电力系统的功角稳定性Word格式文档下载.docx

1、为了控制直驱式风力发电系统有功功率以及无功功率，减少其对电力系统的带来的不利因素，很有必要设计直驱永磁同步风力发电系统的并网综合协调控制策略。目前，不少专家学者对风电并网问题进行研究，以实现风电系统与电网和谐发展、互利共赢，但在并网综合协调控制方面研究不多。综上所述，论文对此进行研究，对风电的发展是有重要意义的4-5。2 直驱永磁同步风电系统并网综合协调控制2.1 并网综合协调控制原理由于风力发电机组装机容量的不断加大，风电的大规模接入会给大电网的稳定运行带来越来越多的新问题。当电网发生短路故障、负荷波动等引起风电场出口电压跌落时，在一定的电压跌落限制范围内，风电机组具备的不间断并网运行的能力

2、，即风电系统的低电压穿越能力，目前受到了许多人的关注。对于直驱型风力发电系统，传统控制的无功功率电流限值是按照额定有功功率电流进行整定。此外，由于受到全功率变流器自身物理特性的影响，其电流值不得超过额定电流值Imax。因此，变流器的无功电流极限值受到其输送的有功电流值的影响，关系为 （2.1）式中，Id为变流器的有功电流；Iqmax为变流器实时能够输出的最大无功电流值。众所周知，直驱型风力发电系统的变流器有功和无功功率是解耦控制的。因此，变流器可以独立调节有功出力和无功出力。为了充分利用变流器的功率调节能力，让风电机组自身按照有功出力变化尽可能地参与到无功出力的调节中去。当风电场出口电压跌落较

3、为严重的时候，考虑适当降低有功出力，以此来增加无功出力的输出，防止更为严重的故障情况发生。然而，带有桨距角控制器的直驱型风力发电系统可以满足这种调节要求。图2.1 并网综合协调控制原理由此，论文提出了一种直驱型风力发电系统并网综合协调控制方法：当变流器输出的无功功率到达传统控制的无功功率上限时，无功功率的最大限值按照有功功率的出力来进行整定；若维持并网点的电压稳定所需的无功功率大于变流器的无功最大限值，则通过与变桨角控制协调，适当降低其有功功率出力，从而增加无功功率的输出能力，进一步帮助并网点的电压恢复。图2.1是提出的直驱型风力发电系统并网综合协调控制原理的示意图。有功功率控制包括最大功率点

4、跟踪控制、桨距角控制等，通过与无功功率控制的综合协调控制，可以计算出有功功率指令值和无功功率指令值，作为控制信号调节直驱型风力发电系统的输出，实现系统的功率闭环的控制。2.2 并网综合协调控制策略2.2.1 系统的控制结构并网综合协调控制与传统控制的控制系统结构大体相同，发电机定子绕组通过全功率变流器与电网连接。电机侧变流器用于对同步发电机转速加以控制，达到风电机组的最大功率点跟踪控制的目的。电网侧变流器用于实现对直流母线电压和风电场输出无功功率的控制。桨距角控制保证同步发电机转速不超过额定值。综合协调控制的控制系统结构如图2.2所示。图中，端口1和2的切换原则为：若，选择端口1；，选择端口2

5、。其它，在正常控制（即，传统控制方法）下，变流器输出的无功能较好满足系统电压稳定性的要求，无需采用特殊的控制方法。其中，Igqmax为传统控制方法下的无功电流最大值。a）电机侧变流器控制b）电网侧变流器控制图2.2 并网综合协调控制的控制系统结构端口1：为了充分利用变流器自身的功率调节能力，无功电流限值按照实时有功电流来进行整定。端口2：维持并网点的电压稳定所需的无功大于变流器本身所能提供的最大值，通过降低有功功率出力，来增加无功功率的输出。在通常情况下，一般将并网点的电压信号作为电压控制点，当系统发生负荷波动、短路故障等扰动导致系统电压发生波动时，加以适当的控制使该点电压值恢复到扰动前的大小

6、。针对传统控制方法整定无功电流最大值，没有充分利用变流器本身的无功调节能力，论文提出的并网综合协调控制在此加以改进。比较无功电流指令值与实时运行条件下的限制值的大小，关系式为 （2.2）式中，Imax为变流器的额定电流；Igd为电网侧变流器的d轴有功电流；为电网侧变流器中电压调节器输出的无功电流。如果不满足式（2.2），则电网侧变流器的实际所需的q轴无功电流指令值为 （2.3）如果满足式（2.2），考虑按变流器本身具有的无功调节能力的最大值进行整定，此时q轴无功电流指令值计算公式为 （2.4）此外，为了能尽可能多的输出无功，使得输出的无功能满足电压波动需求量，可以通过适当降低有功电流，从而使得

7、无功电流的限值增加，以此达到增加无功功率的输出的目的。在此，按照电网侧变流器电压调节器输出的无功电流值计算的有功电流指令值为 （2.5）由式（2.5）可得，最优转矩指令值为 （2.6）式中，m为永磁同步发电机转速；Ug为风电场的并网点电压。2.2.2 系统的控制流程图2.3为提出的并网综合协调控制的系统控制流程图。图中，；m0为永磁同步发电机的额定转速；数据采集部分包括电网侧变流器输出的有功电流Igd、电网侧变流器输出的无功电流Igq、电网侧变流器中电压调节器输出的无功电流、永磁同步发电机的转速m和并网点电压Ug。图2.3 并网综合协调控制流程图当负荷波动、短路故障等引起的电压波动较小时，可根

8、据并网点的电压波动情况，按照传统控制方法向系统提供所需的无功功率。当电压波动加大时，达到传统控制方法所能提供的无功上限，变流器切换至端口1，充分利用变流器自身物理特性向系统提供无功功率。然而，当变流器所能提供的无功达到极限值时，变流器切换至端口2，减少发电机组发出有功功率。此时，由于风力机的输入机械功率不会发生突变，发电机的机械转矩大于电磁转矩，发电机的转速m会上升，系统的不平衡转矩的能量转为发电机的动能。若发电机的转速未超过额定转速m0，桨距角控制器不会动作；然而当发电机的转速大于额定转速m0时，桨距角控制器动作，由于桨距角的增加可以减少从风轮机获得的风能，以此来降低发电机的转速m，使得发电

9、机能在安全转速范围内运行。这样，通过协调桨距控制，可以有效降低发电机有功出力，从而增加无功功率的输出能力，有利于系统电压的稳定。3 仿真3.1 单机无穷大系统算例仿真分析单机无穷大系统如图3.1所示。图3.1 单机无穷大系统单机无穷大系统参数如下：，； 3.1.1 三相短路风力发电机组在额定风速vw为13.0m/s稳定运行，1s时某条双回线路的中点发生三相短路故障，0.2s后断开该回线路因而故障消除。并网点电压、风电场输出有功功率、无功功率和变流器输出无功电流响应曲线如图3.2所示。（a） 并网点电压 （b） 风电场输出有功功率（c） 风电场输出无功功率 （d） 变流器输出无功电流图3.2 三

10、相短路动态仿真（一）由图3.2（a）可知，在短路故障期间，并网点电压明显下降，但采用并网综合协调控制的电压下降程度只有传统控制的一半，有利于系统的电压稳定性。由图3.2（b）（c）可得，故障期间，变流器是按照端口2进行控制的，并网综合协调能提供较多的无功功率，且输出有功功率下降要小些。由图3.2（d）可知，传统控制方法在短路故障期间，变流器无功电流受到限制。此外，故障恢复后，并网综合协调控制能使系统较快恢复稳定运行，恢复时间与传统控制相当。（a） 永磁同步发电机转子转速 （b） 桨距角（c） 风能利用系数 （d） 叶尖速比图3.3 三相短路动态仿真（二）图3.3给出了并网综合协调控制下的永磁同

11、步发电机转子转速、桨距角、风能利用系数和叶尖速比的响应曲线。由图3.3（a）可知，在故障期间发电机会加速运行，故障消除后3s时发电机转速能恢复稳定。由图3.3（b）（c）（d）可知，故障期间桨距角会动作，叶尖速比和风能利用率也随之发生变化，同样能在3s时恢复。3.1.2 负荷波动风力发电机组在额定风速vw为13.0m/s稳定运行，在1s时负荷呈线性缓慢增加，2.2s时负荷增加一倍，此时负荷突然恢复正常运行状态。并网点电压、风电场输出有功功率、无功功率和变流器输出无功电流响应曲线如图3.4所示。 （c） 风电场输出无功功率 （d） 变流器输出无功电流图3.4 负荷波动动态仿真（一）由图3.4（a

12、）可知，随着负荷的增加并网点电压明显下降，但采用并网综合协调控制的电压下降程度远小于传统控制，有利于实现低电压穿越。在负荷增加过程中，分为三个阶段：1）1s至1.3s时间段，正常控制阶段；2）1.3s至1.9s时间段，按照端口1控制，利用变流器本身物理特性，增加无功功率输出；3）1.9s至2.2s时间段，按照端口2控制，充分考虑变流器的有功和无功之间的协调控制，降低有功出力，来提高无功功率输出能力。由图3.4（b）（c）可得，在负荷增加的期间并网综合协调控制在阶段2、3能提供更多的无功功率；输出的有功功率在阶段2降低较为缓慢，而在阶段3由于与无功功率的协调控制有功下降速度较快。由图3.4（d）

13、可知，传统控制方法在负荷增加期间，变流器无功电流会受到限制。总之，并网综合协调控制效果要优于传统控制。此外，在并网综合协调控制的阶段3，桨距角控制器会发生动作。并网综合协调控制下的永磁同步发电机转子转速、桨距角、风能利用系数和叶尖速比的响应曲线如图3.5所示。图3.5 负荷波动动态仿真（二）由图2.8（a）可知，发电机1.9s后会加速运转，2.2后开始逐渐恢复，在4s时能基本恢复稳定运转。由图2.8（b）（c）（d）可知，当发电机转速超过额定值，桨距角会动作，叶尖速比和风能利用率也随之发生变化。3.2 多机系统算例仿真分析多机系统采用修改的IEEE三机九节点系统为例，如图3.6所示。风电机组出

14、口电压为690V，经升压变压器升至10kV，再经过集电线路汇集至风电场母线，经主变升压至110kV，再由双回线路接入电网。图3.6 多机系统多机系统参数如下：直驱型风力发电系统的额定功率2MW；额定风速13.0m/s；切入风速3.5m/s；切出风速25.0m/s；风轮直径82.0m；扫风面积5281m2；定子电阻0.821m；定子dq轴电感1.5731mH；极对数26；永磁体磁链5.8264Wb（有效值）；传动系统等效惯量4.3105kg.m2；变桨距时间常数0.2s；变桨距比例系数1；桨距角变化范围030。三机九节点系统中同步发电机、变压器、输电线路和负荷等参数详见文献64。3.2.1 三相

15、短路风力发电机组在额定风速以下vw为11.0m/s稳定运行，1s时线路5-7靠近母线7处发生三相接短路故障，0.1s后断开线路5-7因而故障消除。并网点电压、风电场输出有功功率、无功功率和变流器输出无功电流响应曲线如图3.6所示。图3.7 三相短路动态仿真（一）图3.8 三相短路动态仿真（二）由图3.7（a）（b）可知，在短路故障期间，并网点电压和有功出力均有不同程度降落，但采用并网综合协调控制的跌落只有传统控制的五分之三。此外，故障消除后并网综合协调控制下电压和有功出力恢复过程速度更快且平稳。由图3.7（c）（d）可知，在1.0s至2.5s期间，并网综合协调能输出更多的无功，然而传统控制方法

16、在此期间变流器无功电流受到限制。图3.7给出了并网综合协调控制下的永磁同步发电机转子转速、桨距角、风能利用系数和叶尖速比的响应曲线。由图3.8（a） （c）（d）可知，在故障期间发电机加速运行，但转速不会超过额定值，在2.5s时发电机转速能恢复稳定运转。由图3.8（b）可知，整个控制过程中，桨距角控制器未投入。图3.9 同步发电机功角曲线21图3.9是同步发电机功角21响应曲线。由图可见，该仿真条件下直驱型风电并网能使得系统中的同步发电机的功角21稳定。然而，在并网综合协调控制下，故障后同步发电机的第一摇摆角21摇摆幅度要稍微小于传统控制方法。3.2.2 负荷波动风力发电机组在额定风速以下vw

17、为11.0m/s稳定运行，在1.0s时母线6处负荷呈线性缓慢增加，3s时该负荷增加一倍，此时该负荷突然恢复正常运行状态。并网点电压、风电场输出有功功率、无功功率和变流器输出无功电流响应曲线如图2.13所示。 （a） 并网点电压 （b） 风电场输出有功功率图3.10 负荷波动动态仿真（一）由图3.10（a）可知，在多机系统中随着负荷的增加并网点电压明显跌落，但采用并网综合协调控制的电压跌落仅为传统控制的五分之二。在负荷增加过程中，综合协调控制分为四个阶段：2）1.3s至2.2s时间段，按照端口1控制，利用变流器本身物理特性，增加无功功率输出；3）2.2s至2.6s时间段，按照端口2控制，发电机转

18、速在额定转速以下，桨距角控制器未动作；4）2.6s至3.0s时间段，按照端口2控制，发电机运行在额定转速以上，此时桨距角控制器投入参与调节。由图3.10（b）（c）可得，在负荷增加的期间并网综合协调控制在阶段2、3、4能提供大量的无功功率；输出的有功功率在阶段2几乎不发生变化，而在阶段3、4由于与无功功率的协调控制有功出力有较大的降落。由图3.10（d）可知，传统控制方法在负荷增加期间，变流器无功电流会受到限制。此外，在并网综合协调控制的阶段4，桨距角控制器会发生动作。并网综合协调控制下的永磁同步发电机转子转速、桨距角、风能利用系数和叶尖速比的响应曲线如图2.14所示。图3.11 负荷波动动态仿真（二）由图3.11（a） （d）可知，发电机2.2s后会加速运转，3.0s时开始减速，在4.0s时能基本恢复稳定运转，叶尖速比的变化趋势与发电机转速基本一致。由图3.11（b）可知，当发电机转速在2.6s时超过额定值，桨距角此时会动作。由图3.11（c）可知，风能利用率会随着叶尖速比和桨距角的变化而发生改变。图3.12 同步发电机功角曲线21图3.12是同步发电机功角21响应曲线。由图可见，直驱型风电并网能使得系统中的同步发电机的功角21稳定。然而，在并网协调控制下，同步发电机的功角21摇摆幅度要远小于传统控制方法，也就是说并网协调控制在一定程度上能提高多机