基于能量存儲函數(shù)的雙饋風力發(fā)電機控制策略

0基于能量存儲函數(shù)的雙饋風電機組控制策略2007年底，世界風力發(fā)電總安裝能力為9412mw，新安裝能力約為27%。隨著風電接入系統(tǒng)容量的不斷增加,風電場對系統(tǒng)的影響日趨顯著。與國外風電主要通過低壓配電網(wǎng)分散接入系統(tǒng)的方案不同,中國集團式風電接入方案將大規(guī)模風場電能通過高壓遠距離輸送后集中接入輸電網(wǎng)。這一風電接入特點使國內(nèi)的風電對接入系統(tǒng)穩(wěn)定性影響與相應(yīng)控制問題顯得尤為突出。目前,針對風電場對接入系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響,國內(nèi)外已開展了部分研究。無論是早期的鼠籠式風機還是目前大量應(yīng)用的雙饋風電機組均有利于系統(tǒng)小干擾穩(wěn)定性的改善。雖然雙饋感應(yīng)發(fā)電機(DFIG)比鼠籠式風機能夠更有效地利用風能,但對系統(tǒng)小干擾的阻尼特性卻相對較弱。傳統(tǒng)同步機組通過勵磁與調(diào)速器控制改善系統(tǒng)同步穩(wěn)定性,但針對如何控制風電場以提高其接入系統(tǒng)穩(wěn)定的研究則仍不多見。常用的DFIG風電機組仍沿用傳統(tǒng)同步機中按系統(tǒng)頻率偏差進行比例調(diào)節(jié)的電力系統(tǒng)穩(wěn)定器(PSS)控制方案。針對鼠籠式風電系統(tǒng)穩(wěn)定性問題,文獻將頻率偏差信號引入槳距角控制從而改善接入系統(tǒng)的小干擾穩(wěn)定性。無論是常規(guī)還是風電接入的電力系統(tǒng),其電能發(fā)、輸、用三者實時平衡特性不變。電力系統(tǒng)失去穩(wěn)定是遭受擾動后系統(tǒng)內(nèi)部能量交換與分布嚴重不平衡的結(jié)果,穩(wěn)定控制的作用應(yīng)當是減少因擾動引起的不平衡能量以維持系統(tǒng)穩(wěn)定。本文應(yīng)用基于能量守恒的方法構(gòu)造含風電接入系統(tǒng)的能量存儲函數(shù)。在附加外部控制時,由于風電接入系統(tǒng)能量存儲函數(shù)對給定能量供給率滿足耗散條件,故通過設(shè)計相應(yīng)的DFIG風電機組控制結(jié)構(gòu)可對系統(tǒng)進行鎮(zhèn)定。由于控制策略本質(zhì)上是非線性的,故在各種系統(tǒng)運行方式下均能有效改善系統(tǒng)動態(tài)特性。采用矢量控制,DFIG風電機組轉(zhuǎn)子角度與輸出功率沒有直接關(guān)系。不同于同步機,DFIG轉(zhuǎn)角改變時不會發(fā)生功角失穩(wěn)。以此為前提,控制策略充分利用變速恒頻風電機組與電網(wǎng)柔性連接的特性,通過DFIG風電機組轉(zhuǎn)速變化吸收故障期間系統(tǒng)中的不平衡能量,從而改善風電機組接入的以同步機為主的電力系統(tǒng)動態(tài)特性。1風電機動態(tài)存儲函數(shù)為考察風電場對其接入系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響,需建立表征其接入電力系統(tǒng)特性的能量函數(shù)。本文采用由文獻提出,并由文獻進一步發(fā)展的基于能量守恒構(gòu)造系統(tǒng)能量存儲函數(shù)的方法。對一n節(jié)點電力系統(tǒng),各節(jié)點電流向量可分為4部分,由基爾霍夫電流定律有:YBUB-ΙG+ΙL-ΙW=0(1)式中:YB為不計負荷系統(tǒng)導(dǎo)納陣;UB∈Rn為母線電壓向量;YBUB為網(wǎng)絡(luò)中電流向量;IG∈Rn為發(fā)電機注入電流向量;IL∈Rn為負荷電流向量;IW∈Rn為風電場注入電流向量?？紤]在無附加控制條件下構(gòu)造風電機接入系統(tǒng)能量存儲函數(shù),其中不包括風電機自身動態(tài)。由式(1)有:[(YBUB-ΙG+ΙL-ΙW)*]ΤdUB=0(2)式中:*表示取共軛。由式(2)知:∫xx0Ιm[n∑i=1(n∑j=1Y*ijU*j)dUi-nG∑i=1Ι*GidUi+nL∑i=1Ι*LidUi-nW∑i=1Ι*WidUi]=C(3)式中:Im表示取虛部;Ui為風電場出口母線電壓幅值。式中積分項具有能量的量綱。在式(3)中,考慮系統(tǒng)中經(jīng)節(jié)點i接入并采用最優(yōu)功率追蹤控制的DFIG風電機組,相應(yīng)部分為:∫Ιm[-nW∑i=1Ι*WidUi]=-∫nW∑i=1(Ρoptidθi+QoptiUidUi)(4)式中:Popti和Qopti為最優(yōu)功率追蹤下風電機有功、無功功率;θi為慣量中心(COI)坐標下風電場出口母線電壓相角。同理,對式(3)中各項,考慮含有發(fā)電機經(jīng)典模型、無損網(wǎng)絡(luò)及恒功率負荷模型的系統(tǒng),有W+nG∑i=1∫t0Diω2idt=C(5)式中:W為能量存儲函數(shù),W=nG∑i=1(12Μω2i-Ρmiδi)|xx0-(12n∑i=1BiiV2i+n-1∑i=1n∑j=i+1BijViVjcosθij)|xx0+nL∑i=1(ΡLiθi+QLilnVi)|xx0-∫nW∑i=1(ΡWidθi+QWiUidUi)(6)由式(5)知系統(tǒng)能量存儲函數(shù)滿足:dWdt=-nG∑i=1Diω2i≤0(7)系統(tǒng)無附加控制時,不包括風電機自身動態(tài)的電力系統(tǒng)遭受擾動后,若系統(tǒng)中不平衡能量能夠通過足夠的機械阻尼“消耗”掉,則系統(tǒng)中各同步機組恢復(fù)穩(wěn)定,否則系統(tǒng)失去穩(wěn)定。2風電機組自身轉(zhuǎn)速波動影響因素分析對附加控制的風電系統(tǒng),系統(tǒng)能量變化取決于系統(tǒng)自身能量衰耗與外部提供的能量。考慮對已使用最優(yōu)功率追蹤的風電場施加輔助控制量Pw=Popt+ΔPw,Qw=Qopt+ΔQw,則式(3)中風電場部分為:CW=-∫[nW∑i=1(Ρoptidθi+QoptiUidUi)+nW∑i=1(ΔΡWidθi+ΔQWiUidUi)](8)對式(6)所示能量存儲函數(shù),由式(3)、式(8)有:W+nG∑i=1∫t0Diω2idt+∫nW∑i=1(ΔΡWidθi+ΔQWiUidUi)=C(9)故系統(tǒng)能量存儲函數(shù)變化率為:dWdt=-nG∑i=1Diω2i-nW∑i=1(ΔΡWiθi′+ΔQWiUi′Ui)<-nW∑i=1(ΔΡWiθi′+ΔQWiUi′Ui)(10)式中:θi′=dθi/dt,Ui′=dUi/dt。定義外部對系統(tǒng)的能量供給率為:s=-nW∑i=1(ΔΡWiθi′+ΔQWiUi′Ui)(11)由式(10)知,不包括風電機自身動態(tài)的風電接入系統(tǒng)滿足以下耗散條件:dWdt≤s(12)即當外部以能量供給率s對系統(tǒng)能量存儲函數(shù)W產(chǎn)生影響時,系統(tǒng)當前時刻總能量總是不大于初始時刻的總能量與系統(tǒng)在全過程中吸收能量的總和,系統(tǒng)運動伴隨有能量損耗。對耗散系統(tǒng)易知,當外部能量供給率s<0時,系統(tǒng)漸近穩(wěn)定:dWdt≤s<0(13)由式(13),若選取控制規(guī)律為:{ΔΡWi=ΚΡθi′ΔQWi=ΚQUiUi′(14)式中:KP和KQ為比例系數(shù)。顯然,通過反饋有:dWdt≤-nW∑i=1(ΚΡθi′2+ΚQUi′2)<0(15)閉環(huán)系統(tǒng)在平衡點處局部漸近穩(wěn)定。因式(6)中能量存儲函數(shù)不含風電機組自身動態(tài),故控制目標為鎮(zhèn)定以同步機為主的電力系統(tǒng)。由式(9)可知,在動態(tài)過程中,無輔助控制的原系統(tǒng)能量與控制作用下風機吸收的能量之和仍保持恒定。若選取反饋規(guī)律(式(14)),風電機組在故障過程中類似“儲能”元件,通過風電機組自身轉(zhuǎn)速變化,“吸收”其接入系統(tǒng)中的不平衡能量。這勢必在改善系統(tǒng)中同步機動態(tài)特性的同時,加劇風電機組自身轉(zhuǎn)速波動。所幸的是,通過矢量控制,可變速運行的DFIG風電機組自身不存在功角失穩(wěn)問題。故機組轉(zhuǎn)速波動的加劇不會對機組自身運行產(chǎn)生不利影響。由于控制規(guī)律中含有無功反饋,應(yīng)對控制規(guī)律給系統(tǒng)電壓穩(wěn)定性帶來的影響進行考察。3基于轉(zhuǎn)子變流器的機組運行約束控制規(guī)律中KP和KQ決定了接入系統(tǒng)能量的衰減速度,其值越大,系統(tǒng)將越快達到平衡狀態(tài)。但實際運行中,反饋控制的程度受DFIG風電機組自身運行限制的約束。DFIG風電機組功率極限受到轉(zhuǎn)子變流器最大電流與定子容量的約束:1)風電機組功率調(diào)節(jié)范圍受轉(zhuǎn)子變流器最大電流制約為:(Ρwωr)2+(U2sXm+Qw)2=(XmUsXsΙrmax)2(16)式中:Pw和Qw分別為DFIG的有功、無功功率;Xm為勵磁電抗;Xs為定子電抗;Us為機端電壓。2)設(shè)DFIG定子容量為Srate,則定子容量約束為:(Ρwωr)2+Q2w=S2rate(17)轉(zhuǎn)速恒定而機組有功功率在額定值內(nèi)變化時,機組相應(yīng)無功功率上下限由圖1中雙值曲線確定。實際運行時需通過限幅環(huán)節(jié)限制反饋控制程度。當機組運行具有較大容量裕度時,反饋控制能力較強,對系統(tǒng)穩(wěn)定作用顯著。但對滿發(fā)機組,其運行已接近功率極限,反饋控制程度較小、作用較弱。4基于穩(wěn)定控制器的穩(wěn)態(tài)控制信號DFIG穩(wěn)定控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖2所示?？刂平Y(jié)構(gòu)由有功、無功2個通道組成。有功通道首先由鎖相環(huán)(PLL)測得風場出口電壓相角φi。遠方通信機組功角信號經(jīng)GetCOI模塊得到全系統(tǒng)COI坐標θCOI,并得到相應(yīng)坐標下風場出口電壓相角θi。高通濾波環(huán)節(jié)濾除穩(wěn)態(tài)相位變化部分,以保證穩(wěn)定控制器不對風速正常變化引起的功率變化產(chǎn)生控制信號。經(jīng)微分環(huán)節(jié)得到的角度變化率θi′通過含有限幅環(huán)節(jié)的增益產(chǎn)生在機組約束范圍內(nèi)的有功控制信號ΔPw。其中微分環(huán)節(jié)通過差分格式實現(xiàn):θi′=θi(t)-θi(t-Δt)Δt(18)無功通道首先由電壓測量環(huán)節(jié)Vmeas得到風場出口電壓幅值U。同樣,經(jīng)過高通濾波和微分環(huán)節(jié)后得到電壓幅值變化率U′,再與電壓幅值相乘通過增益環(huán)節(jié)得到無功控制信號ΔQw。穩(wěn)定控制信號與風機穩(wěn)態(tài)控制信號共同組成風機參考信號。傳統(tǒng)DFIG風機采用僅按系統(tǒng)頻率偏移進行比例控制的PSS控制方案。相比之下,本文的控制方案引入無功控制信號,且由于有功控制在COI坐標下進行,控制效果將更直接作用于系統(tǒng)同步機功角搖擺過程。5阻尼對系統(tǒng)運行特性的影響仿真研究中,在DIgSILENT中用附錄A圖A1所示的WSCC-3系統(tǒng)接入風電場檢驗控制策略。系統(tǒng)中風電場由40臺額定功率為2MW的DFIG風電機組組成。風電裝機占系統(tǒng)總裝機容量的12.3%。其中:G1為平衡機,額定容量247.5MVA;G2額定容量192MVA;G3額定容量128MVA。仿真中初始風速5m/s,并以0.1m/s增加。風速變化如圖3所示。圖4為系統(tǒng)在附錄A所示運行方式下,線路L2中點于15s發(fā)生三相金屬性短路故障,經(jīng)0.04s線路保護將故障線路切除,不同控制方案下系統(tǒng)風電接入系統(tǒng)的動態(tài)過程。圖4(b)為不同控制策略下同步機G2轉(zhuǎn)子功角相對參考機G1的搖擺情況。所設(shè)計的控制器在小擾動條件下與傳統(tǒng)按頻率偏差進行調(diào)節(jié)的方案均可有效阻尼系統(tǒng)振蕩。圖4(c)為僅使用最大功率追蹤與附加本文設(shè)計控制器時故障過程中DFIG風電機組轉(zhuǎn)速變化情況。由于控制目標為改善風電場接入的同步機為主的電力系統(tǒng)動態(tài)特性,故在抑制同步機功角搖擺的同時,DFIG風電機組本身轉(zhuǎn)速擺動將會加劇。隨著轉(zhuǎn)速的不斷變化,風機吸收或釋放系統(tǒng)中不平衡能量從而起到鎮(zhèn)定系統(tǒng)的作用。圖4(d)為故障過程中不同控制方案下電場出口母線電壓變化情況,可見控制方案在改善系統(tǒng)功角穩(wěn)定性的同時不會惡化系統(tǒng)電壓穩(wěn)定特性。圖5為系統(tǒng)在附錄A所示運行方式下,線路L2中點于15s發(fā)生三相金屬性短路故障,經(jīng)0.07s保護將故障線路切除,不同控制方案下系統(tǒng)風電接入系統(tǒng)動的動態(tài)過程。如圖5(a)所示,在大擾動條件下,由于針對小干擾設(shè)計的PSS控制方案已不能有效阻尼系統(tǒng)振蕩。相比之下,由于本文所設(shè)計的控制方案其本質(zhì)是非線性的,且控制作用在COI坐標下進行,故在大擾動條件下同樣能有效改善系統(tǒng)動態(tài)特性。由于解耦控制能夠快速調(diào)整DFIG風機功率,在風場容量占系統(tǒng)容量不大(約12%)時亦能對系統(tǒng)動態(tài)起到較為明顯的改善。如圖5(b),(c),由于在大擾動條件下控制反饋更加強烈,導(dǎo)致DFIG風電機組轉(zhuǎn)速波動較為劇烈。系統(tǒng)遭受大擾動風電場電壓無法快速恢復(fù)時,不僅會對DFIG風電機組自身低電壓穿越能力提出更高要求,還將導(dǎo)致鼠籠式風電機組發(fā)生飛車的嚴重故障。同樣,大擾動條件下所設(shè)計的控制方案沒有對系統(tǒng)電壓穩(wěn)定帶來不利影響。圖6中系統(tǒng)運行方式為:G2出力148.5MW,G3出力70MW,G1出力79.98MW,風場出力21.53MW。圖中為線路L2中點于15s發(fā)生三相金屬性短路故障,經(jīng)0.12s保護將故障線路切除,不同控制方案下系統(tǒng)風電接入系統(tǒng)動的動態(tài)過程。如圖6(c)所示,雖然大擾動條件下DFIG風電機組轉(zhuǎn)速波動較大,但由于DFIG風機自身運行特點,轉(zhuǎn)速波動并沒有對風機運行帶來不利影響,隨著故障恢復(fù),風機轉(zhuǎn)速迅速恢復(fù)正常。如圖6(a),(b)所示,當風電機組僅使用最優(yōu)功率追蹤控制或傳統(tǒng)PSS控制時,在上述故障條件下整個系統(tǒng)已