储能设备作为风电机组的启动电源，并针对该系统提出一种控制方法。与已有方案相比，本发明可以显著降低工程建设成本，有效解决海上风电场的建设与陆上接入系统线路建设不同步所产生的运维系统供电问题，具有显著的经济效益与良好的应用前景。

Description

海上风电场离网运行期运维自供电系统及控制方法
技术领域
本发明属于新能源发电技术领域，具体涉及一种海上风电场离网运行期运维自供电系统及控制方法。
背景技术
在海上风电快速发展的同时，风电场建设过程中的一些问题也逐渐暴露出来，风电场的建设与陆上接入系统线路建设不同步就是其中一个重要问题。海上风电场的建成时间往往会受到新能源发电政策的影响，而陆上交流电网的建设则主要由所在地区的电网公司主导，容易出现风电场及送出海缆都已经建成后配套的接入系统线路还没有建成的情况。在这种情况下，海上风电场将在一段时间内无法并网运行，而在这段时间内为了保证风电机组设备所处的环境条件，需要维持海上风电场运维系统的持续可靠运行。因此，在海上风电场离网运行期间运维系统的供电就成为了一个亟需解决的问题。
已有方案考虑通过柴油发电机或储能设备来为离网运行期间海上风电场的运维自供电系统提供电源，实际上，随着海上风电场规模的不断增大，海上风电场运维自供电系统的总功率需求也在同步增长，且需要连续运行很长的时间周期，采用柴油发电机或储能设备作为主要供电电源既不经济，也会存在平台面积不足等否决性制约条件。
随着风力发电技术的不断发展，目前，风力发电控制系统的灵活性已经显著提高，在海上风电场离网运行期间，采用风力发电机组作为主要的运维自供电系统电源，同时配合小容量储能设备作为风电机组的启动电源是一种更为经济且可行的解决方案。目前，针对离网运行期间采用风电机组作为海上风电场自供电系统电源的相关研究还十分有限，亟需提出一种海上风电场离网运行期运维自供电系统及控制方法。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有基于柴油发电机或储能系统作为运维系统主电源成本过高、且可行性较差的问题，提供一种海上风电场离网运行期运维自供电系统及控制方法，仅需要在陆上安装容量很小的储能设备，就能够在海上风电场离网运行期间保障风电场运维系统的可靠运行，可以显著降低工程建设成本。
为实现上述发明目的，根据本发明的第一个方面，本发明采取如下技术方案：
一种海上风电场离网运行期运维自供电系统，其特征在于，所述海上风电场离网运行期运维自供电系统包括：储能电池、双向DC/DC变换器、储能并网换流器、储能系统升压变压器、储能系统断路器、陆上交流母线、海上风电送出海缆、海上升压站、海上交流母线、风机断路器、风机升压变压器、风机网侧换流器、风机机侧换流器、风力发电机；
所述储能电池通过双向DC/DC变换器和储能并网换流器接入交流电网，再通过储能系统升压变压器升压至陆上交流母线的电压等级，经过储能系统断路器接入陆上交流母线；
所述风力发电机经过风机机侧换流器和网侧换流器接入海上交流电网，再通过风机升压变压器升压至海上交流母线的电压等级，经过风机断路器接入海上交流母线，多个海上风电机组在海上交流母线汇集后，通过海上升压站升压至陆上交流母线的电压等级，再通过海上风电送出海缆与陆上交流母线相连；
所述风机运维自用电负荷连接至风机网侧换流器出口处进行取电。
为实现上述发明目的，根据本发明的第二个方面，本发明采取如下技术方案：
一种海上风电场离网运行期运维自供电系统的控制方法，其特征在于：
所述双向DC/DC变换器，采用定直流母线电压控制策略，负责维持储能并网逆变器直流母线电压的稳定；
所述储能并网换流器，采用构网型虚拟同步机控制策略，负责建立运维自供电系统的交流电压，并且为风电机组提供启动电源；
在风电场离网运行期间，根据风电场运维自用电总负荷的大小选取1～2台风机作为风电场运维自用电源并网发电，其余风机换流器闭锁，仅运维自用电系统运行；作为风电场运维自用电源的风机网侧换流器和机侧换流器的控制策略如下：
所述风机网侧换流器，采用定直流母线电压和无功功率控制策略，负责维持风机内部直流母线电压的稳定，并为交流电网提供必要的无功功率支撑；
所述风机机侧换流器，采用定有功和无功功率控制策略，在风电场离网运行期间，其有功功率指令根据离网运行期间所有风机的运维自用电之和进行给定，负责在系统离网运行期间为风机运维自用电提供有功功率电源；在风电场并网后正常运行阶段，其有功功率指令根据最大功率点跟踪指令给定。
进一步地，所述构网型虚拟同步机控制策略所采用的控制系统包括：虚拟同步机机械模块、虚拟同步机励磁模块、Park变换模块、电压外环控制器、电流内环控制器、Park反变换模块、调制模块；其中，虚拟同步机机械模块和虚拟同步机励磁模块通过模拟传统同步电机的机械模块和励磁模块，为运维自供电系统提供电压和频率支撑，虚拟同步机机械模块和励磁模块的输出作为电压外环控制器的电压参考值；Park变换模块将三相电压和电流反馈值变换到两相同步旋转坐标系，电压外环控制器控制电压反馈值跟随参考值，电压外环控制器的输出作为电流内环控制器的参考值；电流内环控制器控制电流反馈值跟随参考值，电流内环控制器的输出经过Park反变换后作为调制模块的参考值，调制模块根据参考值生成调制信号。
进一步地，所述作为风电场运维自用电源的风机机侧换流器采用的控制系统包括：风电场运维自用电负荷计算模块、最大功率点跟踪计算模块、转子位置观测器、Park变换模块、功率外环控制器、电流内环控制器、Park反变换模块、调制模块；其中，当该风机作为风电场运维自用电源运行时，机侧换流器的有功功率参考值根据风电场运维自用电负荷计算模块的输出给定；当该风机在风电场正常并网运行时，机侧换流器的有功功率参考值根据最大功率点跟踪计算模块的输出给定。转子位置观测器为Park变换和反变换模块提供参考相位；功率外环控制器控制有功和无功功率跟随参考值，其输出作为电流内环控制器的参考值；Park变换模块将三相电流反馈值变换到两相同步旋转坐标系，电流内环控制器控制电流反馈值跟随参考值，电流内环控制器的输出经过Park反变换后作为调制模块的参考值，调制模块根据参考值生成调制信号。
进一步地，所述作为风电场运维自用电源的风机网侧换流器采用的控制系统包括：锁相环模块、Park变换模块、直流母线电压及无功功率外环控制器、电流内环控制器、Park反变换模块、调制模块；其中，直流母线电压参考值给定为额定直流母线电压，无功功率参考值根据运维自供电系统内部的无功功率缺额情况给定。锁相环模块为Park变换和反变换模块提供参考相位；直流母线电压和无功功率外环控制器控制直流母线电压和无功功率跟随参考值，其输出作为电流内环控制器的参考值；Park变换模块将三相电流反馈值变换到两相同步旋转坐标系，电流内环控制器控制电流反馈值跟随参考值，电流内环控制器的输出经过Park反变换后作为调制模块的参考值，调制模块根据参考值生成调制信号。
本发明的有益效果是：
通过采用本发明的技术方案，仅需要在陆上安装容量很小的储能设备，就能够在海上风电场离网运行期间保障风电场运维系统的可靠运行，可以显著降低工程建设成本，能够有效解决海上风电场的建设与陆上接入系统线路建设不同步所产生的运维系统供电问题，具有显著的经济效益与良好的应用前景。
附图说明
图1为本发明海上风电场离网运行期运维自供电系统的一个典型拓扑图。其中，1-储能电池、2-双向DC/DC变换器、3-储能并网换流器、4-储能系统升压变压器、5-储能系统断路器、6-陆上交流母线、7-海上风电送出海缆、8-海上升压站、9-海上交流母线、10-风机断路器、11-风机升压变压器、12-风机网侧换流器、13-风机机侧换流器、14-风力发电机、15-风机运维自用电负荷；
图2为本发明储能并网换流器控制方法的一个具体示例系统原理图。其中，16-虚拟同步机机械模块、17-虚拟同步机励磁模块、18-Park变换模块、19-电压外环控制器、20-电流内环控制器、21-Park反变换模块、22-调制模块；
图3为本发明风机机侧换流器控制方法的一个具体示例系统原理图。其中，23-风电场运维自用电负荷计算模块、24-最大功率点跟踪计算模块、25-转子位置观测器、26-Park变换模块、27-功率外环控制器、28-电流内环控制器、29-Park反变换模块、30-调制模块；
图4为本发明风机网侧换流器控制方法的一个具体示例系统原理图。其中，31-锁相环模块、32-Park变换模块、33-直流母线电压及无功功率外环控制器、34-电流内环控制器、35-Park反变换模块、36-调制模块。
具体实施方式
为了更为具体地描述本发明，下面结合附图及具体实施例对本发明的技术方案进行详细说明。
在本发明实施例中，海上风电场离网运行期运维自供电系统如图1所示，包括储能电池1、双向DC/DC变换器2、储能并网换流器3、储能系统升压变压器4、储能系统断路器5、陆上交流母线6、海上风电送出海缆7、海上升压站8、海上交流母线9、风机断路器10、风机升压变压器11、风机网侧换流器12、风机机侧换流器13、风力发电机14、风机运维自用电负荷15。
在本实施例中，储能电池1通过双向DC/DC变换器2和储能并网换流器3接入交流电网，再通过储能系统升压变压器4升压至陆上交流母线的电压等级，经过储能系统断路器5接入陆上交流母线6。
所述风力发电机14经过风机机侧换流器13和网侧换流器12接入海上交流电网，再通过风机升压变压器11升压至海上交流母线的电压等级，经过风机断路器10接入海上交流母线9，多个海上风电机组在海上交流母线汇集后，通过海上升压站8升压至陆上交流母线的电压等级，再通过海上风电送出海缆7与陆上交流母线6相连。
所述风机运维自用电负荷15连接至风机网侧换流器12出口处进行取电。
在本发明实施例中，双向DC/DC变换器2采用定直流母线电压控制策略，负责维持储能并网逆变器直流母线电压的稳定。
如图2所示，在本发明实施例中，储能并网换流器3采用构网型虚拟同步机控制策略，负责建立运维自供电系统的交流电压，并且为风电机组提供启动电源。构网型虚拟同步机控制策略所采用的控制系统包括：虚拟同步机机械模块16、虚拟同步机励磁模块17、Park变换模块18、电压外环控制器19、电流内环控制器20、Park反变换模块21、调制模块22；其中，虚拟同步机机械模块16和虚拟同步机励磁模块17通过模拟传统同步电机的机械模块和励磁模块，为运维自供电系统提供电压和频率支撑，虚拟同步机机械模块和励磁模块的输出作为电压外环控制器19的电压参考值；Park变换模块18将三相电压和电流反馈值变换到两相同步旋转坐标系，电压外环控制器19控制电压反馈值跟随参考值，电压外环控制器19的输出作为电流内环控制器20的参考值；电流内环控制器20控制电流反馈值跟随参考值，电流内环控制器20的输出经过Park反变换后作为调制模块22的参考值，调制模块22根据参考值生成调制信号。
在虚拟机械模块16中，根据以下方法计算参考相位θb：
θb(k+1)＝∫ωb(k+1)dt
Figure BDA0004073158770000061
其中，θb(k+1)为下一采样周期的参考相位，ωb(k+1)为下一采样周期的角频率，ωb(k)为本采样周期的角频率，ωn为额定角频率，Pbref为有功功率参考值，Pb(k)为本采样周期有功功率，J为虚拟转子转动惯量，Dp为有功阻尼系数。
在虚拟励磁模块17中，根据以下方法计算d轴电压参考值ubdref：
Figure BDA0004073158770000062
其中，ubdref(k+1)为下一采样周期的d轴电压参考值，|Ub(k)|为本采样周期的电压幅值，Uref为电压幅值参考值，Qbref为无功功率参考值，Qb(k)为本采样周期无功功率，K为虚拟励磁系数，Dq为无功阻尼系数。
在风电场离网运行期间，根据风电场运维自用电总负荷的大小选取1～2台风机作为风电场运维自用电源并网发电，其余风机换流器闭锁，仅运维自用电系统工作；作为风电场运维自用电源的风机网侧换流器和机侧换流器的控制策略如下：
如图3所示，在本实施例中，风机机侧换流器13采用定有功和无功功率控制策略，作为风电场运维自用电源的风机机侧换流器采用的控制系统包括：风电场运维自用电负荷计算模块23、最大功率点跟踪计算模块24、转子位置观测器25、Park变换模块26、功率外环控制器27、电流内环控制器28、Park反变换模块29、调制模块30；其中，当该风机作为风电场运维自用电源运行时，机侧换流器的有功功率参考值根据风电场运维自用电负荷计算模块23的输出给定；当该风机在风电场正常并网运行时，机侧换流器的有功功率参考值根据最大功率点跟踪计算模块24的输出给定。转子位置观测器25为Park变换和反变换模块提供参考相位；功率外环控制器27控制有功和无功功率跟随参考值，其输出作为电流内环控制器28的参考值；Park变换模块26将三相电流反馈值变换到两相同步旋转坐标系，电流内环控制器28控制电流反馈值跟随参考值，电流内环控制器28的输出经过Park反变换后作为调制模块30的参考值，调制模块根据参考值生成调制信号。
功率外环控制器27的实现方式如下：
Figure BDA0004073158770000071
Figure BDA0004073158770000072
其中：FPI1(s)为PI控制器的传递函数，kp1为比例系数，ki1为积分系数，isdref,isqref对应为电流矢量Isdqref的d轴，q轴分量，Psref为有功功率参考值，Ps为有功功率，Qsref为无功功率参考值，Qs为无功功率。
电流内环控制器28的实现方式如下：
Figure BDA0004073158770000073
Figure BDA0004073158770000074
其中：FPI2(s)为PI控制器的传递函数，kp2为比例系数，ki2为积分系数，usdref,usqref对应为电流矢量Usdqref的d轴，q轴分量，isd,isq对应为电流矢量Isdq的d轴，q轴分量，ωr为转子角频率，Ls为风机定子电感，Ψ为转子永磁体磁链。
如图4所示，在本发明实施例中，风机网侧换流器12采用定直流母线电压和无功功率控制策略，作为风电场运维自用电源的风机网侧换流器采用的控制系统包括：锁相环模块31、Park变换模块32、直流母线电压及无功功率外环控制器33、电流内环控制器34、Park反变换模块35、调制模块36；其中，直流母线电压参考值给定为额定直流母线电压，无功功率参考值根据运维自供电系统内部的无功功率缺额情况给定。锁相环模块31为Park变换和反变换模块提供参考相位；直流母线电压和无功功率外环控制器33控制直流母线电压和无功功率跟随参考值，其输出作为电流内环控制器34的参考值；Park变换模块32将三相电流反馈值变换到两相同步旋转坐标系，电流内环控制器34控制电流反馈值跟随参考值，电流内环控制器34的输出经过Park反变换后作为调制模块36的参考值，调制模块根据参考值生成调制信号。
直流母线电压及无功功率外环控制器33的实现方式如下：
Figure BDA0004073158770000081
/>
Figure BDA0004073158770000082
其中：FPI3(s)为PI控制器的传递函数，kp3为比例系数，ki3为积分系数，igdref,igqref对应为电流矢量Igdqref的d轴，q轴分量，Udcref为直流母线电压参考值，Udc为直流母线电压，Qgref为无功功率参考值，Qg为无功功率。
电流内环控制器34的实现方式如下：
Figure BDA0004073158770000083
Figure BDA0004073158770000084
其中：FPI4(s)为PI控制器的传递函数，kp4为比例系数，ki4为积分系数，uvdref,uvqref对应为电流矢量Uvdqref的d轴，q轴分量，ugd,ugq对应为电流矢量Ugdq的d轴，q轴分量，igd,igq对应为电流矢量Igdq的d轴，q轴分量，ωg为电网电压角频率，Lg为滤波电感。
上述对实施例的描述是为便于本技术领域的普通技术人员能理解和应用本发明。熟悉本领域技术的人员显然可以容易地对上述实施例做出各种修改，并把在此说明的一般原理应用到其他实施例中而不必经过创造性的劳动。因此，本发明不限于上述实施例，本领域技术人员根据本发明的揭示，对于本发明做出的改进和修改都应该在本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种海上风电场离网运行期运维自供电系统，其特征在于，所述海上风电场离网运行期运维自供电系统包括：储能电池、双向DC/DC变换器、储能并网换流器、储能系统升压变压器、储能系统断路器、陆上交流母线、海上风电送出海缆、海上升压站、海上交流母线、风机断路器、风机升压变压器、风机网侧换流器、风机机侧换流器、风力发电机；
所述储能电池通过双向DC/DC变换器和储能并网换流器接入交流电网，再通过储能系统升压变压器升压至陆上交流母线的电压等级，经过储能系统断路器接入陆上交流母线；
所述风力发电机经过风机机侧换流器和网侧换流器接入海上交流电网，再通过风机升压变压器升压至海上交流母线的电压等级，经过风机断路器接入海上交流母线，多个海上风电机组在海上交流母线汇集后，通过海上升压站升压至陆上交流母线的电压等级，再通过海上风电送出海缆与陆上交流母线相连；
所述风机运维自用电负荷连接至风机网侧换流器出口处进行取电。
2.如权利要求1所述的海上风电场离网运行期运维自供电系统的控制方法，其特征在于：
所述双向DC/DC变换器，采用定直流母线电压控制策略，负责维持储能并网逆变器直流母线电压的稳定；
所述储能并网换流器，采用构网型虚拟同步机控制策略，负责建立运维自供电系统的交流电压，并且为风电机组提供启动电源；
在风电场离网运行期间，根据风电场运维自用电总负荷的大小选取1～2台风机作为风电场运维自用电源并网发电，其余风机换流器闭锁，仅运维自用电系统工作；作为风电场运维自用电源的风机网侧换流器和机侧换流器的控制策略如下：
所述风机网侧换流器，采用定直流母线电压和无功功率控制策略，负责维持风机内部直流母线电压的稳定，并为交流电网提供必要的无功功率支撑；
所述风机机侧换流器，采用定有功和无功功率控制策略，在风电场离网运行期间，其有功功率指令根据离网运行期间所有风机的运维自用电之和进行给定，负责在系统离网运行期间为风机运维自用电提供有功功率电源；在风电场并网后正常运行阶段，其有功功率指令根据最大功率点跟踪指令给定。
3.根据权利要求2所述的控制方法，其特征在于，所述构网型虚拟同步机控制策略所采用的控制系统包括：虚拟同步机机械模块、虚拟同步机励磁模块、Park变换模块、电压外环控制器、电流内环控制器、Park反变换模块、调制模块；其中，虚拟同步机机械模块和虚拟同步机励磁模块通过模拟传统同步电机的机械模块和励磁模块，为运维自供电系统提供电压和频率支撑，虚拟同步机机械模块和励磁模块的输出作为电压外环控制器的电压参考值；Park变换模块将三相电压和电流反馈值变换到两相同步旋转坐标系，电压外环控制器控制电压反馈值跟随参考值，电压外环控制器的输出作为电流内环控制器的参考值；电流内环控制器控制电流反馈值跟随参考值，电流内环控制器的输出经过Park反变换后作为调制模块的参考值，调制模块根据参考值生成调制信号。
4.根据权利要求2所述的海上风电场离网运行期运维自供电系统控制方法，其特征在于，所述作为风电场运维自用电源的风机机侧换流器采用的控制系统包括：风电场运维自用电负荷计算模块、最大功率点跟踪计算模块、转子位置观测器、Park变换模块、功率外环控制器、电流内环控制器、Park反变换模块、调制模块；其中，当该风机作为风电场运维自用电源运行时，机侧换流器的有功功率参考值根据风电场运维自用电负荷计算模块的输出给定；当该风机在风电场正常并网运行时，机侧换流器的有功功率参考值根据最大功率点跟踪计算模块的输出给定；转子位置观测器为Park变换和反变换模块提供参考相位；功率外环控制器控制有功和无功功率跟随参考值，其输出作为电流内环控制器的参考值；Park变换模块将三相电流反馈值变换到两相同步旋转坐标系，电流内环控制器控制电流反馈值跟随参考值，电流内环控制器的输出经过Park反变换后作为调制模块的参考值，调制模块根据参考值生成调制信号；
所述作为风电场运维自用电源的风机网侧换流器采用的控制系统包括：锁相环模块、Park变换模块、直流母线电压及无功功率外环控制器、电流内环控制器、Park反变换模块、调制模块；其中，直流母线电压参考值给定为额定直流母线电压，无功功率参考值根据运维自供电系统内部的无功功率缺额情况给定。锁相环模块为Park变换和反变换模块提供参考相位；直流母线电压和无功功率外环控制器控制直流母线电压和无功功率跟随参考值，其输出作为电流内环控制器的参考值；Park变换模块将三相电流反馈值变换到两相同步旋转坐标系，电流内环控制器控制电流反馈值跟随参考值，电流内环控制器的输出经过Park反变换后作为调制模块的参考值，调制模块根据参考值生成调制信号。
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