WO2022036787A1 - 一种利用自适应虚拟参数提高风电并网一次调频性能的方法 - Google Patents
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Definitions
- the invention relates to a method for improving the primary frequency regulation performance of wind power grid-connected by using self-adaptive virtual parameters.
- the method uses self-adaptive virtual inertia and self-adaptive damping coefficient to suppress the power oscillation phenomenon in the primary frequency regulation process of wind power grid-connection, and improves the wind power grid-connection.
- the primary frequency modulation performance is analyzed through the small signal model to analyze the value range of the rated virtual parameters.
- the virtual synchronous machine can provide inertia and damping support for the system by imitating the characteristics of the traditional synchronous generator, and realize the smooth transition of power during the primary frequency modulation process.
- the conventional virtual moment of inertia J is a fixed value. If the value of J is too small, the response time of the system can be reduced but cannot suppress the power oscillation; if the value of J is too large, the system can suppress the power fluctuation but increase the response. time.
- the selection of the virtual damping coefficient D will also affect the power shock suppression performance.
- the purpose of the present invention is to provide a method for improving the performance of primary frequency regulation of wind power grid-connected by using adaptive virtual parameters, specifically applying adaptive virtual inertia and adaptive damping coefficient to suppress the power oscillation phenomenon in the process of primary frequency regulation of wind power grid-connected. It is to improve the wind power grid-connected control system, and introduce adaptive virtual synchronous machine control after droop control to achieve the purpose of improving the primary frequency regulation performance of wind power grid-connected.
- the present invention adopts the following technical solutions to realize:
- a method for improving primary frequency regulation performance of wind power grid-connected by using adaptive virtual parameters comprising the following steps:
- step 5) applying the adaptive virtual inertia and adaptive damping coefficient obtained in step 3) and step 4) to the virtual synchronous generator control system of the wind power generation grid-connected control system;
- step 9) set up a small signal model with reference to the output power expression of the virtual synchronous machine in step 8) and carry out Laplace transform, calculate its characteristic root;
- the virtual synchronous machine refers to the output power small signal model and its characteristic root, and obtains the natural oscillation speed and damping ratio of the system;
- step 5 is: applying the adaptive virtual inertia and adaptive damping coefficient obtained in steps 3) and 4) to the virtual synchronous generator control system of the wind power grid-connected control system , which is specifically applied to the droop control output terminal, as the input of the voltage and current double closed-loop control links, and participates in the primary frequency modulation control of wind power generation.
- a further improvement of the present invention is that the specific implementation method of step 6) is: establishing the mathematical expression of wind power output power as: Among them: U 0 ⁇ is the output voltage of the wind power generation system; X S is the equivalent reactance of the transmission line, and U S ⁇ 0 is the load-side voltage; because the voltage phase angle ⁇ is small, there are The output power of wind power generation is expressed as:
- step 7) seeking first-order and second-order derivatives for the mathematical expression of wind power output power in step 6):
- step 8 is: bringing the first-order and second-order derivatives of the wind power output power in step 7) and the mechanical power mathematical model of the wind power grid-connected control system in step 2) into step 2 ) in the mathematical model of the virtual synchronous generator of the wind power grid-connected control system, the reference output power expression of the virtual synchronous generator is obtained as:
- step 9 is: establishing a small signal model with reference to the output power expression of the virtual synchronous machine in step 8) and performing Laplace transform: Calculate its characteristic root as:
- step 10 is: analyzing step 9) virtual synchronous machine reference output power small signal model and its characteristic root, to obtain the natural oscillation speed and damping ratio of the system:
- step 11 is: according to the natural oscillation speed of the system and the fluctuation range of the virtual synchronous machine speed of the fan in step 10): 0.628rad/s ⁇ S ⁇ 15.7rad/ s , calculate the rated virtual speed
- the range of inertia values is:
- the present invention has the following beneficial effects:
- the adaptive virtual synchronous machine control strategy proposed by the present invention can effectively suppress the power oscillation problem in the primary frequency modulation process of wind power grid connection.
- the values of the rated virtual inertia and rated damping coefficient obtained by the analysis of the small signal model are more reasonable.
- Figure 1 is the primary frequency modulation droop control curve of the wind power generation system
- Fig. 2 is the control block diagram of the virtual synchronous machine of wind power generation
- Fig. 3 is the change curve of synchronous machine power and rotational speed
- Figure 4 is a schematic diagram of the connection between wind power generation and transmission lines
- Fig. 5 is a simulation model diagram of a fan control system containing an adaptive virtual synchronous machine
- Fig. 6 is the simulation waveform of the output power of step up-disturbance
- Fig. 7 is the simulation waveform of the output power of step underdisturbance
- Fig. 8 is a frequency modulation step up-disturbance adaptive virtual inertia adjustment coefficient variation curve
- Fig. 9 is the change curve of the adaptive damping coefficient of the first frequency modulation step up disturbance
- Fig. 10 is the change curve of the first frequency modulation step downdisturbance adaptive virtual inertia adjustment coefficient
- Fig. 11 is the change curve of the adaptive damping coefficient of the first frequency modulation step downdisturbance.
- a layer/element when referred to as being "on" another layer/element, it can be directly on the other layer/element or intervening layers/elements may be present therebetween. element.
- a layer/element when a layer/element is “on” another layer/element in one orientation, then when the orientation is reversed, the layer/element can be "under” the other layer/element.
- the wind power system controls the inverter by imitating the droop characteristics of the synchronous generator in the conventional generator set.
- the adjustment range of the output active power of the wind power generation system during the primary frequency modulation process is: ⁇ 10% P 0 , where: P 0 is the initial value of the output power of the primary frequency modulation of the wind turbine.
- the dead zone can be obtained.
- the wind power generation system Pf droop primary frequency modulation control expression is:
- m is the corresponding droop control coefficient of active power
- f is the output frequency of droop control.
- J is the moment of inertia of the synchronous machine
- ⁇ is the rotor speed of the synchronous machine corresponding to the target frequency
- P m is the mechanical power of the synchronous machine
- Pe is the electromagnetic power of the synchronous machine, that is, the output power
- D is the damping coefficient
- ⁇ 0 is the The initial frequency corresponds to the rotor speed of the synchronous machine
- ⁇ is the virtual power angle of the synchronous machine.
- the mechanical power consists of the given power and the speed difference:
- P ref is the reference value of the output power of the synchronous machine
- K is the static coefficient of active frequency
- the rotational inertia of the fan is a fixed value. If the value of J is too small, the response time of the system can be reduced but it cannot suppress the power oscillation; if the value of J is too large, the system can suppress the power fluctuation but Greatly increased response time. Similarly, the selection of the damping coefficient D will also affect the power shock suppression performance.
- the present invention proposes an adaptive control scheme in which the rotor inertia J is increased while the damping coefficient D is appropriately decreased in the rotational speed increasing stage; and the rotor inertia J is decreased while the damping coefficient D is appropriately increased in the rotational speed decreasing stage.
- the scheme reduces the damping coefficient in the acceleration stage to ensure the system response speed, and increases the damping coefficient in the deceleration stage to speed up the power to a stable value.
- the adaptive virtual inertia and speed difference control functions are:
- k j is the virtual inertia adjustment coefficient, and the positive and negative values of this coefficient are the same as The positive and negative are consistent, and J 0 is the rated virtual inertia.
- the adaptive damping coefficient and speed difference control functions are:
- the output voltage of the wind power generation system can be expressed as U 0 ⁇
- the equivalent reactance of the transmission line is X S
- the load side voltage can be expressed as U S ⁇ 0.
- the output power of wind power generation can be expressed as:
- Equation (6) can be expressed as:
- both eigenvalues need to be located in the left half of the complex plane, and because the damping coefficient D of the virtual synchronous machine is always positive, in order to ensure that the real part of the eigenvalue is negative, it is necessary to keep the virtual inertia J ⁇ 0.
- the output power response characteristics of the virtual synchronous machine can be equivalent to a typical second-order transfer function. According to formula (10), the natural oscillation speed and damping ratio of the system can be obtained as:
- the speed fluctuation range of the virtual synchronous machine of the fan is: 0.628rad/s ⁇ S ⁇ 15.7rad/s, then the rated virtual inertia is:
- the simulation model of the fan control system is built under Matlab/Simulink, and the control system adopts double closed-loop control of voltage and current.
- the main parameters of the simulation system are: rated power of 20kW, DC bus voltage of 380V, switching frequency equal to sampling frequency of 10kHz, grid rated voltage of 150V, inverter side inductance of 1.5mH, grid side inductance of 1mH, and DC bus side capacitance It is 4700 ⁇ F, the filter capacitor is 10 ⁇ F, the inverter side resistance is 5 ⁇ , and the grid side resistance is 1.5 ⁇ .
- the droop control parameter is: m is 1.5 ⁇ 10 -5 .
- the adaptive virtual inertia control parameters are: J 0 is 100, D 0 is 310, k j is 250, and k d is 3.15.
- the output power of the wind turbine decreases.
- the output power obtained by the conventional droop control has a wide range of fluctuations, and the peak value of the power fluctuation is high. , the power oscillation is serious, and it takes 10s to stabilize the power to the target value; the output power waveform obtained by droop control + virtual synchronous machine control is much less than the output power waveform obtained by conventional droop control.
- the output power waveform obtained by droop control + adaptive virtual inertia control is compared with the output power waveform obtained by the first two control methods, the peak power fluctuation is further reduced, and the power oscillation is close to 0. Adjust The time is further shortened, and it is more suitable for the primary frequency modulation control of the fan.
- the adaptive virtual inertia adjustment coefficient J proposed by the present invention can be adaptively adjusted with the first frequency modulation power conversion, the power fluctuation deviation increases, and the absolute value of J increases accordingly; the power fluctuation deviation decreases, the absolute value of J correspondingly reduced.
- the adaptive virtual parameter adjustment has continuous smooth characteristics, which can reduce the power oscillation problem in the first adjustment process, speed up the power stabilization to the target value, and effectively improve the transient stability performance of the system.
- the adaptive virtual damping coefficient D proposed by the present invention can be adaptively adjusted with the first frequency modulation power conversion, the power fluctuation deviation increases, and the absolute value of D increases accordingly; the power fluctuation deviation decreases, and the absolute value of D corresponds to decrease.
- the adaptive virtual parameter adjustment has continuous smooth characteristics, which can reduce the power oscillation problem in the first adjustment process, speed up the power stabilization to the target value, and effectively improve the transient stability performance of the system.
- the adaptive virtual inertia adjustment coefficient J proposed by the present invention can be adaptively adjusted with the first frequency modulation power conversion, the power fluctuation deviation increases, and the absolute value of J increases correspondingly; when the power fluctuation deviation decreases, the absolute value of J increases correspondingly reduced.
- the adaptive virtual parameter adjustment has continuous smooth characteristics, which can reduce the power oscillation problem in the first adjustment process, speed up the power stabilization to the target value, and effectively improve the transient stability performance of the system.
- the adaptive virtual damping coefficient D proposed by the present invention can be adaptively adjusted with the first frequency modulation power conversion, the power fluctuation deviation increases, and the absolute value of D increases accordingly; the power fluctuation deviation decreases, the absolute value of D corresponds to decrease.
- the adaptive virtual parameter adjustment has continuous smooth characteristics, which can reduce the power oscillation problem in the first adjustment process, speed up the power stabilization to the target value, and effectively improve the transient stability performance of the system.
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
Abstract
本发明公开了一种利用自适应虚拟参数提高风电并网一次调频性能的方法,包括步骤:1)建立风电一次调频下垂控制数学模型;2)建立模拟同步发电机数学模型、机械功率数学模型;3)设计自适应虚拟惯量和转速差控制函数;4)设计自适应阻尼系数和转速差控制函数;5)将自适应虚拟惯量和自适应阻尼系数应用于风力发电并网控制系统虚拟同步发电机控制系统中;6)建立风力发电输出功率数学表达式;7)对步骤6)求一阶、二阶导数;8)得到虚拟同步机参考输出功率表达式;9)计算步骤8)特征根;10)得到系统自然震荡转速和阻尼比;11)计算额定虚拟惯量取值范围;12)在考虑阻尼系数的基础上,设置额定阻尼系数。本发明提高了风电并网一次调频性能。
Description
本发明涉及一种利用自适应虚拟参数提高风电并网一次调频性能的方法,该方法利用自适应虚拟惯量和自适应阻尼系数来抑制风电并网一次调频过程中的功率震荡现象,提高风电并网一次调频性能,通过小信号模型分析额定虚拟参数的取值范围。
为了使采用双馈式异步电机的风力发电并网系统具备参与电网一次调频的能力,需要在风电并网控制系统采用下垂控制方案,解耦有功功率和无功功率,控制有功功率输出来动态响应频率波动。常规下垂控制因为无惯性环节,无法抑制一次调频过程中频率突变引起的功率震荡现象。
虚拟同步机模仿传统同步发电机特性能够为系统提供惯性和阻尼支撑,实现一次调频过程中功率的平滑过渡。但常规虚拟转动惯量J为定值,J选值过小,系统响应时间可以减少但无法对功率震荡起到抑制作用;J选值过大,系统可以对功率波动起到抑制作用但增加了响应时间。同理,虚拟阻尼系数D选取也会影响功率震荡抑制性能。
【发明内容】
本发明的目的在于提供一种利用自适应虚拟参数提高风电并网一次调频性能的方法,具体应用自适应虚拟惯量和自适应阻尼系数来抑制风电并网一次调频过程中的功率震荡现象,该方法是对风电并网控制系统进行改进,在下垂控制后引入自适应虚拟同步机控制,实现提高风电并网一次调频性能的目的。
为达到上述目的,本发明采用以下技术方案予以实现:
一种利用自适应虚拟参数提高风电并网一次调频性能的方法,包括以下步骤:
1)建立含有频率响应动作门槛值f
d的风电一次调频下垂控制数学模型;
2)建立风力发电并网控制系统模拟同步发电机数学模型、机械功率数学模型;
3)设计自适应虚拟惯量和转速差控制函数;
4)设计自适应阻尼系数和转速差控制函数;
5)将步骤3)、步骤4)得到的自适应虚拟惯量和自适应阻尼系数应用于风力发电并网控制系统虚拟同步发电机控制系统中;
6)建立风力发电输出功率数学表达式;
7)对步骤6)中风力发电输出功率数学表达式求一阶、二阶导数;
8)将步骤7)中风力发电输出功率一阶、二阶导数和步骤2)中风力发电并网控制系统机械功率数学模型带入步骤2)中风力发电并网控制系统虚拟同步发电机数学模型中,得到虚拟同步机参考输出功率表达式;
9)对步骤8)中虚拟同步机参考输出功率表达式建立小信号模型并进行拉氏变换,计算其特征根;
10)分析步骤9)虚拟同步机参考输出功率小信号模型和其特征根,得到系统自然震荡转速和阻尼比;
11)根据步骤10)中系统自然震荡转速和风机虚拟同步机转速波动范围,计算额定虚拟惯量取值范围;
12)根据析步骤10)中系统阻尼比,在考虑阻尼系数的基础上,设置额定阻尼系数。
本发明进一步的改进在于,步骤1)建立含有频率响应动作门槛值f
d的风电一次调频下垂控制数学模型为:
其中:P
0为风机一次调频输出功率初值;f
d为频率响应动作门槛值,f
d=(50±0.1)Hz;m是有功功率对应下垂控制系数;f是下垂控制输出频率;
步骤2)的具体实现方法为:建立风力发电并网控制系统模拟同步发电机数学模型、机械功率数学模型为:
其中:J为同步机转动惯量;ω为目标频率对应同步机转子转速;P
m为同步机机械功率;P
e为同步机电磁功率即输出功率;D为阻尼系数;ω
0为初始频率对应同步机转子转速;δ为同步机虚拟功角;机械功率由给定功率和转速差构成:P
m=P
ref-K(ω-ω
0),其中:P
ref为同步机输出功率参考值,K为有功频静态系数。
本发明进一步的改进在于,步骤3)的具体实现方法为:设计自适应虚拟惯量和转速差控制函数为:J=k
j|ω-ω
0|+J
0,其中:k
j为虚拟惯量调节系数,该系数正负与
正负一致,J
0为额定虚拟惯量;
本发明进一步的改进在于,步骤5)的具体实现方法为:将步骤3)、步骤4)得到的自适应虚拟惯量和自适应阻尼系数应用于风力发电并网控制系统虚拟同步发电机控制系统中,具体应用于下垂控制输出端,作为电压、电流双闭环控制环节的输入,参与到风力发电一次调频控制中。
本发明进一步的改进在于,步骤6)的具体实现方法为:建立风力发电输出 功率数学表达式为:
其中:U
0∠δ为风力发电系统输出电压;X
S为输电线路等效电抗,U
S∠0为负荷侧电压;因为电压相角δ很小,则有
风力发电输出功率又表示为:
本发明进一步的改进在于,步骤8)的具体实现方法为:将步骤7)中风力发电输出功率一阶、二阶导数和步骤2)中风力发电并网控制系统机械功率数学模型带入步骤2)中风力发电并网控制系统虚拟同步发电机数学模型中,得到虚拟同步机参考输出功率表达式为:
与现有技术相比,本发明具有以下有益效果:
1.本发明提出的自适应虚拟同步机控制策略可以有效抑制风电并网一次调频过程中的功率震荡问题。
2.本发明采用小信号模型分析得到的额定虚拟惯量、额定阻尼系数取值更为合理。
图1为风力发电系统一次调频下垂控制曲线;
图2为风力发电虚拟同步机控制框图;
图3为同步机功率与转速变化曲线;
图4为风力发电与输电线路连接示意图;
图5为含有自适应虚拟同步机的风机控制系统仿真模型图;
图6为阶跃上扰输出功率仿真波形;
图7为阶跃下扰输出功率仿真波形;
图8为一次调频阶跃上扰自适应虚拟惯量调节系数变化曲线;
图9为一次调频阶跃上扰自适应阻尼系数变化曲线;
图10为一次调频阶跃下扰自适应虚拟惯量调节系数变化曲线;
图11为一次调频阶跃下扰自适应阻尼系数变化曲线。
为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案,下面将结合本发明实施例中的附图,对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例,不是全部的实施例,而并非要限制本发明公开的范围。此外,在以下说明中,省略了对公知结构和技术的描述,以避免不必要的混淆本发明公开的概念。基于本发明中的实施例,本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例,都应当属于本发明保护的范围。
在附图中示出了根据本发明公开实施例的各种结构示意图。这些图并非是按比例绘制的,其中为了清楚表达的目的,放大了某些细节,并且可能省略了某些细节。图中所示出的各种区域、层的形状及它们之间的相对大小、位置关系仅是示例性的,实际中可能由于制造公差或技术限制而有所偏差,并且本领域技术人员根据实际所需可以另外设计具有不同形状、大小、相对位置的区域/层。
本发明公开的上下文中,当将一层/元件称作位于另一层/元件“上”时,该层/元件可以直接位于该另一层/元件上,或者它们之间可以存在居中层/元件。另外,如果在一种朝向中一层/元件位于另一层/元件“上”,那么当调转朝向时,该层/元件可以位于该另一层/元件“下”。
需要说明的是,本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象,而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换,以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外,术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形,意图在于覆盖不排他的包含,例如,包含了一系列步骤或 单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元,而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
下面结合附图对本发明做进一步详细描述:
如图1所示,风力发电系统通过模仿常规发电机组里同步发电机下垂外特性来对逆变器进行控制。在风力发电系统频率响应过程中因为逆变装置器死区的存在,需要设置频率响应动作门槛值f
d,通常f
d=(50±0.1)Hz,当下垂控制输出频率49.9Hz≤f≤50.1Hz时,下垂控制系统不动作。根据逆变器的输出特性,在一次调频过程中风力发电系统输出有功功率调节范围为:±10%P
0,其中:P
0为风机一次调频输出功率初值,根据图1可以得到带死区的风电发电系统P-f下垂一次调频控制表达式为:
式(1)中:m是有功功率对应下垂控制系数;f是下垂控制输出频率。
如图2所示,风力发电并网控制系统模拟同步发电机模型,机械方程为:
式(2)中:J为同步机转动惯量;ω为目标频率对应同步机转子转速;P
m为同步机机械功率;P
e为同步机电磁功率即输出功率;D为阻尼系数;ω
0为初始频率对应同步机转子转速;δ为同步机虚拟功角。
机械功率由给定功率和转速差构成:
P
m=P
ref-K(ω-ω
0) (3)
式(3)中:P
ref为同步机输出功率参考值,K为有功频静态系数。
传统一次调频过程中,风机转动惯量为定值,J选值过小,系统响应时间可以减少但无法对功率震荡起到抑制作用;J选值过大,系统可以对功率波动起到抑制作用但大大增加了响应时间。同理,阻尼系数D选取也会影响功率震荡抑制性能。
如图3所示,当发生功率震荡时,转速增加阶段ω>ω
0,其中a阶段dω/dt<0,c阶段dω/dt>0,转速增加阶段需要增加转子惯量J来限制转子偏移量的增加;转速减少阶段ω<ω
0,其中b阶段dω/dt<0,d阶段dω/dt>0,转速减少阶段需要减少转子惯量J使功率尽快恢复至稳定值。
基于此,本发明提出一种在转速增加阶段,增加转子惯量J同时适当减少阻尼系数D;在转速减少阶段,减少转子惯量J同时适当增加阻尼系数D的自适应控制方案。该方案在加速阶段通过减少阻尼系数来保证系统响应速度,在减速阶段通过增加阻尼系数,加快功率至稳定值。
自适应虚拟惯量和转速差控制函数为:
J=k
j|ω-ω
0|+J
0 (4)
自适应阻尼系数和转速差控制函数为:
D=|k
d|(J
0-k
j|ω-ω
0|)+D
0 (5)
如图4所示,风力发电系统输出电压可表示为U
0∠δ,输电线路等效电抗为X
S,负荷侧电压可表示为U
S∠0。风力发电输出功率可表示为:
对式(7)分别求一阶、二阶导数:
将式(8)、式(3)带入式(2)中可得:
对式(9)建立其小信号模型并进行拉氏变换可得:
特征根为:
为了保证控制系统稳定,需要两个特征根都位于复平面的左半部分,又因为虚拟同步机阻尼系数D恒为正,为保证特征根实部为负,需保持虚拟惯量J≥0。在功率震荡过程中,虚拟同步机输出功率响应特性可等效为一个典型的二阶传递函数,根据式(10)可以得到系统自然震荡转速和阻尼比为:
风机虚拟同步机转速波动范围为:0.628rad/s≤ω
S≤15.7rad/s,则额定虚拟惯量为:
如图5所示,在Matlab/Simulink下搭建风机控制系统仿真模型,控制系统采用电压、电流双闭环控制。仿真系统主要参数为:额定功率为20kW、直流母线电压为380V、开关频率等于采样频率为10kHz、电网额定电压为150V、逆变器侧电感为1.5mH、网侧电感为1mH、直流母线侧电容为4700μF、滤波电容为10μF、逆变器侧电阻为5Ω、网侧电阻为1.5Ω。
下垂控制参数为:m为1.5×10
-5。自适应虚拟惯量控制参数为:J
0为100、D
0为310、k
j为250、k
d为3.15。
如图6所示,当频率变换由50Hz→50.2Hz,即频率阶跃上扰仿真工况,风电机组输出功率下降,其中采用常规下垂控制得到的输出功率出现大范围波动,功率波动峰值较高,功率震荡严重,需要10s功率才能稳定至目标值;采用下垂控制+虚拟同步机控制得到的输出功率波形相较于常规下垂控制得到的输出功率波形功率波动减少很多,功率波动峰值相应减少,可更快稳定至功率目标值;采用下垂控制+自适应虚拟惯量控制得到的输出功率波形相较于前两种控制方法得 到的输出功率波形,功率波动峰值进一步减少,功率震荡趋近于0,调节时间进一步缩短,更适用于风机一次调频控制中。
如图7所示,当频率变换由50Hz→49.85Hz,即频率阶跃下扰仿真工况,风电机组输出功率上升,采用下垂控制得到的输出功率波动峰值最大达到额定功率的110%,功率震荡严重,极易引起风机脱网;采用下垂控制+虚拟同步机控制得到的输出功率波形相较于常规下垂控制得到的输出功率波形功率波动减少很多,波形更为平滑;采用下垂控制+自适应虚拟惯量控制得到的输出功率波形相较于前两种控制方法得到的输出功率波形几乎无超调,很快稳定至目标功率。
如图8所示,本发明所提自适应虚拟惯量调节系数J可以随一次调频功率变换而自适应调节,功率波动偏差增大,J绝对值相应增大;功率波动偏差减小,J绝对值相应减小。自适应虚拟参数调节具有连续光滑特性,可以减少一次调过程中的功率震荡问题,加快功率稳定至目标值,有效提高了系统的暂态稳定性能。
如图9所示,本发明所提自适应虚拟阻尼系数D可以随一次调频功率变换而自适应调节,功率波动偏差增大,D绝对值相应增大;功率波动偏差减小,D绝对值相应减小。自适应虚拟参数调节具有连续光滑特性,可以减少一次调过程中的功率震荡问题,加快功率稳定至目标值,有效提高了系统的暂态稳定性能。
如图10所示,本发明所提自适应虚拟惯量调节系数J可以随一次调频功率变换而自适应调节,功率波动偏差增大,J绝对值相应增大;功率波动偏差减小,J绝对值相应减小。自适应虚拟参数调节具有连续光滑特性,可以减少一次调过程中的功率震荡问题,加快功率稳定至目标值,有效提高了系统的暂态稳定性能。
如图11所示,本发明所提自适应虚拟阻尼系数D可以随一次调频功率变换而自适应调节,功率波动偏差增大,D绝对值相应增大;功率波动偏差减小,D 绝对值相应减小。自适应虚拟参数调节具有连续光滑特性,可以减少一次调过程中的功率震荡问题,加快功率稳定至目标值,有效提高了系统的暂态稳定性能。
以上内容仅为说明本发明的技术思想,不能以此限定本发明的保护范围,凡是按照本发明提出的技术思想,在技术方案基础上所做的任何改动,均落入本发明权利要求书的保护范围之内。
Claims (10)
- 一种利用自适应虚拟参数提高风电并网一次调频性能的方法,其特征在于,包括以下步骤:1)建立含有频率响应动作门槛值f d的风电一次调频下垂控制数学模型;2)建立风力发电并网控制系统模拟同步发电机数学模型、机械功率数学模型;3)设计自适应虚拟惯量和转速差控制函数;4)设计自适应阻尼系数和转速差控制函数;5)将步骤3)、步骤4)得到的自适应虚拟惯量和自适应阻尼系数应用于风力发电并网控制系统虚拟同步发电机控制系统中;6)建立风力发电输出功率数学表达式;7)对步骤6)中风力发电输出功率数学表达式求一阶、二阶导数;8)将步骤7)中风力发电输出功率一阶、二阶导数和步骤2)中风力发电并网控制系统机械功率数学模型带入步骤2)中风力发电并网控制系统虚拟同步发电机数学模型中,得到虚拟同步机参考输出功率表达式;9)对步骤8)中虚拟同步机参考输出功率表达式建立小信号模型并进行拉氏变换,计算其特征根;10)分析步骤9)虚拟同步机参考输出功率小信号模型和其特征根,得到系统自然震荡转速和阻尼比;11)根据步骤10)中系统自然震荡转速和风机虚拟同步机转速波动范围,计算额定虚拟惯量取值范围;12)根据析步骤10)中系统阻尼比,在考虑阻尼系数的基础上,设置额定阻尼系数。
- 根据权利要求1所述的一种利用自适应虚拟参数提高风电并网一次调频性能的方法,其特征在于,步骤1)建立含有频率响应动作门槛值f d的风电一次调频下垂控制数学模型为: 其中:P 0为风机一次调频输出功率初值;f d为频率响应动作门槛值,f d=(50±0.1)Hz;m是有功功率对应下垂控制系数;f是下垂控制输出频率;步骤2)的具体实现方法为:建立风力发电并网控制系统模拟同步发电机数学模型、机械功率数学模型为:其中:J为同步机转动惯量;ω为目标频率对应同步机转子转速;P m为同步机机械功率;P e为同步机电磁功率即输出功率;D为阻尼系数;ω 0为初始频率对应同步机转子转速;δ为同步机虚拟功角;机械功率由给定功率和转速差构成:P m=P ref-K(ω-ω 0),其中:P ref为同步机输出功率参考值,K为有功频静态系数。
- 根据权利要求3所述的一种利用自适应虚拟参数提高风电并网一次调频 性能的方法,其特征在于,步骤5)的具体实现方法为:将步骤3)、步骤4)得到的自适应虚拟惯量和自适应阻尼系数应用于风力发电并网控制系统虚拟同步发电机控制系统中,具体应用于下垂控制输出端,作为电压、电流双闭环控制环节的输入,参与到风力发电一次调频控制中。
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