基于最优转速功率追踪的双馈风机参与电网调频控制方法与流程

本发明涉及风力发电技术领域，具体涉及基于最优转速功率追踪的双馈风机参与电网调频控制方法。

背景技术：

作为并网主流机型的双馈风电机组，其电力电子变换器屏蔽了机组与电网频率之间的耦合关系，导致风机无法提供类似于同步发电机的惯性响应能力与调频能力。因而，高比例风电接入系统势必导致电网惯性降低、调频能力不足等问题，为此，国内外的电网并网导则中均明确指出并网风电机组须提供调频辅助服务。

现有研究更多关注于风电机组的一次调频控制策略，鲜有文献报道风电机组参与二次调频控制策略，减载运行方式下最优转速功率追踪与二次调频有机结合的风机综合控制方案更未见深入研究。因此，合理解决变速风电机组的频率控制问题，在兼顾经济性以及稳定性的前提下使得风电机组具备类似于同步发电机的二次调频能力，将是未来风电调频技术需要进一步深入研究的方向。

技术实现要素：

本发明所要解决的技术问题是提供一种基于最优转速功率追踪的双馈风机参与电网调频控制方法，解决电网惯性降低、调频能力不足等问题。

本发明解决上述技术问题的技术方案如下：一种基于最优转速功率追踪的双馈风机参与电网调频控制方法，包括以下步骤：

S1、测量电网系统的频率f并根据电网系统的频率f计算风电厂功率控制器下达命令信号ΔP_W；

S2、测量风电机组的电磁功率值P_e并根据电磁功率值P_e和命令信号ΔP_W计算风机响应风电厂控制器的桨距离角增量Δβ_agc；

S3、计算风机的预留桨距角β₀；

S4、测量风机转速ω_r并根据风机转速ω_r计算防止风机转速过高的桨距角增量Δβ_ω；

S5、根据桨距离角增量Δβ_agc、预留桨距角β₀和桨距角增量Δβ_ω计算风机的桨距角β；

S6、将风机转速ω_r分别与切入电角度值ω_A、进入最大功率跟踪区的电角度值ω_B、恒定转速区的电角度值ω_C和进入恒定功率区的电角度值ω_D比较，若ω_B≤ω_r≤ω_C，则进入步骤S7；若ω_A≤ω_r≤ω_B，则进入步骤S8；若ω_C≤ω_r≤ω_D，则进入步骤S9；

S7、风机运行于最大功率跟踪区，根据风机的桨距角β计算电磁功率参考值P_optl并送至转子逆变器；

S8、风机运行于启动区，根据风机的桨距角β计算电磁功率参考值P_opt2并送至转子逆变器；

S9、风机运行于恒转速区，根据风机的桨距角β计算电磁功率参考值P_opt3并送至转子逆变器。

本发明的有益效果是：

(1)本发明在现有的桨距角控制模块上，引入了风电厂功率控制器的信号，使得风电机组具备主动响应风电厂功率控制器命令的能力，通过反馈桨距角信号选择配置最优转速功率曲线，从而提高了双馈风机参与电网调频的经济性与稳定性。

(2)本发明调整桨距角具有调节能力强、持续时间长等优点，可以使双馈风机较好地参与电网调频。

附图说明

图1为本发明实施例提供的一种基于最优转速功率追踪的双馈风机参与电网调频控制方法流程图；

图2为本发明实施例提供的桨距角为5°时的风力机特性曲线图；

图3为本发明实施例提供的双馈风机频率特性曲线图；

图4为本发明实施例提供的双馈风机桨距角控制模型示意图；

图5为本发明实施例提供的双馈风机二次调频综合控制模型示意图；

图6为本发明实施例提供的电网系统仿真模型示意图；

图7为本发明实施例提供的负荷L₁突增后系统频率动态响应示意图；

图8为本发明实施例提供的负荷L₁突增后同步发动机动态响应示意图；

图9为本发明实施例提供的负荷L₁突增后双馈风机动态响应示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。

如图1所示，本发明实施例提供了一种基于最优转速功率追踪的双馈风机参与电网调频控制方法，包括以下步骤S1－S9：

S1、测量电网系统的频率f并根据电网系统的频率f计算风电厂功率控制器下达命令信号ΔP_W，计算公式为：

在公式(1)中，f_N为系统频率的额定值，K_p1为自动发电控制的比例增益，K_i1为积分增益，α_W为风电机组二次调频分配因子。

S2、测量风电机组的电磁功率值P_e并根据电磁功率值P_e和命令信号ΔP_W计算风机响应风电厂控制器的桨距离角增量Δβ_agc：

在公式(2)中，K_p为风电机组控制的比例增益，K_i为积分增益，P_ref为风机的功率参考信号。

S3、计算风机的预留桨距角β₀，计算公式为：

在公式(3)中，k％为风机的减载水平，C_pmax为风能利用系数的最大值，C_p(β₀)为桨距角为β₀时的风能利用系数。

S4、测量风机转速ω_r并根据风机转速ω_r计算防止风机转速过高的桨距角增量Δβ_ω，计算公式为：

Δβ_W＝K_P2(ω_r-ω_max) (4)

在公式(4)中，K_P2为比例系数，ω_max为转速上限值。

S5、根据桨距离角增量Δβ_agc、预留桨距角β₀和桨距角增量Δβ_ω计算风机的桨距角β，计算公式为：

在公式(5)中，T_s为伺服机构时间常数，s为复频域的变量，E₀与E₁均为开关信号，即当E₀＝0时，β₀＝0°，当E₁＝0时，Δβ_agc＝0°。

S6、将风机转速ω_r分别与切入电角度值ω_A、进入最大功率跟踪区的电角度值ω_B、恒定转速区的电角度值ω_C和进入恒定功率区的电角度值ω_D比较，若ω_B≤ω_r≤ω_C，则进入步骤S7；若ω_A≤ω_r≤ω_B，则进入步骤S8；若ω_C≤ω_r≤ω_D，则进入步骤S9。

S7、风机运行于最大功率跟踪区，根据风机的桨距角β计算电磁功率参考值P_optl并送至转子逆变器，计算公式为：

其中，λ_iopt＝f(β_i),β_i∈[0,15]；

在公式(6)中，ρ为空气密度，R为风轮半径，λ_iopt为最优叶尖速比，β_i为桨距角，K_opt1为最优转速功率追踪系数，λ_opt＝f(β)通过公式(7)确定：

在公式(7)中，λ为叶尖速比，β为桨距角，λ₁为尖叶速比中间变量，对公式(7)求即可得到

S8、风机运行于启动区，根据风机的桨距角β计算电磁功率参考值P_opt2并送至转子逆变器，由图2可知，当桨距角β由0°增加至5°时，启动区的转速功率跟踪曲线由AB段变为AB₁段，此时仅有B点的纵坐标值发生了向下平移，B点位于最优转速功率跟踪曲线，B点新的纵坐标值为P_Bl，计算公式为：

在公式(8)中，P_A为ω_A对应的电磁功率参考值，P_B1为ω_B对应的电磁功率参考值。

S9、风机运行于恒转速区，根据风机的桨距角β计算电磁功率参考值P_opt3并送至转子逆变器，与步骤S8同理，计算公式为：

在公式(9)中，P_D为额定功率的标幺值，P_C1为ω_C对应的电磁功率参考值。

由图3可知双馈风机频率特性曲线可分为4个象限：象限1为风机的静态频率特性曲线；象限2为功率-风能利用系数特性曲线；象限3为风能利用系数-桨距角特性曲线。假设系统频率为额定值f₁时，双馈风机输出的有功功率为P_W1，其桨距角为β₁。当系统频率发生跌落时，此时风电厂功率控制器下达至风电机组的二次调频有功增量为ΔP_W，在同一风速下风电机组根据该命令减小桨距角至β₂，增大自身的有功出力至P_W2，从而参与系统的二次调频。

为了使风电机组具备主动响应风电厂功率控制器命令的能力，本发明实施例中改进了风电机组桨距控制模型，如图4所示，风电机的桨距角控制方程为：

如图5所示，双馈风机二次调频综合控制共分为2个控制模块：模块1为转速功率跟踪控制模块，通过反馈桨距角β选择配置对应的比例系数K_optl，实现减载运行方式下的最优转速功率跟踪控制；模块2为响应二次调频的风机桨距角控制机构，根据减载水平k％配置相应的预留桨距角β₀，灵活地提供有功储备；此外，根据风电厂控制器下达的控制信号ΔP_W调节桨距角，分担系统不平衡功率。

当系统频率出现不平衡功率时，风机在风电场控制器的作用下，执行模块1以及模块2，调整桨距角改变自身出力。由于二次调频执行时间的典型值为30秒至5分钟，而桨距角的伺服机构时间常数为秒级，因此，桨距角机构能够迅速地响应AGC的控制信号。此外，本发明充分地考虑了桨距角变化时转速功率跟踪曲线的切换，提高了风机参与二次调频的稳定性与经济性。

为了本发明的有效性，本发明实施例基于图6的含大规模风电场的仿真系统进行仿真验证，图中，电源包括两个容量相同的传统电厂1(2台×900MW同步机G₁与G₂)和传统电厂2(2台×900MW同步机G₃与G₄)以及一个容量为900MW的风电场(300台×1.5MW的等值双馈风力发电机W₁和W₂)，负荷L₁、L₂分别为967MW和1767MW。

以下以负荷增加为例，设定风机W₁、W₂的风速分别为9m/s以及14m/s，两者的预留桨距角β₀均为5°，3s时负荷L₂突然增加250MW，本发明实施例对比了3种情况：无二次调频控制、仅有同步机参与二次调频以及风机辅助同步机参与电网二次调频,相应的系统动态变化如图7至图9所示。

由图7可知，当无二次调频控制时，系统频率不能恢复至额定值；而仅有同步机参与二次调频以及风机辅助同步机参与二次调频均能使得系统频率恢复至额定值，当仅有同步机参与二次调频时，系统频率的恢复时间为95s；而风机辅助同步机参与二次调频时，系统频率的恢复时间减小至65s。由此可见，风电参与二次调频能够减小负荷扰动初期系统频率的变化率，并且缩短频率恢复至额定值的时间。

由图8可知，仅有同步机参与二次调频时，G₁和G₂的功率均出现了迅速增加随后缓慢恢复至初始值的变化过程，与第一种情况相比，G₃和G₄的稳态功率分别上升了0.04与0.03，系统不平衡功率只由G₃与G₄两者承担，而G₁与G₂不做任何贡献；风机辅助同步机参与二次调频时，G₁和G₂的功率也出现了迅速增加随后缓慢恢复至初始值的变化过程，由于风电厂主动响应了AGC₂的控制并且分担了部分系统不平衡功率，因此G₁和G₂的功率峰值有所减小，而G₃和G₄的稳态功率分别减小至0.6与0.74。由此可见，风电参与二次调频能够有效地减小同步发电机的有功出力并且持续地分担同步机的调频压力。

由图9可知，当风机辅助同步机参与二次调频时，W₁与W₂均响应风电厂功率控制器并减小桨距角，在最优转速功率追踪控制下，转速随着桨距角的减小缓慢升高。在系统频率跌落初期，W₁出现了短暂的功率缺失现象，其原因在于最大功率跟踪控制命令出现了极小值；而在随后的频率动态过程中，W₁与W₂均能持续地释放有功备用，分担系统不平衡功率。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，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、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。