双馈感应风电机组（精选7篇）
双馈感应风电机组 篇1
0 引言
随着风电穿透功率的不断提升,风电机组的动态特性对电网安全稳定运行的影响日益显现。另一方面,伴随着风电装机容量的快速攀升,风机制造企业越来越多(仅中国就有80余家整机制造企业),其后果就是风电机组种类繁多。但是公开其风电机组模型及参数的仅有GE和VESTAS的部分机组类型,这给风电机组的建模以及并网仿真分析工作带来难度。因此,真实再现并通过仿真改善风电机组动态特性以满足系统安全稳定运行的需要,显得尤为迫切和必要。
目前,大部分电力系统离线仿真软件(如BPA、PSASP、PSS/E、FASTEST等),都是基于GE或VESTAS公布的简化模型对风电机组模块进行集成。另外一部分仿真工具(如MATLAB/Simulink、DIg SILENT Power Factory、PSCAD/EMTDC等)提供了丰富的模型库,用户可以方便地进行模型搭建,这相比于前述仿真软件是一大进步。但所有这些工具均存在两方面的缺陷:一是计算速度慢,不能满足实时计算的要求;二是不具备与实际装置交互的能力,而这种交互能力非常适合开展模型未知设备的仿真研究。实时数字仿真器RTDS(Real Time Digital Simulator)依托其强大的硬件和软件设计,克服了上述仿真工具的缺点,在继电保护装置闭环测试、控制系统闭环测试、大规模交直流电力系统动态行为仿真和分析等领域得到了广泛应用[1,2,3,4,5]。
由于RTDS/RSCAD中仅包含风力涡轮机的模块,而风电机组中最复杂的控制系统模型还未包含在其模型库中,这直接导致基于RTDS的风电相关研究极少。目前,国外少量应用RTDS研究风电机组建模的报道集中在韩国[6,7,8]和美国[9,10,11,12]。文献[6]在RTDS上搭建了风力涡轮机模型,并通过模拟量端口输入实时气象数据,对实际风速下的风机切入、切出和风速扰动进行了仿真。在此基础上,文献[7]对桨距角控制系统进行了建模,并提出了改善故障期间稳定性的桨距角控制策略。文献[8]对含风电场的实际系统进行了仿真,但是其研究重点是HVDC等值电路的校验。文献[9]基于RTDS搭建了进行风电系统闭环测试的研究平台。文献[10-12]基于RTDS对DFIG矢量定向的有功无功解耦控制进行了建模仿真。在国内,清华大学学者基于RTDS搭建算例模型,对风电功率波动对节点频率的影响进行了评估,但是其搭建的风电模型并未包含变速恒频机组的动态模型,而是将风电的波动等效为节点上负的负荷[13];华北电力大学和金风科技分别实现了基于RTDS的双馈风电机组与直驱永磁风电机组的数模混合仿真研究[14,15]。上述各文献只对RTDS建模的正确性进行了定性的推理或是经验判断,或者直接应用在电力系统分析领域,并未将RTDS仿真结果与其他仿真分析软件结论进行比较验证。将RTDS与其他仿真软件进行比较,不仅可以相互校验以提供建模正确性的量化依据,更有助于区分各仿真平台的优缺点和适用场合。
本文基于主流机型DFIG的平均值模型,在RTDS/RSCAD中进行相应建模;然后在含有DFIG的单机无穷大系统中进行了仿真,对MATLAB和RTDS的仿真方法、仿真过程、结果进行了分析比较;验证了在RTDS/RSCAD上搭建模型的正确性,并指出了RTDS仿真的优势,为进一步研究提供了基础。
1 DFIG平均值模型数学描述
DFIG由风力涡轮机、机械传动系统(即轴系)、双馈感应发电机、变流器及其控制系统、桨距角控制系统等构成,其基本结构如图1所示(1),图中,Ur、Ugc分别为控制模块输出的转子控制电压和电网侧变流器控制电压。其中,双馈感应电机在同步旋转坐标下的电压与磁链方程见文献[16],下文主要介绍传动系统及控制系统模型。
1.1 轴系两质块模型
风力涡轮机的低速轴相对于感应发电机的高速轴有很大的柔性,通过轴的弹性系数和阻尼系数来建模表示。本文采用风力涡轮机和感应发电机的两质块模型来表示风电机组的轴系,其数学模型如式(1)所示。
其中,τtur、τgen分别为风力涡轮机和感应发电机的惯性时间常数(s),Ttur、Tele、Tsha分别为风力涡轮机输出机械转矩、感应发电机电磁转矩和传动轴输出机械转矩(p.u.),ωtur、ωgen分别为风力涡轮机和感应发电机的转速(p.u.),θsha为两质块之间的相对角位移(p.u.),Ksha为轴的弹性系数(p.u.),Dsha为轴的互阻尼系数(p.u.)。文中以风力涡轮机额定功率、双馈感应电机的同步速为基准值。
1.2 桨距角控制系统
变速风电机组中桨距角控制系统的作用有两方面:一方面,在风速超过额定风速时,控制桨距角相应增大,以限制风力涡轮机的机械功率输出,从而控制风力发电机组有功输出不超过其额定功率;另一方面,在感应发电机转子转速超过参考转速时,控制桨距角相应增大,以使得发电机转速跟踪参考转速。图2是桨距角控制系统原理图,图中β为桨距角。
本文按照如下方法求取感应发电机转子参考转速(2):当风电机组输出的有功功率不小于0.75 p.u.时,感应发电机转子参考转速设为1.2 p.u.;当输出有功功率小于0.75 p.u.时,感应发电机转子参考转速按式(2)求取,且参考转速不小于0.7 p.u.。图3是感应发电机转子参考转速与风电机组输出有功功率之间的关系图。
其中,ωref为感应发电机转子参考转速(p.u.),Pmea为测量到的风电机组输出有功功率(p.u.)。
1.3 转子侧变流器控制系统
转子侧变流器控制系统通过控制转子侧电压dq轴分量,进而控制转子侧电流的dq轴分量,从而实现风电机组输出的有功功率及无功功率的解耦控制。
对于PWM变流器,转子侧的参考控制电压的dq轴分量urd_ref与urq_ref满足式(3)。图4、图5分别是转子侧有功、无功解耦控制框图,图4中Tele_ref为电磁转矩参考值。可见,转子侧变流器由2级闭环PI控制组成,分别是功率控制外环和电流控制内环。功率控制闭环产生电流分量参考值ird_ref和irq_ref,电流控制闭环依据转子电流分量比较结果产生解耦的脉冲调制系数u′rd_crl和u′rq_crl,再将耦合量以补偿电压urd_com与urq_com的形式作为前馈量输入,得到最终的脉冲调制系数。其中,补偿电压可按式(4)求得。
其中,urd_crl、urq_crl为变流器控制变量脉冲调制系数,uDC为变流器直流侧电压,isd、isq、ird、irq分别为定、转子电流的d、q轴分量,Lr、Lm分别为转子自感和定转子互感,Rr为转子电阻,ωs为同步速,s为转差率。
1.4 电网侧变流器控制系统
电网侧变流器控制系统有两方面作用:一是控制变流器直流侧电压维持在额定值;二是控制转子侧并网无功功率的大小和方向。
电网侧变流器控制原理与转子侧变流器基本一致,也由解耦的2级闭环控制组成,如图6、图7所示。外环用于控制直流电压及变流器发出的无功功率,产生电网侧变流器的参考控制电流igcd_ref和igcq_ref。一般控制电网侧变流器与主网的无功功率交换为零,故图7中省略了外环的无功控制,而直接设置igcq_ref=0。同式(3)、式(4)类似,脉冲调制系数ugcd_crl与ugcq_crl、参考控制电压的dq轴分量ugcd_ref与ugcq_ref、补偿电压ugcd_com与ugcq_com可分别按图6、图7、式(5)、式(6)求得。
其中,Rci、Lci分别为转子侧耦合电感器的电阻值和电感值,usd、usq为定子电压的d、q轴分量。
1.5 变流器平均值模型
电压源型AC/DC/AC变流器可以用受控源的形式近似描述,称为变流器的平均值模型,如图8所示。其中受控电压源uab_rc、ubc_rc与uab_gc、ubc_gc分别为转子侧和电网侧变流器输出的线电压。受控电压源的控制量是变流器控制系统输出的参考控制电压。直流侧以受控电流源形式表示。根据功率守恒原则,受控电流源的电流值可按式(7)进行控制。
2 仿真方法对比
2.1 MATLAB
由于计算资源有限,为了均衡精度与速度的矛盾,MATLAB提供了3种不同仿真精度的仿真方法(1)。依据其描述的频率范围由大到小顺序依次是:详细模型(detailed model)、平均值模型(average model)和相量模型(phasor model)。
详细模型可对具有高频开关特性的电力电子装置进行详细建模,该模型要求仿真步长足够小(一般为5μs),它适用于谐波及控制系统动态特性研究,其仿真时间宜控制在几百微秒至1 s。平均值模型在每一开关周期内以平均值形式表示,该模型的仿真步长一般为50μs,其仿真时间宜控制在几秒。虽然它不再适合研究谐波问题,但是该模型保留了控制系统与电力系统交互的动态特性。相量模型将时域内的电压、电流简化成额定频率(50 Hz或60 Hz)下的复数,适合于进行十几秒至几分钟的暂态稳定和动态稳定仿真。
2.2 RTDS
RTDS/RSCAD提供的模型库可以划分为电力系统元件库PSC(Power System Components)、控制系统元件库CSC(Control System Components)、电压源换流器小步长模型(VSC small time-step modeling)(2)。其中,含PSC和CSC的主电路一般以50μs的步长仿真,而含VSC的电路以小步长(1.4~2.5μs)仿真。
RTDS硬件基于数字信号处理器(DSP)并应用了先进的并行处理技术,可以维持连续的实时处理。因此,RTDS在对模型进行详尽建模的同时,仍能保持实时输出的计算速度。
另外,RTDS具备连接外部硬件系统进行闭环测试(hardware-in-loop)的能力。
2.3 比较
可见,基于MATLAB仿真时,需要根据仿真要求,先对模型进行简化处理,然后进行计算,以提高速度;而基于RTDS的仿真,是先对模型进行计算,再根据需要对仿真结果进行输出处理和分析,其计算速度对模型的详尽程度不敏感。
3 测试系统构造
3.1 DFIG平均值模型搭建
在RTDS/RSCAD中搭建DFIG平均值模型时,必须从小步长模型库中进行模型选择,并在电压源型变流器桥式箱(VSC Bridge Box)中进行建模。
3.2 单机无穷大测试系统
本文的仿真比较基于图9所示的单机无穷大母线(OMIB)系统。该系统由1.5 MW的DFIG、并联电容器、0.4 k V/35 k V升压变压器、分布式参数输电线路、理想电压源组成。其中,并联电容器按照风电机组额定功率时功率因数为1.0配置为每相0.024 F,其他各元件在RSCAD中的参数如下:35k V输电线路,串联电阻正序0.012 73Ω/km、零序0.386 4Ω/km,串联感抗正序0.293 18Ω/km、零序1.295 69Ω/km,并联容抗正序0.249 98×106Ω·km、零序0.410 88×106Ω·km;0.231 k V/20.21 k V单相变压器,额定容量0.5556 MV·A,正序电抗0.05 p.u.,正序电阻0.001 p.u.;DFIG,定子额定电压0.4 k V,额定容量1.667 MV·A,定子电阻0.023 p.u.,定子电抗0.18 p.u.,励磁电抗2.9 p.u.,转子电阻0.016 p.u.,转子电抗0.16 p.u.,惯性时间常数0.685 s;风力涡轮机及传动链,惯性时间常数4.32 s,额定风速11 m/s,额定转速1.2 p.u.,额定容量1.5 MW,传动链弹性系数80.27 p.u.,传动链阻尼系数1.5 p.u.。由于MATLAB/Simulink与RTDS/RSCAD中各模块的参数配置不尽相同,故Simulink中各参数需要根据RSCAD的值做相应转换而得到。DFIG的控制系统参数如表1所示。
在上述边界条件下,将风速设为10 m/s,稳态时DFIG各状态量如表2所示,表中除桨距角β外均为标幺值,P、Q、Tm、Te、ωg分别为风电机组输出的有功功率、无功功率、机械转矩、电磁转矩、发电机转子转速。由表2中列出的误差项可见,桨距角仿真系统在RTDS与MATLAB平台上具有相同的初值,在此基础上对比研究动态响应是有效的。
4 算例分析
本节对图9所示的OMIB系统分别在RTDS和MATLAB平台上仿真,并进行比较。
4.1 风速扰动
在稳态运行的风电机组基础上施加阵风扰动,风速从10 m/s增加到15 m/s,阵风持续1 s,研究15 s内DFIG的动态响应情况。阵风扰动波形见图10。
图11是该工况下RTDS与MATLAB输出的风电机组输出的有功功率(标幺值)、定子电流(标幺值)、转子电流(标幺值)、网侧变流器电流(标幺值)、变流器直流侧电压、涡轮机及转子转速(标幺值)和桨距角波形,左图为RTDS输出量,右图为MATLAB输出量。
由图11可见,该工况下RTDS与MATLAB输出的各物理量动态响应过程基本一致。但该工况下两者的仿真耗时差别比较大,如表3所示。将仿真耗时tS与被仿真的物理系统的实际时间tR之比定义为“仿真-实际时间比”tS-R%,如式(8)所示。
由表3可见,RTDS依靠其强大的并行计算能力,可实现实时计算的功能,即仿真N秒的系统运行特性仅需N秒的耗时,仿真时间与系统规模及建模方法无关,其仿真-实际时间比始终为1.0。然而,MATLAB作为离线软件,其仿真时间对系统规模及建模仿真方法比较敏感,因此其仿真-实际时间比在一个较大的范围内变化,如平均值模型仿真为获得比较详细时域仿真波形,与MATLAB相量模型及RTDS相比需要耗费更长的仿真时间。
如果用变流器详细模型代替图8所示的平均值模型进行DFIG的仿真,那么MATLAB的仿真耗时将很长,而RTDS则可以通过合理分配GPC,使得其仿真-实际时间比保持为1.0。
4.2 故障扰动
风速保持10 m/s不变,变压器高压侧某一输电线路送端发生三相永久性对地短路故障,经过0.1 s后,该线路两侧开关跳开不重合。图12是该工况下RTDS(左侧)与MATLAB(右侧)输出的各状态量的动态响应过程,图中(a)、(b)、(d)纵轴为标幺值。
由图12可见,该工况下RTDS与MATLAB输出的各物理量动态响应过程基本一致。由图12(a)、(b)、(c)可见,在故障期间,变流器交流侧电流、直流侧电压增加数倍。因此,为保护变流器安全,需要有crowbar电路来保护变流器,实现低电压穿越功能。由图12(d)可见(图11(f)类似),轴系的两质块模型可以模拟扰动情况下由于风力涡轮机和感应发电机转子转速不一致导致的轴系扭转现象。另外,该工况下仿真耗时与风速扰动工况时结论一致。
5 结论与展望
风电的快速发展给风电机组动态特性仿真提出了更高的要求。本文搭建了包含DFIG平均值模型的OMIB系统,从仿真方法、静态初值、动态曲线等方面对比了RTDS与MATLAB的仿真特性,结论如下。
a.仿真精度:两者主电路仿真步长均设置为50μs(其中,RTDS的VSC模块根据开关频率仿真步长更小),仿真精度满足电磁暂态分析要求;而且RTDS的静、动态仿真结果与MATLAB一致。
b.仿真速度:MATLAB仿真速度与系统规模、模型种类有关;而RTDS对系统规模、模型种类不敏感,能始终保持仿真-实际时间比为1.0。
c.闭环测试能力:作为实时仿真系统,RTDS具备闭环测试能力,可用于对模型未知的风电机组进行数模混合的并网仿真测试分析,或者进行模型参数识别等。
可见,RTDS不仅可以将其他平台的风机模型进行准确移植,而且可以在始终保持仿真-实际时间比为1.0的前提下,提供详细的状态量信息;其闭环测试能力也必将在风机模型参数识别、数模混合仿真等方面得到广泛应用。
双馈感应风电机组 篇2
1.1 空气动力学模型
假设风速为V, 风机叶片半径为R, 则风机扫掠面的风功率PW为:
其中, ρ为大气密度 (1.225 kg/m3) 。同时假设Cp为风能利用系数, 主要决定风力机的叶片能转化多少风能为机械能, 即:
其中, Cp理论上最大值为16/27≈0.593, Cp的值可以通过叶尖速比λ和桨距角β计算出来, 叶尖速比表达式为:
其中, ωtur为风力机转速。在叶尖速比λ和叶片桨距角β已经给定的情况下, 可用下式计算风能转换系数Cp为:
其中, 。根据式 (4) 可以得到不同的λ和β值对应的Cp曲线。
1.2 风电机组轴系模型
风电机组在正常稳态运行方式下, 可以通过其解耦控制实现机械部分与电气部分的解耦, 轴系扭振基本上可以通过变频器滤除。但当电力系统出现严重故障 (如三相短路故障) 时, 其轴系振荡就会表现出来, 这一部分只有通过对发电机与风力机质块惯量模型的仔细模拟才能发现, 因此在这部分建模时需要用风力机与发电机的两质量块模型来表示轴系, 其两质量块数学模型方程式为:
式中, K为轴的刚度系数;ωtur、ωgen为风力机与发电机转子转速;ωs为同步转速;D为阻尼系数;Htur、Hgen为风力机、发电机惯量;θs为两质量块之间相对角位移;TM为风力机的机械转矩;Te为发电机的电磁转矩。
1.3 双馈机组的发电机数学模型
双馈感应发电机是在普通绕线式异步感应电机的基础上, 外加连接在转子滑环与定子之间的变频器及其控制系统构成的。同步旋转参考坐标系下双馈感应电机的方程式为:
式中, Usd、Usq分别为定子的直轴和交轴侧电压;Urd、Urq分别为转子的直轴和交轴侧电压;Rs、Rr分别为定子绕组和转子绕组的电阻;ψsd、ψsq为定子直轴和交轴的磁链;ψrd、ψrq为转子直轴和交轴的磁链;ωs为坐标系旋转角速度, 即为同步转速;s为电机的转差率。
磁链方程式为:
式中, Lm为定子和转子之间的互感;Ls、Lr为定子绕组与转子绕组的自感;isd、isq为定子直轴和交轴的电流;ird、irq为转子直轴和交轴的电流。
1.4 变频器控制系统模型
双馈变速风电机组通过变频器实现了有功和无功功率的解耦控制, 从而达到控制机组变速运行和提供控制无功电压能力的目的。双馈感应发电机实现输出无功和有功功率的解耦控制, 主要通过转子侧变频器采用定子磁场定向的控制方法。电网侧变频器实现与电网之间的功率交换, 主要是通过有功、无功的解耦控制基于电网侧变频器电压定向矢量控制的控制方案。
1.4.1 转子侧变频器控制模型
转子侧变频器的控制目标是实现对双馈电机定子绕组有功功率与无功功率的解耦控制。为了实现双馈感应电机有功、无功的解耦控制, 以及在仿真软件中计算的方便性, 设usd=Us, usq=0。在假设上述条件可行的情况下, 双馈感应电机的定子有功、无功可以表示为:
式中, ird、irq分别为转子电流在同步旋转坐标系d、q轴上的分量;Ps、Qs分别为定子绕组有功、无功功率;Us为双馈感应电机相电压幅值。
转子绕组的d轴电流分量ird控制定子绕组有功功率Ps, 转子绕组q轴电流分量irq控制定子绕组的无功功率Qs。由于ird、irq之间不存在耦合关系, 因此定子绕组有功功率Ps和无功功率Qs的解耦控制得以实现。
DFIG机组一般都采用电压源型变流器, 通过控制变频器加在转子上的外电压来控制转子电流, 因此需要建立转子电压向量与转子电流向量之间的关系。经推导可得转子外电压控制转子电流的方程为:
其中, σ=1-Lm2/LsLr。在定子电压定向坐标系下, 虽然转子有功与无功电流分量是解耦的, 但由这两个分量控制的电压矢量urd与urq没有完全解耦, 因此需分别增加前馈输入-sωsσLrirq+s LmUs/Ls与sωsσLrird, 便可实现电压的解耦控制。正是由于双馈感应发电机的这种解耦控制特性, 导致了其机组无法在系统功率发生缺额时快速地做出频率响应。
1.4.2 电网侧变频器控制模型
电网侧变频器控制系统的控制目标是: (1) 保持直流电压ud恒定; (2) 保持交流测相电流的正弦波形; (3) 保持交流测相电压和相电流同相位。
2 双馈风电机组频率控制方法
固定转速的异步恒速风电机组, 由于转子转速与系统频率的耦合作用较强, 当系统的频率降低时, 固定转速风电机组转速随之降低并释放出部分旋转动能, 以提供频率响应。而目前在风电中广泛应用DFIG风电机组, 由于其转速与电网频率完全解耦, 使其在系统频率发生改变时无法提供频率支持。因此, 笔者通过研究大量国内外专家学者对双馈感应电机无法对系统频率做出快速响应的解决办法, 总结出了2种较为有效的频率控制方法。
2.1 增加附加频率控制环节
为了在频率变化的暂态过程中表现出风电机组的惯量, 需要对变速风电机组增加附加频率控制环节。在系统出现功率缺额而导致频率变化时, 通过适当的附加控制频率控制环节降低双馈电机的转子转速, 释放转子的部分动能, 使得双馈机组能够对频率控制有所作用。其附加的频率控制环节如图1所示。
该控制器动态调整双馈感应电机转子磁链矢量的位置, 从而使发电机减速, 允许短时的输出功率升高, 使其能够在电力系统出现功率缺额的过程中帮助降低频率变化率。
2.2 增加分布式信号过滤器
转子侧变频器控制系统包括频率控制、转速延时恢复、转速保护系统和与常规机组配合等4个控制模块。其频率控制方案如图2所示。
上述频率控制方案给系统频率控制增加了分布式信号过滤器, 不仅能够有选择地快速响应系统频率的变化, 提供频率支持, 还能够使系统频率更快恢复到最优状态。仿真结果表明了该频率控制策略对暂态频率偏差具有快速的响应能力, 同时也证明了基于双馈感应风电机组的风电场能够在一定程度上参与电网的频率控制。
3 结语
本文主要研究了双馈感应发电机的频率响应特性, 由于DFIG的解耦控制, 使其无法像普通异步机组一样对系统的频率变化做出快速响应。通过对目前已有的双馈机组频率控制策略的分析, 明确了双馈变速风电机组可以通过增加频率控制环节, 达到使双馈机组参与电网频率控制的目的, 从而提高了风电机组接入系统时的暂态稳定性。在今后的研究工作中, 关于频率控制策略方面的研究, 建议从以下2个方面展开: (1) 在目前已有频率控制模型的基础上, 强化模型对频率响应的快速有效性, 以达到更好的控制效果。 (2) 对频率控制模块的参数进行系统地研究分析, 找出更合适的参数, 使频率控制模块发挥最大功效。
摘要：简要回顾了双馈感应发电机机组结构的各部分数学模型, 通过分析得出由于双馈风电机组有功和无功的解耦控制, 无法帮助电网改善频率响应, 因此要提高风电机组接入系统时暂态频率的稳定性, 就要进一步改善风电机组的频率响应特性。现着重研究了双馈感应发电机的频率控制原理及多种频率控制策略, 并分析了各种控制策略的优缺点。
关键词：双馈感应发电机组,DFIG,数学模型,频率响应,频率控制策略
参考文献
[1]蒋佳良.风电并网运行的频率稳定问题研究[D]:[硕士学位论文].乌鲁木齐:新疆大学, 2010
[2]黄萃.风力发电系统的暂态仿真模型研究[J].浙江电力, 2010 (7)
双馈式风电机组接地方式改造浅析 篇3
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
双馈机组风电场动态等效模型研究 篇4
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)。
双馈感应风电机组 篇5
资源与环境压力及社会可持续发展的战略需求使得可再生能源在许多国家得到越来越多的重视和发展。而风力发电作为技术最成熟、最具规模开发条件的新能源发电方式,在电网中所占的比例不断增加。因此,为减少风电并网给电力系统带来的冲击,电网公司提出了严格的风电场并网技术导则,而有功、频率控制能力是其中重要的技术要求之一[1,2,3]。
目前实际运行的风电场主要采用以下2种风电机型:基于异步机的固定转速风电机组和基于双馈感应电机(DFIG)的变速恒频风电机组(以下简称DFIG机组)。由于DFIG优良的有功、无功解耦控制性能[4,5],使其逐步成为风电市场主流机型。但是,传统的DFIG机组并没有参与系统频率控制,由于DFIG机组控制系统实现了机械和电磁系统的解耦,随着频率的变化其转子机械部分不能自动做出快速响应,因此可以说传统的DFIG机组对系统转动惯量的贡献微乎其微[6,7]。
随着大量DFIG机组替代一些常规机组,势必会减少整个系统的转动惯量,恶化系统的动态频率特性。因此,有必要深入研究DFIG机组的频率控制特性,开发实用、有效的DFIG机组频率控制器。
国内外学者已经对DFIG机组参与频率控制进行了一些研究。主要包括2种频率控制方式:
1)备用功率控制(PRC)方式。传统的DFIG机组一般运行在最大风能追踪控制模式下,输出的有功已经达到可利用风能的最大值。当系统频率降低时,不能提供持续、稳定的额外有功支撑,无法参与系统频率控制。鉴于此,文献[6,8,9]提出正常情况下通过控制桨距角或调整功率—转速最优曲线来减少一部分有功输出,留作备用功率。当系统频率降低时,通过调节桨距角或机组有功功率参考值,增加有功输出参与频率调整。但这一策略在当前形势下不具备经济性和实用性。
2)转子动能控制(KEC)方式 [10,11,12,13,14,15,16]。由于风电机组转子中储存了大量的旋转动能,文献[14]提出通过附加一定的频率控制环节将转子部分动能转化为电磁功率参与系统频率控制,但所提出的控制方法并没有考虑不同运行工况下风电机组的调频能力,且转子的自然恢复需要很长的一段过程,不利于下一阶段系统频率的支撑。
本文在文献[14]所提出的频率控制基础上进行了适当的改进,提出一种带分布式信号过滤单元的DFIG机组频率控制器,从而能够有选择地快速响应频率的变化;同时,此控制器还包含转速延时恢复控制模式,使得DFIG机组转子能够快速恢复到最优转速状态。
1DFIG机组频率控制特性分析
与常规机组频率的一次调节相比,DFIG机组一般运行在最大风能追踪控制模式下,输出的有功已经达到可利用风能的最大值。当系统频率降低时,无法增加原动机的输出,因此风电机组参与频率控制一般通过调整转子转速释放或吸收转子部分动能。
假设频率从f0变化到f1,转子转速从ω0到ω1,转子释放的动能为:ΔE=H(ω
图1为系统频率由50.00 Hz降到49.94 Hz时,风电机组与常规火电机组频率响应特性比较。风电机组附加频率控制环节(控制策略见第2节),转子转速ω从1.200 0降到1.015 3,常规火电机组安装有调速器(模型和参数见附录A)。由图中曲线看出,火电机组由于调速器动作增加原动机输入,提供持续的额外有功支撑,但反应有一定延时。而风电机组对于频率变化可以做出快速响应,但转子转速需要一定的恢复过程,如图中阴影部分。
根据上面的分析,DFIG机组频率控制特性与常规发电机组相比具有一些不同之处:
1)快速性,即当控制系统有功参考值发生变化时,DFIG机组输出的有功功率能够快速跟踪其变化;
2)暂态性,由于DFIG机组是通过调整转子转速,释放或吸收转子部分动能,改变其有功输出,而并不能调整原动机的输入变化,因此只能提供短暂的有功支撑;
3)根据能量守恒原理,风电机组转子转速需要一段过程才能恢复到最佳运行状态。
2DFIG机组频率控制策略
2.1DFIG机组频率控制器设计应考虑的问题
针对上述DFIG机组频率控制特性的分析,DFIG机组频率控制器的设计应考虑如下几个问题:
1)要充分利用其快速性,使DFIG机组能够提供比常规机组更快的有功支撑;
2)针对其暂态性,应使DFIG机组只对动态频率变化有响应,而对于频率稳态误差,则由常规机组进行调整;
3)频率控制完成后,应使DFIG机组转子转速以较快的速度恢复到最佳运行状态,同时应尽量减少转速恢复过程对于频率控制的影响;
4)DFIG机组的快速性、暂态性应与常规机组的延时性、持续性相配合,两者协调控制,各自发挥其优点。
2.2DFIG机组频率控制方案
通过上面对于DFIG机组频率控制特性及频率控制设计过程需考虑问题的分析,提出了如图2所示的DFIG机组频率控制方案。
图中DFIG机组频率控制系统主要包括4部分:频率控制模块、转速延时恢复模块、与常规发电机协调控制模块和转速保护系统模块。
2.2.1 频率控制模块
频率控制模块是在文献[14]所提出的频率控制基础上为解决2.1节所述的问题1和2而设计的。它既保留了原有控制器响应的快速性,同时增加了分布式信号过滤器。分布式信号过滤器是一种高通滤波器,作用是阻断稳态输入信号,使频率控制模块只对动态频率偏差响应,在稳态频率偏差时不起作用。信号过滤器的时间常数Ks决定了暂态频率偏差的响应时间,Ks越大响应时间越长,机组输出的有功越多,但是返回到稳态运行的时间也越长。而Ks参数如何整定成为需研究的问题之一。
如果大型风电场所有机组的时间常数Ks都设定为相同值,一是可能导致有的机组过度调频而有的机组仍具有调频能力却无法发挥,二是所有机组遵循相同的功率曲线下降和恢复,不利于系统频率的调整。为避免这些情况发生,提出了分布式信号过滤器的概念,即风电机组对于不同运行工况,时间常数Ks设定不同值,这里的运行工况是指转子转速的运行区间,当风速越大转子转速越快时,可以提供的额外有功支撑也越多,时间常数设定值越大,反之则设定较小的时间常数值。
对于相同工况的风电机组,可以在前一步整定基础上做少量调整以避免所有机组功率曲线同时下降和恢复。关于转速和时间常数设置的具体关系有待进一步深入研究。
2.2.2 转速延时恢复模块
转速延时恢复模块是为帮助转子转速以更快的速度恢复到最佳运行状态而设计的,控制结构如图3所示。转速测量值ωm与参考值ωref的偏差经过PI控制器,并乘以比例系数m,从而不断调整机组有功参考值,最终达到最佳运行状态。
参考值ωref的选取主要依据风电场实时测量的风速Vw,由风速计算风电机组可能利用的最大风能,并通过功率—转速最优曲线得到此风速下转子最优转速参考值。
延时主要是为减少转速恢复功能对于有功支撑的削弱。如图3当恢复模块不起作用时比例系数取值为0,经过一定延时t,触发器动作,比例系数变为m。为减少动作过程有功参考值的突然跃变,m取值采用图4所示的梯形曲线,当转速恢复后触发器再动作将比例系数设置为0,使转速延时恢复模块退出运行。
延迟时间t的整定一般是在频率控制启动后5 s～30 s左右,但是对于大型风电场所有机组不能整定为相同时间。因为当同一时间所有机组都进入转速恢复模式时,提供的有功功率同时减少可能导致系统频率的二次跌落[16]。因此,整定过程中应先确定第1台机组的延时t,其他机组在前一台机组延时基础上再增加Δt。
2.2.3 与常规发电机协调控制模块
与常规发电机协调控制模块主要考虑充分发挥风电机组的快速性和常规机组的持续性,为系统提供更有效的频率支撑。其结构如图2所示,图中Kh=1,输出的参考值Pref连接到常规火电厂调速器(调速器模型见附录A图A1)。
2.2.4 转速保护系统模块
转速保护系统模块可以避免DFIG深度调频而导致的转子转速低于最低值ωmin。当转速低于ωmin时,转速保护系统将ΔPf设置为0,不再参与系统频率控制,工程中ωmin一般设定为0.7。
3 仿真研究
3.1 算例系统
利用MATLAB/Simulink建立如图5所示的仿真系统。算例系统是在经典的两区域四机模型基础上稍加改动[13,17],其中发电机G1～G4都安装有励磁系统、调速器和电力系统稳定器(PSS),风电场接入节点5,其总装机容量为45 MW,包含30台1.5 MW的DFIG机组。为便于仿真,将其分为3个区域,每个区域用1台10×1.5 MW的等值机组代替。机组通过机端箱式变压器从690 V升压到35 kV,再经风电场出口升压变压器升压到220 kV。C1和C2为无功补偿装置,L1和L2为系统负荷,L1的有功负荷为188 MW,L2的有功负荷为152 MW。
3.2 仿真分析
仿真过程中,区域1风速为额定风速12 m/s,区域2和3的风速为10 m/s。频率控制模块参数K=200,R=500。区域1,2,3的分布式信号过滤器的时间常数设置Ks分别为19 s,10 s,8 s,延迟时间整定为13.4 s,25.4 s,27.4 s,转速恢复模块PI控制器参数Kp=1,Ki=0.1。
节点7的负荷L1在5 s时突然增加50 MW恒定负荷,观测频率下降过程中,系统和风电机组的响应情况,如图6所示。
图6(a)为附加频率控制环节后,系统的频率响应曲线。图6(b)为对应的DFIG机组发出的有功功率变化曲线。从图中曲线可以看出,与文献[14]所提出的控制策略相比,附加带分布式信号过滤单元的频率控制环节后,DFIG机组不仅可以有选择地对暂态频率偏差做出响应,而且可以根据不同风电机组的运行工况设置不同的时间常数Ks,从而充分发挥机组的调频能力,发出更多的有功功率,有助于系统频率的支撑;而增加转速延时恢复模式后对频率和有功虽然有一定的影响,但影响并不是很明显。
图7为增加转速延时恢复模块后,DFIG机组转子转速恢复曲线。由图中看出,转速延时恢复功能在基本不影响系统频率调整的基础上,能够使转子转速以更快的速度恢复到最佳状态,风速越大、转子转速越快时恢复效果越明显,从而为下一次频率控制做好准备。
图8为增加协调控制环节后,系统频率和常规机组有功功率响应曲线。通过对风电机组与常规机组的协调控制,常规发电机可以更有效地参与系统频率调节,有利于系统频率的支撑。
4 结语
与常规发电机组相比,DFIG机组频率控制具有快速性、暂态性,且转子转速恢复需要一定的过程。本文提出的频率控制系统附加了分布式信号过滤器,不仅能够有选择地快速响应频率的变化,提供有效的功率支撑,而且通过增加转速延时恢复模块可以使转子转速在基本不影响频率调整的基础上,以更快的速度恢复到最优转速状态,转子转速越快时转速恢复效果越明显。同时,风电机组还可以与常规机组协调控制,发挥各自的优点,为系统提供更强有力的频率支撑。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：传统的变速双馈风电机组解耦控制策略对于系统频率支撑作用微乎其微。文中在分析变速双馈风电机组参与系统频率控制特性的基础上,在传统变速双馈风电机组解耦控制中附加风电机组频率控制单元。控制系统包含频率控制、转速延时恢复、转速保护系统和与常规机组配合等4个功能模块。仿真结果表明,该控制策略不仅对暂态频率偏差具有快速的响应能力,而且能够使转子转速以更快的速度恢复到最佳运行状态,证明了基于变速双馈机组的风电场能够在一定程度上参与系统的频率控制。
双馈感应风电机组 篇6
近年来,国内风电设备制造厂商逐步走出国门,参与国际市场竞争。按国际惯例,风电机组整机出口前应参照出口目的国(地区)的电网导则开展低电压穿越(LVRT)能力测试,取得经行业认可的检测证书。
世界上许多国家已经将风电机组零电压穿越(ZVRT)能力要求纳入本国电网导则中。零电压穿越能力是以低电压穿越概念为基础,指由于电网故障或扰动,引起机组并网点的电压跌落至零时,机组能够不间断并网运行的能力。由于中国尚未明确对零电压穿越能力的检测要求,国内开展的风电机组零电压穿越能力测试研究较少,双馈风电机组零电压穿越能力测试方案更是空白[1,2]。
文献[3]总结了目前双馈风电机组应对低电压穿越的几种方法,即当电网电压跌落程度不深时,机组利用变流器自身容量实现控制目的;当电网电压跌落程度较深时,机组额外增加Crowbar电路等硬件保护措施。然而,当电网电压跌落至零时,根据低电压穿越工况设计的Crowbar电路以及相关控制策略无法满足要求,需要重新调整Crowbar电路设计、控制策略和控制参数设置,更换部分核心元器件,以应对更加严苛的故障状况。这种技术改造的方向和方法需要通过实际测试加以检验,实际测试中面临的Crowbar组件过流能力如何计算、Crowbar阻值如何选取、变流器控制参数如何设置等问题也对风电机组并网能力设计具有指导意义。
本文对比了世界各国具有代表性的零电压穿越能力标准,选取最严格的澳大利亚标准作为测试依据,参考文献[4-6]对电压跌落故障期间机组运行状态的理论分析,对已通过国内低电压穿越能力测试的某2 MW风电机组开展了零电压穿越能力测试,记录了完整的测试过程、结果分析过程以及机组技术改造过程,完成了本次双馈风电机组零电压穿越能力测试研究。
1 风电机组零电压穿越能力要求分析
零电压穿越概念在低电压穿越概念的基础上被专门指出,是因为当并网点电压骤降到零时,电网侧基本处于短路状态,机组故障电流会大大超过低电压穿越过程中故障电流范围,这将导致已经通过低电压穿越测试的机组被迫脱网自保。零电压穿越对风电机组的控制策略、设备容量以及测试调试方法提出了更高的要求,在进行检测前应先对零电压穿越的要求进行深入了解,并对现有控制策略和设备容量进行分析,对不满足要求的算法、参数及设备硬件进行优化替换,确保零电压穿越测试期间机组安全稳定不脱网。
世界各国的低(零)电压穿越能力标准如表1所示,可知,澳大利亚电网对零电压穿越的要求最为严苛,其要求的细节波形可参考附录A图A1,因此,本文研究将以澳大利亚零电压穿越要求作为测试标准开展[2,7]。
2 零电压跌落故障对机组影响的理论分析
2.1 电压跌落故障分析
电网电压故障通常出现在电力传输系统的高压输电端,持续半个电网周期到一分钟,其故障类型大致有4 种:三相电压等幅(对称)跌落故障、单相对地短路故障、两相对地短路故障以及相间电压故障。电网电压跌落故障会引起双馈异步发电机端三相电压出现对应跌落故障。其中,三相电压对称跌落期间,机端电压仅含正序交流分量,不对称跌落期间,机端电压还包含负序和直流分量,由此可知,不对称的电网电压跌落故障对机组的影响更大。
双馈风电机组发电机定子绕组直接接入电网,变流器控制能力有限,抗电压扰动能力薄弱。电网电压出现跌落时,机组容易出现过流过压、转矩冲击,输出振荡、谐波等情况。低(零)电压故障期间,双馈变流器的控制策略基于转子电流(电压)变化制定,因此,应获取转子电流(电压)的解析式作为变流器控制设计的参考依据。
2.2 三相对称跌落时的双馈风电机组瞬态分析
双馈风电机组转子侧变换器与发电机的等效电路如图1所示[4,5]。
图中,Ψ 表示磁链,ω 表示转速,U表示电压,I表示电流,R表示电阻,L表示电感,下标s和r分别为定子和转子变量的标记,下标 σ为漏感标记,下标m为互感标记。变量的相量表达为:
由图1可得:
假设t0时刻,电网发生三相对称电压跌落故障,跌落程度(相对归一值)为p,p∈[0,1],参考式(1)、式(2)可得:
式中:为跌落残压形成的磁链稳态分量;为随时间常数Ts=Ls/Rs衰减的磁链暂态分量。
综合式(5)、式(6),可知故障时刻转子电压的表达式如式(7)所示。
式中:ks=Lm/Ls;rf和rn分别为分量对应的转子电压分量;s=(ωs-ωr)/ωs为转差率;r0为故障时刻转子开路电压[4,5,8,9]。
2.3 三相不对称跌落时的双馈风电机组瞬态分析
假设发电机阻抗对称,则定子磁链中的正、负序分量大小相等,旋转方向相反且分别对应由电网残压形成的两个定子磁链稳态分量,同时,发电机存在与跌落时刻和跌落类型相关的自由衰减磁链。参考式(1)得到式(8)、式(9)。
式中:U1和U2分别为发电机的正序和负序电压。
零序电压不产生磁链。式(8)、式(9)代入式(6)可得:
式中:r1和r2分别为对应的转子电压。
自由磁链对应的转子电压rn为:
定子磁链分量为:
由式(10)至式(12)可知不对称跌落故障时刻的转子电压表达式为[5,8,9]:
2.4 Crowbar动作后的双馈风电机组瞬态分析
本文使用的双馈风电机组拓扑图可参考附录A图A2。由式(3)和式(17)可得式(18)。
式中:Tr′=σLr/Rr,为转子暂态时间常数,其中σ=1-Lm/(LsLr),为漏磁系数。
由图1可知,定子端阻抗Zs如式(19)所示,进而可得式(20)。
式中:Ts′=σLs/Rs,为定子暂态时间常数;rf(t)和rn(t)分别为Crowbar动作时转子电流的稳态分量和不断衰减的自由分量[5,6,8,9]。
3 零电压穿越机组技术改造
3.1 优化后的控制策略
零电压穿越期间机组运行控制的难点在于同时抑制发电机转子过电流和变流器直流母线过电压。
电网电压出现不对称跌落时,双馈发电机定子磁链包含正序交流、负序交流和暂态直流3种分量,需要通过控制转子励磁电压,使发电机产生与定子磁链中的负序分量和暂态直流分量有相反相位关系的转子电流及其对应漏磁场,以此抵消定子磁链中的负序分量和暂态直流分量,即灭磁控制方法。受转子侧变换器容量限制,电网电压跌落较深时,转子侧变换器容量将全部用来产生灭磁转子电流,无余力控制双馈发电机的无功电流输出,无法满足目前大部分穿越标准中的机组无功支撑要求。尤其是面对零电压跌落等极端情况时,应以增加主动式交流Crowbar装置配合灭磁控制的方法加以应对[3]。
当转子电流增大至触发点阈值时,瞬时投入Crowbar装置,同时断开转子侧变换器与转子回路的连接,相当于在转子回路中串入Crowbar电阻,增加转子阻抗;在设置的Crowbar动作时间到达后,Crowbar装置切出,为无功支撑预留足够的响应时间,此时转子侧变换器同时进行灭磁控制和无功支撑控制至故障完全消除。
低(零)电压穿越期间,双馈发电机转子故障电流会对变流器直流母线电容进行充电进而引起直流母线过电压,在控制策略中应增加直流母线电压触发Crowbar动作设置。该设置也可防止电压跌落幅度不深时,转子故障电流未达到触发点阈值却对直流母线电容缓慢充电引起直流母线过电压的情况。
零电压穿越期间,电网侧基本短路,网侧变换器不再具备调节直流母线电压能力,可以考虑增加Chopper电路(直流电阻),限制直流母线过电压;也可以测试分析直流母线承载能力后调整直流母线触发点阈值,同时增大Crowbar装置过电流释放能力。
综上所述,Crowbar装置中的电阻阻值选取十分关键,阻值越大,转子感应故障电流越小,可是阻值过大也会导致转子侧变换器和转子绕组上产生过电压,影响直流母线电压。Crowbar投入和切除时刻的控制也很重要,触发点阈值的选择也应予以充分考虑。此外,Crowbar装置投入期间将短接转子绕组,双馈发电机变成以大转差运行的并网笼式异步发电机,从电网中吸收大量无功功率,加重故障电网的无功负担,不利于电网电压恢复[3]。
3.2 测试与仿真
3.2.1 预测试结果及分析
由于本次零电压穿越能力测试系国内首次针对双馈风电机组开展的400ms级零电压穿越测试,在测试前,应先进行零电压跌落预测试监控零电压穿越期间转子电流并掌握变流器脱网时的其他技术参数,大功率三相不对称零电压跌落工况预测试变流器监控结果如图2所示。
由图2可知,在7ms左右未脱网的零电压穿越期间,按比例折算后的转子电流峰值超过1 600A(图中幅值,实际值超过2 300 A),转子电流触发Crowbar动作后无法限制直流母线电压在安全阈值内,导致机组自保脱网。而且,零电压穿越期间转子过电流幅值较大且波动频繁,以直流母线电压触发Crowbar动作后Crowbar装置响应时间不足,也会引起直流母线过电压导致脱网。因此,初步判断转子电流触发阈值不合适应加以调整。
调整转子电流触发点阈值后相同工况下第二次预测试转子电流结果如图3所示。
由图3可知,零电压穿越期间,机组不脱网时转子电流最大幅值超过5 500A,怀疑Crowbar组件(绝缘栅双极型晶体管(IGBT))过流能力(容量)不足,需进一步仿真评估。
3.2.2 Crowbar组件过流能力仿真实验
预测试中,Crowbar组件选取两个IGBT并联,每个IGBT有上下两个桥臂,参考转子电流最大幅值,流过IGBT单个桥臂的电流(即Ic)不会超过1 500A(将转子电流按6 000A估算,Ic计算方法下同),仿真时长设置为100 ms,仿真结果如图4(a)和(b)所示。图中:工况1 为两个IGBT并联,Ic<1 500 A;工况2 为两个IGBT并联,Ic<1 500A(10ms),Ic<900A(80ms);工况3为三个IGBT并联,Ic< 1 000A (10ms),Ic<600A(80ms);Tj-D和Tj-IGBT分别为二极管和IGBT的结温。
由图4(b)可知,最高结温超过200 ℃(结温上限175 ℃),说明Crowbar组件过流能力不足。需要指出的是,第二次预测试结果(见图3)显示Crowbar组件内两个IGBT并联也可以保持机组不脱网,似乎与IGBT过流能力不足的结论不一致,进一步分析图3可知,预测试中故障期间的转子电流只有在第一个10ms内峰值达到5 500A,随后的时间里峰值基本保持在3 000A左右,所以将仿真工况设置为转子电流峰值6 000A流入时间10ms以及3 600A流入时间80 ms(实际过电流流入Crowbar组件的时间小于80 ms)更为合适,即工况2。仿真结果如图4(c)所示。
从图4(c)可知,最高结温低于150 ℃,虽然没有超过结温上限,但考虑仿真误差及设置安全余量,将Crowbar组件改为三个IGBT并联,仿真结果如图4(d)所示。可知,最高结温不超过90 ℃,可以满足测试需求,且余量较大,因此确定正式测试方案Crowbar组件内三个IGBT并联。
3.2.3 Crowbar阻值选取仿真实验
从上文可知,为保护变流器设备安全,需选择合适阻值的Crowbar电阻释放过电流产生的能量。为确定阻值,使用基于MATLAB/Simulink环境的风电机组数学模型进行仿真,工况设定为发电机转速1 800r/min(满发状态)、电压在t=2s时刻开始三相对称跌落、跌落时间430 ms,直流母线电压过压保护门限为1 344V,结果如图5所示。
图5(a)和(b)中,Rcb=0.25Ω 为机组通过国内低电压穿越标准时选取的阻值,零电压跌落时,机组转子电流剧烈振荡,直流母线电压超过门限值,变流器自保脱网,可知该阻值已不适用于零电压跌落工况。调整Rcb=0.15Ω 时,如图5(a)所示,直流母线电压低于1 300 V,可完成穿越。为确保实测时设备安全,选取Rcb=0.13Ω,仿真结果如图5(c)所示,可知结果满足穿越要求。
综上,最终确定Crowbar装置内三个IGBT并联,电阻为0.13Ω×3,对应容量为360kJ×3。
4 测试结果
本次研究过程中,实际测试了满发功率、10%~30%功率的三相对称跌落和AC相(不对称)跌落共四种零电压穿越工况。图6是满发功率三相对称零电压跌落工况下35kV侧实际测试结果,可知测试结果满足澳大利亚零电压穿越测试标准要求。
5 结论
1)低(零)电压穿越期间风电机组运行控制的核心是变流器的控制,目的是既要保证机组不脱网运行又要保证自身设备安全。零电压穿越对机组的技术性能要求更高,需要对已通过低电压穿越测试的机组进行技术改造,改造内容包括调整变流器控制策略和更换硬件。变流器控制策略调整需要综合判断转子侧变换器过电流和直流母线过电压情况,重置部分控制参数,尤其是相关阈值;更换硬件旨在提高设备容量,增强故障期间运行能力。此外,开展测试前应进行预测试,根据预测试结果对现有设备进行仿真评估并参考计算结果适度设置安全冗余。
2)风电机组低(零)电压穿越能力依赖于高性能大容量耐压电力电子元器件,提高IGBT,Crowbar电阻以及直流母线等器件过流耐压性能将极大提升机组面对电网故障情况下的运行控制能力。
3)现有双馈发电机及励磁变流器的数学模型精度还有提升空间,现有模型不能精细模拟电压故障条件下设备的电磁环境,降低了参数设置和保护装置设计的准确性。而且,现有测试均是基于单个机组开展,未来低(零)电压穿越技术研究可重点考虑搭建更高精度的数学模型或是以风电场为单位的电力系统仿真模型[10]。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
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双馈感应风电机组 篇7
近年来环境问题日趋严重,清洁能源备受关注,能源安全已上升到国家战略。在国家新能源战略和政策双管齐下的推动下,风力发电已经成为新能源应用的主要方式[1]。其中,海上风电具有风速高、风资源持续稳定、单机容量大、无噪声限制、不占用土地资源、更接近电网负荷中心便于并网与利用等巨大优势,其规模化发展已经成为中国当前风电发展的重要任务。
随着海上风电的迅猛发展,作为与影响风电全寿命周期度电成本的4项关键要素(项目投资、运维成本、发电量和财务成本)息息相关的主要因素[2],风力发电机在海洋恶劣环境下的安全稳定运行问题越发受到关注。同时,大容量、离岸距离远的海上风电机组还面临设备故障率高、故障修复时间长、可及性差导致的运行维护困难、维护费用高昂,以及停运损失大等问题,迫切需要及早发现海上风力发电机的电气缺陷,及时提供有效的容错机制以优化机组运行。
由于长期运行在高湿度、强腐蚀等恶劣环境下,海上风电机组每年的故障率可达50%,以发电机、变速箱、转子、变流器的故障为主[3]。双馈感应发电机(DFIG)是海上发电机的主流机型之一,国内外学者关于DFIG的研究多集中于电网故障下的稳定运行[4,5],风力发电机组的故障分析方法也得到了国内外学者的广泛关注[6,7,8,9],有关故障处理和容错方案方面的研究逐渐成为研究热点[10,11,12]。目前,有关风力发电机组故障容错研究主要从以下两方面展开。
1)变流器结构的改进。文献[10]增加一组备份冗余桥臂代替故障桥臂;文献[11]采用6/5桥臂容错变流器拓扑实现故障容错;文献[12-14]利用直流电压的中点进行电路重组。
2)电机本体改进或设计。文献[15-17]中将多相电机应用到大功率风力发电系统中。大功率变流器通常是由许多单元级联而成,大功率电机的绕组通常也由许多并联的线圈组成。因此,电机和电力电子电路可以通过重新配置应用在多相发电系统中,并且不需要增加硬件。
上述方法中,采用冗余备份(多相电机也属于冗余的一种情况)容错的效果更好,但是冗余备份增加了开关器件,提高成本的同时使电路结构变得更加复杂,且实际应用中还受风力机机舱空间体积的限制。因此,需要深入挖掘现有系统的容错潜力,在不改变或做微小改变现有硬件的情况下,使机组具有更高的容错能力,有效降低故障带来的损失,避免故障恶化导致的毁灭性事故。
本文首先将双馈风电机组的故障问题进行分类,针对可容错的电气开路故障,以现有硬件结构的微小改动为导向,提出4种可行的组合硬件容错方案。以转子侧变流器的开路故障为例进行分析,决策一组最优容错方案,将硬件重构与软件优化算法结合,优化故障后的三相四开关变频器调制信号。最后,结合仿真及实验结果验证了本文所提出的容错方法的有效性与可行性。
1 双馈风电机组开路故障容错方案
1.1 双馈风电机组的故障分类
根据风力发电系统的组成和重要部件的作用,DFIG作为风力发电的核心部件,如果发生故障,对系统的影响是极其严重的。发电机故障可分为绕组开路故障、相间短路故障、终端短路故障、匝间短路故障和接地短路故障。变流器故障包含绝缘栅双极型晶体管(IGBT)短路故障、IGBT开路故障和直流电容故障,其故障率占风力发电系统电气故障的15%[18],变流器作为维持风电机组运行的最基本部件,其可靠性就显得尤为重要。变流器中过大的电流会使系统进入保护动作而停机;且电机电流中存在直流电流分量,会引起转矩减小、发热、绝缘损坏等问题[19]。
当检测到双馈风电机组故障后,在故障保护动作时间内,及时将发生故障的部件从系统中隔离开,并同时采取合理有效的容错方案维持其规定功能,即在可接受的性能指标变化下,继续稳定可靠运行。
1.2 双馈风电机组的容错方案
容错运行的首要目标是故障容错后在可接受的性能指标变化下,系统能够继续稳定可靠运行。本文在可行性基础上提出多种容错方案,并分析其技术上的经济性以及与环境的协调性。除此之外还要考虑容错方案执行中可能存在的潜在问题,例如某种容错方案会不会对系统造成不利的影响、容错过程中是否有进一步的应变措施等。
因此,针对双馈风电机组的开路故障,本文提出了一种针对不同位置开路故障皆能容错的双馈风电机组拓扑结构,如图1所示。
方案1:直流环节由两个容量完全相等的电容串联,发电机绕组通过3个双向晶闸管(TRIAC)与串联电容中点相连。本方案用于转子侧变流器的开路故障容错研究。
方案2:网侧变流器三相桥臂通过TRIAC连接到直流中点。本方案用于网侧变流器的开路故障容错研究。
方案3:引出DFIG转子中性点将其连接到直流电容中点。本方案用于变流器和发电机绕组的开路故障容错研究。
方案4:引出网侧星形连接三相变压器的中性点,将其连接到直流电容中点。本方案应用于网侧变流器和变压器绕组开路故障的容错研究。
其中方案1和方案2仅适用于变流器的故障容错研究,且需要增加的开关器件较多。方案3和方案4需要引出机体的中性点,需着重考虑消除零序分量。
2 双馈风电机组单相开路故障容错
2.1 硬件容错
本文在图1(a)的电路拓扑基础上着重研究双馈风电机组的轻微故障及其容错方案。在现有的研究中针对双馈风电系统变流器IGBT的故障,目前常用的增加冗余桥臂进行容错的解决方案受机舱空间等因素的限制。若发生转子侧变流器开路故障,则选定方案1。若发生其他上述所提出的开路故障,则以此类推。
图1(b)为转子侧变流器单相开路故障后的硬件容错拓扑结构。系统正常工作时双向晶闸管TR1无触发信号处于断开状态。当转子侧变流器某一相桥臂(如a相桥臂)出现故障时,断开该相桥臂的快熔熔丝,隔离故障相,触发该相的TRIAC导通来保证系统继续正常运行。这种方案必须考虑直流电容的过压能力,使其能承受一定范围的电压波动。
图1中,直流环节两电容的值为Ca=Cb=C,其中C为设定的电容值,由于a相电流流过电容Ca和Cb,从发电机角度看,Ca和Cb并联,因此等效阻抗为j2ωC,其中,ω为角频率。由戴维南定理可得图1(b)中的n点和g点(g为等效接地点)间、b点和g点间及c点和g点间的电源模型如图2所示,其等效电压vng,vbg,vcg可表示为:
式中:vbo和vco分别为b点和o点间的电压及c点和o点间的电压。
根据图2(a)的等效电路图可以得出,每一相Vdc/2的平移不会影响相电流的平衡,因此图中的电源模型可以简化到虚拟的o点[20],如图2(b)所示。从图2(b)中可以看出a相含有容性阻抗,bc两相在容错后的实际端电压vbo和vco分别为:
式中:ia,ib,ic分别为转子a,b,c相电流;Z为发电机每相绕组阻抗;vno为n点和o点间的电压。
将ia+ib+ic=0代入式(2)得:
整理可得容错变流器的三相畸变电流为:
式中:I为转子电流恒定幅值。
从式(4)可以看出,相电流不平衡与ω和C有关,ω和C越小,畸变越明显,直流电压波动也越大。
2.2 软件容错
上述硬件重构方案需要有效的软件容错即控制优化算法与之匹配,才能实现单相开路故障的容错运行。在容错运行中重点考虑故障对控制的影响。从图2(b)中可以看出,转子a相绕组直接与直流母线中点n相连,因此三相电压分别为vns,vbs,vcs(s为发电机中点),由此可得故障后各相对直流中点电压van,vbn,vcn分别为:
假设a相绕组的电流为vns/Z=Icosωt。为使三相电流平衡,则b相、c相电流应该满足:
根据式(5)和式(6)可得:
从式(7)可以看出vbn和vcn间的相位差为π/3。容错后,图1(b)中的a点与n点重合。结合式(5)和式(7),可得旋转电压相量为:
根据式(7)和式(8)可知,控制两个电压相量相角差为60°,即可控制具有容错能力的四开关变流器,使三相电流平衡。根据DFIG在dq坐标系下的数学模型,通过对转子侧变流器采用定子电压定向与前馈解耦控制相结合的策略达到控制电机转速及有功、无功功率的目的。根据上述算法可得正常时电压指令信号va,vb,vc为:
式中:Um为系统电压最大值。
容错后的调制波信号vb*和vc*为:
发生开路故障后,由于故障相电流对母线电容的充放电导致母线电容中点电压产生波动。根据图2,容错后b,c相的端电压也可表示为:
为了减小或消除不平衡电压对逆变器输出电压的影响,可以在优化算法中对不平衡电压进行补偿,以得到更好的容错效果[21]。当母线电压稳定时,图1(b)中两电容各自的电压为vCa=vCb=Vdc/2。a相绕组连接到直流母线中点时,随着a相电流的流过,电容电压波动为:
将上下两电容电压的差值经限幅放大器加入正弦调制波中,补偿直流电压波动。具体如下:定义电压差值ΔVC,则,当ΔVC>0时,Ca导通时间长,使Ca放电,当ΔVC<0时,Cb导通时间长,使Cb放电。可得开路故障后,补偿不平衡电压后的调制波信号vb*′和vc*′为:
具体的控制方法如图3(a)所示。正常、开路故障以及容错补偿后的脉宽调制(PWM)信号的波形如图3(b)所示。图中,PI表示比例—积分控制器。
3 仿真与实验结果分析
3.1 单相开路故障及容错运行仿真结果分析
在MATLAB/Simulink环境下,构建双馈风电机组转子侧变流器单相开路故障容错控制的仿真模型,对正弦脉宽调制(SPWM)波进行优化补偿,故障发生后,由原来的六开关切换至四开关控制模块,实现容错控制。系统仿真参数如下:DFIG额定功率为1.5 MW,定子额定电压为575V,额定频率为50Hz,极对数为2,定子电阻为0.020 13(标幺值),定子电感为0.029 19(标幺值),转子电阻为0.020 67(标幺值),转子电感为0.029 19(标幺值),互感为1.89(标幺值);转子侧变流器开关频率为1 600Hz,网侧变流器开关频率为2 700Hz;直流电容为3 400μF×2,直流电压为1 200V。
故障发生后,硬件结构由原来的六开关切换至四开关控制模块,实现硬件重构与容错控制结合。仿真结果如图4所示。
仿真过程中,为便于对有、无容错运行状态进行对比,有正常、故障、容错3种运行状态,即,2.0s开始发生转子侧变流器a相开路故障,2.0~2.2s属于无容错的故障运行状态,2.2s以后进入容错运行状态。从图4可得,若无容错机制,在故障状态下将会出现明显的电流畸变。在2.0~2.2s的故障状态下,转子电流畸变的最大值约为原来的1.5倍,定子电流中亦出现幅值达1.8倍的电流尖峰。但是,这个幅值只在仿真的故障运行状态中出现,实验中不会让设备处于直接故障运行的工况。因此,实验时只有正常、容错两种运行状态,不会出现仿真故障运行状态时的过电流情况。
同时故障状态也使得系统直流电压、转速、转矩以及输出功率波动较大,较大的转矩脉动会潜在的影响风电机组的机械部件,而输出功率的波动会影响整个系统的电能质量。进行容错补偿修正后,0.5s内重新进入稳定运行状态。
图5为仿真的只有正常及容错运行的定、转子电流及直流电压波形。从图5波形可以看出2.0s开始进入容错运行后,由于提供了及时的容错机制,系统很快进入稳定,并不会出现图4所示故障运行状态下的尖峰电流。
仿真结果表明:①本文所提方法对大型风电机组是适用的;②有容错机制可有效避免故障的迅速恶化。从图5仿真波形可得:假设全年内仅发生转子侧变流器单相开路故障,且故障前后风速不变,发电机组平均输出功率为PG,正常全年发电时间为8 760h,故障停机时间为t(其中0.9t为因天气等因素导致的等待时间,0.07t为备件时间,仅0.03t为部件维修时间),计划维修导致的停机时间为tm,则全年发电量为(8 760-t-tm)PG,期望电能损失为(t-tm)PG;若故障发生后及时进行故障隔离和容错运行,则全年发电量8 760PGtm,相比故障停机,容错运行后,减少了故障停机损失,提高了机组的可用率。风电机组可以在故障后直至维修前维持容错运行状态,实现了故障状态下持续运行的容错目标。
3.2 单相开路故障容错运行实验验证
为对DFIG单相开路故障容错运行实验验证,本文定制了双馈风力发电系统实验平台,用5.5kW的DFIG模拟海上DFIG,该平台分别由直流电机、模拟DFIG、风力机仿真控制屏、DFIG励磁控制屏和网侧控制屏、DFIG测量控制屏、DFIG故障控制屏等组成,如附录A图A1所示。直流电机模拟风力机驱动5.5kW的DFIG。模拟DFIG的具体实验参数如下:定子漏感为0.020 55 H,转子漏感为0.011 26H,定转子互感值为0.249 3 H,定子电阻为0.186 4Ω,转子电阻为0.132 1Ω,极对数为2,直流电容均为4 700μF,直流电压为200V,电机额定转速为1 500r/min,定子额定电流为8.3A,转子额定电流为18.0A。信号采集装置由钳型电流表、录波仪等组成,可记录发电机的运行状态。其中ZH-102录波仪共有32路交直流电压、电流测量通道。
该实验装置变流器的直流部分见附录A图A2,该装置由4个同型号电容分别两两并联再串联构成,同时在变流器a相桥臂与直流母线电容的中点之间连接一个单刀双掷开关S0,故障时开关动作,软件容错策略及时响应,共同提供容错机制,系统框图见附录A图A3。
实验中,为避免无容错故障运行对设备的损坏,本文直接验证容错运行方案的可行性,因此,在实验中只有正常及容错两种运行状态。
容错前后未改变变流器的开关频率,因此不会对变流器开关的寿命周期产生影响。实验波形如图6所示。4.3s开关动作,系统进入容错运行状态,经过0.2s左右的超调响应时间,最终进入稳态运行,期间各信号(包含定、转子电流、直流电容电压等)都在允许范围内波动。
将图6的实验结果与图5的仿真结果进行对比,可得实验与仿真结果变化规律一致。在4.3s进入容错运行状态后,由于电力线路限时电流速断保护的动作时间为0.5s,因此控制容错的响应时间在0.5s内,避免时间过长导致保护动作使系统停机。在0.5s内定子、转子电流恢复正常三相对称,直流电压趋于平稳,系统仍能稳定运行。
将本文的容错结果与文献[7]的备份式冗余桥臂容错结果对比,理论上冗余备份可以得到和正常时完全一样的运行性能。而本文主要考虑在无冗余的情况下实现非备份式容错。非备份式容错性能本身即低于备份式容错性能,但是非备份式容错结构简单,不受风力机机舱空间体积的限制。仿真和实验结果验证了本文容错方法的可行性,在无冗余备份的情况下仍然能够得到与文献[7]有冗余备份近似的容错效果,提高发电效率。
4 结语
本文提出了一种针对不同位置开路故障皆能容错的双馈风电机组拓扑结构,针对双馈风电机组转子侧变流器的轻微开路故障,决策一组最优硬件、软件容错方案。通过故障后的硬件重构使变流器处于四开关的容错模式,再通过软件算法优化三相四开关变流器调制信号,使转子三相电流重新平衡。将软硬件容错技术结合,系统最终实现了稳定容错运行。仿真和实验结果的一致性验证了本文所提出的单相开路故障容错方案的可行性,提高了机组的发电效率,为海上风电的大规模发展提供了技术支撑。
摘要：为了降低海上风电场的度电成本,避免可及性差导致的维护困难,提出一种海上双馈风电机组开路故障的容错方法。首先,根据开路故障的位置特点给出不同的硬件重构方案。然后,针对转子侧变流器单相开路故障,优化故障后的三相四开关变频器调制信号,同时加入直流电压偏差,补偿故障引起的直流电容电压波动。仿真与实验结果表明,发生单相开路故障后,通过软、硬件容错技术可实现无冗余配置下的非备份式容错运行,提高机组的可用率。