双馈式风电机组（精选6篇）
双馈式风电机组 篇1
1 双馈式风电机组的运行情况
自我国大部分陆上式风电场双馈式风电机组投运以来, 经常出现发电机轴承被损坏的情况。从损坏程度来看, 除去轴承本身的质量问题和发电机润滑不良等因素, 发电机轴电流的产生是导致发电机轴承受损的主要原因之一。
在双馈式风电机组的运行过程中, 转子会因为电磁感应而形成轴电压。当轴电压达到一定程度后, 它能够击穿油脂形成轴电流。轴电流对风电机组轴承的损坏极大, 极易导致润滑油脂失效, 并在轴承轨道上形成麻点甚至搓板纹, 进而阻碍轴承的正常运行。这是导致风力发电机轴承被损坏的主要原因之一。过去, 预防轴电流的方法就是在设计、制造轴承时, 在轴承与轴承座之间加一层绝缘板 (或采用电绝缘轴承) 阻断轴电流流通, 同时, 在转轴上加装接地碳刷, 及时消除轴电压。目前, 风电场采用的是电绝缘轴承, 并在其非驱动端加装接地碳刷, 以消除轴电流。
过去, 部分风电场制定了专项技术措施加大对发电机接地碳刷检查和维护的力度。其主要的检查和维护手段包括:1接地环清洁程度检查。接触面要平整、光洁, 无麻点、电腐蚀和油污。2接地碳刷检查。碳刷安装方向要正确, 注意碳、银双拼碳刷的方向。另外, 碳刷的长度不得小新碳刷高度的1/3, 而且刷握压力要符合要求, 即P=20 k Pa。
从目前双馈式风电机组的运行情况看, 由于风力发电机在运行过程中受到的振动比较大, 单纯依靠非驱动端的一组接地碳刷并不能很好地消除轴电流, 所以, 轴承损坏事件时有发生。
2 双馈式风电机组接地改造技术
为了改进发电机转子轴的接地效果, 特提出了在发电机驱动端再增加一套接地装置的改造方案。驱动端加装接地装置的位置如图1 所示。
加装接地装置有2 种方案:1加接地碳刷和接地铜线。接地碳刷的优点是接触均匀、压力恒定, 缺点是容易受到运行环境的影响 (比如油污和振动) 。目前, 国内很多汽轮发电机组都是用铜编织线接地。它的优点是多点接触, 运行受油污和振动的影响比较小, 预防轴电流的效果显著。我国河北省邯峰电厂660 000 k W西门子发电机也改造成了这种接地方式。2在发电机驱动端增加一套不锈钢接地支架, 将铜编织线 (截面积为120 mm2) 作为接地导线直接与轴相连。同时, 将铜编织线用专用接地线 (截面积为16 mm2) 与发电机本体专用接地点相连 (连接前将端子打磨均匀) , 以消除轴电流对发电机造成的影响。具体情况如图2、图3 所示。
3 试验结果
拔掉非驱动端的一块接地碳刷, 将另一块接地碳刷作为接地测量点。此时, 发电机转轴为不接地状态, 示波器录得轴电压高次谐波最大值为0.71 k V, 录波时间单位为20 ns。
在非驱动端安装一块接地碳刷, 将另一块接地碳刷作为接地测量点。此时, 发电机利用单块接地碳刷接地, 示波器录得轴电压高次谐波最大值为0.68 k V, 第一次录波时间单位为20 ns。
如果将录波时间单位改为0.1 ms, 即100 μs, 由于精度的原因, 示波器不能显示最大值。但是, 因为示波器幅值量程选择了自动, 所以, 高次谐波最大值仍在500~1 000 V之间。
在驱动端安装一套新的轴接地铜线, 非驱动端安装一块接地碳刷, 将另一块接地碳刷作为接地测量点。这时, 将录波时间单位精确到20 ns, 示波器录得的轴电压高次谐波最大值为1.42 V。由此可知, 轴电压已经明显受到了钳制。
4 结论
通过实际测试改造方案可知, 如果接地碳刷接地不良 (因为接地环接触不良、压力不足、机组振动等原因) , 其对发电机轴电压的钳制作用则非常有限。在驱动端加装接地铜线以后, 接触面积增大, 不受振动的影响, 并且对轴电压的钳制作用也更加明显, 进一步消除了轴电流, 保障了发电机组的良好运行, 有效提升了风电场的安全运行水平。
双馈式风电机组 篇2
云南省具有明显的季风气候和立体分布, 全年两季风特征显著, 呈冬春季大、夏秋季小, 与水电刚好形成丰枯互补效应[1]。全省宏观选址风电项目超过250个, 可装机容量超过3 000万k W。2014年, 云南省全省风电装机容量1 156.5 MW, 同比2013年520 MW增长了122.40%, 风电开发空间广阔。
风能具有波动性、随机性等特点, 风电规模不断增大将对电网暂态稳定、电能质量以及电力系统调峰等产生显著影响。建立一套能够准确模拟风电机组、风电场以及电力系统之间相互作用关系的风电机组动态模型, 并对模型有效性进行现场测试与验证已成为现阶段风电发展急需解决的一项关键技术问题。本文以激光测风雷达在云南某风电场测试与采集的实际数据进行整理, 对其中一台风力发电机组的风功率特性曲线进行绘制, 并与仿真模型中的风功率特性曲线对比, 验证了所建模型的有效性和适应性。为进行双馈风力发电系统的功率控制与预测分析提供依据与参考。
1 风功率特性曲线
风力发电机组的功率特性曲线描述了风速与机组输出功率之间关系。根据功率特性不仅能够判定风电机组输出性能的优劣, 而且还可以检测风电机组和设备运行状况是否正常, 以及时发现潜在的问题[2]。另一方面, 在风电输出功率预测领域, 功率曲线也得到了广泛的应用。机组运行过程中测试得到的功率特性曲线如果超出设计依据的标准功率特性曲线, 将使风力发电机组处于超负荷状态, 影响机组寿命;而实际测试功率曲线低于制造商提供的标准功率曲线时, 影响机组的年发电量, 使投资者的投资回报率下降。可见, 功率特性曲线对于风电设备制造企业及风电运营单位都具有重要的意义[3]。
一种典型的风电机组功率特性曲线如图1所示。
图中, vci代表切入风速, vco代表切出风速, vr代表额定风速, Pwr代表额定风速下风机发的有功功率, v为该风场的风速值。根据空气动力学原理, 风力发电机组发出的电功率跟风速的3次方成正比, 其输出功率与风速的关系可表示为
式中, , 其中λ为叶尖速比, Cp为最大风能利用系数。
2 激光测风雷达测试方案
测量风力发电机组功率特性过程中, 风电场的环境数据的测量是最重要的环节。在IEC标准中, 只提供了运用测风塔对风力发电机组功率特性的方法, 但在一个大型风电场中, 往往只有1到2个测风塔, 对于云南省的大多风电场来说, 风电机组的排布大多为沿山脊按列分布, 由于地形的差异, 往往容易造成测风塔对与整个风电场的测风不够精确。而如果对单台机组进行测量时, 测风塔与该风机的相对位置决定了数据的精确度。由此看出, 由于测风塔的体积和标定等因素导致了其具有很大的局限性。
采用激光测风雷达进行风速测量, 激光雷达的具体安装的位置应为待测风机附近, 测量其主导风方向上 (即来流方向) 2.5倍 (205米) 叶轮直径距离位置、轮毂高度 (70m) 处的风资源情况, 本方案采用弧度 (Arc) 扫描, 数据处理较容易, 扫描周期较短。激光雷达可从箱变接220V市电进行供电, 建议配置备用电源。
测量数据可通过网络传输或现场导出, 并通过相应的专业软件进行数据处理, 得出2.5倍叶轮直径距离、轮毂高度处的十分钟平均风速、风向、最大值、最小值及标准方差等。
历史气象数据表明, 该风电场11月中旬以后开始来风, 逐渐进入大风季。在12月份, 基本可以覆盖全部风速段, 有利于功率特性的测量。根据IEC标准的要求和现场实际情况, 测试工作12月初开展, 次年2月初结束, 为期两个月, 从而保证每个风速段内的数据点均包含30分钟以上的有效数据。经过踢除异常数据, 共计8082个点, 其风速-功率特性关系如图2所示。
3 双馈风力发电机的数学模型
为了对DFIG风电机组进行更好的研究, 首先必须建立相应的数学模型, 以描述整台风力发电组的动态行为。其中包括了空气动力学模型, 变桨距系统模型, 机械系统模型, 电气系统模型和控制系统模型, 还有对于作为边界条件的风速模型与电网模型。根据电机学基本原理, 从磁链、电势、电流的关系出发, 以定子旋转磁场坐标系为参考坐标系, 分别推导出定子绕组和转子绕组电压的d-q轴分量与定转子电流d-q轴分量及发电机磁链轴分量的数学关系[4], 进而推导出双馈感应发电机的动态数学模型, 三相坐标系中DFIG的数学模型可以分为以下几部分[3]:
3.1 电压方程
i.三相定子电压方程
ii.三相转子电压方程
3.2 磁链方程
其中,
式中, Lms为与定子一相绕组交链的最大互感磁通所对应的定子互感值;Lmr为与转子一相绕组交链的最大互感磁通所对应的转子互感值, 由于折算后定、转子绕组匝数相等, 且各绕组间互感磁通都通过想通磁阻的主气隙, 故可认为Lms=Lmr;Lls, Llr分别为定、转子漏电感。
4 风速和风功率日变化特点
风速随季节变化的同时, 昼夜的更替也会产生有规律的变化, 由于白天与夜间的气温不同, 风速也随着气温的升降而不断变化。正常的风速日变化是午后最小, 此后逐渐增加, 到傍晚达到最大, 日出后风速又随着减弱, 夜晚风速变化较白天快的多。图4给出了该风电场一台机组48小时的风速变化情况。
由图可知, 风在一天内的变化非常明显, 但相邻时间风速的变化相对比较缓和, 对一段时间内的风速变化差分统计结果为0.032 6 m/s2。
5 对比
应用本文建立的双馈式风力发电机组的稳态数学模型, 本文对表1所示的DFIG风电机组的稳态特性进行了计算。
经过计算, 当风速从4m/s变化到18m/s时, 在极端电压保持为额定值, 功率因数为1.0情况下, 该DFIG风电机组的有功功率随风速变化曲线如图4所示。由于测量实验一共进行了两个月, 数据量较多, 特选定2个典型日的数据绘出风功率特性曲线, 共288个点, 以便于与模型结果对比。
通过对比发现, 仿真结果与实验数据趋势基本一致。在起动区与实验数据基本吻合, 两者切入风速都在4m/s左右, 但从最大风能追踪区后段起功率较实验值小, 风速曲线存在锯齿状不够平滑, 是因为实验测量是在高海拔地区进行的, 当空气密度下降时, 将会导致风力发电机组的切入风速增加, 额定风速也要增加, 所以在运行过程中要相应调整机组的控制策略。此外, 由于仿真模型建立时对电网模型进行了简化, 忽略了空间谐波、铁芯损耗等影响, 造成了一定的偏差。后续继续改进仿真模型与修正实测风功率特性曲线将使模型更加可靠。根据实际运行条件与仿真结果分析, 将在下一步的试验中通过改变控制策略与修正调整参数, 使风机达到最佳运行状态, 出力达到最高点。
6 结束语
本文使用激光测风雷达对风力发电机组的风况进行测试, 极大的减少了叶片尾流对传统测风装置的影响, 不需要对风速进行较大的修正, 使得实测风功率曲线更加精确且可靠。但由于空气密度的影响, 风功率特性曲线还需进行适当的修正[6]。IEC61400-12标准规定[7], 如果当地空气密度偏离标准空气密度±0.05以上都应进行修正。在现场进行功率测量和计算时, 每个功率平均值需要根据与气压、温度等相关的空气密度状况来修正。
采用激光测风雷达测量数据对风电机组进行功率特性测试的方法, 不但使设备安装周期大幅缩短, 而且方便了设备的维护, 对于促进我国风电机组功率曲线测试技术进步具有积极的意义。
参考文献
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[2]苏勋文, 米增强, 陈盈今.基于运行数据的风电机组建模方法[J].电力系统保护与控制, 2010, 38 (9) :52-54.SU Xunwen, MI Zeng-qiang, CHEN Ying-jin.Method for modeling wind turbines based on operating data[J].Power System Protection and Control, 2010, 38 (9) :52-54.
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[6]刘海涛.风电场电能质量监测及风机功率特性曲线修正分析[J].内蒙古电力技术, 2011, 29 (1) :34-36.
双馈式风电机组 篇3
基于双馈感应发电机(DFIG)的双馈式风电机组具有利用率高、逆变器容量小、功率可解耦控制[1]等优点。因此,被广泛应用于当前风力发电系统中。但是,双馈式风电机组的电磁暂态特性十分复杂,当电网故障导致机端电压跌落较严重时,定转子侧都会产生过电流。为了保护机组和变流器的安全,目前较多的是在转子侧投入撬棒保护,将撬棒电阻串接到转子侧,以减小系统短路电流[2]。此时,与传统同步发电机向电网注入的短路电流相比,双馈式风电机组的短路电流特性会发生较明显的变化。因此有必要对电网故障时,双馈式风电机组在低电压穿越期间的暂态特性进行全面、深入的研究。
文献[3]指出,双馈机组提供的短路电流与传统同步机组提供的短路电流具有明显的差异。当双馈机组进行故障穿越运行时,其馈入电网的故障电流具有“多态”变化特征,将改变电网的故障特性。文献[4]采用物理过程法分析了机端发生三相对称短路时,定、转子短路电流的频率成分及其计算表达式,适用于假设转子电压保持不变的情况。文献[5]通过类比异步电机的方法分析了DFIG在空载故障时投入撬棒(Crowbar)保护的短路电流峰值。文献[6]采用磁链守恒原理给出了机端发生三相对称故障,撬棒保护动作后的短路电流分析方法。 文献[7-8]给出了双馈式风电机组在电网发生不对称故障时的短路电流解析表达式,并分析了撬棒保护动作后频率成分和衰减时间常数的变化。
上述文献在分析双馈式风电机组的短路电流特性时,均假设撬棒保护瞬时动作。但是实际上撬棒保护并非瞬时动作,而是根据故障严重程度带有不同的动作延时。本文提出一种可以考虑撬棒保护的动作延时对双馈式风电机组短路电流特性影响的分析方法。根据故障特征将故障过程分解为两个阶段:第1个阶段是电网发生故障,电压已经跌落,但撬棒保护还未动作;第2个阶段是经过短暂延时,电流或电压已经达到阈值,撬棒保护动作,同时转子侧变频器闭锁。将第1个阶段的末状态作为第2个阶段的初始状态,通过求解两个过程的短路电流计算式,来分析撬棒保护的动作时间对DFIG短路电流特性的影响。
1 DFIG的正负序矢量模型
本文采用DFIG的空间矢量模型[8-9],定转子侧都采用电动机惯例,忽略磁饱和现象。
DFIG绕组一般为不带中线的星形接线,没有零序分量。 因此,发生不对称电压跌落时,可将DFIG定转子侧电压、电流、磁链等空间矢量分解为正向和反向两个同步旋转坐标系中对应的正、负序矢量形式[10-11],如下式所示:
式中:F表示电压、电流或磁链等电气量;下标“αβ”表示两相静止坐标系,“+”和“-”分别表示正向和反向同步旋转坐标系;上标P和N分别表示正序和负序分量;ω1为同步旋转角速度。
式(2)为DFIG正向同步旋转坐标系下的正序矢量数学模型,式(3)为DFIG反向同步旋转坐标系下的负序矢量数学模型[11]。本文中如无特殊说明,正向同步旋转坐标系下的正序矢量简述为“正序分量”,反向同步旋转坐标系下的负序矢量简述为“负序分量”。
式中:uPs,+,iPs,+,ψPs,+,uPr,+,iPr,+,ψPr,+分别为正向同步旋转坐标系下的正序定转子电压、电流、磁链矢量;uNs,-,iNs,-,ψNs,-,uNr,-,iNr,-,ψNr,-分别为反向同步旋转坐标系下的负序定转子电压、电流、磁链矢量;Rs和Rr分别为定转子侧的绕组;Ls,Lr,Lm分别为定转子侧的自感及互感;ωs为转差角速度,ωs=ω1-ωr,其中ωr为转子角速度;s为转差频率;D为微分算子d/dt。
2 计及撬棒保护动作时间的短路电流特性
2.1 撬棒保护动作过程分析
双馈式风电机组结构及其转子侧撬棒保护电路如图1所示。
当双馈式风电机组发生机端电压严重跌落时,从故障发生到撬棒保护动作短接转子绕组存在一定的延时。该过程可以分解为两个阶段:第1个阶段为从故障发生到撬棒保护动作,该阶段定子侧电压跌落;第2个阶段为故障后电流或电压达到撬棒保护动作阈值,撬棒电阻短接转子绕组,转子侧变频器闭锁,双馈式风电机组作异步运行。 根据式(2)或式(3),可得
式中:M =LsLr-L2m;A=-Lm/M ;B=Ls/M 。
式(4)和式(5)既适用于正序矢量模型,也适用于负序矢量模型。因此,分析第1和第2阶段磁链的计算式,进而可求得整个故障过程的短路电流表达式。
设us′为故障后的电压矢量,有
式中:usP,+和usN,-分别为故障后机端正、负序电压矢量。
2.2 撬棒保护动作前故障电流解析
设t=0时刻故障发生,t=t0时刻撬棒保护投入运行,即0
故障发生前,系统稳态运行。采用电动机惯例,t=0时刻定子电流和磁链如下式所示:
式中:is为稳态运行时的定子电流矢量;ψs为稳态运行时的定子磁链矢量;us为稳定运行时的机端电压矢量;S为风电机组输出的复功率;“*”表示共轭运算。
系统故障前三相对称运行,没有负序分量,即定转子负序磁链在t =0 时刻的值都为零。 根据式(2)、式(3),给出故障后第1阶段所需电气量初值如下式所示:
忽略定子电阻,求解式(2)中定子正序电压矢量方程,考虑定子衰减时间常数的影响,并根据式(8)中定子正序磁链初始值,可得第1阶段定子正序磁链如式(9)所示,求解过程见附录A。
式中:Ts=M/(LrRs),为定子衰减时间常数[12]。
将式(5)代入式(2)中的转子正序电压方程,可得第1阶段转子正序磁链微分方程如下式所示:
求解式(10)可得,第1 阶段转子正序磁链如式(11)所示,求解过程见附录A。
式中:Tr=M/(LsRr),为转子衰减时间常数;C1为积分常数,其值见附录B。
根据式(9)和式(11),第1 阶段定子正序电流为:
同理,忽略定子电阻,求解式(3)中定子负序电压方程。考虑定子衰减时间常数的影响,并根据式(8)中定子负序磁链初始值,可得第1阶段定子负序磁链如下式所示:
由于假设转子电压在该过程中保持不变,且只存在转子正序电压分量,因此转子负序电压分量为零,即urN,-=0。将式(5)代入式(3)中,可得第1阶段转子负序磁链微分方程如下式所示:
求解式(14)可得,第1阶段转子负序磁链为:
式中:C2为积分常数,其值见附录B。
根据式(13)和式(15),第1阶段定子负序电流表达式为:
综上,第1阶段定子电流为:
2.3 撬棒保护动作后故障电流解析
t>t0为第2个阶段,该阶段撬棒保护动作。若将撬棒电阻等效为转子绕组的一部分,则撬棒动作等效为转子绕组端口发生三相短路,端口电压为零。转子侧电阻变为Rt,且有Rt=Rr+Rc,其中Rc为撬棒电阻的阻值。
第2阶段的初始值为第1阶段在末状态的值,相关量的初始值如下式所示:
第2阶段定子正序电压方程与第1阶段相同,故定子正序磁链为:
将式(5)代入式(2)中的转子正序电压方程,并根据转子电压为零,可求得第2阶段转子正序磁链的微分方程如下式所示:
求解式(20)可得,第2阶段转子正序磁链为:
式中:Tr1=M/(LsRt),为撬棒动作后转子侧衰减时间常数;C3为积分常数,根据式(18)可得其值(见附录B)。
根据式(19)和式(21),可得第2阶段定子正序电流为:
同理,第2阶段定子负序电压方程与第1阶段相同,故定子负序磁链为:
将式(5)代入式(3)中的转子负序电压方程中,并根据转子电压为零,可得第2阶段转子负序磁链微分方程如下式所示:
求解式(24),得到第2阶段转子负序磁链为:
式中:C4为积分常数,根据式(18)可得其值(见附录B)。
根据式(23)和式(25),可得第2阶段定子负序电流为:
综上,第2阶段定子短路电流为:
2.4 短路全电流特性分析
综合式(17)和式(27),整个短路过程的定子电流为:
式中:B1=B;C1=C;A,C,D,A1,D1的数值见附录C。
若t0趋近于无穷大,其实质即为不考虑撬棒投入情况下的短路电流计算式(前提条件假设转子电压不变)[4];若t0趋近于零,其实质即为故障后撬棒瞬时投入的短路电流计算式。
根据式(28)可得,短路全电流中包含4种频率成分,依次为正向工频分量、反向工频分量、直流衰减分量和转速频率分量。各频率成分的幅值及其影响因素如表1 所示,表中“√”代表与该因素有关,“×”代表与该因素无关。
结合式(28)和表1可得,若机端电压完全跌落,则故障后定子正负序电压均为零,因此正向和反向工频分量不存在,只存在直流衰减分量和转速频率衰减分量,其中转速频率分量以Tr1快速衰减完,直流分量以Ts缓慢衰减直至为零。若机端电压不对称跌落,则故障后定子正负序电压均不为零,因此存在4种频率分量,除了以Ts衰减的转速频率分量和以Tr1衰减的直流分量外,还存在稳定运行的正向和反向工频分量。
可以看出短路电流计算式极为复杂,撬棒保护动作延时的影响,并不能从撬棒投入前后的短路电流表达式中直观进行对比分析,但从理论上讲,撬棒保护的快速动作会对短路电流峰值起到抑制作用。
3 仿真验证
以MATLAB/Simulink提供的1.5 MW双馈式风电机组仿真模型为参考,验证本文给出的计及撬棒保护动作时间影响的短路电流计算表达式的有效性。DFIG的基本参数和撬棒阻值见附录D。
3.1 对称性故障仿真
t=0ms时,机端发生三相短路,机端电压跌落为零,此时A相电压的初相角α=90°;t0=5ms时,撬棒保护投入运行。图2所示为定子ABC三相短路电流的解析计算波形与仿真波形对比图。
由图2可以看出,解析计算波形可以较准确地复现仿真波形。根据式(28),频率成分中只有快速衰减的转速频率分量和缓慢衰减的直流分量。计算短路电流时假设转子侧电压不变,而仿真中转子侧电压受控制系统影响会发生一定程度的变化,由于两者的不一致造成了部分误差的存在。
为分析对称故障情况下撬棒保护动作时间对短路电流特性的影响,同样令t=0 ms时机端发生三相短路,机端电压跌落为零,分别作出撬棒保护动作时间t0为0,3,5,7 ms时,DFIG定子A相短路电流的解析计算波形与仿真波形对比图,如图3所示。
结合图3和式(28)可知,无论是解析计算波形还是仿真波形,当机端电压对称性跌落时,随撬棒保护动作延时的增加,短路电流中交流分量的幅值会相应增加,但是直流衰减分量不受影响。当延时小于3ms时,对短路电流的峰值影响较小,但当延时大于3ms时,对短路电流的峰值影响较大。
3.2 不对称性故障仿真
t=0ms时,机端发生BC两相相间短路,A相电压不变,BC相都变为A相的反方向,且幅值为A相的一半,此时A相电压的初相角 α=0°。当t0=5ms时,撬棒保护投入运行,DFIG定子ABC三相的短路电流解析计算波形与仿真波形对比图,如图4 所示。
根据式(28)可知,当机端发生不对称故障时,短路电流的频率成分除了衰减的转速频率分量和直流分量外,还存在稳定的正、反向工频分量。
分别作出撬棒保护动作时间t0为0,3,5,7ms,机端发生BC两相相间短路故障时,DFIG定子C相(故障相)短路电流的解析计算波形与仿真波形对比图,如图5所示。
结合图5和式(28)可知,当机端电压不对称性跌落时,撬棒保护的动作延时对短路电流的峰值有一定的影响,当延时小于5ms时影响较小,而当延时大于5ms时影响较大。
4 结语
本文对双馈式风电机组在低电压穿越过程中投入撬棒保护的故障过程进行了系统分析。针对撬棒保护并非瞬时投入运行,而是根据故障严重程度带有不同的动作延时这一问题,提出按照撬棒保护动作时刻将故障过程分解为前后两个阶段考虑的解析方法。以不对称故障为例,分析推导了考虑撬棒保护动作时间的短路全电流的计算表达式。通过该计算表达式,分析了撬棒保护动作时间对短路电流特性的影响。研究结果表明,机端电压跌落情况下,撬棒保护的动作延时会增大短路电流的幅值。从抑制短路电流的角度出发,应加快撬棒保护的动作速度,但撬棒保护动作的同时加速了短路电流的衰减,可能带来故障特征消失,其与保护的协调配合问题仍有待更深入的研究。
大型双馈式风电变流器的短路保护 篇4
现阶段双馈式风电机组在大型并网型风电机组中, 占据主流[1]。对于双馈发电系统, 当电机转速低于同步转速时, 变流器从电网吸收功率输出到电机转子;当转速高于同步转速时, 变流器从转子吸收能量输送到电网。双馈式风电机组的运行要求变流器能够实现能量的双向高质量流动。双馈式风电机组安装的位置及其恶劣的运行环境[2], 决定了双馈变流器将面临众多严峻的挑战, 其中桥臂间、相间或对地短路是其中之一。双馈电机使用滑环碳刷, 当碳粉没有及时清理或清理不完全时, 将产生变流器的相间或对地短路;外部环境气候的急剧变化将导致凝露的发生, 进而引发短路;雷击破坏绝缘引起短路;双馈发电机绝缘损坏引起短路;控制系统故障引起桥臂间短路等。双馈变流器运行环境的特殊性, 面对的复杂多变的电网条件, 以及连接使用滑环碳刷的双馈电机, 这些因素都决定双馈式风电变流器的短路工况发生几率高、强度大, 因此双馈变流器的过流保护需谨慎设计。
1 双馈式风电变流器短路保护要求
通常将IGBT的过流工况分为Ⅰ型短路过流和Ⅱ型短路过流, 前者是指IGBT从阻断状态直接进入短路状态, 发生这种情况的原因是IGBT开通于一个已经短路的负载回路中, 一般是由于负载短路或桥臂的另一IGBT尚未关闭;后者是指IGBT从正常导通进入短路。IGBT短路时, 并不会立即损坏, 随着电流迅速增大, 引起芯片热应力急剧上升。当芯片结温达到约250℃时, 掺杂硅片将变为本征态;而当硅片温度达到铝硅共晶态温度约580℃时, 硅片表面铝电极的触点铝将迁移到硅片里, 进而迁移到PN结, 导致芯片阻断能力的彻底失效;而当硅片温度达到约900℃时, 硅片将完全烧毁。而当芯片温度达到900℃, 或是在580℃时发生了铝迁移, 保护IGBT就已经不可能。
过流保护的根本在于IGBT进入过流工况后, 在其安全可控的时间段内及时切断电路。国内外对变流器的过流保护进行了较多的研究, 文[3]提出了IGBT变流器过流保护的方法, 主要分析介绍了IGBT应对Ⅰ型短路过流的驱动电路设计;文[4]虽然提出了系统级的过流保护策略, 依靠软件采样电流值, 判断是否过流, 由于软件不可能时刻对电流采样, 在两次电流采样之间, 该方法存在过流保护空白时间段, 因此不适合双馈式风电变流器的特殊工况。双馈式风电变流器过流保护所面临的特殊性, 主要体现在如下几方面:
1) 双馈式风电机组存在故障电压穿越问题, 其中主要是低电压穿越。当发生低电压穿越时, 变流器电流比正常运行的电流值大很多。例如某型双馈式风电机组, 正常运行时变流器电流约为300 A, 在低电压穿越时, 运行电流可达800 A。采用常规的过流保护, 可能会将正常的低电压穿越工况误当过流工况。如果将过流保护电流值按照低电压穿越时的电流来设定, 正常运行时发生的过流可能因为过流保护阀值过大而不能及时得到保护, 最终造成变流器或外网电路部件损坏。
2) 双馈变流器直接驱动发电机的转子, 而转子对地的寄生电容比定子对地的寄生电容大10倍以上[5], 因此, 双馈变流器的共模电流远大于常规变流器。目前, 我国双馈发电机的生产制造及质量控制还不成熟, 发电机本身的共模电流较大。某双馈式风电机组共模电流如图1所示, 虽然共模电流有效值只有几个安培, 但其峰峰值达到约200 A。共模电流叠加在相电流上, 可使相电流瞬时值较高, 触发过流保护。
3) 双馈变流器机侧发生对地短路时, 短路回路如图2所示。该回路经过箱式变压器的次边绕组、网侧电抗器和机侧电抗器, 回路电感较大, 电路的di/dt较低 (经实际测试, 某型机组对地短路时电流的di/dt约为30 A/μs) 。此种情况下, 短时间内既不能触发IGBT驱动电路板上的Ⅰ型短路保护功能, 也不能触发依靠电流传感器测量的过流保护。而当电流达到能够触发过流保护时, 其过流时间已经足够长, 可能使IGBT损坏。如果过流保护阀值设定低一些, 保护虽然能早一些动作, 却又不能满足低电压穿越的正常工况要求。对于此种短路保护, 传统的保护方法已经不适用。
4) 双馈式风电机组多位于电网末端, 大功率运行时, 电网电压较高, 通过长期观察发现, 满功率运行时, 690 V的电网电压可升高到740V左右, 加上严格的并网谐波限制, 使得变流器的中间直流电压需设定到1 100 V左右。这对于1 700 V电压等级的IGBT, 容易发生关断过电压。双馈式风电机组有低电压穿越的特殊要求, 在发生低电压穿越时, 大量能量从转子流向变流器, 使变流器中间电压进一步升高, 甚至达到1 400 V, 该工况下, IGBT更容易发生关断过电压。关断过电压可使IGBT失效, 进而发生Ⅰ型短路故障。从以上分析可知, 如果不采取特殊措施, 双馈变流器发生Ⅰ型短路故障的几率将比常规变流器大得多。
从以上列举的四种短路工况可知, 双馈式风电变流器和双馈风力发电机系统, 有其特殊的运行要求, 传统的保护方法, 已不能满足其短路保护的要求。
2 适用于双馈变流器的短路保护
双馈变流器运行工况的特殊要求, 决定其短路保护不同于常规变流器, 需多种保护功能共同作用, 才能很好实现保护功能。这些保护功能包括:退饱和保护, 关断过压保护, 软件过流保护, 硬件过流保护, 熔断器保护。
2.1 退饱和保护
退饱和是指IGBT电流过大, 退出饱和区, 一旦退出饱和区, IGBT会承受全部外部电压, 此时IGBT的压降显著增大, 同时电流也很大, IGBT的损耗非常大。工业标准下, IGBT在该状态下能承受10μs;系统必须能在此时间内将器件关断。要在如此短的时间内完成动作, 较好的方法是通过硬件实现, 利用驱动电路识别退饱和工况。根据具体IGBT的型号, 选择合适的集电极-发射极电压阀值, 在IGBT开通时, 当检测到Vce大于该阀值, 认为发生了退饱和, 驱动电路执行保护动作, 关断IGBT。
2.2 关断过压保护
IGBT在关断时, 由于杂散电感的存在, 在IGBT上产生过电压;对于特定型号的IGBT, 当关断电阻选定后, 关断过电压与关断电流有关, 电流愈大, 关断过电压愈大。风电变流器多工作于电网末端, 电网线路较长, 当机组运行在满功率时, 690 V的电网电压常常会升高到约740 V, 这就要求变流器的中间电压不低于1 050 V;而在低电压穿越时, 大量转子能量涌向变流器, 中间电压更是可以达到约1 400 V。双馈变流器普遍采用的1 700 V等级的IGBT, 基于短路电流较大和直流电压较高的原因, IGBT容易发生关断过压。
文章[6]介绍了一种有源钳位电路, 其电路如图3所示, 当IGBT发射极电压超过瞬态抑制二极管TVS的击穿电压时, 发射极电压通过TVS, 二极管和电阻, 向IGBT的栅极产生电流, IGBT栅极电压被抬高, 使其导通, 从而避免由于过压而损坏。
2.3 软件过流保护
电流变化率不高, 电流又处于过流状态, 但IGBT又没有退饱和。此种情况, 使用软件过流保护能取得较好的效果。软件定期读取IGBT的电流值, 经一序列信号分析策略的处理, 与设定值比较, 当超过设定阀值时, 即启动过流保护, 封锁IGBT脉冲, 断开双馈变流器的网侧接触器, 断开双馈发电机定子接触器, 向主控系统报过流故障。更为详细的, 软件过流保护可以判断是机侧变流器还是网侧变流器过流, 是哪一相过流;不但能起到过流保护的功能, 还为过流分析和故障排除提供了方便。软件过流保护具有很好的灵活性, 可以从系统级的高度对变流器过流进行有效保护。
2.4 硬件过流保护
软件过流保护虽然有诸多优点, 但控制系统不可能将全部资源用于盯着传感器的电流值, 进而判别其是否过流。电流采样总会有时间间隔, 例如, 某型变流器的电流读取频率为2 k Hz, 这相当于两次读取电流值的时间间隔为500μs。在这500μs的时间内, 软件过流保护处于空白区。如果这个空白区中出现了过流, 而前一个电流检测时刻电流已处于过流边缘, 且该过流还不至于使IGBT退饱和, 那么软件过流保护需要经过500μs才能动作。在这段时间内, 器件可能已经出现了过热, 甚至损坏, 软件过流保护将失效。
为了弥补软件过流保护的这个不足, 需要设置硬件保护, 其电路结构如图4所示。电流传感器信号送入积分器积分, 在软件读取电流值的同时对积分器清零。积分器在软件过流保护的空白时间内对电流积分, 当累计值超过某设定值时, 触发硬件过流保护, 封锁IGBT脉冲, 断开双馈变流器网侧接触器, 断开双馈发电机定子接触器, 并报硬件过流信号。
2.5 熔断器保护
熔断器是短路保护的最后屏障, 当上述几种短路保护全部失效后, 熔断器要保证仍能将故障支路从电路中切除, 从而保证故障造成的损失不持续扩大。熔断器的工作原理是当过流时熔体发热而熔断, 形成开路。熔断器是传统的过流保护元件, 用于电力电子系统的过流保护, 要求熔断器至少具有快速保护的特性。熔断器要求在满足双馈变流器的额定电压和额定电流的前提下, 其分断能力不低于变流器短路后的最大电流, 熔断时的弧电压不高于IGBT的耐受电压;弧前焦耳积分和总焦耳积分尽量低, 弧前时间尽量短。
为了选择最合适的熔断器, 需要考虑变流器主电路短路运行的诸多要素, 选型时需要协调各要素之间的相互关系, 通过该关系对熔断器进行校核。对于熔断器保护, 好的设计结果是变流器正常工作时, 熔断器不动作;变流器发生短路时, 在前几种短路保护失效后, 熔断器能熔断, 而IGBT完好。
3 短路保护试验
模拟风电变流器的各种短路工况, 主要包括相间短路, 相对地短路, 桥臂间短路等。相间短路如图5所示, 变流器通过输出电抗器及电缆形成短路;相对地短路如图6所示, 短路电流通过机侧电抗器、电缆、箱式变压器的次边绕组、网侧电抗器, 再回到变流器, 其短路阻抗较大, di/dt较低, 过流保护启动时间较长;桥臂间短路如图7所示, IGBT承受全部直流电压。
通过接触器串联熔断器模拟短路, 当接触器闭合时短路发生, 从等风 (变流器启动前发生短路) 、并网、小功率发电、中功率发电、满功率发电, 共5种状态, 多次进行短路试验, 变流器过流保护均正常及时动作, 期间功率器件均完好, 变流器向主控系统正常报错。相对地短路时短路电流波形如图8所示, 保护动作电流约为1 500 A, 结合变流器的短路保护设定参数, 判断为硬件过流保护动作结果;桥臂间短路波形如图9所示, 期间IGBT承受全部直流电压, 驱动电路的退饱和保护动作, 从关断过程的明显延迟可以判断关断过压保护正常动作。
4 结束语
双馈式风电变流器运行于高山、滩涂等恶劣的工作环境, 有严格的谐波限制, 有低电压穿越等特殊要求, 这些特点决定了常规的过流保护措施不能完全满足其短路保护的要求, 应从驱动电路到系统控制、从软件到硬件进行全面的短路保护。
大量的风电机组运行经验及长期的实践考核表明, 通过上述短路保护措施, 可以对双馈式风电变流器的短路工况进行较好的保护。当外部电路发生短路时, 变流器能保护自身不受损坏;当变流器内部发生短路时, 能及时切除故障支路, 不使故障扩大。
摘要：双馈式风电变流器运行于特殊工况, 常规的过流保护措施只能满足双馈变流器在特殊工况下的部分过流保护要求, 应在常规过流保护的基础上, 运用新的短路保护措施, 才能使变流器在外部出现短路情况时, 保护自身免受损害, 而当变流器内部发生短路时, 能及时切除故障支路, 不使故障扩大。以此目标为基础, 本文对双馈式风电变流器短路保护的特殊性及其措施进行了初步探讨。
关键词：双馈,风电,变流器,IGBT,短路保护
参考文献
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双馈风电机组接地方式改造浅析 篇5
双馈式风电机组在运行中在转子上由于电磁感应形成轴电压, 轴电压达到一定程度后能够击穿油脂形成轴电流。轴电流对风电机组轴承损坏极大, 极易导致润滑油脂失效并在轴承轨道上形成麻点甚至搓板纹, 进而损坏轴承运行, 此原因是风力发电机轴承损坏的主要原因之一。以往预防轴电流的措施就是在设计制造时轴承与轴承座之间加一层绝缘板 (或采用电绝缘轴承) 阻断轴电流流通途经, 同时在转轴上加装接地碳刷, 及时将轴电压消除。目前风电场采用电绝缘轴承并在非驱动端加装接地碳刷的方式消除轴电流。
部分风电场曾经制定专项技术措施加强发电机接地碳刷检查与维护, 主要包括以下手段:
1) 接地环清洁程度检查, 接触面平整光洁, 无麻点、电腐蚀、油污。
2) 接地碳刷检查。碳刷安装方向正确, 注意碳、银双拼碳刷的方向;碳刷长度不低于为新碳刷高度的1/3 值;刷握压力符合要求, P=20 k Pa。
从目前运行效果来看, 由于风力发电机运行过程中振动较大, 单纯依靠非驱动端的一组接地碳刷并不能很好消除轴电流, 轴承损坏事件仍时有发生。
2 双馈式风电机组接地改造技术
为改进发电机转子轴接地效果, 本文旨在提出一种在发电机驱动端再增加一套接地装置的改造方案, 位置如图1 所示:
加装接地装置有两种方案:加接地碳刷和加接地铜线。接地碳刷的优点是接触均匀、压力恒定, 缺点是容易受到运行环境影响 (如油污和振动) 。目前国内汽轮发电机组很多采用铜编织线作为接地方式, 其优点就是多点接触、运行受油污和振动影响较小, 防轴电流效果显著, 中国河北省邯峰电厂66×104k W西门子发电机也改造成了这种接地方式。
本方案尝试在发电机驱动端增加一套不锈钢接地支架, 将铜编织线 (截面积120 mm2) 作为接地导线直接与轴相连, 同时将铜编织线采用专用接地线 (截面积16 mm2) 与发电机本体专用接地点相连 (连接前将端子打磨均匀) , 以达到消除轴电流影响的最佳效果。
3 试验结果
1) 拔掉非驱动端一块接地碳刷, 另一块接地碳刷作为接地测量点, 此时发电机转轴为不接地状态。示波器录得轴电压高次谐波最大值为0.71 k V, 录波时间单位20 ns, 如图2 所示。
2) 非驱动端安装一块接地碳刷, 另一块接地碳刷作为接地测量点, 此时发电机为利用单块接地碳刷接地, 示波器录得轴电压高次谐波最大值为0.68 k V, 第一次录波时间单位为20 ns, 如图3 所示。
将录波时间单位改为0.1 ms即100 μs, 因精度原因, 示波器不能显示最大值, 但因示波器幅值量程选择了自动, 可见高次谐波最大值仍在500 V至1 k V之间。
3) 在驱动端安装一套新的轴接地铜线, 非驱动端安装一块接地碳刷, 另一块接地碳刷作为接地测量点。即使将录波时间单位精确到为20 ns, 示波器录得轴电压高次谐波最大值为1.42 V, 轴电压已经明显得到钳制。
4结语
双馈机组风电场动态等效模型研究 篇6
随着风电技术的快速发展[1,2,3]以及风电场接入电网技术规定的颁布[4],双馈风电机组应用日趋广泛,将逐步成为国内主流机型。在大型风电场并网系统的仿真分析中,若对每台双馈风电机组及其控制系统进行详细建模将极大地增加仿真的复杂度,导致计算时间长、资源利用率低。因此,有必要对双馈机组风电场等效建模方法进行深入研究[5,6]。
目前,双馈机组风电场等效建模方法可大致归纳为4种:①把风电场模型等效成一台风电机组,其容量等于所有风电机组容量之和[7,8,9,10];②所有机组采用简化模型,风电场模型的等效功率为各机组的电功率之和[11];③根据风速对风电机组进行分群,保留群内风机的气动模型、轴系模型、桨距角模型以及最大风能追踪(maximum power tracking,MPT)控制模型,将所有分群机械功率总和作为等效发电机的输入[12,13];④根据风速对风电机组进行分群,对同群的风电机组合并等效成一台风电机组,得到多台风电机组表征的风电场等效模型[9,14]。
对于大型风电场,风电场内风速分布不均匀,各风电机组处于不同的运行点[13,14,15],因此,使用一台风电机组的风电场等效模型通常会产生一定的误差;方法2和3的风电机组等效模型由于改变了原有风电机组模型的结构,使得该方法难以实现;方法4的机群分类数随风电场内风速差异的增大而增加,因此当风速差异较大时,等效风电机组的数量可能较大,导致仿真时间较长。
本文提出了一种新的风电场动态等效建模方法,考虑了风速分布不均匀对风电场等效模型的影响。结合双馈风电机组的桨距角控制给出机群分类原则,并采用支持向量机(support vector machine,SVM)对风电场内所有风电机组进行分群,得到三机表征的风电场等效模型。在电力系统分析软件DIgSILENT/Power Factory中建立了双馈机组风电场的详细模型和相应的等效模型,通过仿真验证了该方法的有效性。
1 基于桨距角动作情况的等效建模方法
1.1 双馈风电机组的分群原则
双馈风电机组的结构如图1所示。在低风速时通过MPT控制调节发电机转矩,使风轮按最佳叶尖速比运行;高风速时通过桨距角控制限制气动力矩,恒定功率输出[16,17]。图2和图3分别给出了其控制结构。
根据图3,高风速正常运行时,双馈风电机组的转速高于额定转速,此时桨距角控制动作,将输出功率限制在额定值;风电场出口短路故障时,若双馈风电机组的转速增加并超过额定值,桨距角控制也动作。从图2和图3可知,桨距角控制对风电机组的功率输出和故障期间的动态特性影响较大,因此,本文借鉴电力系统动态等值中同调等值法[18]的思想,以双馈风电机组桨距角控制动作情况为机组分群原则进行分群等值,即把双馈风电机组分成3个群:①故障发生前桨距角已动作的风电机组;②故障前不动作,故障期间桨距角动作的风电机组;③故障前和故障期间桨距角都不动作的风电机组。由于双馈风电机组控制复杂以及故障期间Crowbar的动作,使桨距角的动作情况难以直接判断,而SVM可以很好地解决这一问题,达到动态机群分类的目的。
1.2 反映桨距角动作的SVM特征向量提取
给定训练集为{(x1,y1),(x2,y2),…,(xn,yn)},xi∈R3,yi∈{1,-1},n为样本总数。SVM是从线性可分的最优分类面发展而来的,利用Lagrange方法把求解最优分类面的约束优化问题转化为对偶的最大值问题[19]。
根据此决策函数输出yi的正负来判别样本所属的类别,选取不同的核函数可构成不同的SVM。
为达到利用SVM进行风电机组动态分群的目的,需要提取反映桨距角动作的SVM特征向量。
从图3可以看出,桨距角控制的动作与发电机的转速有关,当发电机转速超过额定转速时,桨距角控制动作。为了简化分析,用一个质量块来描述轴系特性,并忽略质量块阻尼,轴系的运动方程为:
式中:H为惯性时间常数;ωr为风力机转速;Tm和Te分别为风力机的机械转矩和发电机的电磁转矩。
由式(1)可得故障期间的转速为:
式中:ωr0为初始转速。
故障期间的转速大小与初始转速、机械转矩以及电磁转矩相关。这3个变量的相关因素分述如下。
1)初始转速
由图2可知,风电机组的初始转速与MPT有关,其大小由故障前的有功功率决定。
2)机械转矩
风电机组空气动力学模型为:
式中:ρ为空气密度;R为风机叶轮半径;vw为风速;CP为叶片的风能利用系数;λ为叶尖速比;β为桨距角。
由式(3)可知,风力机的机械转矩与风电机组的输入风速有关。
3)电磁转矩
发电机的电磁力矩与输出有功功率的关系为:
式中:Pe为电磁功率;Ωr为转子机械角速度;s为转差;Ps为输出有功功率;ω1为同步转速;pn为极对数。
故障期间定子电流A相电流为[20]:
DUm0
式中:D为电压跌落系数;φ为短路时的相位角;Um0为故障前电压幅值;xs为定子电抗;xs′为定子暂态电抗;a为定子直流分量的衰减系数;Tr′为转子的瞬态时间常数。
发电机的输出功率为:
Ps=u
式中:uA0,uB0,uC0分别为故障前A相、B相、C相电压,其中B相、C相的电压和电流可由A相经角度变换得出。
由式(4)～式(6)可知,电磁转矩与故障前的电压有关。
综上所述,故障期间的转速大小与故障前风电机组的有功功率、机端电压和风速有关(即故障期间桨距角控制的动作也与这3个数据相关),而且在实际应用中上述数据是比较容易获得的。因此,把故障前风电机组的有功功率、机端电压和风速作为特征向量输入SVM分类器,进行动态机群分类。
2 双馈机组风电场的动态等效模型
2.1 等效风电机组的参数计算
设风电场由N台相同型号的双馈风电机组组成,利用SVM把风电机组分成3个群,并把每个机群合并成1台等效风电机组,得出3台风电机组表征的风电场等效模型。风电场等效模型结构如图4所示,图中母线B为汇流母线。
由于风电场一般由容量和型号相同的风电机组组成,等效风电机组的参数与同群风电机组的台数有关。图4中,等效风电机组的各部分参数(有名值)计算式如下。
1)发电机参数
式中:S为发电机容量;m为等效前同群的风电机组台数;下标eq表示等效后;xm为发电机励磁电抗;x1和x2分别为发电机定子电抗和转子电抗;r1和r2分别为发电机定子电阻和转子电阻。
2)轴系参数
式中:Ht和Hg分别为风力机和发电机的转子惯性时间常数;Ks为轴系刚度系数。
3)变压器参数
式中:ST为变压器容量;ZT为变压器阻抗。
4)控制参数
除了功率测量模块外,其他控制参数不变,这也是本方法的一个主要优点。有功功率和无功功率测量模块的等效基准容量为:
Seq=mS (10)
5)无功功率控制参考值
式中:Qref为风电机组的无功功率控制参考值。
6)等效风速
等效风速的求取原则是:故障前等效风电机组的功率输出等于等效前同群的风电机组功率输出之和。图4中,假定等效风电机组1是由故障发生前桨距角动作的风电机组等效而来。其等效风速为:
等效风电机组1是通过桨距角控制使得功率输出恒定,而等效风电机组2和3与等效风电机组1的控制不同,因此其等效风速不能采用平均风速。具体求取方法为:首先通过风速和风速功率曲线得出同群中每台风电机组的功率,然后求取其平均功率,最后通过风速功率曲线反推得出等效风速。设等效前第k台风电机组的输出功率Pk为:
式中:f为风速功率曲线的拟合函数;vk为风速。
等效风电机组2或3的等效风速为:
2.2 风电场集电系统的化简
风电场的集电系统由电缆组成。电缆模型会影响风电机组的机端电压,从而对风电场的输出特性有一定影响,因而需要研究风电场集电系统的等值化简。风电场内电缆的化简原则是:等效风电机组接入点电压等于等效前同群中所有风电机组接入点电压的加权平均值,其权重为风电机组的输出功率。风电场有2种结构,文献[21]给出了干线式接线结构的等效电缆推导过程,本文将给出放射式结构的等效电缆推导过程。假设风电场有N台风电机组,其结构见附录A图A1,以图4中等效电缆1为例说明其化简过程。
假定风电机组的功率因数接近1,可得Uk与母线B之间的电压差为:
式中:U为风电场公共连接点的电压;Zk为第k条电缆的阻抗。
假定等效风电机组1是由等效前同群的风电机组1至m合并而来。取权重为风电机组的输出功率,等效前m台风电机组的加权平均电压差为:
等效风电机组1与母线B之间的电压差为:
由等效前后
以上是对电缆阻抗的等效化简,对于电缆充电电容,可忽略风电场内的电压差异,等效充电电容等于等效前所有电缆的充电电容之和。
2.3 等效模型的误差分析
为了比较不同等效建模方法的优劣,给出了2个评价指标,分别是有功功率绝对误差EP和无功功率绝对误差EQ,其计算公式为:
式中:P和Q分别为风电场详细模型在风电场出口侧的有功功率和无功功率;Pi和Qi分别为基于等效建模方法i的等效模型在风电场出口侧的有功功率和无功功率;S为风电场的装机容量;t1和t2分别为误差分析的起始时刻和终止时刻。
3 算例分析
在DIgSILENT/Power Factory中建立了双馈机组风电场模型,图5为风电场算例结构示意图。
该风电场由30台双馈风电机组组成,风电机组经机端变压器(35 kV/690 V)与电缆连接在母线B上,并通过风电场出口变压器(110 kV/35 kV)与架空线路连接到外部电网。其主要参数见附录A表A1。为便于计算,设母线B与其直接相连风机间电缆长度为1 km,风机间电缆长度为0.6 km。
为便于叙述,将本文给出的等效建模方法记为三机表征法,将文献[7,8,9]的方法记为单机表征法。假设在5 s时A点发生三相短路,0.15 s后同时跳开两侧开关,不重合。故障发生时刻所有风电机组的风速见附录A表A2。针对暂态稳定分析,仿真时可假定风速不变。以故障前风电机组的有功功率、机端电压和风速作为SVM分类器的特征向量,选择径向基为核函数,容错惩罚系数取0.8,核参数取0.9,表1给出了三机表征法的分群结果。
图6给出了风电场详细模型、单机表征法建立的等效模型以及三机表征法建立的等效模型在并网点有功功率、无功功率以及电压的动态响应过程。
根据式(19)、式(20)计算了2种等效方法的有功功率和无功功率误差(t1取4.9 s,t2取5.5 s),单机表征法EP=17.94 %,EQ=12.12%;三机表征法EP=4.61%,EQ=3.24%。
可以看出,本文给出的三机表征方法得到了与风电场详细模型基本一致的动态响应,其等效模型的误差较小。同时表明,在风电场风速差异较大时,用一台风电机组难以准确反映风电场内所有机组的不同桨距角控制动作特性。
为了比较不同分群的等效效果,现给出2种分群方式的两机表征法:一种方式为按故障前桨距角控制是否动作分成2个分群(两机表征法1),即表1的分群2和分群3合并;另一种方式为按故障后桨距角控制是否动作分成2个群(两机表征法2),即将表1的第1分群和第2分群合并。表2给出了3种等效建模方法在并网点的功率误差。
从表2可以看出,与两机表征法相比,三机表征法的等效模型能更准确地反映风电场并网点的动态特性。
按照文献[13]的方法,以风速间隔1 m/s对该双馈机组风电场算例进行分类等效,将得到9台等效风电机组。而本文方法只需3台等效风电机组即可准确反映风电场并网点的动态特性,其工程应用价值相当明显。
经分析,三机表征法中,考虑电缆等效后,EP=4.61%,EQ=3.24%;不考虑电缆等效,EP=9.21%,EQ=6.38%。
可以看出,考虑电缆等效的模型比不考虑电缆等效的模型误差小,说明考虑电缆等效能减少因等效前后电压不同而造成的等效模型误差,从而说明在风电场等效模型中不能忽略电缆模型。
4 结语
本文提出了一种双馈机组风电场的三机表征动态等效建模方法。该方法以双馈风电机组的桨距角控制动作情况为机组分群原则,通过提取反映桨距角控制动作的SVM特征向量进行双馈风电机组的动态分群。同时,给出了等效风电机组参数和等效电缆的计算方法。与传统的等效建模方法相比,三机表征法能更准确地反映双馈机组风电场并网点的动态特性,适用于大容量风电场的动态等效建模和对电力系统的影响分析,具有重要的工程应用价值。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。