CN103972921B - 一种基于功率平衡的永磁同步风电场低电压穿越协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于功率平衡的永磁同步风电场低电压穿越协调控制方法，属于风力发电技术领域。本发明根据检测风电场并网点电压，利用永磁同步风力机组中全功率变换器的有功无功分配能力，在低电压穿越过程中控制风电场中的各永磁同步风力机组向电网发出无功功率。本发明充分利用永磁同步风力机组全功率变流器的无功输送能力，在风电场低电压穿越期间无需加装SVC即可满足向电网提供动态无功电流的要求，同时无需撬棒保护电路即可实现变流器直流电压的稳定和发电机转速的稳定，在降低机组成本的基础上增加了风电系统风电场低电压穿越的可靠性。

Description

一种基于功率平衡的永磁同步风电场低电压穿越协调控制方法

技术领域

本发明属于风力发电技术领域，更准确地说本发明涉及一种基于功率平衡的永磁同步风电场低电压穿越协调控制方法。

背景技术

大规模风电场集中接入给电力系统带来许多新的问题，其中无功电压问题是被国内外学者及制造厂商最为关注的热点。负荷变化、电力系统故障均会导致电网电压的波动，这就要求并网点接入的风力发电机有一定的低电压穿越能力。根据国标《风电场接入电力系统技术规定》(GB/T19963-2011)中对无功电压方面最新要求：(1)风电场并网点电压跌落至20％标称电压时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行625ms；(2)总装机容量在百万千瓦级规模及以上的风电场群，在电力系统发生三相短路故障引起电压跌落时，各风电场在低电压穿越过程中应具有相应的无功支撑能力，风电场注入电力系统的动态无功电流I_T≥1.5×(0.9-V_pu)I_N(0.2≤V_pu≤0.9),其中：V_pu为风电场并网点电压标幺值；I_N为风电场额定电流。

永磁同步风力发电机(PMSG)由于采用全功率变流器且省去了齿轮变速箱将发电机和电网完全隔离，相比传统风力发电机而言系统可靠性大大提高，近几年来随着大容量变流器的研制其市场占有率大幅提升。现有的PMSG风电场低电压穿越(LVRT)控制主要分为两个方面：一是利用撬棒电路消耗电压跌落期间PMSG机组中交-直-交变流器两端的能量差以维持直流侧电压稳定；二是在风电场馈线并网点加装无功补偿(SVC)装置解决风电场并网引起的无功电压稳定问题。由于增加了硬件设备，这两种方法在实际风电场投运中带来很多隐患：(1)使系统复杂化，增加的硬件成本高，且型号性能不统一；(2)对撬棒电路和SVC设备的投入时机算法不成熟，投切调节时间长。这些问题都会导致整个风力发电系统可靠性降低，从而有可能造成系统低电压穿越失败。

近几年中国全力发展大规模风电集中并网，随着装机容量不断上升，现有的PMSG风电场LVRT方法将渐渐不能满足国标对系统经济性和可靠性日趋严格的要求。因此，急需提出一种基于功率平衡的永磁直驱风电场低电压穿越协调控制方法。

发明内容

本发明的目的是：为了克服现有技术的不足，给出一种基于功率平衡的永磁同步风电场低电压穿越协调控制方法。该方法根据检测风电场并网点电压，利用PMSG机组中全功率变换器的有功无功分配能力，在低电压穿越过程中控制风电场中的各PMSG机组向电网发出无功功率。

具体地说，本发明是采用以下的技术方案来实现的，包括下列步骤：

1)实时监测风电场并网点电压值V_out，计算风电场并网点电压标幺值其中V_out-ref为并网点参考电压基准值；

2)当0.9≤V_pu≤1.1时，采用常态控制策略使风电场中各永磁同步风力机组工作在单位功率因素模式，返回步骤1)进行下一轮控制，否则进入步骤3)；

3)当V_pu<0.2或V_pu>1.1时，切断风电场并网出线，使风电场内各永磁同步风力机组脱网，结束本方法；否则进入步骤4)；

4)对风电场中的各永磁同步风力机组采用功率协调控制策略，然后进入步骤5)；

5)监测风电场并网点电压在步骤1)所监测到V_pu的值上的维持时间T，当T超过国家标准《风电场接入电力系统技术规定》相应要求时，切断风电场并网出线，使风电场内各永磁同步风力机组脱网，结束本方法；否则进入步骤6)；

6)进行有功恢复控制，返回步骤1)进行下一轮控制。

上述技术方案的进一步特征在于，所述步骤2)中，常态控制策略是指对风电场中的各永磁同步风力机组采用最大功率跟踪控制。

上述技术方案的进一步特征在于，所述步骤4)中，功率协调控制策略包括变流器功率分配策略和变桨距有功抑制策略。

上述技术方案的进一步特征在于，所述步骤6)中，有功恢复控制是指对风电场中的第i台永磁同步风力机组的网侧变流器根据下式计算各永磁同步风力机组的动态无功电流给定值i_q-ref和有功电流给定值i_d-ref：

i_q-ref＝0

$\frac{P_i}{P_N}\&le;i_{d-ref}\&le;K_1$

其中，下标i为各永磁同步风力机组的序号，P_i为故障前第i台永磁同步风力机组向电网输出的有功功率，P_N为第i台永磁同步风力机组的额定功率，K₁为第i台永磁同步风力机组的网侧变流器的功率极限，1≤K₁≤1.2。

上述技术方案的进一步特征在于，所述变流器功率分配策略包括机侧变流器有功消耗控制策略和网侧变流器无功支撑控制策略，具体控制策略如下：

I、机侧变流器有功消耗控制策略：

I-1)在控制过程中，计算风电场中第i台永磁同步风力机组机端电压u_i，计算第i台永磁同步风力机组的机端电压标幺值u_N为第i台永磁同步风力机组的额定电压；

I-2)根据以下公式改变第i台永磁同步风力机组的机侧变流器的功率给定值：

$p_{i-ref}=K_2\&CenterDot;u_{i-pu}\&CenterDot;\frac{P_i}{P_N}$

q_i-ref＝0

其中，p_i-ref、q_i-ref分别为第i台永磁同步机组机侧变流器的有功、无功给定值，K₂为功率控制系数，0≤K₂≤1；

II、网侧变流器无功支撑控制策略：为使风电场并网点在低电压穿越期间注入电网的动态无功电流达到国标对大型风电场并网的要求，在低电压穿越期间，对风电场中的第i台永磁同步风力机组的网侧变流器根据下式计算各永磁同步风力机组的动态无功电流给定值i_q-ref和有功电流给定值i_d-ref：

i_q-ref≥1.5×(0.9-u_i-pu)i_N

$i_{d-ref}\&le;\sqrt{i_N^2-i_{q-ref}^2}$

其中，i_N为单台永磁同步风力机组的额定电流值。

上述技术方案的进一步特征在于，所述变桨距有功抑制策略为：对第i台永磁同步风力机组利用PI控制器根据发电机转速的偏差调节第i台永磁同步风力机组风轮叶片的桨距角给定值θ_i-ref，使风轮输送到机侧变流器的有功功率P_i-wt与机侧变流器的功率给定p_i-ref相等，从而抑制由于机侧变流器有功消耗控制策略造成的永磁同步风力机组转速波动，以降低由于电网电压骤降引起的直流环节电压冲击。

上述技术方案的进一步特征在于，所述第i台永磁同步风力机组机端电压u_i按下式计算：

$u_i=V_{out}+\frac{P_i{R}_i+Q_i{X}_i}{V_{out}}$

其中，R_i为第i台永磁同步风力机组并网等值阻抗Z_i的电阻部分，X_i为第i台永磁同步风力机组并网等值阻抗Z_i的电抗部分，Z_i＝R_i+jX_i；P_i、Q_i分别为故障前第i台永磁同步风力机组向电网输出的功率S_i的有功功率和无功功率部分，S_i＝P_i+jQ_i。

本发明的有益效果如下：本发明充分利用PMSG机组全功率变流器的无功输送能力，在LVRT期间无需加装SVC即可满足向电网提供动态无功电流的要求，同时无需撬棒保护电路即可实现变流器直流电压的稳定和发电机转速的稳定，在降低机组成本的基础上增加了风电系统LVRT的可靠性。

附图说明

图1为大规模永磁同步风力发电机接入电网示意图。

图2为本发明方法的流程示意图。

图3为本发明方法与利用传统撬棒电路在实现低电压穿越时单机有功输出功率的仿真对比波形图。

图4为本发明方法与利用传统撬棒电路在实现低电压穿越时单机无功输出功率的仿真对比波形图。

图5为本发明方法与利用传统撬棒电路在实现低电压穿越时单机机组转速的仿真对比波形图。

图6为本发明方法与利用传统撬棒电路在实现低电压穿越时单机桨距角的仿真对比波形图。

图7为本发明方法与利用传统撬棒电路在实现低电压穿越时单机风能利用系数的仿真对比波形图。

图8为本发明方法与利用传统撬棒电路在实现低电压穿越时单机变流器直流侧电压的仿真对比波形图。

具体实施方式

下面参照附图并结合实例对本发明作进一步详细描述。

本发明方法所运用的风电场结构如图1所示。风电场由众多PMSG组成，通过主变连接到外部电网。而本发明方法的流程如图2所示，具体而言包括以下步骤：

步骤1)，实时监测风电场并网点电压值V_out，计算风电场并网点电压标幺值其中V_out-ref为并网点参考电压基准值。

步骤2)，当0.9≤V_pu≤1.1时，采用常态控制策略使风电场中各永磁同步风力机组工作在单位功率因素模式，返回步骤1)进行下一轮控制，否则进入步骤3)。常态控制策略是指对风电场中的各永磁同步风力机组采用最大功率跟踪(MPPT)控制，该控制策略已有成熟算法和工程使用软件，故不在此描述。

步骤3)，当V_pu<0.2或V_pu>1.1时，切断风电场并网出线，使风电场内各永磁同步风力机组脱网，结束本方法；否则进入步骤4)。

步骤4)，对风电场中的各永磁同步风力机组采用功率协调控制策略，然后进入步骤5)。

步骤5)，监测风电场并网点电压在步骤1)所监测到V_pu的值上的维持时间T，当T超过国家标准《风电场接入电力系统技术规定》相应要求时，切断风电场并网出线，使风电场内各永磁同步风力机组脱网，结束本方法；否则进入步骤6)；

步骤6)，进行有功恢复控制，返回步骤1)进行下一轮控制。有功恢复控制是指对风电场中的第i台永磁同步风力机组的网侧变流器根据下式计算各永磁同步风力机组的动态无功电流给定值i_q-ref和有功电流给定值i_d-ref：

i_q-ref＝0

$\frac{P_i}{P_N}\&le;i_{d-ref}\&le;K_1$

其中，下标i为各永磁同步风力机组的序号，P_i为故障前第i台永磁同步风力机组向电网输出的有功功率，P_N为第i台永磁同步风力机组的额定功率，K₁为第i台永磁同步风力机组的网侧变流器的功率极限，一般有1≤K₁≤1.2。

步骤4)中的功率协调控制策略包括变流器功率分配策略和变桨距有功抑制策略。其中，变流器功率分配策略包括机侧变流器有功消耗控制策略和网侧变流器无功支撑控制策略，具体控制策略如下：

I、机侧变流器有功消耗控制策略：

I-1)在控制过程中，计算风电场中第i台永磁同步风力机组机端电压u_i，计算第i台永磁同步风力机组的机端电压标幺值u_N为第i台永磁同步风力机组的额定电压。

所述第i台永磁同步风力机组机端电压u_i按下式计算：

$u_i=V_{out}+\frac{P_i{R}_i+Q_i{X}_i}{V_{out}}$

其中，R_i为第i台永磁同步风力机组并网等值阻抗Z_i的电阻部分，X_i为第i台永磁同步风力机组并网等值阻抗Z_i的电抗部分，Z_i＝R_i+jX_i；P_i、Q_i分别为故障前第i台永磁同步风力机组向电网输出的功率S_i的有功功率和无功功率部分，S_i＝P_i+jQ_i。

I-2)根据以下公式改变第i台永磁同步风力机组的机侧变流器的功率给定值：

$p_{i-ref}=K_2\&CenterDot;u_{i-pu}\&CenterDot;\frac{P_i}{P_N}$

q_i-ref＝0

其中，p_i-ref、q_i-ref分别为第i台永磁同步机组机侧变流器的有功、无功给定值，K₂为功率控制系数，0≤K₂≤1；

II、网侧变流器无功支撑控制策略：为使风电场并网点在低电压穿越期间注入电网的动态无功电流达到国标对大型风电场并网的要求，在低电压穿越期间，对风电场中的第i台永磁同步风力机组的网侧变流器根据下式计算各永磁同步风力机组的动态无功电流给定值i_q-ref和有功电流给定值i_d-ref：

i_q-ref≥1.5×(0.9-u_i-pu)i_N

$i_{d-ref}\&le;\sqrt{i_N^2-i_{q-ref}^2}$

其中，i_N为单台永磁同步风力机组的额定电流值。

变桨距有功抑制策略为：对第i台永磁同步风力机组利用PI控制器根据发电机转速的偏差调节第i台永磁同步风力机组风轮叶片的桨距角给定值θ_i-ref，使风轮输送到机侧变流器的有功功率P_i-wt与机侧变流器的功率给定p_i-ref相等，从而抑制由于机侧变流器有功消耗控制策略造成的永磁同步风力机组转速波动，以降低由于电网电压骤降引起的直流环节电压冲击。

图3至图8为分别采用本发明提出控制方法与传统利用撬棒电路卸荷方法在实现低电压穿越期间PMSG单机各状态量的仿真对比波形，体现了风电机组在低电压穿越期间采用本文基于功率平衡的协调控制方法的优越性。图3至图8中实线分别给出了采用本发明基于功率平衡的协调控制方法时PMSG机组有功输出功率、无功输出功率、机组转速、桨距角、风能利用系数以及变流器直流侧电压仿真曲线，而虚线则是采用传统撬棒卸荷电路控制时的结果。由各图可知，当风电场出线端出线端发生电压跌落时，采用本发明控制方法时机组有功输出有少许减少以保证相应的无功支撑输出，桨距角的投入动作带来了风能利用系数的迅速降低，一方面稳定了PMSG机组转速平稳(变化限制在4％内)；另一方面由于没有使用撬棒电路，低电压穿越期间避免了由于撬棒电路投切引起的变流器直流侧的电压冲击，增加了系统可靠性。电压恢复后，由于机组转速上升有限，系统能在较短时间内恢复正常运行。风电机组在整个低电压穿越期间能保持并网运行。

虽然本发明已以较佳实施例公开如上，但实施例并不是用来限定本发明的。在不脱离本发明之精神和范围内，所做的任何等效变化或润饰，同样属于本发明之保护范围。因此本发明的保护范围应当以本申请的权利要求所界定的内容为标准。

Claims (2)

1.一种基于功率平衡的永磁同步风电场低电压穿越协调控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)实时监测风电场并网点电压值V_out，计算风电场并网点电压标幺值其中V_out-ref为并网点参考电压基准值；

2)当0.9≤V_pu≤1.1时，采用常态控制策略使风电场中各永磁同步风力机组工作在单位功率因素模式，返回步骤1)进行下一轮控制，否则进入步骤3)；

所述常态控制策略是指对风电场中的各永磁同步风力机组采用最大功率跟踪控制；

3)当V_pu＜0.2或V_pu＞1.1时，切断风电场并网出线，使风电场内各永磁同步风力机组脱网，结束本方法；否则进入步骤4)；

4)对风电场中的各永磁同步风力机组采用功率协调控制策略，然后进入步骤5)；

所述功率协调控制策略包括变流器功率分配策略和变桨距有功抑制策略；

所述变流器功率分配策略包括机侧变流器有功消耗控制策略和网侧变流器无功支撑控制策略，具体控制策略如下：

I、机侧变流器有功消耗控制策略：

I-1)在控制过程中，计算风电场中第i台永磁同步风力机组机端电压u_i，计算第i台永磁同步风力机组的机端电压标幺值u_N为第i台永磁同步风力机组的额定电压；

I-2)根据以下公式改变第i台永磁同步风力机组的机侧变流器的功率给定值：

$p_{i-ref}=K_2\&CenterDot;u_{i-pu}\&CenterDot;\frac{P_i}{P_N}$

q_i-ref＝0

其中，p_i-ref、q_i-ref分别为第i台永磁同步机组机侧变流器的有功、无功给定值，K₂为功率控制系数，0≤K₂≤1；

II、网侧变流器无功支撑控制策略：为使风电场并网点在低电压穿越期间注入电网的动态无功电流达到国家标准《风电场接入电力系统技术规定》对大型风电场并网的要求，在低电压穿越期间，对风电场中的第i台永磁同步风力机组的网侧变流器根据下式计算各永磁同步风力机组的动态无功电流给定值i_q-ref和有功电流给定值i_d-ref：

i_q-ref≥1.5×(0.9-u_i-pu)i_N

$i_{d-ref}\&le;\sqrt{i_N^2-i_{q-ref}^2}$

其中，i_N为单台永磁同步风力机组的额定电流值；

所述变桨距有功抑制策略为：对第i台永磁同步风力机组利用PI控制器根据发电机转速的偏差调节第i台永磁同步风力机组风轮叶片的桨距角给定值θ_i-ref，使风轮输送到机侧变流器的有功功率P_i-wt与机侧变流器的功率给定p_i-ref相等，从而抑制由于机侧变流器有功消耗控制策略造成的永磁同步风力机组转速波动，以降低由于电网电压骤降引起的直流环节电压冲击

5)监测风电场并网点电压在步骤1)所监测到V_pu的值上的维持时间T，当T超过国家标准《风电场接入电力系统技术规定》相应要求时，切断风电场并网出线，使风电场内各永磁同步风力机组脱网，结束本方法；否则进入步骤6)；

6)进行有功恢复控制，返回步骤1)进行下一轮控制；

所述有功恢复控制是指对风电场中的第i台永磁同步风力机组的网侧变流器根据下式计算各永磁同步风力机组的动态无功电流给定值i_q-ref和有功电流给定值i_d-ref：

i_q-ref＝0

$\frac{P_i}{P_N}\&le;i_{d-ref}\&le;K_1$

其中，下标i为各永磁同步风力机组的序号，P_i为故障前第i台永磁同步风力机组向电网输出的有功功率，P_N为第i台永磁同步风力机组的额定功率，K₁为第i台永磁同步风力机组的网侧变流器的功率极限，1≤K₁≤1.2。

2.根据权利要求1所述的基于功率平衡的永磁同步风电场低电压穿越协调控制方法，其特征在于，所述步骤4)中第i台永磁同步风力机组机端电压u_i按下式计算：

$u_i=V_{out}+\frac{P_i{R}_i+Q_i{X}_i}{V_{out}}$

其中，R_i为第i台永磁同步风力机组并网等值阻抗Z_i的电阻部分，X_i为第i台永磁同步风力机组并网等值阻抗Z_i的电抗部分，Z_i＝R_i+jX_i；P_i、Q_i分别为故障前第i台永磁同步风力机组向电网输出的功率S_i的有功功率和无功功率部分，S_i＝P_i+jQ_i。