适用于调频控制的直驱型风电场动态等值方法与流程

本发明涉及直驱型风电场动态等值方法，属于电力系统仿真建模技术领域。

背景技术：

由于能源和环境问题的日益严峻，风能以其技术和成本方面的优势在电力系统中得到了广泛应用。然而，随着风能渗透率的快速增加，电力系统的惯性减小，频率稳定性受到了一定影响和冲击，风电机组应该主动参与频率调节，因此对风电大规模接入电力系统参与调频过程进行分析计算的准确度要求越来越高。一个风电场往往有几十台甚至上百台风电机组，每一台风电机组又由风力机、传动轴、发电机、变流器及其控制器、保护装置及其控制器等模块组成，如果对每台风电机组都单独建模，则会大大增加仿真模型的复杂度和计算时间。因此，进行适用于调频控制的风电场等值模型的研究十分必要。

在风电场参与调频过程等值建模中，由于大规模风电场单机等值的拟合精度通常难以满足要求，如何对风电机组进行合理有效的分群是风电场参与调频过程等值建模研究需要解决的首要问题。目前为止，风电场的分群方法主要有以下两类：

依据风速的相似性进行机组聚类的分群方法。该方法根据尾流效应和风向造成的风速差异，将风电场划分为多个区域，各自对应一台等值机组。或直接依据风速的相近性，根据风电机组的工作区域分群。这类分群方法只考虑了稳态指标，当风电场内风机数量众多、运行工况差异较大时，等值误差会较大。

以能够表征机组运行状态的特征量作为指标的分群方法。以风电机组线性化状态主导特征根的影响因素或转速、桨矩角等能够表征机组工作状态的变量作为分群指标，这类分群方法虽然可以达到较高的等值精度，但一般需要运用较复杂的算法，计算量大。工况差异大时仍会导致等值风电机组台数的增加，且在输入风速变化时，无法实时得到分群指标，工程使用具有较大的局限性。

技术实现要素：

本发明是为了解决现有的风电场等值方法无法适用于调频过程和无法离线完成风机分群的问题，而提出适用于调频控制的直驱型风电场动态等值方法。

适用于调频控制的直驱型风电场动态等值方法具体过程为：

步骤一、搭建直驱型风电场的电磁暂态模型，直驱型风电场的电磁暂态模型采用附加下垂控制调频方法；

步骤二、获取全风速运行区域内直驱型风电场的电磁暂态模型在电力系统频率下降和电力系统频率上升时参与调频过程的频率响应曲线；

步骤三、根据频率响应曲线上的聚群特性，将全风速运行区域划分为n个区域，识别出n-1个风速分割点；n取值为正整数；

步骤四、根据步骤三获得的n-1个风速分割点作为分群指标，将全风速运行区域内的风电机组划分为n个风电机组，将各群内的风电机组等值为一台风电机组，即等值机组，计算各等值机组的等效参数和相应的集电网络等效参数，获得风电场等值模型。

本发明的有益效果为：

本发明通过搭建直驱型风电场的电磁暂态仿真模型，附加下垂控制调频方法使风电场参与系统调频，在频率下降和频率上升两种工况下，进行计算机仿真；然后获取全风速运行区域内直驱型风电场模型在系统频率下降和系统频率上升时参与调频过程的频率响应曲线，全风速运行区域为5.2m/s到25m/s，风速间隔为0.1m/s。风机工作在不同的风速区域参与调频过程时，系统频率的响应曲线有明显的差异，根据系统频率曲线上的聚群特性，可以识别出不同运行区域的多个分割点。最后，获得各区域的分割点作为分群指标划分风电机组，将各群内的风电机组等值为一台，计算各等值机组的等效参数和相应的集电网络等效参数，获得风电场等值模型，利用步骤三得出的风电场等值模型，采用实际风速数据验证等值模型的准确性。

该方法克服了目前的等值方法无法适用于调频控制及无法离线完成风电机组分群的问题，可以明显提升传统单机等值的准确度，原理简单，物理含义明确，不需要复杂的计算，对风速数据和系统频率控制具有良好的适应性。

附图说明

图1为本发明适用于调频控制的直驱型风电场动态等值方法的流程图；

图2为风电场全风速范围内接入负荷时系统频率响应曲线图；

图3为风电场全风速范围内切除负荷时系统频率响应曲线图；

图4为仿真试验的风速数据示意图；

图5为系统频率下降时，第15组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的系统频率仿真结果对比图；

图6为系统频率下降时，第15组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的有功功率仿真结果对比图；

图7为系统频率上升时，第15组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的系统频率仿真结果对比图；

图8为系统频率上升时，第15组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的有功功率仿真结果对比图；

图9为本发明所搭建的直驱型风电场参与调频的仿真模型图，t1为风电场出口变压器，t2为同步发电机出口变压器，l1和l2为输电线路，wt1为第一行第一列的风电机组，wt2为第二行第一列的风电机组，wt11为第十一行第一列的风电机组，wt12为第一行第二列的风电机组，wt13为第二行第二列的风电机组，wt22为第十一行第二列的风电机组，wt23为第一行第三列的风电机组，wt24为第二行第三列的风电机组，wt33为第十一行第三列的风电机组，pl1为固定负荷的有功功率，pl2为变动负荷的有功功率，ql1为固定负荷的无功功率，ql2为变动负荷的无功功率。

具体实施方式：

具体实施方式一：结合图1说明本实施方式，本实施方式适用于调频控制的直驱型风电场动态等值方法具体过程为：

步骤一、搭建直驱型风电场的电磁暂态模型，直驱型风电场的电磁暂态模型采用附加下垂控制调频方法，进行计算机仿真；

步骤二、获取全风速运行区域内直驱型风电场的电磁暂态模型在电力系统频率下降和电力系统频率上升时参与调频过程的频率响应曲线；

步骤三、风电机组工作在不同的风速区域，系统频率下降和系统频率上升时，系统频率的响应曲线不同，根据频率响应曲线上的聚群特性，将全风速运行区域划分为n个区域，识别出n-1个风速分割点；n取值为正整数；

步骤四、根据步骤三获得的n-1个风速分割点作为分群指标，将全风速运行区域内的风电机组划分为n个风电机组，将各群内的风电机组等值为一台风电机组，即等值机组，计算各等值机组的等效参数和相应的集电网络等效参数，获得风电场等值模型。

具体实施方式二：本实施方式与具体实施方式一不同的是，所述步骤二中全风速运行区域为5.2m/s到25m/s，风速间隔为0.1m/s。

其它步骤及参数与具体实施方式一相同。

具体实施方式三：本实施方式与具体实施方式一或二不同的是，所述步骤四中等值机组的等效参数包括发电机的等效容量，发电机的等效定子电抗，发电机的等效定子电阻，发电机的等效转子惯性时间常数，风力机的等效转子惯性时间常数和风电机组的等效轴系刚度系数。

其它步骤及参数与具体实施方式一或二相同。

具体实施方式四：本实施方式与具体实施方式一至三之一不同的是，所述步骤四中集电网络等效参数包括线路的等效阻抗和线路的等效对地电纳。

其它步骤及参数与具体实施方式一至三之一相同。

具体实施方式五：本实施方式与具体实施方式一至四之一不同的是，所述步骤四中等值机组的等效参数按照容量加权法计算。

其它步骤及参数与具体实施方式一至四之一相同。

具体实施方式六：本实施方式与具体实施方式一至五之一不同的是，所述步骤四中集电网络等效参数按照等值前后集电网络功率损耗相等的原则计算。

其它步骤及参数与具体实施方式一至五之一相同。

实施例：

以下是本发明的一个实施例子，以某33台直驱型风电机组组成的风电场为例，具体步骤和结果如下：

一、搭建直驱型风电场的电磁暂态仿真模型，模型中采用附加下垂控制调频方法，根据《风电机组接入电力系统技术规定》，在系统频率下降和系统频率上升两种工况下，进行计算机仿真。

二、获取风电场在全风速运行区域(5.2m/s到25m/s，风速间隔为0.1m/s)内，系统频率下降和系统频率上升时的频率响应曲线。

三、系统频率下降和系统频率上升时，不同风速的风电场参与调频时，系统频率响应曲线不同，根据频率响应曲线上的聚群特性，获得多个风速分割点

四、把第三步获得的风速分割点作为分群指标划分风电机组，将各群内的风电机组等值为一台，计算各等值机组的等效参数和相应的集电网络等效参数。

五、利用得出的风电场等值模型，采用实际风速数据，对等值方法进行准确性验证。

步骤一搭建的直驱型风电场电磁暂态仿真模型如图9所示，模型附加下垂控制调频方法，风电场通过变压器、输电线路和同步发电机相连，共同为负荷供电，负荷包括固定负荷和变动负荷，仿真参数如表1所示。1s时变动负荷接入或者切除，系统频率下降或上升。

表1仿真参数

步骤二中，风电机组是风电场的重要组成部分，研究其附加下垂控制调频方法时系统频率的响应特性是进行风电场参与调频过程动态等值的基础。不同风速下采用相同的下垂控制系数时，系统的频率特性不同。

为获得全风速运行区域内风电机组附加下垂控制时的频率响应曲线，本发明基于搭建的仿真模型，将风电场与同步发电机组相连，共同为负荷供电。风电机组运行在低风速的工况下，不能参与系统的调频过程，所以风速从5.2m/s，每隔0.1m/s增加至25m/s，在1s时接入负荷或者切除负荷，主要的仿真参数同上文。系统频率下降和系统频率上升的频率响应曲线如图2和图3所示。图中每一条曲线对应某一风速下的仿真结果，为显示直观，图中仅列出典型风速下的频率响应曲线。

步骤三中，风电机组工作在不同的风速区域，系统频率下降和系统频率上升时，系统频率的响应曲线不同。由图2可知，接入负荷系统频率下降，风机工作在不同的风速区域时，系统频率的响应曲线有明显的差异，风速为5.2—8.2m/s、风速为8.8—10.9m/s和风速为11—25m/s的风电机组具有明显的聚群特性，可以识别出8.2和10.9m/s两个分割点。

风速为5.2—8.2m/s时，风电机组运行在最大风能追踪区；风速为8.8—10.9m/s，风电机组运行在恒转速区；风速为11—25m/s，风电机组运行在恒功率区；风速为8.3—8.7m/s，风电机组运行在最大风能追踪区与恒转速区分界点附近，参与调频后转子转速降低，风电机组运行从恒转速区跨越到最大风能追踪区，最大风能追踪功率变化范围较大，不同风速下频率响应曲线不同。由于恒转速区和最大风能追踪区功率特性曲线差异较大，转子转速在两区分界点所对应的转子转速值附近发生振荡，系统频率轻微振荡，很快恢复稳定。虽然系统频率变化趋势存在一定差异，但该区域内风速变化范围较小，仍可以将风电场内风电机组等值为一台风机，可以识别出8.7m/s这个分割点。综上，系统频率下降时，风电场参与调频过程动态等值方法可以识别出8.2m/s、8.7m/s和10.9m/s三个分割点。

由图3可知，切除负荷系统频率上升，风机工作在不同的风速区域时，系统频率的响应曲线有明显的差异，风速为5.2—7.8m/s、风速为8.3—10.2m/s和风速为11—25m/s的风电机组具有明显的聚群特性，可以识别出7.8m/s和10.2m/s两个分割点。

风速为5.2—7.8m/s时，风电机组运行在最大风能追踪区；风速为8.3—10.2m/s，风电机组运行在恒转速区；风速为11—25m/s，风电机组运行在恒功率区；风速为7.9—8.2m/s，风电机组运行在最大风能追踪区与恒转速区分界点附近，系统频率上升，转子转速升高，风电机组运行从最大风能追踪区跨越到恒转速区，由于两区域间功率特性曲线差异较大，转子转速在两区分界点所对应的转子转速值附近发生振荡，系统频率轻微振荡后很快恢复稳定。风速为10.3—10.9m/s，风电机组运行在恒转速区与恒功率区分界点附近，桨距角控制不动作。系统频率上升时转子转速超过额定转速，变化范围增大，系统惯性增强，频率特性得到改善。风速为7.9—8.2m/s和10.3—10.9m/s时，由于风速变化范围较小，虽然频率特性曲线存在一定差异，仍可以分别将该风速区域内的风电机组等值为一台风机，可以识别出8.2m/s和10.9m/s两个分割点。综上，系统频率上升时，风电场参与调频过程动态等值方法可以识别出7.8m/s、8.2m/s、10.2m/s和10.9m/s四个分割点。

步骤四中，在全风速运行区域内，以系统频率下降和系统频率上升时的频率响应曲线的聚群特性，获得分割点。频率下降时取分割点(8.2m/s、8.7m/s、10.9m/s)和频率上升时取分割点(7.8m/s、8.2m/s、10.2m/s、10.9m/s)作为分群指标划分风电机组，将各群内的风电机组等值为一台，计算各等值机组的等效参数和相应的集电网络等效参数。等值风速为该群内所有风电机组出力之和的平均功率所对应的等效风速。单机等值风速veq的计算公式为：

式中，m为风电机组的台数，j为机组的编号，pj为第j台机组的有功出力。pj＝f(vj)代表机组的风速-功率特性曲线。

等值风电机组的各个参数按照容量加权法计算，等值集电网络的参数按照等值前后集电网络功率损耗相等的原则计算，具体过程本发明将不再赘述。

步骤五中，对等值方法进行准确性验证，保证风电场等值模型适用于调频控制。具体地，可以根据至少一组检测风速，分别对风电场等值模型、传统单机等值模型和详细模型分别进行系统频率下降和系统频率上升仿真试验，比较风电场等值模型、传统单机等值模型和详细模型在同样风速、同一频率变化下的有功功率和系统频率响应曲线，从而判断风电场等值模型的仿真效果。

本算例在某3×11风电场5月8日至5月14日的1008组风速数据中，随机选取了如图4所示的30组风速数据进行等值实验。1s时接入或者切除负荷，风电场与同步发电机相连，主要仿真参数同上文。为展示本发明方法的等值效果，随机选取了第15组风速系统频率下降与系统频率上升时和单机等值的效果进行了对比，结果分别如图5至图6和图7至图8所示。

由图5至图6和图7至图8可知，采用本发明的分群策略可以明显提高传统单机聚合的等值精度，风电场的有功功率和系统频率的跟踪效果均较好。因此，本发明的等值策略对风电场参与调频过程具有良好的适应性。