一种变速恒频双馈风电机组调频策略

一种变速恒频双馈风电机组调频策略

1dfig的风速分段调配策略新颁布的《风电站接入电气系统技术法规》（gbt19963-2011）规定了风电站在网络上运行时的频率范围，并考虑了对能源效率的控制，但尚未规定风电站是否参与系统的频率。目前,国内外学者主要在风电机组有功输出对系统频率的影响[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11]和风电功率余量调节方面进行了一定的研究,并从不同角度对风电机组的控制策略加以改进[9,10,11,13,14,15,16,17,18,19]。对DFIG,通常可通过调节其转子转速释放或存储部分动能的方式参与系统频率调节;或追踪90%次优功率曲线,并通过转速调节参与系统调频。前者调节能力有限,且只适用于系统频率波动较快成分的调节;后者可能因整个运行区间留有较大功率余量而影响机组运行的经济性。如何兼顾机组运行的经济性和系统频率调节需求,并适应不同变化速率频率分量的调节需要,有待进一步深入研究。本文提出一种风速分段调频策略,并兼顾机组运行经济性和调频能力需求整定机组启动参与调频的风速门槛值和追踪次优功率曲线时的上调余量。在此基础上,设计了一、二次调频控制器,并由仿真证明了新型调频方法的性能。2称重策略与固定值调整方法2.1辅助调节dfig与常规机组类似,DFIG可参与电力系统一、二次调频,但调节方式有所不同。本文调频方式如下:(1)转速控制。该控制过程短、变化快,能快速吸收或释放转子动能以有效应对频率f波动中变化迅速的部分,这与常规机组的一次调频类似。(2)桨距角控制。该控制属于机械过程,调节相对较慢,可用来调整f波动中变化较慢的部分。本文在一次调频中加入桨距角控制进行辅助调节,能够增强一次调频能力。除此,因为桨距角控制直接改变的是风能利用系数,它能够稳定地改变DFIG的输出功率,故应能胜任二次调频需要以进一步降低系统中因功率长期缺额或过剩造成的频差。在通常情况下,可要求较多的DFIG参与一次调频,其中的少量DFIG同时参与二次调频。对参与一、二次调频或仅参与一次调频的DFIG,均涉及到机组有功余量值的合理整定问题。兼顾调频能力需求和机组经济性,应是整定有功余量需要重点考虑的因素。2.2选取最佳调差系数PraghneshBhatt等提出追踪次优功率曲线运行,如图1所示。设初始点为A,当系统f下降时,调节转子使转速下降以迅速释放部分动能,与此同时DFIG运行点会沿图中AB间实线向B转移,趋向最优功率曲线,输出有功功率增加,相当于有两部分能量同时参与频率调节,增强了调频能力。此方式虽较最优功率追踪方式在调频能力上有所加强,但可能会造成不小的风能损失,且不具备进一步参与二次调频的能力。本文兼顾机组运行经济性和需要提供的调频能力,对功率追踪曲线以整定的风速门槛值为界进行分段处理,如图2所示:在低风速功率较低时,不要求其参与调频,仍然采取最大功率追踪方式;在风速较高且大于门槛值时,风电功率较高,希望其适当参与系统调频,此时采取次优功率追踪方式。分段后的风电功率曲线,其风速分段门槛值和功率次优的程度如何整定,需兼顾机组和电网需求。下面重点分析该问题。当电网风电达到高渗透率且因其引起系统调频资源需求额外增长幅度达到一定水平时,可要求风电逐步参与系统调频。考虑到风电享受优惠发展的特殊性,当其参与调频时,可参照电网中对常规机组调频能力的规定,本着“共同但有区别的责任”原则进行适当放宽。设电网中常规机组调速器的调差系数整定(平均)值为Ru,则风电场一次调频的调差系数Rw为式中,σ为风电场相对于常规机组调差系数放宽的比例系数,σ>1。另外,我国对3000MW以上电力系统的f偏差规定不超过±0.2Hz,因此风电机组因承担调频需要预留的有功功率余量,可以暂时参照0.2Hz的f偏差限值进行折算,即式中,f0为系统标准频率(=50Hz);ρw为预留的有功功率余量百分比,具体应用时,可直接使用该整定值乘以机组实际功率水平获得功率余量MW值。假设Ru典型值为5%,当σ取2(即同等容量下风电机组的调频容量需求只是常规机组的一半)时,Rw=10%。代入式(2)得ρw为4%。进一步地,可将最大有功功率余量4%按一定比例分配给一、二次调频。例如,对只参与一次调频的风电机组(场),可将其中的3%功率余量分配给由转速控制承担的一次调频部分,其余1%分配给由桨距角控制承担的一次调频部分;对少量参与二次调频的机组(场),可将其中的1%功率余量分配给转速控制部分,其余3%分配给桨距角控制部分。至于对实际电网,最大有功功率余量的分配,可参照由一定方法评估所得的一、二次调频需求比重进行。上述预留的4%功率余量是针对图2高风速段运行时的次优功率曲线而言的。其中,高风速分段的门槛值需要在考虑允许的风电机组(场)风能损失上限值的条件下进行整定。具体方法如下:设需整定的风电机组(场)所在区域电网全年的风电功率水平百分比(风电功率实际出力相对于区域电网风电总装机容量的百分比)的概率密度分布已知(由历史数据统计得出)。基于此概率密度和已经获得的有功功率余量ρw,以及风电损失最大允许值ψw(损失风电电能相对于全年可发总风电电能的百分比),可以先按如下步骤整定与高风速段门槛值对应的风电功率水平百分比的门槛值τw:(1)设τw的初值τw0(接近100%)。(2)从区域电网风电功率水平百分比概率密度分布曲线上,在[τw0,100%]内按一定步长Δτw采样若干点的概率密度值pi,i=1~N,N为采样点数。(3)计算在[τw0,100%]内因预留有功功率余量ρw而可能损失的风电能量百分比:式中,M为在[0,100%]内按Δτw采样概率密度值的总点数。整理式(3)得(4)判断ψ<ψw?若成立,将τw0-Δτw赋给τw0返回(2);否则,将τw0赋给τw,结束。获得τw后按如下关系折算高风速段门槛值vw:式中,ve为风电机组额定风速,m/s。为防止实际控制过程因风速在vw上下变动造成风电机组(场)在参与调频(次优曲线)与不参与调频(最优曲线)之间频繁切换,影响机组寿命和控制稳定性,可将vw拓展为门槛带[vwL,vwH],当风速由高于vwH进入该带时,保持机组参与调频,只有在风速低于vwL时才退出调频功能,进入常规的最优功率追踪模式;当风速由低于vwL进入该带时,保持机组最优功率追踪模式,只有在风速高于vwH时才又进入调频模式。图3给出了某区域电网全年风电功率水平百分比的概率密度。设某风电机组的额定风速为12m/s时,预留的功率余量为4%,当该区域风电损失最大允许值ψw在0.5%~3.5%范围内变化时,整定的高风速段门槛值vw见下表所示。对ψw=3%的情况,vw=8.4m/s,若门槛带按ψw±0.5%的偏差进行设置,则[vwL,vwH]=[7.2,9.2]m/s。3同时，二次频率检测方法3.1dfig的转速控制一次调频转速控制逻辑如图4所示。当风速高于vwH时,DFIG运行在次优功率曲线上。一旦f变化量Δf及其变化率dΔf/dt均超出死区,DFIG将迅速释放或存储转子动能,以调节频差。在调节时转速不能过低,否则可能引发停机,故需在控制系统中设置最低转速环节(例中ωL为0.8(pu))。若f下降,且Δf和dΔf/dt均超出死区,DFIG立即调节转子转速增加有功出力,此时转子转速下降,由于ωL限制,转速不会低于0.8(pu),一旦f恢复到死区以内,调节结束,输出的调节信号恢复为0,DFIG转速恢复,重新开始追踪次优功率曲线。若风速低于vwL,DFIG追踪最优功率曲线;若处于门槛带[vwL,vwH]内,则暂时保持原控制模式。与图4逻辑对应的控制框图如图5所示。图中,转子转速高于最低转速时,输出的逻辑值为1,否则为0;由频率变化率超出死区输出的逻辑值1,否则为0。两个逻辑值“相与”后再与调节信号相乘,输出的非“0”信号启动转子侧逆变器PI控制器以调整转子转速。3.2控制律设计及控制逻辑桨距角调节较转速调节的响应慢,通常可参与频率变化较慢分量的调节。风力发电机组的风能捕获模型为式中,Cp为风能捕获系数;ρ为空气密度;A为叶轮的扫风面积;v为风速;系数kp=0.5ρA。风能捕获系数为式中,λ为风力机叶尖速比;ωr为风力机转速;R为风力机叶轮半径;β为桨距角,C1~C6为常数,与具体型号的机组特性有关。当系统出现频差Δf时,根据调差系数可以计算出风电机组需要调节的有功ΔP;再由式(6)得与ΔP对应的Cp大小、由式(7)~式(9)得β。然而,β(Cp,λ)为非线性隐函数,求解困难。为方便使用,可根据风电机组实际工况进行简化。当机组追踪最优功率曲线运行时,对不同的风速,Cp和λ保持定值不变。类似地,可以分析得出,当机组追踪相对于最优功率留有固定余量的次优功率曲线时,Cp和λ也保持定值不变。因此,在本文调频控制中,β成为关于Cp的单变量函数,可由简单的二次函数拟合所得,即当针对某典型机组取式(7)中C1~C6值分别为0.5176、116、0.45、-21和0.0068时,式(10)系数分别为a=-11.48738、b=-35.18482和c=19.20077。桨距角控制的控制逻辑与图4类似,区别在于此时的控制信号送给桨距角控制系统。相应的控制框图如图6所示,图中F(Cp)可以采用式(10)简单形式,当判断f变化率在较低范围内时输出逻辑1,调节量与之相乘即为ΔCp。Cpref为Cp初始值,根据2.2节保留策略,只参与一次调频的风电机组(场),1%功率余量分配给频率一次调频(桨距角控制)部分,则相应Cpref取为0.99倍最优Cp;少量参与二次调频的风电机组(场),3%功率余量分配给桨距角控制部分,相应Cpref取为0.97倍最优Cp。3.3目标调整功率的确定二次调频控制模块如图7所示。其中,给定机组功率调节量ΔP*并根据式(6)计算得到调节量ΔCp*并与Cp初始值作差,通过式(10)拟合方程得到相应桨距角值β*,即可得到目标调整功率。4模拟分析4.1u3000变压器与负载线路间的连接对图8系统仿真,并考察高风速和低风速工况、渗透率为5%和20%时加减负载后的调频效果。图8系统容量为200MW,有一台水电机组,经50km线路连在110kV/35kV变压器上,变压器另一侧连接到负载母线上,两组各自连在一条母线上的风电机组,每组10台,分别通过两台690V/35kV变压器接到40km线路上,最后连在负载母线上。负载分为两个,一个为恒定负载,另一个通过断路器作为突加或突减负载,水电厂调差系数5%。4.2风电机组参与频率调节设风速为8m/s且处于门槛风速以上,系统初始负荷为150MW,在10s时突增10MW负载。图9为风机桨距角控制曲线,桨距角初始位置在高于0°上,该值大小根据有功保留策略计算得出,在10s时,由于突加负载,桨距角迅速减小到0°,参与频率调节。图10为风电场有功出力曲线。稳态时,出力分别为2.2MW和8.5MW,突加负载后,风电场迅速增加出力参与频率调节,最终根据二次调节指令有功输出分别增加0.3MW和1.2MW。图11为系统f变化曲线。在风电机组未参与系统调频时,风电渗透率越高,f下降越大,最低下降到48.86Hz(见图11b),而在风电机组参与系统频率调节后,风电渗透率越高f恢复越好,最终稳定在50Hz附近。这说明,渗透率不是造成调频负担增加的原因,相反,只要风电机组适度参与调频,f质量可以维持在较高水平。4.3风电场出力变化设系统初始负荷为150MW,在10s时突减10MW负载。图12为风机桨距角控制曲线,在10s时,由于突减负载,桨距角迅速调节参与调频最终运行在10°和6°。图13为风电场有功出力变化曲线。稳态时,出力分别为2.2MW和8.5MW,突减负载后,风电场迅速减少出力参与频率调节,最终在二次调频作用下,在一段时间后出力分别下降约0.3MW和1.2MW。图14为f变化曲线。在风电机组未参与系统调频时,风电渗透率越高,f上升越大,最高上升为51.1Hz(见图14b),而在风电机组参与f调节后,f最高上升值均有所下降,并且风电渗透率越高,下降越明显,最终稳定在50Hz附近。4.4低风速时参与频谱的仿真效果设风速为6m/s且处于门槛风速以下,系统初始负荷为150MW,在10s时突增10MW负载。在本文策略中,风速低于门槛值时,风电机组(场)不参与调频。为说明低风速不参与调频的负面影响,可反过来先考察低风速时参与调频的正面效果。若正面效果不明显,则可以认为低风速不参与调频的负面影响较小,从而间接地说明低风速不参与调频的合理性。下面给出低风速时参与调频的仿真效果。图15为风机桨距角控制曲线,在10s突加负载,桨距角迅速减小到0°,参与频率调节。图16为风电场有功出力曲线。突加负载后,风电场迅速增加出力参与频率调节,但调节功率较高风速时明显降低。图17为f变化曲线。在各渗透率情况下,频率调节效果均不明显。这说明,在低风速段,可以允许风电机组(场)不参与电网调频。4.5风电场运行调整反过来考察低风速参与调频的正面效果,以间接说明低风速不参与调频的合理性。系统在10s时突减10MW负载,图18为风机桨距角控制曲线,可以看到在10s时,由于突减负载,桨距角迅速调节至10°减小出力。图19为风电场有功出力变化曲线。由于本身出力较小,风电场在调节过程中有功出力减小量也较高风速时明显减小。图20为f变化曲线。在各渗透率情况下,低风速段不参与调频相对于参与调频,差异不明显。综上所述,在低风速段,特别是渗透率