一种提升频率响应能力的风电机组控制参数整定方法与流程

1.本发明属于风电机组频率调节技术领域，具体涉及一种提升频率响应能力的风电机组控制参数整定方法。


背景技术：

2.随着电网中风能的渗透率不断提高，给电力系统的频率稳定性带来了一系列挑战。一方面，以变流器作为接口的风电机组的机械部分与电气部分相互解耦，缺乏与同步机类似的惯性支撑能力，导致大规模风电机组并网后电力系统的总体惯量下降；另一方面，风电机组等新能源机组出力具有随机性和波动性，且并网时通常采用最大功率控制而没有多余的备用功率参与系统的频率调节。因此，为减弱风电并网给电力系统带来的不利影响，许多国家最新发布的并网导则均要求并网风电场能够主动参与系统频率控制。
3.风电机组的惯量控制方法根据调频能量的来源可分为两类：功率备用控制和转子动能控制。功率备用控制主要可通过变桨控制和超速控制来实现，变桨控制[张冠锋，杨俊友，孙峰，等.基于虚拟惯量和频率下垂控制的双馈风电机组一次调频策略[j].电工技术学报，2017，32(22)：225-232]是通过调节风电机组的桨距角来预备备用容量，当系统频率降低时通过调整桨距角增加风机有功输出来参与系统频率调节。超速控制[姜莹，边晓燕，李东东，等.基于可变减载率超速控制的双馈异步风机参与微电网调频研究[j].电机与控制应用，2017，44(9)：118-124]是通过调节风机转速使其工作在次优工作点以达到减载运行的目的，然而此类控制方法会使风电机组偏离最大功率点，不利于风电机组的经济运行。
[0004]
转子动能控制又可分为基于频率响应的附加功率给定控制和虚拟同步控制，基于虚拟同步控制的控制方式目前还处于理论研究阶段，实际工况中风机还是运行在基于最大功率点跟踪控制的电流源型模式。
[0005]
基于频率响应的附加功率给定控制[陈宇航，王刚，侍乔明，等.一种新型风电场虚拟惯量协同控制策略[j].电力系统自动化，2015，39(5)：27-33]是指在风机的最大功率跟踪控制指令上，引入电网频率的比例和微分项叠加生成功率参考值，从而使得风电机组利用转子动能参与系统调频；但该种控制方法中控制参数的整定对风电机组的调频效果具有较大影响，若控制参数选取过大，则风机可能因为转速越限而退出调频；若控制参数选取过小，则风机的调频潜力不能够充分发挥。


技术实现要素：

[0006]
鉴于上述，本发明提供了一种提升频率响应能力的风电机组控制参数整定方法，以解决风电机组等新能源设备高比例接入下传统电网惯量减小频率稳定性降低的问题。
[0007]
一种提升频率响应能力的风电机组控制参数整定方法，包括如下步骤：
[0008]
(1)计算调频阶段风电机组的等效虚拟惯性时间常数；
[0009]
(2)当风电机组结束调频阶段进入转速恢复阶段时，设置风电机组转速恢复阶段的有功功率参考值；
[0010]
(3)根据所述等效虚拟惯性时间常数以及有功功率参考值，设计风电机组参与频率响应全过程的控制策略。
[0011]
进一步地，所述步骤(1)的具体实现方式如下：
[0012]
1.1确定调频阶段风电机组捕获的机械功率表达式以及转子转速表达式；
[0013]
1.2根据上述机械功率表达式以及转子转速表达式计算调频阶段风电机组的有效储能；
[0014]
1.3根据所述有效储能计算调频阶段风电机组的等效虚拟惯性时间常数。
[0015]
进一步地，所述步骤1.1中确定调频阶段风电机组捕获的机械功率表达式如下：
[0016][0017]
其中：pw为调频阶段风电机组捕获的机械功率，a、b、c为拟合系数，ωr为风电机组的转子转速。
[0018]
进一步地，所述步骤1.1中确定调频阶段风电机组的转子转速表达式如下：
[0019][0020]
其中：ωr为调频阶段风电机组的转子转速，tm为风电机组的额定转矩，p为风电机组的极对数，j为风电机组的固有转动惯量，ω0为风电机组的初始转速，t表示时间。
[0021]
进一步地，所述步骤1.2中计算调频阶段风电机组有效储能的方式如下：
[0022]
δe0＝δek+δed[0023][0024]
其中：δe0为调频阶段风电机组的有效储能，δek为调频阶段风电机组的有效旋转动能，δed为调频阶段风电机组捕获机械功率的变化量，ω
min
为风电机组的最低转速，pw(t)为调速过程中t时刻风电机组捕获的机械功率，p0为调速过程初始时刻风电机组捕获的机械功率，t
on
为风电机组调速过程的初始时刻，t
off
为风电机组调速过程的结束时刻。
[0025]
进一步地，所述步骤1.3的具体实现方式为：首先将调频阶段转子转速ωr随时间t的变化关系表示为t＝f(ωr)，并将其代入至调频阶段风电机组捕获机械功率变化量δed的表达式中，即：
[0026][0027]
则：
[0028][0029]
其中：f'(ωr)为f(ωr)的导数表达；
[0030]
最后，计算调频阶段风电机组的等效虚拟惯性时间常数h
vir
＝δe0/pn，pn为风电机组的额定容量。
[0031]
进一步地，所述步骤(2)中设置风电机组转速恢复阶段的有功功率参考值如下：
[0032]
p
ref
＝k
sr
pw+(1-k
sr
)p
mppt
，t＞t
off
[0033]
其中：p
ref
为风电机组的有功功率参考值，p
mppt
为风电机组的最大功率追踪指令值，pw为调频阶段风电机组捕获的机械功率，k
sr
为权重系数，t表示时间，t
off
为风电机组调速过程的结束时刻。
[0034]
进一步地，所述权重系数k
sr
的计算表达式如下：
[0035][0036]
其中：ωr为调频阶段风电机组的转子转速，ω0为风电机组的初始转速，ω
min
为风电机组的最低转速。
[0037]
进一步地，所述步骤(3)的具体实现方式为：在风电机组调频阶段，采用基于风电机组有效储能的变系数虚拟惯量控制策略，从而确定风电机组参与频率响应全过程中的有功功率参考值p
ref
如下：
[0038][0039][0040]
其中：δp为附加有功功率设定值，p0为调速过程初始时刻风电机组捕获的机械功率，t表示时间，t
on
为风电机组调速过程的初始时刻，t
off
为风电机组调速过程的结束时刻，pw为调频阶段风电机组捕获的机械功率，f为系统频率且f＝ωr/2π，δf为频率偏差即δf＝f-f0，f0为风电机组的额定频率，h
vir
为调频阶段风电机组的等效虚拟惯性时间常数，k
p
为比例控制系数，kd为微分控制系数。
[0041]
在新能源高比例接入的背景下，本发明在风电机组综合惯量控制的基础上提出了一种基于风电机组有效储能的变系数控制方法，同时在转速恢复阶段为风电机组设置了合适的有功功率参考值。本发明控制方法不仅能够充分利用风电机组的转子动能参与系统频率调节，还能减小风电机组退出调频时频率的二次跌落，为风电机组参与频率调节时的控制参数选择提供了一种新思路。此外，本发明控制方法基于风电机组的有效储能整定风电机组参与调频的比例控制系数与积分控制系数，能够充分利用风电机组转子动能参与系统频率调节提高频率最低点，从而提升风电机组的频率响应能力。
附图说明
[0042]
图1为本发明风电机组控制参数整定方法的流程示意图。
[0043]
图2为风电机组的传统综合惯量控制示意图。
[0044]
图3为本发明风电机组基于有效储能的变系数综合惯量控制示意图。
[0045]
图4为本发明风电机组等效虚拟惯性常数曲线示意图。
[0046]
图5为本发明实施例风电机组的仿真拓扑示意图。
[0047]
图6(a)为本发明控制方法与传统控制方法下风电机组在调频阶段的系统频率仿
真对比示意图。
[0048]
图6(b)为本发明控制方法与传统控制方法下风电机组在调频阶段的转子转速仿真对比示意图。
[0049]
图6(c)为本发明控制方法与传统控制方法下风电机组在调频阶段的输出有功功率仿真对比示意图。
[0050]
图7(a)为本发明控制方法与传统控制方法下风电机组在转速恢复阶段的系统频率仿真对比示意图。
[0051]
图7(b)为本发明控制方法与传统控制方法下风电机组在转速恢复阶段的转子转速仿真对比示意图。
具体实施方式
[0052]
为了更为具体地描述本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明的技术方案进行详细说明。
[0053]
如图1所示，本发明提升频率响应能力的风电机组控制参数整定方法包括如下步骤：
[0054]
s1.计算调频阶段风电机组的等效虚拟惯性时间常数，具体过程如下：
[0055]
s1.1确定调频阶段风电机组捕获功率以及转子转速的表达式。
[0056]
风电机组捕获的机械功率与转子转速的关系式十分复杂，风机捕获的机械功率可以表示为：
[0057][0058][0059]
式中：c
p
(λ,β)为风能利用系数，λ为叶尖速比，β为风力机桨距角，ρ为空气密度，r为风力机的风轮半径，vw为风速。c
p
(λ,β)的具体表达式为：
[0060][0061][0062]
上述风机捕获机械功率的表达式不适合用于理论分析，考虑风速和桨距角不变的情况下，风电机组捕获的机械功率可以近似表示为：
[0063][0064]
其中：a，b，c为风电机组捕获机械功率二次拟合模型的系数，ωr为风电机组的转子转速。
[0065]
当风电机组释放转子动能参与系统调频时，其转速随时间的变化关系是非线性的，为了简化风电机组转速的变化过程，考虑调频阶段风电机组的不平衡转矩δt＝0.1tm并保持不变。因此，调频阶段风电机组转速随时间的变化关系可以表示为：
[0066][0067]
其中：tm为风电机组额定转矩，p为风电机组的极对数，j为风电机组的固有转动惯量，ω0为风电机组的初始转速。
[0068]
s1.2基于步骤s1.1风机捕获功率及转子转速的表达式，计算调频阶段风电机组的有效储能。
[0069]
当风电机组释放转子动能参与调频时其有效储能主要分为两部分：一是风电机组的有效旋转动能，二是因转子转速下降导致风机捕获功率的减少，则风电机组的有效储能为：
[0070]
δe0＝δek+δed[0071]
其中：δe0为风电机组的有效储能，δek为风电机组的有效旋转动能，δed为风电机组捕获机械功率的变化。
[0072]
考虑风电机组转子转速的限制，则有：
[0073][0074]
其中：ω
min
为风电机组的最低转速，t
on
为风电机组调速的初始时刻，t
off
为风电机组调速的结束时刻，p0为风电机组初始时刻风电机组捕获的功率，pw(t)为调速过程中风电机组捕获的机械功率。
[0075]
s1.3基于步骤s1.2获得的风电机组的有效储能，计算调频阶段风电机组的等效虚拟惯量时间常数。
[0076]
为了将风电机组的有效储能表示为转子转速的显式表达式，可以将转子转速随时间的变化规律表示为t＝f(ωr)并带入调频过程中风机捕获功率变化量的表达式中有：
[0077][0078]
由此，可得风电机组调频过程中的有效储能的表达式为：
[0079][0080]
风电机组的有效储能可以用等效虚拟惯性系数h
vir
表示，定义等效虚拟惯性系数h
vir
为风电机组有效储能与额定容量的比值，则有：
[0081][0082]
其中：pn为风电机组的额定容量。
[0083]
通过上述计算可得，风电机组的等效虚拟惯性常数与转子转速之间的关系如图4所示，其中转子转速为标幺值。
[0084]
s2.当风电机组结束调频阶段进入转速恢复阶段时，设置风电机组转速恢复阶段的有功功率参考值。
[0085]
当风电机组结束调频阶段进入转速恢复阶段时，本发明提出了一种风电机组转速恢复阶段的功率指令给定方式，通过将风电机组功率指令设定为最大功率跟踪曲线与风电机组捕获功率曲线之间，以减小系统频率的二次跌落，此时的功率指令值为：
[0086]
p
ref
＝k
sr
pw+(1-k
sr
)p
mppt
[0087]
其中：p
ref
为风电机组的有功功率参考值，k
sr
为一个0到1之间的常数，p
mppt
为风电机组的最大功率追踪指令。
[0088]
在某一特定风速下，风力机所能捕获的风能大小主要取决于风能利用系数的值，而风能利用系数主要与叶尖速比和桨距角有关，桨距角动作响应速度较慢且频繁变化桨距角不利于风机整体寿命，一般不予考虑。因此，风电机组的最大功率跟踪指令可以表示为：
[0089][0090][0091]
其中：λ
opt
为风力机的最大叶尖速比，c
p,max
为风力机的最大风能利用系数。
[0092]
因此，转速恢复阶段风电机组参与调频的功率为：
[0093]
p
vic
＝k
sr
(p
mppt-pw)
[0094]
参数k
sr
的选择可以考虑如下原则：若调频阶段结束时风电机组转速较低，k
sr
应该大一些从而减小系统的有功缺额避免系统频率出现较为严重的二次跌落；若调频阶段结束时风电机组转速较高，此时退出调频系统频率发生较大跌落的风险较小，k
sr
应该小一些从而加速转子转速的恢复过程。因此，k
sr
的取值可以表示为：
[0095][0096]
s3.基于步骤s1和s2，设计风电机组参与频率响应全过程的控制策略。
[0097]
风电机组的传统综合惯量控制原理如图2所示，一般在风电机组的控制系统中引入频率的变化信号，然后通过风电机组的快速有功控制调节其转子转速参与系统调频，功率指令值一般设置为：
[0098][0099]
其中：δf为频率偏差，k
p
为比例控制系数；kd为微分控制系数。
[0100]
一般而言，风电机组在参与系统调频后需要进行转速恢复重新实现最大功率跟踪控制，传统风电机组的转速恢复方法直接将风电机组的功率指令下降至退出调频时转子转速对应的最大功率点，此时系统中将会出现较大的功率缺额，从而导致系统频率发生较为严重的二次跌落。
[0101]
基于传统风电机组的频率调节与转速恢复方法，本发明做出如下改进：在风电机组调频阶段，在风电机组传统综合惯量控制的基础上提出一种基于风电机组有效储能的变
系数虚拟惯量控制方法，此时风电机组的附加有功功率设定值δp为：
[0102][0103]
因此，风电机组参与频率响应全过程中有功功率参考值为：
[0104][0105]
综上可得风电机组参与频率响应全过程的控制结构如图3所示，图中左侧虚线框为所提变参数综合惯量控制技术，右侧虚线框为改进转速恢复控制策略。当风电机组输出的电磁功率小于风电机组捕获的机械功率时，风电机组已经不再具有调频作用，此时开关s1的状态发生改变，风电机组进入转速恢复阶段。
[0106]
为验证本发明控制策略的正确性，我们在matlab/simulink的仿真环境中搭建了如图5所示的直驱风机并网系统模型，该模型中包括一台1.5mw的直驱风电机组，一台3mw的同步发电机用来模拟实际电网以及两个本地负荷(l1、l2)组成，其中负荷l1设置为3mw，负荷l2设置为0.5mw。开关s1最初处于断开状态，在15s接入系统模拟电网频率跌落的情形，x1为电网的线路阻抗。
[0107]
将本发明变系数控制策略(方案一)与传统的综合惯量控制策略(方案二)进行对比来验证本发明控制策略的有效性。由图6(a)所示，采用传统综合惯量控制时系统频率最低点为49.58hz，而采用本发明变系数控制策略可以提升系统频率的最低点至49.68hz，这是因为在系统频率变化的初期，本发明控制策略的惯性系数和阻尼系数较大，能够阻止系统频率变化过快，并优化系统频率扰动极值；随着风机转子转速的下降，本发明控制策略的惯性系数和阻尼系数在不断减小，可以加速系统频率回归稳态值。由图6(b)和图6(c)可知，采用本发明控制策略时风机的转子转速比传统控制策略更低，负荷突增后风机增发的有功功率更多，从而能够充分利用风机转子动能为系统提供频率支撑，这也说明了本发明控制方法的有效性。
[0108]
将本发明所提风电机组频率支撑柔性退出方法(方案一)与传统直接退出方法(方案二)进行对比来验证本发明控制策略的有效性。本发明中设置风电机组的频率支撑时间为10s，即在25s时风机进入转速恢复阶段，由图7(a)可知，采用传统控制策略时，系统频率会发生较大的二次跌落，至49.48hz，不利于系统的稳定运行，而本发明控制方法能够减小风机退出调频时系统频率的二次跌落至49.65hz，且系统频率恢复时无明显超调现象。由图7(b)可知，本发明控制策略的转子转速恢复时间比传统控制策略长，但能够在系统扰动后平稳过渡到最大功率跟踪状态。
[0109]
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。