一种针对风电场过频干扰的双馈感应风机变增益控制方法与流程
本发明涉及一种系统频率稳定的控制方法，尤其是涉及一种基于双馈感应风机电场的过频稳定的变增益控制方法。
背景技术：
风力发电能力的快速增长，引起人们对电力系统安全可靠运行的关注，高比例风电接入带来的一个特殊挑战就是系统的频率稳定性问题。这是因为在变速风力发电机(variablespeedwindturbines，vswts)中使用的电力电子转换器有效地解耦了vswts的转速和系统频率之间的联系。因此，导致系统频率偏差的干扰只能通过可用同步发电机(synchronousgenerators，sgs)的一次频率控制来缓解。目前广为使用的最大功率点跟踪(maximumpowerpointtracking,mppt)算法在风电产能大于系统所需时，会对系统产生较大的干扰，此时，会发生系统过频干扰情况。部分sgs因此需要以负荷状态运行，甚至关闭一段时间，从而降低了设备生命周期，增加了运行维护成本。
下垂控制方法是保证系统频率稳定的重要方法之一，可平衡风电机组的频率上升，同时保证风电机组中所有风机的稳定运行。如何更好的提供系统支持并保持系统稳定运行，开发相应的变下垂增益频率控制方法，对于风力并网发电的大规模高效应用具有重要意义。
以往的控制方法旨在通过调节频率控制器中的风机下垂增益来改善风力发电厂中风机群的一次频率响应，但在提供系统频率时容易忽略风力涡轮机的能量收集能力。即当为系统提供频率支持时，风力发电厂中的风机可能偏离其最大功率跟踪点，风能作用也将相应地受到部分损失。
在传统的控制方案中，风力涡轮机组的下垂增益是相同的。但考虑风电场中风机受尾流相互作用的影响，各排风力涡轮机受到的有效风速将不尽相同，下游风机的有效风速将低于上游风机。在系统发生过频情况下，前排风机通过增加俯仰角来减少其输出，并且部分风能将被直接缩减，而后排风机则采用加速转子和存储部分风能作为风机动能的方法。因此，在频率动态调节过程中，风机组通过不同的控制方式(基于俯仰角的控制和基于超速控制)所保证的产能输出是不一样的。考虑风电场的总能产量限制，基于相同下垂传统频率调节的方案不是最优的。
本发明针对含有双馈感应风电机(doublyfedinductiongenerator，dfig)的风电场，基于可变下垂增益控制方法，应用于风电机组中单个dfig的过频控制之中。系统遭受过频干扰(如风电产能高于系统需要)，通常通过相同频率下垂控制控制风电场中dfigs以暂时减少输出。此时dfig偏离最优参考点，并损害部分风能。但由于风机间的相互尾流作用效应，每个dfig的有效风速不同，需寻找一种灵活可变的下垂增益控制方法，能够提高系统运行稳定性且减少能量损耗，以代替现有的控制方法，实现对过频事件的有效控制，成为了目前亟需解决的问题。
技术实现要素：
为了解决上述问题，本文提出了一种基于dfig风电场的可变下垂增益控制方法，该方案区分每个dfig，在提供系统频率支持的同时，减少风电场中总风力发电能量损失。所提出的变下垂增益方案可以使风电场能够在收获尽可能多风能的同时有效地抵消频率扰动，其中每个风机的下垂增益根据其转子速度自适应地调整，使得在提供频率支持时，较高风速下的风机可以较少的损失能量。
本发明就dfig中mppt算法应对过频干扰过程中的问题，保留了传统的增益频率控制方法思想，对每一台dfig进行频率控制，在保持系统频率稳定、能量输出的同时，实现损能最低。
本发明的技术方案采用如下步骤：
1)建立dfig风电机模型，根据空气密度、风速、叶片半径、叶尖速比、俯仰角、动力系数等输入，得到dfig输出功率；
2)使用mppt算法得到风机输出功率曲线，并分析计算得到有功功率参考值和最佳转子转速；
3)建立尾流相互作用模型，计算单个风机受影响风速值；
4)根据步骤3)得到的各风机在尾流影响下的风速值，获得转子转速差，计算得到每个风机的下垂增益控制量。
所述步骤1)中dfig风电机模型功率输出pwind定义如下：
式中，ρ为空气密度，r为转子叶片半径，vw为风速，λ为叶尖速比，β为俯仰角，cp为动力系数。cp具体如下：
其中叶尖速比λ为
式中，kg为变速箱传动比，wt和wd分别是风轮机和dfig发电机转速。
所述步骤2)中，当pwind低于额定功率时，俯仰角将被控制在零。因此，cp将只是关于λ的方程，并且在某一λ值时拥有一个最大值cpmax。此时刻，风机获得最大功率，并且根据给定的风速vw得到最优转子转速wd。因此可得：
pmppt为mppt算法确定的风机输出功率,其曲线见附图2中b-c段，此时wd范围为0.7-1.2p.u.。当wd低于0.7p.u.时，pmppt急降至零，在1.2-1.22p.u.之间，pmppt线性增加到额定功率。
当dfig的有功功率低于额定功率时，其同时由mppt算法和俯仰角控制，如附属图3中所示。根据当前转子的速度(wd)，采用mppt模型计算有功功率的参考值；根据转子运动方程，将自动获得最佳转子转速：
式中，hd为dfig的惯性常数。
所述步骤3)，在一个以dfig为发电单元的风力发电场中，由于风机间尾流相互作用，下游风机的有效风速低于上游的风机。每个风机可受到的风速表示为：
vwi＝v∞(1-δvwi)(7)
式中，v∞表示自然风速，受第i个风机的影响，速度消减量δv∞可表示为：
式中，dj为风机叶片j的直径，ai为风机转子扫掠面积，
所述步骤4)中，定义wdh为风电场中dfig无法达到的最高转子转速，转子扰动后的转速与最高转速之间的差可表示为：
δwdi＝wdh-wdib(9)
式中wdib为第i台dfig在考虑系统干扰后的轮机旋转速度，由步骤1)建立的模型获得。
第i台dfig的频率下垂增益ki与定义的转子速度差成正比，提出的可变下垂增益方法如附属图1所示。下垂增益ki根据定义的轮机速度差δwdi进行调节。因此，前排在高风速下的dfig采用较小的频率下垂增益，同时满足较少的能量损耗，ki值定义为：
式中wdmax为设定的dfig最大轮机转速，k0为此时的下垂增益。则风电场总功率输出为：
在同样系统扰动下，为了保持与不变下垂增益控制方法同样的频率峰值，k0需满足：
式中a为一个经验系数，取值范围在1.2-1.8之间。
本发明具有的有益效果是：
降低风速较大时风电并网对系统造成的过频影响，提高电网质量；增强系统的运行可靠性，避免因环境因素导致的停机故障；提高系统经济性，减少内外扰动对系统造成的能量损耗。
附图说明
图1为可变下垂增益方法示意图。
图2为dfig最大功率点跟踪曲线。
图3为简化的dfig有功功率控制图。
图4为两台风力发电机尾流相互作用模型。
图5为测试系统配置。
图6为实施风速14m/s下交流电压电流大小、系统频率、风电场输出功率、风力捕获及dfig转子速度、浆叶角的实验结果图。
图7为实施风速16m/s下交流电压电流大小、系统频率、风电场输出功率、风力捕获及dfig转子速度、浆叶角的实验结果图。
图8为实施随机风速下dfig有效风速、交流电压电流大小、系统频率、风电场输出功率、dfig转子速度及浆叶角的实验结果图。
具体实施方式
下面结合附图及具体实施例对本发明作进一步详细说明。
本发明包括一下步骤：
1)建立dfig风电机模型，根据空气密度、风速、叶片半径、叶尖速比、俯仰角、动力系数等输入，得到dfig输出功率；
2)使用mppt算法得到风机输出功率曲线，并分析计算得到有功功率参考值和最佳转子转速；
3)建立尾流相互作用模型，计算单个风机受影响风速值；
4)由步骤2)和3)得到的下垂增益和风速差，计算得到每个风机的下垂增益控制。
所述步骤1)中dfig风电机模型功率输出pwind定义如下：
式中，ρ为空气密度，r为转子叶片半径，vw为风速，λ为叶尖速比，β为俯仰角，cp为动力系数。cp具体如下：
其中叶尖速比λ为
式中，kg为变速箱传动比，wt和wd分别是风轮机和dfig发电机转速。
所述步骤2)中，当pwind低于额定功率时，俯仰角将被控制在零。因此，cp将只是关于λ的方程，并且在某一λ值时拥有一个最大值cpmax。此时刻，风机获得最大功率，并且根据给定的风速vw得到最优转子转速wd。因此可得：
pmppt为mppt算法确定的风机输出功率,其曲线见附图2中b-c段，此时wd范围为0.7-1.2p.u.。当wd低于0.7p.u.时，pmppt急降至零，在1.2-1.22p.u.之间，pmppt线性增加到额定功率。
当dfig的有功功率低于额定功率时，其同时由mppt算法和俯仰角控制，如附属图3中所示。根据当前转子的速度(wd)，采用mppt模型计算有功功率的参考值；根据转子运动方程，将自动获得最佳转子转速：
式中，hd为dfig的惯性常数。
所述步骤3)中尾流相互作用模型如附属图4所示，在一个以dfig为发电单元的风力发电场中，由于风机间尾流相互作用，下游风机i的有效风速低于上游的风机j。每个风机可受到的风速表示为：
vwi＝v∞(1-δvwi)(7)
式中，v∞表示自然风速，受第i个风机的影响，速度消减量δv∞可表示为：
式中，dj为风机叶片j的直径，ai为风机转子扫掠面积，
所述步骤4)中，定义wdh为风电场中dfig无法达到的最高转子转速，转子扰动后的转速与最高转速之间的差可表示为：
δwdi＝wdh-wdib(9)
式中wdib为第i台dfig在系统干扰后的轮机旋转速度。
第i台dfig的频率下垂增益ki与定义的转子速度差成正比，提出的可变下垂增益方法如附属图1所示。下垂增益ki根据定义的轮机速度差δwdi进行调节。因此，前排在高风速下的dfig采用较小的频率下垂增益，同时满足较少的能量损耗，ki值定义为：
式中wdmax为设定的dfig最大轮机速度，k0为此时的下垂增益。则风电场总功率输出为：
在同样系统扰动下，为了保持与不变下垂增益控制方法同样的频率峰值，k0需满足：
式中a为一个经验系数，取值范围在1.2-1.8之间。
本发明的具体实施例：
在一个包含常规sg、静态负载和dfig的风电场模型上进行了实验，模型结构如附图5所示。大电网为一个30兆瓦的七阶sg模型；一次频率控制下垂增益设置为4％；24mw的风电场由12组2mw的dfig组成；风电场额定功率为总发电量的44％；每条馈线连接4个dfif，三条馈线连接到总线；考虑尾流相互作用，相邻两个dfig的间距为5*56m；包含两个局部负荷(l1和l2)，l1为固定负载pl1+jql1:3mw+0.3mvar，l2为开关负载pl2+jql2：3mw+0.3mvar。
在中高风速14m/s、高风速16m/s及变风速环境下对本发明提出的控制方法进行了实验。
风速14m/s时，每个风机的有效风速、转子速度及控制增益如表1所示。
表1
风速16m/s时，每个风机的有效风速、转子速度及控制增益如表2所示。
表2
实验截图如下：
(1)在风速14m/s下，从表1可以清楚地看到，高风速下的dfig比低风速下的dfig具有更小的频率下垂增益。交流电压电流大小、系统频率、风电场输出功率、风力捕获及dfig转子速度、浆叶角(dfig1)的结果分析如图6所示。由图6(a)可以看出：ac总线电压有效衰减；由图6(c)可以看出：在系统的过频扰动下，本发明提出的便增益控制方法可以快速的满足风电场频率支持；由图6(d)可以看出：在系统过频干扰期间，在本发明的控制方法下，风电场输出功率降低，低风速的dfig(dfig2和dfig3)具有较大的下垂增益，在此动态过程中，将部分过剩的风能作为风力发电机的动能存储，当系统频率恢复时，系统将释放这部分存储的动能；由图6(h)可以看出：风电机转子速度将减小，并返回到最大功率跟踪点，这更好地解释了当系统恢复时，图6(d)中本发明方法风电场输出功率曲线大于原有不变增益方法，且风能损失约为3.497kwh(标记为e3)低于传统增益控制方法的4.452kwh(标记为e1)。
(2)在风速16m/s下，控制增益根据系统扰动之前的转子速度进行调整，如表2所示。交流电压电流大小、系统频率、风电场输出功率、风力捕获及dfig转子速度、浆叶角(dfig1)的结果分析如图7所示。由图7(e)可以看出：本发明提出的变增益控制方法风能损失最少(s3区域)。
(3)在随机可变风速下，风速平均值为14.5m/s，标准差为1m/s。由图8(a)可以看出：由于风力涡轮机之间的尾流作用，前排风力涡轮机的风速高于后排风力涡轮机；由图8(i)可以看出：在本发明的作用下，前排dfig与后排dfig相比，采用较小的下垂增益，dfig1的俯仰角变化相比原有方法更小；由图8(g)和(h)可以看出：在本发明的作用下，dfig2和dfig3的转子转速范围更大。结果表明采用变下垂控制的风力发电站输出功率大于同降增益方案和传统变下垂增益方案的输出功率。发明提出的变增益控制可以暂时存储和释放更多的dfig动能用于系统的频率支持，相比传统方法具有更高的能量利用率，更频繁地使用俯仰角控制，直接减少风能损耗。
上述具体实施方式用来解释说明本发明，而不是对本发明进行限制，在本发明的精神和权利要求的保护范围内，对本发明作出的任何修改和改变，都落入本发明的保护范围。
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