功率平滑控制策略（共8篇）
功率平滑控制策略 篇1
摘要：针对风速随机性引起的机组并网有功功率波动问题,提出在采用最大风能捕获策略的永磁直驱风电机组交-直-交变流器的直流侧接入飞轮储能系统,利用飞轮系统的能量缓存作用,以实现永磁直驱风电机组的输出有功功率平滑控制。设计了飞轮储能系统的能量控制策略,并对采用了飞轮储能系统的永磁直驱风电机组的运行特性进行了仿真研究,经仿真验证:采用所提出的飞轮储能系统能量控制策略能够有效平滑风电机组输出有功功率,提高了风电机组的输出电能质量。
关键词：永磁直驱同步发电机组,有功功率平滑,飞轮储能系统,矢量控制
能跟踪风能最大功率点的大功率直驱并网型低速永磁同步发电机组是风力发电技术研究的热点之一。永磁直驱同步发电系统具有系统结构简单、风能利用率高、系统噪音低及运行可靠性高等优点,但由于风速的不可预期性和随机性,使风电机组输出的有功功率随风速变化而波动较大[1],且风电场附近电网一般较为薄弱,风电机组输出有功功率的波动会影响风电机组输出的电能质量,引起电网频率波动,甚至带来电网不稳定性问题[2]。因此,使风电机组在实现最大风能捕获的同时输出较为平滑的有功功率,对提高风电机组并网运行的稳定性和电能质量具有重要的意义。
飞轮储能系统(Flywheel Energy Storage System,FESS)突破了化学电池的局限,用物理方法实现储能,具有储能密度高、瞬时功率较大、生命周期长、能量转换效率高、对温度变化不敏感及环境友好等优点[3]。笔者提出在直驱风电机组双PWM变流器直流侧采用飞轮储能系统来实现机组有功功率输出的平滑控制,并给出了平滑功率值的计算方法,建立了采用飞轮储能装置的永磁直驱风电机组仿真模型,在模拟的自然风速条件下进行了仿真,结果证明了所提出的方案对实现风电系统并网有功功率的平滑具有很好的效果。
1 风电机组输出有功功率平滑控制方案
1.1引入飞轮储能系统的永磁直驱风电机组基本结构
在永磁直驱风电机组直流侧引入飞轮储能系统后,其基本电路结构如图1所示。
在双PWM变流器的直流侧接入飞轮储能系统,当能量需要储存时,装置将机组多余的电能转换为机械能储存在飞轮转盘中;当能量需要释放时,装置将飞轮转盘中的机械能转换为电能回馈电网。直流侧采用飞轮储能装置后,原双PWM变流器的控制策略维持不变。
由能量关系,发电机输出有功功率等于机组的并网有功功率加上流入飞轮储能装置的有功功率。设系统网侧变流器向电网输出的有功功率为Pg、直流侧向飞轮储能系统输送的有功功率为Pf(若为负值则表示能量由飞轮储能系统回馈到机组直流侧),发电机输出的有功功率为Ps,则有:
Ps=Pg+Pf (1)
因此,在计算出并网侧的平滑功率曲线Pg*后,要使Pg按有功功率平滑曲线Pg*输出,只需按Pf=Ps-Pg*对飞轮储能系统进行功率控制即可。
1.2 P*g的计算方法
设机组风力机桨距角为0°,且机组保持最优叶尖速比运行时,风力机能够捕获的最大风能Pw max与风速V的关系表达式为[4,5]:
undefined (2)
式中 A——桨叶扇扫面积;
Cp max ——最大风能利用系数;
ρ ——空气密度。
定义时间间隔为(t-τ,t)的一段时间内平均风速为undefined,作为t时刻的功率平滑曲线参考平均风速,定义平均风速undefined如下:
undefined (3)
式中 t——当前时刻;
τ ——积分间隔。
τ值越大,平均风速越光滑,平滑效果越好;反之,则平滑效果越差。特别的,当τ值趋向于零时,平均风速趋向于原风速。
以平均风速undefined取代式(2)中的实际风速V,定义平滑功率曲线Pg*的计算公式为:
undefined (4)
可得到:
Pref=Ps-Pg* (5)
其中Pref即计算得到的飞轮储能装置的参考功率。
按照式(5)来对飞轮储能系统进行功率控制,即可使并网功率将按平滑计算后的功率Pg*输出。在此控制系统下,既实现了机组的最大风能捕获,保证了风能的高效利用,同时又实现了有功功率的平滑输出。
在此计算方法中,积分时间τ的取值会影响Pg*功率曲线的平滑程度,τ值越大,求得的平均风速undefined越光滑,也就是Pg*功率曲线越平滑,并网功率平滑性越好,但同时Pg*滞后于Ps一个时间间隔τ,飞轮储能装置的能量缓存值为Ps-Pg*在时间间隔τ内的积分值,当风速变化较大时,要求飞轮储能系统具有较大的储能容量和功率响应。综合考虑对并网侧有功功率平滑的要求,以及飞轮储能系统的储能容量和功率,选择合适的τ值对系统非常重要。
2 飞轮储能系统的基本结构及其控制系统
典型的飞轮储能系统一般包括飞轮转盘、轴承、驱动电机、电力变换器及真空室等[6]。飞轮储能系统工作时,根据能量流动的需要,逆变器控制飞轮驱动电机带动飞轮转盘进行转速调整,通过电能与机械能的变换来实现能量缓存作用。
永磁同步电机(PMSM)因其结构简单、调速方便、易于控制、功能密度大、维护方便、又无励磁损耗、功率调速范围宽及易于实现功率双向流动等特点,在飞轮储能系统应用中有很大优势[7]。笔者所构建的系统中采用永磁同步电机作为飞轮驱动电机,其驱动电路基于转子磁场定向的矢量控制策略,且采用id=0的控制方式,其电磁转矩Tem可表示为[8]:
undefined (6)
式中 iq——定子电流的q轴分量;
p ——驱动电机极对数;
ψf ——转子永磁体磁链。
由于永磁体产生的主磁链为常数,此时电磁转矩直接正比于q轴电流,相当于一台他励直流电动机,通过调节q轴电流就可以直接控制电磁转矩。
飞轮储能系统的有功功率Pf与飞轮驱动电机的电磁转矩Tem和转速ωm的关系为:
Pf=Temωm (7)
矢量控制将电机的速度和转矩控制转化为简单的对交轴电流iq的控制,系统设置转子位置传感器,以保证定子电流与转子位置同步。图2为飞轮储能驱动电路控制系统结构,图中ωm和θ为检测出的电动机转速和转子角度空间位置。
其中平滑功率Pg*可由式(4)得到,并网瞬时有功功率Ps由机组并网侧实时测得,则飞轮储能装置的参考功率Pref由式(5)得到。Pref经PI调节器得出ωm*,作为电机驱动控制系统的参考转速。
电机驱动控制系统采用两个串联的闭环调节分别实现驱动电机的速度控制和转矩控制。转速实际值与参考值的差值作为速度控制器的输入,速度控制器输出为转矩控制的参考值i*q。转矩控制器输入信号由测得的实际三相电流值iA、iB、iC经三相静止坐标系到两相旋转坐标系变换求出。i*q与i*d=0分别经转矩控制器和PI调节器得到uq、ud,再经两相旋转坐标系到三相静止坐标系变换得到电动机的输入值。通过以上控制使得实际转速跟随参考转速变化,可以使飞轮装置按照实际需要灵活地实现能量缓存功能。
3 仿真验证分析
笔者使用仿真软件MATLAB/Simulink建立了7.5kW永磁同步风力发电仿真模型,在其直流侧引入飞轮储能装置,以验证笔者所提出的控制策略的有效性。风机模型参数为:风力机桨叶半径3m;永磁同步发电机额定功率7.5kW,额定线电压380V,额定相电流13A,4对极,定子电阻0.97Ω;飞轮的转动惯量80g·m2,最高转速6 000r/min;仿真中取积分时间τ=0.2s。
为了表征输出有功功率的平滑程度,定义平滑系数γ为:
undefined (8)
其中γ表示曲线每个微小区间σ内的斜率绝对值的积分大小,以此系数来表示曲线斜率的变化情况,仿真中σ取0.1。γ值越小,表示曲线越平滑。
设置由基本风、阵风、渐变风和随机风组成的自然风模型,其中基本风速为8.0m/s,2～5s内,只有基本风速和噪风,平均风速为8.0m/s;在5～6s内叠加阵风,最高风速为10.3m/s;8～11s内叠加渐变风,风速由8.0m/s渐渐变为10.0m/s,之后稳定在10.0m/s。在此过程中,按照上述控制策略进行仿真模拟,验证控制策略的有效性。
仿真设置的自然风速曲线和平均风速曲线如图3所示,可看出采用式(3)得出的平均风速计算曲线具有很好的平滑效果。
未采用飞轮储能装置和采用时输出的有功功率仿真结果对比如图4a、b所示,可看出,未采用飞轮储能装置时,风电机组并网有功功率随风速的三次方变化,波动幅度较大;而采用飞轮储能装置的有功功率平滑控制策略显著减小了输出有功功率的波动,其平滑系数γ值比无储能装置时幅值有了很大的降低。
图4c、d分别表示飞轮储能系统的参考功率变化曲线和飞轮转盘转速变化情况,飞轮转盘转速很好地跟随飞轮储能系统的功率给定值变化,在Pref为正时,飞轮转盘转速增大,飞轮装置将多余的电能转化为机械能,储存能量;在Pref为负时,飞轮转盘转速减小,飞轮装置释放能量,反馈电网,验证了飞轮储能控制系统的可行性。
通过以上仿真证明了飞轮储能系统及其控制策略可以在高效利用风能的同时,很好地平滑机组输出的有功功率,提高了机组的并网电能质量。
4 结束语
笔者针对风速变化引起的风电系统并网功率波动问题,提出在双PWM变流器的直流侧采用飞轮储能装置的有功功率平滑控制策略, 设计了飞轮平滑功率值的计算方法。通过飞轮系统的能量缓存作用,有效抑制了风电机组向并网有功功率的波动,并通过仿真验证了方法的可行性和控制策略的正确性。可见,采用了飞轮储能系统的永磁直驱风电机组,其并网有功功率比较平滑,在高效利用风能的同时,大大提高了风电机组的并网电能质量,提高了电力系统的稳定性。
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功率平滑控制策略 篇2
(1.青岛远洋船员职业学院 机电系，山东 青岛 266071； 2.上海海事大学 物流工程学院，上海 201306)
0 引 言
在人类发展过程中，能源一直扮演着重要的角色，尤其是在能源危机和环境污染问题越来越突出的今天.光伏(Photo Voltaic, PV)发电、风力发电和核能发电具有巨大的发展潜力，代表着我国能源发展的战略方向.[1-2]太阳能是一种无污染、清洁、取之不尽、用之不竭的能源，利用其进行大规模光伏发电，不但绿色环保，而且对解决我国能源紧张问题具有重大意义.[3-4]
传统的光伏发电系统最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking, MPPT)方法有：恒定电压法、扰动观察法和电导增量法.文献[5]提出反复递减步长扰动观察法，即每次扰动方向改变时就减小固定的步长值，该方法的缺点在于初始步长和步长变量的选取影响跟踪的速度和精度.文献[6]提出基于黄金分割法的变步长扰动观察法，即每次扰动后缩小电压区间，逐渐逼近最大功率点，该方法的主要缺点是电压区间的选择需要根据现场情况反复调试.文献[7]提出非线性控制的智能方法——模糊逻辑控制，该方法的局限性在于其有效性在很大程度上取决于使用者的经验或控制工程师能否选择正确的误差计算.
文献[5-7]对加负载的电路进行分析，仅考虑MPPT控制算法的选取，即快速准确地跟踪光伏电池的最大功率点，尽可能减小该点处的震荡损耗，没有考虑并网发电中的直流母线稳压的问题.本文设计两级式单相光伏并网发电系统MPPT控制，考虑MPPT控制算法和系统直流母线稳压设计两个方面.其中，MPPT控制算法选取分级式变步长扰动观察法，直流母线稳压采用电压电流双闭环控制.
1 控制策略的选择
两级式单相并网发电系统主要由前级DC/DC变换器和后级DC/AC逆变器组成.相对于单级式结构而言，两级式结构具有DC/DC变换器环节，可在较大范围内改变逆变器的输入电压.两级式结构控制难度较低，易于实现，因此在目前并网运行的光伏发电系统中得到广泛应用.
两级式单相光伏并网系统具有两个单独的功率变换环节，分别实现MPPT控制和逆变并网功能，因此有两种控制策略，分别为基于后级逆变器的MPPT控制和基于前级变换器的MPPT控制.基于后级逆变器的MPPT控制系统结构见图1.前级通过控制Boost开关管的占空比实现母线电压稳定，后级则实现MPPT控制和并网逆变控制.在整个系统中，前后级的控制响应速度要保持一定的协调，确保能量传输的动态平衡.为此，在设计时，前级变换器的响应速度应快于后级逆变器的响应速度.基于前级变换器的MPPT控制系统结构见图2.前级通过控制开关管的占空比实现MPPT控制，后级则实现直流母线稳压和并网逆变控制.为避免功率堆积在直流母线上，要求该系统电压外环控制响应快于MPPT控制响应.
图1 基于后级逆变器的MPPT控制系统结构
图2 基于前级变换器的MPPT控制系统结构
采用后级逆变器MPPT控制，可以较快地实现母线电压的稳定，但是对最大功率点的跟踪是通过前级的稳压控制间接实现的，因此前后级之间存在较大耦合作用，影响MPPT控制性能.相比较而言，采用前级变换器MPPT控制，对最大功率点的跟踪由Boost变换器直接进行搜索实现，且存在母线电容缓冲，因此前后级之间耦合作用小，可取得较好的MPPT控制性能.但该方案存在直流母线电压的波动问题，可通过增大电容或采用光伏电池电压前馈控制进行抑制.[8]
根据上述对两种方法的比较，本文选取前级变换器MPPT控制方案.该方案前后耦合作用小，控制精度高，两级系统中各级变换器具有相对独立的控制目标和功能，有利于系统的模块化设计与集成.
2 控制方法的选择
2.1 前级DC/DC变换器
前级DC/DC变换器采用Boost升压电路，通过采样得到的光伏电池输出电压UPV和输出电流IPV进行MPPT计算，得到光伏电池的输出电压参考值UPV_ref，其初始值可设定为0或参考光伏电池给定的最大功率电压值Um，运行后的调整变化依据MPPT算法进行.将光伏电池的输出电压UPV与UPV_ref进行比较，经PI调节器后生成脉冲宽度调制(Pulse Width Modulation, PWM)信号控制开关管，实现MPPT控制；DC/DC变换器采用电压电流双闭环控制[9]，其控制结构见图3.图中:G1(s)为电压环PI调节器；G2(s)为电流环PI调节器；UDC为直流母线电压.
图3 DC/DC变换器控制结构
由光伏电池特性曲线可知，光伏电池的输出功率受光照强度和温度等条件的影响.为确保光伏电池的输出功率最大，提高光伏电池的利用率，必须进行MPPT控制.本文选用分级式变步长扰动观察法[10]，其基本思想是：首先给光伏电池电压一个扰动量，然后观测光伏电池输出功率的变化及其变化斜率k(即k=(P(k)-P(k-1))/(U(k)-U(k-1))，根据k选定扰动步长，要求在接近最大功率点时k越小步长越小，使得跟踪更精准.因此,以k=1为界限，当|k|≥1时，认为功率点仍远离最大功率点，继续采用较大的固定步长，即ΔU=ΔU0;当|k|<1时，认为功率点已经靠近最大功率点，根据此时的功率变化选取新的扰动步长，即ΔU=|k|ΔU0.再根据功率变化的趋势判断下次扰动的方向并不断扰动，直到系统最终工作在最大功率点附近.该方法既可保证跟踪速度，又可提高跟踪精度，其流程见图4.
2.2 后级DC/AC逆变器
后级DC/AC逆变电路要实现电流跟踪和直流母线稳压两个功能，因此采用电压、电流双环控制结构.电流内环控制进网电流，保证进网电流为正弦波并与电网电压同频同相;电压外环控制直流母线电压，通过电压外环得到进网电流基准，实现直流母线电压稳定，从而实现整个光伏发电系统的稳定.
图4 改进扰动观察法流程
双闭环结构可以提高系统的动态性能和稳态性能，其系统控制框图见图5.
图5 后级双闭环控制框图
将直流母线电压UDC与参考电压UDC_ref比较,经电压环PI调节器G1(s)调节后作为电流内环的参考值与入网电流IL比较，再经过电流环PI调节器G2(s)的调节后进行全桥逆变，根据功率守恒原理实现电压外环控制.[11]
在控制器参数设计时需要注意的是，内环调节器的响应速度应大于外环调节器的响应速度.这是由于电压外环和电流内环的主要作用分别为维持系统稳定性和电流跟踪,若电流内环响应过慢，则电流的谐波分量较大，很可能不符合入网电流要求;若电压外环响应过快，则轻微的直流母线波动就会使系统不稳定.[8]电流内环为快回路，当其响应足够快时，可忽略响应较慢的电压外环的影响.其内环控制框图见图6.
图6 忽略电网扰动的电流内环控制框图
根据图6可以得到传统L型输出滤波器并网电流闭环控制系统的闭环传递函数为
式中:Kip和Kii为电流内环PI调节器参数;KPWM为逆变桥等效环节增益.为使系统有理想的动态稳定性及较快的响应，可将系统设计为二阶系统.PI调节器的参数用二阶最佳工程设计法整定.PI调节器参数的计算值是一种理论指导值，在实际调试中需要对PI调节器参数予以适当调整.[12]
取适当的Kip和Kii，通过PI调节器对相位裕度和截止频率进行适度调整，观察加入比例调节器且比例为1时闭环的阶跃响应和加入PI调节器时闭环的阶跃响应，见图7.由图7可以看出，加入PI调节器后响应变快，系统的动态响应得到优化.
图7 电流闭环阶跃响应对比
由于电流内环的动态响应远快于电压外环，为简化系统的控制结构和分析，在设计电压环调节器时可以将电流内环的控制等效为一个二阶系统.[13]假设电网电压幅值为Ug，并网电流有效值为Ig，直流侧母线电压和电流分别为UDC和Iin.根据功率守恒原理，有UDCIin=UgIg/2.令KRMS=Ug/(2UDC)，则Iin=KRMSIg.根据直流侧电压和电流关系，可得
式中:C为直流母线电容值;UC为直流母线电容电压，UC=UDC.由此可得电压外环的控制框图，见图8.
图8 电压外环的控制框图
根据图8可得,增加PI调节器后电压外环的开环传递函数为
Gvo(s)=
为方便控制器的设计，参考电流内环的PI调节器的参数设定思路，当在低频段幅频特性满足一定条件时，可以把电压外环的闭环传递函数进行降阶处理，使得电压外环近似为一个二阶系统，再根据二阶系统的特性选取适当的截止频率和阻尼系数，整定PI调节器参数.
取适当的Kvp和Kvi，可以得出增加PI控制环节后的系统伯德图，见图9.从图中可以看出，截止频率为48.5 Hz，相角裕度为35°.
图9增加电压PI控制时的伯德图
3 建模仿真
表1 光伏电池参数
运用PSIM 9.0对两级式单相光伏并网发电系统进行建模仿真.采用PSIM 9.0自带的光伏电池模块，其各项参数见表1.
仿真中设定:母线电压(400±10)V;开关管频率f=20 kHz;最大功率点跟踪的调节频率100 Hz;工作在标准状况下.当t=0.5 s时，将光照强度由1 000 W/m2变为700 W/m2.仿真结果见图10.图中，Pcell为光伏电池输出功率，Pmax为光伏电池最大功率.由图10可以看出，经过短暂的调节后，系统趋于稳定.由图10(c)可以看出，当t=0.5 s时，Pmax由3.3 kW跃变为2.051 kW，Pcell仅在该时刻出现较大波动，但调整迅速，与Pmax几乎一致.
(a)电感电流
(b)直流母线电压
(c)光伏电池功率
稳定时的仿真波形见图11.由图11(a)可以看出，电感电流(IL1)波形为标准正弦波，且相位与电网电压相位一致.由图11(b)可以看出，系统稳定时，Pcell波动在10 W内，UDC符合(400±10)V的要求，稳压效果良好.
(a)电感电流
(b)直流母线电压
(c)光伏电池功率
4 结 论
设计在两级式单相光伏并网发电系统中的MPPT控制策略，采用基于前级变换器的MPPT控制系统结构，其中MPPT控制算法采用分级式变步长扰动观察法，直流母线电压稳压及入网电流跟踪采用电压外环、电流内环的双闭环控制.3 kW光伏发电系统的仿真验证表明，该控制结构及控制方法可以快速实现MPPT及直流母线稳压，并且入网电流波形可满足并网需求.
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功率平滑控制策略 篇3
在大功率风力发电技术中,交流励磁双馈电机发电(简称DFIG)在占有主导地位。它是通过在双馈发电机的转子侧施加三相交流电源进行励磁,调节励磁电流的幅值、频率和相位,从而实现定子侧输出电量的控制[1,2,3]。
对DFIG的控制方法常见的是定子有功、无功解耦控制技术。此方案最大的优点是减小了功率变换器的容量,降低了成本[4,5,6],且可以实现有功、无功的独立灵活控制[7]。但在传统的解耦控制中,当风速瞬变时,风力发电机机端电压会发生波动,会影响到机端负载的正常工作,严重时会影响到电力系统的稳定性[8,9,10]。
本文在双馈发电机有功、无功功率解耦控制的基础上,重点研究了如何对机端电压进行平滑控制,即在风速瞬变过程中如何减小机端电压的波动。为了达到控制要求,在变流器直流侧安装了燃料电池储能装置,用于进行有功功率的平滑控制。控制策略采用PID控制,从而很好的解决了电压波动问题。本文设计了双馈电机风力发电MATLAB仿真系统,对双馈发电机有功、无功功率解耦控制进行仿真研究,验证该控制方案的有效性和可行性。
1 双馈发电机数学模型
设dq轴以同步速度旋转,其中d轴参考方向定向为定子磁场方向,则转子和定子电压和磁链方程为[11]:
undefined
undefined
公式(1)、(2)中,Uds,Uqs,Udr,Uqr分别为定、转子电压的d、q轴分量;Ids,Iqs,Idr,Iqr分别为定、转子电流的d、q轴分量;ψds,ψqs,ψdr,ψqr分别为定、转子磁链的d、q轴分量;xss,Xrr,Xm为定、转子的自感及互感;rs,Rr分别为定、转子的电阻;s为转差率。
双馈电机定子侧与电网连接,其频率可视为50 Hz不变;其电压为网侧电压,可视为电压有效值不变为Us,定子电阻压降远比电机反电势小,可以忽略定子绕组电阻,定子电压方程化简为:
undefined
其中undefined
定子侧有功功率和无功功率的计算公式为:
undefined
由公式(4)可以看出,双馈发电机定子有功功率和无功功率分别与转子电流的d、q轴分量成线性关系[12](其中iqr为转子电流的有功分量,idr为转子电流的无功分量),通过调节两个电流分量就可以分别独立地控制定子的有功功率和无功功率,两者可以实现解耦控制[13]。
如图1所示,发电机、负载、系统及燃料电池储能系统都会对转子侧变流器直流母线电压的变化产生影响。若忽略变流器的损耗,根据电容储能公式可得,直流母线电压变化计算公式如下:
undefined
其中:Pr为转子侧有功功率;Pf为网侧滤波器上的有功功率;Pst为储能功率。
当忽略网侧滤波器电阻时,我们可以得出:
undefined
undefined
当忽略DFIG与电力系统连接的输电线路的电阻时,则发电机送到网侧的功率为:
undefined
其中Ll为输电线路的电感,进而可以得到DFIG定子侧电压变化量的方程为[14]:
undefined
方程(9)说明了DFIG定子侧电压的变化与风力发电机与电网连接处有功及无功功率变化量之间的关系。可以看出,要使发电机机端电压保持稳定,必须保证输出有功功率和无功功率保持稳定。当风速发生变化时,发电机发出的有功功率和无功功率会发生波动,从而导致了机端电压的波动,这对发电机机端负载的正常运行极为不利。因此,控制机端电压的稳定十分必要。由式9可以通过控制功率的平滑来控制机端电压的稳定。
2 无功功率平滑控制
根据图1可以看出,流入系统的无功功率为:
Qg=Qs+Qf (10)
为了使输入到系统的无功功率能够平滑变化,当风速发生变化时,对转子侧无功功率进行控制,从而使输入到系统的无功功率能够平滑变化。取转子侧无功功率控制的设定值为:
Qf-ref=Qs-Qg (11)
由式7可以得到Qf的控制流图如图2所示。
3 有功功率平滑控制
当风速发生变化时,发电机输出功率会发生变化。由方程9可知,网侧有功功率的变化同样会引起发电机端电压的波动。因此有功功率的平滑控制也是保证发电机端电压稳定的关键问题。
本文采用燃料电池储能系统对发电机有功功率的波动进行控制,燃料电池储能系统安装于转子侧变流器直流母线侧。
根据5式可得直流母线电压的控制流图如图3所示。
为了使定子侧有功功率平滑,设燃料电池储能功率为Pst,由发电机输出功率整定值Preg和网侧测量值Pm相减而得:
Pst=Preg-Pm (12)
则不计损耗时,燃料电池储能计算公式为:
Efw=Efw0+∫Pstdt (13)
CON3变流器为buck-boost DC-DC变流器,其结构如图4所示。
当风速上升,风力发电机输出功率增加时,直流侧电压Vdc上高,通过控制CON3的Q1可以使CON3工作在燃料电池储能状态下,通过Q1占空比d的调节可控制储能功率的大小;反之,当风速下降,风力发电机输出功率减小时,直流侧电压Vdc下降,通过控制CON3的Q2可以使CON3工作在燃料电池释放能量状态下,通过Q2占空比d的调节可控制释放能量功率的大小。据此,可得到燃料电池系统控制流图如图5所示。
4 基于MATLAB的仿真
本文在MATLAB中设计了仿真系统,系统的参数:风场有1台1.5 MW发电机,端电压为597 V、频率f=60 Hz;额定的直流侧电压1 150 V,直流侧电容(DC bus capacitor)=0.075 F。在Wind Turbine模块中参数为:输出功率=1.5 MW,额定风速=12 m/s。电机的参数:p=2, f=60 Hz, L1s=0.047 75 H, Rs=0.013 79 Ω, Lm=2.416 H, Rr=0.007 728 Ω, L1r=0.047 75 H 。初始风速为13 m/s,在t=6 s时风速上升到15 m/s(模拟阵风效果),在t=10 s时风速下降为13 m/s,仿真时间为20 s。图6、7的仿真图形均根据风速的变化而变化。
没有采用有功平滑控制时,得出波形图如图6,7所示:
从上述仿真结果可以看出,当风速没有变化之前有功功率、无功功率、直流侧电压、风机转速是稳定的;t=6 s风速上升时,有功功率上升,经过1 s有功功率上升到最大约1.7 MW,超过了发电机额定容量,后经变桨距调节,功率开始下降;t=10 s风速下降时,有功功率下降,经过1.5 s有功功率下降到最小约1.25 MW,后经变桨距调节,功率开始上升;可以看出,有阵风时,发电机有功功率摆动较大。
采用有功平滑控制时,得出波形图如图8,9所示:
t=6 s风速上升时,有功功率略有上升,经过0.5 s有功功率上升到最大约1.55 MW,后经变桨距调节,功率开始下降;t=10 s风速下降时,有功功率下降,经过1.5 s有功功率下降到最小约1.45 MW,功率开始上升;可以看出,有阵风时,通过功率平滑控制可以使发电机有功功率达到平滑调节,对稳定发电机机端电压及系统稳定性具有重要意义。
5 结束语
本文通过对变速恒频双馈风力发电机的控制方法的研究。建立了基于定子磁场定向的双馈发电机功率解耦控制模型,并针对DFIG因为阵风引起的的功率波动问题进行了研究,通过在直流侧加入燃料电池储能系统,应用PID调节完成储能装置的功率平滑调节。经仿真得出电压、功率曲线,并分析比较,可以得出:
(1) 基于燃料电池储能的变速恒频双馈风力发电机,具有较好的功率调解特性,能适应风速的快速变化。
(2) 传统的PID控制方法,具有快速的调节能力,对风力发电机功率平滑控制和电压稳定有一定作用。
光储微电网平滑切换控制策略研究 篇4
微电网平滑切换控制对微电网系统安全稳定运行具有重要的意义, 新能源的大规模并网对切换过程中的暂态震荡控制提出了越来越高的要求, 其要求在并网/孤岛方式切换暂态震荡过程中电能振荡在允许范围内[2]。本文搭建了光储微电网, 引入了状态跟随器有效光储微电网切换过程的震荡, 利用主从控制对光储微电网平滑切换进行了研究。
1微电网主从控制策略
含光储能系统的微电网并网运行时, 大电网承担频率和电压的波动, 各个分布式发电单元采用P/Q控制[3], 执行最大功率跟踪或输出恒定的有功功率和无功功率, 同时储能装置要响应太阳辐射、环境温度等因素变化导致的输出功率的变化。当含光储能系统的微电网孤岛运行时, 储能装置由P/Q控制模式切换至V/控制模式, 维持微电网的电压和频率稳定, 光伏电源仍采用P/Q控制策略, 输出最大功率[4]。
2储能装置主控装置状态跟随器控制。
微电网中的蓄电池装置在并网和孤岛下的控制原理不同, 其控制参数在切换过程中会有较大差异。为了有效降低微电网在并网孤岛切换中的因参数差异引起的暂态震荡[5], 引入了状态跟随控制器, 其控制原理如图1所示。将V/控制器输出状态与P/Q控制器输出状态的差值作为V/控制器的输入形成反馈, 使得控制器切换前V/控制器能跟随P/Q控制器的状态输出, 保证切换时两种控制器的状态保持一致。并网运行时, 开关K1和K4闭合, 开关K2和K3打开, P/Q控制器运行;孤岛运行时, 开关K1和K4打开, 开关K2和K3闭合, V/控制器投入运行[6]。
蓄电池装置作为光储微电网系统的主控单元, 支撑微电网系统在孤岛运行方式下的电压和频率[7], 提高了供电可靠性和安全性, 其P/Q控制、V/控制切换控制原理框图如图2所示。微电网并网运行时, 储能装置采用P/Q控制时, 给定参考值经功率计算得到电流参考值;孤岛运行时, 切换至控制时, 电压外环控制器采集逆变器输出三相瞬时电压, 经Park变换后得到, 并与参考电压信号相减得到误差信号, 经过电压PI控制产生电流内环控制参考信。电流内环控制器参考值与电流测量值的差值经过PI控制器, 对参考信号进行跟踪[8]。电流内环输出信号经变换, 得到并网逆变器正弦脉宽调制信号。
3光储微电网平滑切换控制仿真
本文仿真模拟微电网正常情况下处并网运行, 在3s时断开与大电网连接进入孤岛运行状态, 在5s时重新并网, 含光伏电源和蓄电池微电网仿真模型如图3所示, 仿真参数表如表1所示, 微电网与大电网之间协议规定, 微电网与大电网在PCC点处的能量交换最大值为6k W, 且不允许逆流。
光储微电网仿真实验结果如图4、图5、图6、图7、图8、图9所示。
从图4、图5中可以看出, 光伏电源可以跟踪光照强度变化, 实现最大功率跟踪, 图6中蓄电池可以根据光伏电源输出功率变化储能或者放电, 在3S后进入孤岛运行状态, 切换至V/f控制模式, 为微电网提供电能支撑, 保障微电网的安全可靠运行, 图7中可以看出微电网与大电网的交互功率始终在允许的范围之内, 图8、图9反映的是微电网内部电压和频率可以看出, 即使在切换过程中, 系统电压、频率都在系统允许的范围内, 提高了供电可靠性、安全性。
仿真结果表明, 采用主从控制的微电网在并网运行时, 光伏电源可以实现最大功率跟踪, 蓄电池可以根据公共耦合点处电能交换控制需求存储或释放功率;孤岛时, 蓄电池作为主控单元切换至控制模式, 为微电网频率和电压的稳定提供支撑, 光伏电池仍采用最大功率跟踪控制。加入状态跟随器后, 微电网系统可以有效降低切换过程中的震荡, 提高了微电网供电可靠性。
4结论
本文对主从控制策略进行研究, 设计了状态跟随器有效降低了切换过程中的暂态振荡, 快速达到稳定运行状态。该控制策略可以提高新能源的利用率, 保持敏感负荷的供电可靠性, 有效减小切换过程带来的暂态振荡。
参考文献
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功率平滑控制策略 篇5
微网能够将不同种类的分布式电源和负荷纳入一个小电力系统中,实现统一的智能分配和管理,被认为是解决大规模新能源发电接入电网的有效途径,是近些年来分布式发电领域的研究热点[1,2,3]。
微网系统从结构上可以分为主从结构和对等结构两种[4,5]。在对等结构微网系统中,电压和频率由多台具有电压源特性的逆变器共同建立,这些逆变器一般采用下垂控制,来实现系统内变动负荷的均分。相比于主从结构,对等结构具有更好的冗余性和可扩展性,但是由于微网逆变器在孤岛模式下采用下垂控制等有差控制,系统的电压频率会随着系统负荷的增加而有所跌落,因此需要对电压频率进行恢复控制[6,7]。
微网可以工作在孤岛运行模式和联网运行模式,为了保障供电质量,需要微网系统具有在两种运行模式间平滑切换的能力。现有文献主要是针对微网逆变器的运行模式平滑切换进行研究[8,9,10,11],而微网系统平滑切换控制的研究相对较少。文献[12-13]给出了主从结构的微网系统预同步控制方法和并离网平滑切换方法。文献[14]给出了一种基于分散式控制的频率电压恢复控制和预同步控制方法,此方法中众多逆变器各自调节,可能会造成调节过程中功率分配不均以及系统低频振荡等问题。文献[15-16]采用背靠背的双向变换器作为微网与大电网之间的并网接口,但是这种接口不利于系统扩容,并且对并网接口逆变器的容量要求较高。文献[17]利用微网中逆变器的锁相环技术,实现微网相位向大电网同步,但是此方法较适用于分布范围较小的微网。综合来看,在对等控制的微网系统中,模式切换的难点是并网时需要协调多台逆变器调节系统的电压和频率向大电网同步,非计划孤岛发生时,需要考虑如何保证微网中的逆变器顺利过渡到孤岛运行模式,减小切换过程中的电压和电流波动。
本文所研究的微网采用对等控制结构,针对系统的运行模式平滑切换进行研究。微网中储能逆变器并离网均采用下垂控制,孤岛发生时逆变器无需切换控制算法,减小微网由联网运行切换到孤岛运行模式过程中的暂态响应。同时,提出基于分层控制和电压频率恢复控制的微网预同步控制方法,实现微网系统由孤岛运行向联网运行的平滑切换。从两个控制层次分别对逆变器的控制和微网的二次调频及预同步控制做了详细理论分析,并通过实验验证了本文方法的可行性与有效性。
1 对等结构微网系统的构建
对等结构微网系统一般采用分层控制,通常采用三层控制结构,第一层是微源控制层,第二层是微网控制层,第三层是能量管理层[18,19]。微源控制层是微网系统内各类微源的控制,包含建立系统电压频率的可调度微源控制和光伏发电、风电等不可调度微源的控制;微网控制层是对微网系统进行协调控制,用于电压频率恢复,保证微网的供电质量,同时利用预同步控制实现微网在孤岛模式和联网模式之间的平滑切换;能量管理层是从经济性角度,对微网的运行进行优化调度,保障微网长时期稳定经济运行。本文所研究的对等结构微网系统涉及其中的第一层控制和第二层控制,其结构如附录A图A1所示。
附录A图A1中微网系统由逆变器、中央控制器(MGCC)和智能断路器等主要设备组成。微网逆变器用于建立和支撑微网的电压频率,其直流侧连接各种微源,交流侧通过LC滤波器并联到微网交流母线。微网MGCC用于系统的数据采集处理以及实现系统二次电压频率控制、系统预同步控制和能量管理控制等。智能断路器安装在微网和大电网之间的公共连接点(PCC)处,用于对微网和大电网的电压、电流、频率、相位以及功率进行实时的采样分析,同时也可安装在微网系统的关键节点,辅助MGCC实现系统的协调控制。
2 微网逆变器控制策略
微网中包含多种微源,这里讨论建立微网电压频率的储能逆变器控制。与传统并网逆变器不同,储能逆变器既可以工作在并联模式,也可以在孤岛情况下工作于并联组网模式。本文储能逆变器主电路采用三相半桥结构,交流侧采用LC滤波器和△/Y型隔离变压器输出。为实现多微网逆变器共同建立微网系统电压频率的同时,还能够对微网系统中的负荷进行均分,微网逆变器的控制采用下垂外环,电压、电流内环的三环控制结构,控制结构框图如附录A图A2所示。电压、电流内环均采用dq坐标下的解耦控制结构,使输出电压无差跟踪下垂环节输出的电压参考值,同时还能够实现对逆变器输出阻抗的自由调节。另外考虑到低压配电网线路呈现阻感性,采用虚拟阻抗技术,以提高有功和无功功率的解耦度。
附录A图A2中逆变器瞬时有功和无功功率的计算公式为:
式中:Vod,Voq,Iod,Ioq分别为逆变器输出电压、电流的d,q轴分量。
计算得到的输出功率通过一阶低通滤波器滤波后作为逆变器下垂控制的反馈功率,滤波器表达式为:
式中:ωP为一阶低通滤波器的截止频率。
逆变器在微网孤岛和联网两种运行模式下都采用下垂控制。在微网孤岛运行情况下,要求并联的储能逆变器能对系统内的负荷进行按比例分配,共同支撑微网交流母线的电压和频率;在微网联网运行模式下,要求各台逆变器能够实现有功和无功功率的无差控制,所以下垂环节的设计需要兼顾到微网不同运行模式对储能逆变器控制的不同要求。下垂控制环节设计如附录A图A3所示。其中下垂控制表达式为:
式中:P0和Q0分别为下垂控制有功功率和无功功率参考值,逆变器中P0和Q0默认设置为0,在微网系统组网运行时,参考值也可以由MGCC根据二次调频或能量管理算法的计算结果下发给各台逆变器;ω0和E0分别为下垂环节的频率和电压参考值,一般按照系统的额定参数设置;ω 为系统运行频率;E为逆变器内电势;SM为微网运行模式标志位,此处用于控制无功下垂环节中积分项的投切,微网孤岛运行时SM为0,此时无功下垂环节积分项被切除,并联逆变器按照下垂系数担负无功负荷,联网运行时SM为1,无功下垂环节中引入积分项,使储能逆变器在并网运行情况下实现无功功率的无差控制;m为有功频率下垂系数;n为无功电压下垂系数;KQI为积分系数。
为实现有功功率的按比例分配,微网中逆变器(1,2,…,x)的有功下垂系数和功率参考需满足m1P01=m2P02=…=mxP0x,n1Q01=n2Q02=…=nxQ0x。
下垂环节的输出是电压内环的参考值,由于逆变器使用的旋转坐标系按照电压矢量定向,因此下垂环节输出的电压幅值E也就是电压内环的d轴电压参考值。另外有功下垂环节的输出是频率,对频率进行积分可得到输出电压的相位参考值。电压指令生成公式为:
式中:θ,Vdroopd,Vdroopq分别为下垂环节输出相位及电压指令的d,q轴分量。
附录A图A2中虚拟阻抗压降采用电感电流反馈值计算,如式(5)所示,虚拟阻抗取值方法在文献[20]中已做详细分析,本文不再赘述。
式中:Rv和Lv分别为虚拟电阻和电感;vvd和vvq分别为虚拟阻抗环节输出电压的d,q轴分量;id和iq分别为逆变器输出侧电感电流的d,q轴分量。
下垂环节输出电压参考值和虚拟阻抗压降之差即为电压内环给定值,如式(6)所示。
3 微网系统控制策略
3.1 电压频率恢复控制
下垂控制是一种有差控制方式,系统内有负荷的情况下,逆变器输出电压的频率和幅值就会沿着逆变器的下垂曲线自然下垂。因而为提高微网系统的供电质量,需要采用电压频率恢复控制。
本文的微网二次调频控制采用集中控制的方式,首先MGCC从各台逆变器或者关键节点处的智能断路器读取电压频率信号,计算出电压频率和幅值的反馈量,反馈量与电压频率幅值参考值之间的差通过二次调频控制算法计算后得到总调节功率,再按照各台逆变器的分配系数分配后分别下发给系统中各台调频逆变器,参与调频的逆变器按照MGCC下发的功率调节量调节下垂曲线,从而实现系统电压频率和幅值的恢复控制。MGCC中二次电压频率恢复控制结构框图如附录A图A4所示。
附录A图A4中,二次调频环节的控制函数如式(7)和式(8)所示。
式中:ΔPT和 ΔQT分别为二次调频调压控制环节输出的总调度有功和无功功率;αωi和αEi分别为二次调频、调压控制的功率分配系数,分配系数由逆变器下垂系数或优化算法结果决定;mj和nj为从逆变器读取的逆变器下垂系数;mopti和nopti为优化调度算法给出的调度分配系数;KsωP,KsωI,KsEP,KsEI分别为有功和无功环节比例—积分(PI)调节器的比例和积分系数;Δωpcc和 ΔEpcc分别为系统频率和电压幅值参考值与当前值的差值;ΔPi和 ΔQi分别为分配给逆变器i的有功和无功功率。
MGCC计算出各台逆变器的调度功率后,下发给逆变器,供逆变器对下垂曲线进行调节,下面将以第i台逆变器为例,分析其调节过程。
参与二次电压频率调整的第i台逆变器的调整过程如附录A图A5所示,附录A图A5(a)是二次频率调整过程示意图,实线是无二次调频时逆变器的下垂特性曲线,在微网孤岛运行带载时,逆变器i工作在运行点A处,分担的有功功率为Pi,输出频率为ωi,此时微网系统中所有逆变器的输出频率均下跌 Δω。在系统启动二次调频控制后,MGCC根据二次调频控制算法计算出第i台逆变器的调整功率 ΔP0i,调整过程中,逆变器的下垂控制表达式如式(11)所示。
通过调整下垂曲线的参考功率,使得各台逆变器的下垂曲线1向上平移,使系统的频率恢复到额定频率ω0处,下垂曲线移动到新的曲线2处,逆变器i工作在新的运行点B。由于系统内负荷的有功频率特性,在系统频率上升时,负载消耗的总功率也随之有所上升,所以系统最终工作在新的平衡点时,逆变器i输出功率Pi′略大于二次频率调整前的输出功率Pi,电压幅值恢复的过程与频率恢复过程相同,调整过程中,系统中第i台逆变器的无功下垂控制表达式为:
通过调整参与调压控制的各台逆变器的无功功率参考值,来实现对系统电压的调整,调节过程和上述的调频过程类似。
综上,一个完整的二次控制,需要MGCC和系统内的调频逆变器以及智能网关断路器等相互配合,电压频率信号采样工作由逆变器或者智能网关断路器完成,二次电压频率控制算法由MGCC运行,计算出的功率调度结果通过通信系统下发给参与二次调频调压控制的各台逆变器,逆变器按照这个调度功率来调节自己的下垂曲线,从而调节逆变器的输出功率,提高系统的电压和频率,最终可以使系统的电压频率恢复到设定值。
3.2 预同步控制
本文所使用的微网预同步控制以系统的二次电压频率控制为基础,通过调节二次电压频率控制环节的给定,来调节微网系统交流母线的电压幅值和相位,从而使系统的电压幅值、频率、相位向大电网的电压幅值、频率和相位同步,控制框图如图1 所示。
图1中,通过PCC的智能断路器对电网侧和微网侧两个端口的电压进行采样和锁相,计算出两个端口的电压相位差 ΔθMg和幅值差 ΔEMg,表达式为:
式中:EGrid,EMg,θGrid,θMg分别为电网和微网的当前电压幅值和相位。
MGCC从智能网关断路器读取 ΔθMg和 ΔEMg后,作为预同步控制的反馈信号,通过预同步控制环节的PI调节器,计算出预同步控制期间需要调整的系统幅值调节量 ΔEsyn和系统频率调节量 Δωsyn,如式(14)所示。
式中:KsynθP,KsynθI,KsynEP,KsynEI分别为预同步相位和电压幅值调节的比例和积分系数。
图1中,预同步控制器输出的 Δωsyn和 ΔEsyn与二次电压频率控制环节的电压频率参考值ωref和幅值参考值Eref之和作为二次电压频率控制的参考值,调整微网系统的电压幅值跟随大电网的电压幅值,同时通过调整微网系统频率的方式间接调整微网系统的相位,实现微网系统对大电网相位的跟踪,为保证微网系统的供电质量,预同步过程中对逆变器输出电压和频率的调整范围应约束在附录A图A5所示的两条点虚线之间的范围内。
当微网的幅值差 ΔEMg和相位差 ΔθMg在连续的一段时间中持续小于设定的阈值,MGCC即可判断微网预同步成功,并向微网逆变器和智能网关断路器发送并网指令,PCC的智能网关断路器合闸,微网完成预同步控制,实现孤岛运行模式向联网运行模式的平滑切换。幅值差和相位差的阈值需要满足IEEE Std 1547—2003标准的要求,同时考虑到并网瞬间要求电压闪变小于5%[21],根据文献[22]的推导,相位偏差应该小于2.86°,本文将并网条件设置为相位差小于2°,幅值差小于3V。
4 试验验证
为验证本文所提的微网系统预同步控制算法和微网系统运行模式的平滑切换能力,搭建了包含两台逆变器、一套MGCC、两台智能断路器和一组三相负载的微网实验系统。 逆变器按照额定容量100kVA设计,直流电压为600V,额定输出电压/频率为380V/50Hz,采用LC滤波器输出,滤波电感为0.35mH,滤波器电容为50μF,逆变器的详细参数见附录B表B1。逆变器控制器采用TI公司的TMS320F28335芯片,载波频率为6kHz,实验过程中逆变器1和2的有功下垂系数分别为4×10-6和8×10-6,无功下垂系数分别为0.000 4和0.000 8,三相负荷参数为36kW。
实验平台按照附录A图A1所示结构连接,两台逆变器经过模拟线路阻抗并联于PCC,系统中MGCC与逆变器之间通过以太网通信,通信周期设置为40ms。下面分别通过实验对本文分析的二次电压频率控制和并离网切换控制进行验证。实验过程中,系统的电压频率、幅值、相位等数据均由MGCC记录并存储于数据库中,根据记录数据,可以绘制频率、幅值、相位差和幅值差等波形。
二次电压频率控制实验:实验过程中,首先将两台逆变器设置为远程控制模式,由MGCC依次启动两台逆变器,然后启动MGCC中的二次电压频率恢复控制算法,待逆变器启动完成后,在相对时间9s时刻,MGCC控制智能断路器将36kW的三相负载接入微网交流母线,实验结果如图2 和图3 所示。实验结果表明,在加载瞬间,PCC电压的频率和幅值均有一定跌落,但因为拥有电压频率恢复控制,经过数秒后,PCC电压的频率和相电压幅值均恢复到设定值50Hz和220V处。
并离网切换控制实验:预同步并网条件设置为相位差小于2°,幅值差小于3V。实验过程中,首先使用MGCC控制两台逆变器启动,然后启动MGCC中二次调频算法,并在相对时刻大约8s时,控制负荷接入,在相对时刻大约24s时启动MGCC中的预同步控制程序。在微网预同步联网成功并实现并网功率可控后,直接手动断开PCC的并网开关,验证微网由联网运行向非计划孤岛切换的能力。实验结果如图4、图5和图6所示。
图4是预同步实验过程中的微网系统PCC电压的频率波形,图5和图6分别是预同步实验过程中大电网和微网PCC电压的相位差和幅值差波形。由实验结果可以看出,在启动MGCC中的预同步控制程序后,经过13s的预同步调节,微网和大电网之间的电压相位差和幅值差满足并网要求,在持续2s满足要求后,在相对时间39s时MGCC向PCC智能断路器发送合闸指令,智能断路器合闸,微网由孤岛运行切换到联网运行,实验结果表明了预同步控制算法的有效性。
在微网系统并离网切换控制实验过程中,采用录波仪记录实验波形,4个通道由上到下分别是电网电压波形、微网PCC电压波形、两台逆变器输出电流之和波形、微网并网电流波形,实验结果见附录B图B1和图B2。实验过程中两台逆变器输出功率波形见附录B图B3和图B4。附录B图B1是微网系统预同步并网瞬间的电压、电流波形。预同步并网过程中,为减小并网瞬间的电流冲击,在PCC并网开关合闸后,微网并网功率控制为零功率,10个控制周期后,切换为按照设定功率并网。由附录B图B1的实验波形可以看出,切换瞬间微网电压平稳,并网电流超调较小,实现了孤岛模式向联网模式的平滑切换。
由于本文所研究的微网中,微网逆变器孤岛和联网运行模式下均采用下垂控制,因此微网非计划孤岛发生时逆变器无需切换控制算法,减小了两种运行模式切换过程中的暂态响应。附录B图B2是微网非计划孤岛切换时的电压、电流波形,从图中可以看出,切换瞬间微网PCC电压稳定,逆变器输出电流基本无波动,微网系统顺利切换到独立带载的运行模式。
5 结语
微网可以工作在孤岛运行模式和联网运行模式,微网系统的并离网平滑切换控制是保证微网稳定运行和提高微网系统的供电质量的关键技术。
1)本文提出了逆变器并离网模式下均采用电压源特性的下垂控制策略,无需随着微网运行模式的切换而改变,减小了微网由联网运行切换到孤岛运行模式过程中的冲击。
2)从微网系统控制的角度,本文研究了基于分层控制的微网系统二次调频调压控制,在此基础上提出基于二次调频调压控制的微网系统预同步控制策略,减小了并网瞬间PCC的电流冲击,实现了微网系统由孤岛运行模式向联网运行模式的平滑切换。
通过实验验证了本文所提方法的有效性,未来将进一步研究微网系统控制参数的优化方法,以提高微网系统的性能。
本文在完成的过程中,受到台达基金电力电子科教发展计划重大项目(DREM2015002)和校博士专项科研资助基金(JZ2015HGBZ0487)资助,在此表示衷心感谢。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：针对对等结构的微网系统,提出了一种在联网运行模式和孤岛运行模式下平滑切换的控制策略。首先,微网中储能逆变器在两种运行模式下均采用下垂控制方法,孤岛发生时逆变器无需切换控制算法,减小了两种运行模式切换过程中的暂态响应。其次,提出基于分层控制和电压频率恢复控制的微网预同步控制方法,实现了微网系统由孤岛运行模式向联网运行模式的平滑切换。给出了微网逆变器、微网系统二次电压频率恢复控制和预同步控制算法的详细理论分析,最后通过实验验证了所提方法的可行性和有效性。
功率平滑控制策略 篇6
随着微电源容量的增加以及微电网运行的可靠性日益增强,越来越多的微电网接入到大电网中,不可避免的会给大电网造成冲击[1]。因此如何减小微电网并网时对大电网造成的影响,使其能够由孤岛模式平滑切换到并网运行模式,实现同期并网,成为一个重要的研究内容[2]。文献[3]给出微电网在并网时必须满足条件:并网瞬间,开关的两侧电压差必须接近于0;并网时电流的方向必须从大电网流向微电网。文献[4]指出,若使电流方向由大网流向微网,则需使电网电压必须超前微电网电压,并且电网频率要高于微电网频率。文献[5]指出,并网开关两侧的电压差对大网的冲击要比频率差对大网的冲击小得多,而微电网孤岛运行时,频率往往小于大网频率,当其最大有功输出小于本地负荷需求时,则不能通过传统方式调节有功,从而需要通过牺牲电压差改变微网频率和相位,使微网近似满足并网条件。但这些文献没有具体给出电压差、相角差和频率差三者对并网造成冲击的比较分析。因此,本文研究的重点是以微电网孤岛运行时采用v/f控制为研究对象,建立仿真模型,通过仿真分别验证了微电网的并网所需满足的最佳并网条件,同时对电压差、频率差和相角差因素对并网造成的影响进行比较,得出其中对并网切换动态过程影响大小的相对关系,提出相应的控制方法和策略,实现微电网自动根据大电网的条件调节微电网内部的电压和频率,并在合适的相位下进行并网。最后通过仿真验证所提出的平滑切换控制方法和策略的有效性。
1 电压差、频率差和相角差对并网造成的影响
差频并网是指电网与电网之间相序相同,且并网开关两侧电压差、相角差和频率差在允许范围之内的并网操作。微电网一般电压等级比较低,故并网前与大网的电压差值不应超过额定电压的10%,相角差不应超过10°,频率差值不应超过额定频率的0.5%,即不能超过0.25 Hz。下面分别选取电压差、相角差和频率差为最大允许偏差的80%时,即并网前分别使频率差∣Δf∣=0.2 Hz,相角差∣Δδ∣=8°,电压差∣ΔU∣=0.08 p.u.,进行并网仿真分析,所得结果如图1所示。
从图1中可以看出,有相角差时对并网切换造成的影响最大,频率震荡的幅值要远大于其它两种情况。而从图1中难以比较出电压差和频率差两者对并网造成影响的大小,将其单独进行对比,其结果如图2所示。
从图2中可以看出,切换时电压差和频率差对电网电压造成的影响都比较小,而频率差对系统频率震荡的影响要较大于电压差对频率震荡造成的影响。
根据以上分析可知,在同期并网允许条件下,相角差在并网切换时对系统造成的影响要远远大于电压差和频率差对其造成的影响。频率差其次,电压差对并网造成的影响最小。
为从定量上比较3种因素造成的影响程度,下面通过仿真分别讨论在相角差和频率差减小到何种程度时,其对并网造成的影响程度与存在有0.08p.u.(即8%)的电压差造成的影响相当。
1.1 相角差与电压差对并网影响的比较
首先令微网电压高于大网,使ΔV=0.08 p.u.(8%),频率差和相角差为零,进行并网切换,得出1组结果;然后令开关两侧电压差和频率差为零,而改变相角差的大小,分别令Δδ1=1°和Δδ2=0.5°,进行并网仿真,得出两组结果,对3组仿真结果进行比较,所得图形如图3所示。
可以看出,在电网电压低于微电网电压时,切换过程中频率会首先有一个向下的波动,然后慢慢增加至稳定值(图中实线所示);而在大网电压超前于微电网电压时,切换过程频率会首先有一个向上的波动,然后慢慢减小到额定值。当相角差逐渐减小时,频率的波动也会逐渐减小,当减小至0.5°时(短线所示),其对频率造成的影响与电压差为8%时所造成的影响大致相当。
1.2 频率差与电压差对并网影响的比较
令微网电压高于大网,ΔV=0.08 p.u.(即8%),频率差和相角差为零,进行并网切换,得出1组结果;在电压差和相角差为零的情况下,改变频率差,分别令Δf1=0.2 Hz和Δf2=0.1 Hz,进行并网仿真,得出另2组结果,3组结果的电压和频率如图4所示。
可以看出,频率差逐渐减小时,系统频率的波动会逐渐减小,当减小至0.1 Hz时(图4中短线所示),对频率造成的影响与电压差为8%(p.u.)时所造成的影响大致相当。
2 微电网并网控制方法及策略
2.1 并网控制器结构
微电网孤岛运行时采用v/f控制,自身提供电压和频率的支撑。在运行过程中,微网的电压和频率与大电网会分别有一个偏差ΔV和Δf。如果超过允许值,就会对并网切换造成很大影响,故需在v/f控制器中加入电网电压和频率自动跟踪控制环节,使微网电压和频率能够跟踪到大电网并调节到并网允许范围之内,最终实现平滑并网。在v/f控制中的电压和频率调节环节中,频率调节环首先将大网频率fs与微网频率fDG进行比较,其差值通过PI调节器加入到频率给定值fc侧,使微网能够根据大网自动调节自身频率,从而达到减小频率差值的目的;同理,电压调节器是将大网电压Us与微网电压UDG进行比较,所得差值通过PI调节器加入到电压给定值Uref上,使微网能够根据大网自动调节自身电压,从而减小电压差,使其符合并网要求。
2.2 并网控制策略
微电网并网的最佳条件是大电网电压相角超前于微电网,频率高于微电网。而实际独立运行中微网的电压一般都不高于大网电压,且电压差的影响对并网切换影响最小,故在以下仿真中令VDG
根据并网具体标准:为保证并网安全,需要满足并网前电压差值不应超过额定电压的10%,相角差不应超过10°,频率差值不应超过额定频率的0.5%,即不能超过0.25 Hz。这里经过仿真比较,选择相角超前微电网3°,幅值低于微电网0.05p.u.,频率高于微电网0.2 Hz。
根据并网要求,文中采用如图5所示的流程图实现并网控制。独立运行过程中,当微网与大网的电压差、相角差和频率差任何一个因素没有达到上述控制策略的允许范围内时(Δδ≤3°,ΔV≤0.05p.u.,Δf≤0.2 Hz),微电网均不能进行并网操作;而当检测到电压差和频率差在允许范围内后,通过自动检测装置观测大网与微网的相角差,在其满足并网条件的时刻,自动发出并网操作命令,闭合并网开关,并将控制方式由v/f控制切换为PQ控制,最终实现微电网的并网平滑切换。
3 并网切换仿真
微网初始时工作在孤岛状态,采用v/f控制方式,初始频率为fDG=49 Hz,而大网频率fS=50 Hz,频率差Δf1大于并网允许值;孤岛模式时,微网电压值VDG=0.82 p.u.,大网电压VS=1 p.u.,其差值ΔV1也大于允许值。
将控制方法及策略应用于仿真系统中的微电网控制,考察其并网的过渡过程,分析其控制效果,并与未加并网平滑切换控制的情况进行对比分析。并网开关闭合后,微电源的控制方式均由v/f控制切换为PQ控制。
进行并网切换控制时,相角在t=2.98 s时达到并网条件合闸;而不加切换控制时,相角在t=3 s时达到并网条件合闸,但此时微电网的频率和电网却没有调整至允许的范围,与大电网有一定偏差。为了进行二者的对比,仿真图中特将未加切换控制的并网时刻移至2.98 s,与加上调节环时的并网时刻重合。
所得仿真结果如图6-图10中实线所示,其中图6为未加切换控制直接并网与采用控制策略后并网时开关两侧相角差的对比。2.9 s之前开关两侧的相角差都比较大,不适合并网,故图中从2.9 s时刻开始比较分析。从图中可以看出,直接并网时相角差为12°(图中实线所示),超出合闸允许范围,加上控制策略后相角差为3°(图中虚线所示),相角差得到了改善;图7和图8是上述两种情况下并网时微网的电压和频率波动曲线。而在t=0.2 s时刻加上控制环节之后,微网的电压值升至0.95 p.u.,频率升至49.8 Hz,达到并网要求,与直接并网相比频率的震荡程度明显减小;图9和图10分别为负荷的有功功率和无功功率吸收情况。可以看出直接并网时切换过程震荡幅度很大,而采用控制策略以后有了明显改善,切换过程震荡比较缓和。因此,该控制方法及策略可以严格控制电压差、相角差和频率差在允许范围之内,能有效的实现微网由独立运行向并网运行的平滑切换。
4 结束语
通过上述微电网带负荷并网对大电网影响的分析,提出了微电网并网控制方法及策略,设计了电压调节器和频率调节器,确保了电压差、频率差和相角差能控制在并网允许范围之内。通过仿真验证,表明了该方法及策略能够有效地实现微网的平滑切换。
摘要：以v/f孤岛控制方式的微电网为研究对象,建立了微电网模型,通过对微电网分别带恒功率负荷和恒阻抗负荷进行仿真分析,比较带不同类型负荷时对并网动态过程的影响大小。然后比较了压差、频差和角差对切换造成影响的大小,得出相角差在并网切换时对系统造成的影响要远远大于电压差和频率差对其造成的影响。频率差其次,电压差对并网造成的影响最小。最后提出了相应的控制策略,使微网根据大网调节自身的电压和频率,在合适的相位下进行并网,并通过仿真验证了所提策略的有效性。
关键词：微电网,差频并网,v/f控制,切换条件
参考文献
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[3]过亮.独立/并网双模式逆变器控制技术研究[D].南京:南京航空航天大学,2008.
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[5]罗建中.分布式微型电网并网研究[D].长沙:湖南大学,2009.
风电集群有功功率控制及其策略 篇7
在“建设大基地、融入大电网”的风电发展战略指导下, “规模化开发、远距离集中送出”成为中国风能开发利用的主要模式之一。在国内大型风电基地建设成果显著的“三北”地区, 风电场大多集中在电网末端, 同时存在分散式接入的风电机组, 共同集中接入汇集变电站, 形成风电集群 (wind farm cluster, WFC) 。地理位置相同或者接近, 处于同一风资源带, 具有相同风力特性且集中接入同一并网点的风电场集合称为风电集群[1], 集群内风电场出力变化相关性强、同时率高, 具有独特的时空互补性[2,3]。对这种地理上毗邻、特性上相关并且拥有一个共同接入点的风电集群进行统一调度和协调控制, 可有效平抑单一风电场出力的随机性、波动性和间歇性, 形成在装机规模和外部调控特性上都与常规电厂相近的电源, 并使其具备快速响应电网调度与控制的能力。2012年吉林省风电利用小时数仅1 420h, 1月至3月期间平均弃风率高达36%, 弃风限电现象严重。在大规模风电并网难、消纳难, 以及“弃风”问题短期内无法得到有效解决的背景下, 建立风电集中预测、控制与调度中心, 提高大型风电基地的可观测性与可控性, 优化利用风能资源, 对电网的安全经济运行具有重大意义。
目前, 国内外学者对风电电源控制的研究较多地集中在单场站层次, 其中有功功率控制研究大都聚焦于风电机组频率响应以及单风电场的自动发电控制 (AGC) 子站设计, 将风电集群作为整体纳入到现有调度分级控制系统的研究报道较少。文献[4]指出“类似常规电源控制”是风电集群控制的最终愿景。作为风电集中控制的一种过渡, 文献[5]提出了含风电场的区域电网集中有功调度框架和分级协调控制模式, 以期在更大范围消纳风电。西班牙于2010年成立可再生能源控制中心 (CECRS) 对大规模可再生能源发电实施集中控制, 实现可再生能源发电最大化[6]。吉林省调度中心风电调度自动化系统将风电纳入到了电网统一调度, 通过主站—子站架构实现从省调直接到风电场的系统级控制[7];在此基础上, 文献[8]提出一种风电优化调度方法, 实现了日前发电计划的协调优化和风电场有功出力安全区域的实时计算, 然而该系统尚未涉及风电集群的协调控制。文献[9]提出了计及间歇式电源集群的分层分区控制体系, 文献[10]提出在甘肃酒泉建设4层体系架构的大型集群风电有功控制系统, 在省调与风电场控制终端之间设中心站、控制主站、控制子站和控制执行站, 改善了酒泉地区电网对风电接入的适应性和控制性。总的来说, 如何从系统层面对风电集群实行分层分区控制, 如何对风电集群进行协调优化控制, 风电集群的接入如何影响系统原有的控制系统, 实施集群协调控制的支撑技术等方面的问题亟须进一步研究。
本文根据吉林电网某风电集群功率集中控制的需要, 针对将风电集群作为整体纳入到现有调度控制系统的主动式有功功率控制展开研究。结合集群固有的地理分布特性, 提出3层体系架构的风电集群有功功率控制系统和数据通信接口设计方案。并给出了动态优先排序法与多目标多约束优化算法相结合的风电集群有功功率实时控制策略, 在保证系统安全的前提下增加风电出力、减小集群网损、提高运行经济性。基于Cybercontrol工业组态平台完成对系统的初期调试, 并对集群有功控制策略的有效性和可行性进行了仿真验证。
1 风电集群有功功率分层控制在吉林电网的应用
现阶段, 国内风电调度的控制主体一般为各省级调度中心, 直接面向控制区内单个风电场 (如吉林省调风电调度自动化系统[7]) 。但随着新增风电场的并网、现有风电场的扩建, 直接控制风电场的问题逐渐显现:单个风电场出力波动性强、功率预测误差较大, 难以进行功率的优化控制;集群风电场数目较多且将持续增加, 加大了调度中心直接调控的复杂度, 同时增大了调度人员的工作强度;由于缺乏必要的集中调控手段, 同一区域的风电场之间缺乏配合, 难以发挥集群的协调控制能力, 控制过程中容易引发功率的过调或欠调。
相较于单个风电场, 风电集群出力具有独特的时空特性:集群出力在小时级以上的长时间尺度下具有相关性, 整体的预测精度较高 (利于实施预测) ;在小时级以下的短时间尺度具有互补性 (利于实施控制) , 集群整体作为一个可调度电源的可行性更高。将风电集群及其汇集站作为整体进行有功功率协调控制, 能够更有效地兼顾集群中各风电场的出力相关互补特性, 使其成为在规模和外部调控特性上都与常规电厂相近的电源[11]。
吉林电网风电资源主要分布在松原、白城和四平地区, 大多以集中方式通过升压变压器接入500kV电网, 初步形成了一定规模的风电集群。图1为一个典型的风电集群的接线示意图, 风电场1, 2, 3集中接入同一220kV风电汇集变电站, 再通过220kV线路与500kV枢纽变电站相连, 图中风电机组a至e以分散方式多点接入风电场3的升压变压器。分散接入的风电机组不受风电场3的AGC控制而由调度直接控制。
本文针对实际风电集群集中控制需要, 设置以风电汇集变电站为控制节点的风电集群有功功率控制主站 (简称集群主站) , 以集群关口有功功率为控制目标, 实现所辖区域内的有功平衡。以图1所示风电集群为例, 由集群主站代替调度中心统一对风电场1至3以及分散接入的风电机组a至e实施调控, 再由各风电场AGC将集群主站制定的风电场发电计划分解至风电机组, 形成风电调度中心站 (省调) —风电集群控制主站—风电场控制执行站3层的风电集群有功功率控制架构, 如图2所示。
1) 风电调度中心站
风电调度中心站设于省调度中心, 风电调度自动化系统[7,8]根据集群风电功率预测数据、负荷预测数据和电网运行情况等, 协调优化安排常规机组和风电集群出力, 计算并网风电集群有功出力的安全区域, 安排风电集群的发电计划, 尽可能多地接纳风电。
2) 风电集群控制主站
风电集群控制主站一方面对所辖区域内的风电场进行实时监控, 对运行数据、调节能力进行整合, 实现风电集群运行信息的实时统计、风电调度中心站与风电场控制执行站之间的信息汇总和交换;另一方面响应调度中心的有功控制指令, 面向风电场控制执行站, 完成风电集群有功功率控制目标的二次分配, 即确定参与控制的风电场及其控制目标。对于中大型装设AGC子站的风电场, 集群主站将调节命令下发到子站;对于分散接入的风电机组, 由集群主站直接对风电单机进行调控。
3) 风电场控制执行站
风电场控制执行站设于各个风电场及分散式风电机组, 一方面完成风电集群控制主站分配的控制目标的三次分配, 即确定参与控制的风电机组及其控制量[12]。另一方面是将风电场运行信息、预测数据等实时上传至风电集群控制主站。
2 风电集群有功功率控制系统
2.1 系统总体结构
类似于常规电源的能量管理系统 (EMS) , 风电集群有功功率控制需依托相应的控制平台实现。吉林省原有风电调度自动化系统的电网侧风电调度包括节能调度计划子系统 (负责下发风电日前/滚动计划出力曲线) 和运行控制子系统 (负责下发风电实时控制指令) 两个部分;风电场侧控制则包括风电场有功控制和无功控制两个部分[7]。这里根据上文所述风电集群有功功率分层控制思想, 给出一套风电集群有功功率控制系统和信息集成设计方案, 系统整体架构如图3所示, 由于风电场的低电压穿越能力、动态无功补偿能力、运行中的电压等信息影响着集群的有功控制, 故在系统架构和通信接口设计中计及了必要的自动电压控制 (AVC) 模块和无功功率/电压信息。
风电集群控制主站是实现集群分级协调控制承上启下的关键环节, 其有功控制功能由风电集群有功调度和风电场信息采集构成。
1) 风电信息采集
风电信息采集模块实现集群所辖区域内风电场和分散风电机组运行数据的收集与上传, 综合指令的下发与文件的传输, 将风电集群作为一个整体呈现给集群主站, 为智能调度提供基础信息。
2) 风电集群有功调度
风电集群有功调度模块包括集群计划调度模块与集群实时调度模块, 分别从多个时间尺度上, 实现风电有功大颗粒度调度转换为小颗粒度调度。
调度主站指令获取方式:①调度计划曲线模式, 集群计划调度模块根据调度中心下发的日前/滚动计划曲线, 按照对应时间点获取控制指令, 对控制指令进行跟踪;②实时控制模式, 集群实时调度模块实时接收调度中心下发的控制指令, 按照设定的实时控制周期对控制指令进行跟踪;③手动控制模式, 由运行人员手动输入控制值, 对控制指令进行跟踪。
调度主站指令响应:对于获取的调度指令进行内部优化分配, 即确定各风电场有功控制模式继而将集群有功控制目标分解为各风电场的有功控制目标, 且控制集群内部风电场跟踪指令, 并根据各个风电场的实时响应情况动态进行调整。
2.2 控制接口设计
图3中标出了风电集群有功功率控制系统的网络通信架构, 风电集群功率控制系统纵向与风电调度中心站、所辖区域内的风电场、分散接入的风电机组进行数据交互, 横向与地调EMS进行数据交互。为方便后续的大面积推广实施, 总结集群有功控制中所必需的因素, 形成了标准化的规约点表。风电集群控制主站与调度中心风电调度系统、地调SCADA系统、风电场控制执行站之间的数据交互点表分别见附录A表A1、表A2和表A3。当分散接入的风电机组配备远程监控系统、故障记录装置、风电运行信息传送系统时, 可与风电集群控制主站进行数据交互, 参见附录A表A4。实际运行中由于分散接入的风电机组调节能力有限, 集群主站对其下发的有功指令为“启停”状态量指令。
3 风电集群有功功率实时控制策略
3.1 风电场分类及优先控制序列的确定
随着风电控制技术的进步, 风电场对有功调节指令的响应精度提高、响应时间缩短, 可参与以5~15min为周期的实时调度[13]。根据风电场建设规模、是否配备子站、运行特性等情况的不同, 一般存在多种类型或运行状态的风电场, 集群主站需要“因地制宜”, 确定受控的风电场或分散接入风电机组并且合理分配有功出力。这里根据集群是否能实时采集到风电场的预测、运行数据, 对各风电场状态进行分类, 如表1所示。
进一步按照下列原则形成不同的优先控制序列。
1) 状态为“0”的风电场/机组, 由于集群降功率需要, 已经切除或停机, 按照切除时间先后顺序排列, 先切除的风电场在前, 并设置为“不可启动”;直至切除时间超过风电场最小切机时间阈值Tstop_min, 方可设置为“可启动”。可启动风电场/风电机组按原顺序形成“待启动序列”。
2) 状态为“1”的风电场 (下文简称Ⅰ类风电场) 不参与实时调控, 按照日前/滚动计划运行。对Ⅰ类风电场的低电压穿越能力、动态无功补偿能力、风电反措能力、运行中的电压/潮流/过载情况、运行经济性、硬切除对机组的累计损伤等进行评估, 计算各风电场的权值并由小到大进行排序, 形成“优先切除序列L0”。特别地, 对于分散接入的风电机组, 因其装机容量小、实时调节能力有限, 一般不要求建立风电功率预测系统和远程监控系统, 归于Ⅰ类风电场。
3) 状态为“2”至“5”的风电场 (下文简称Ⅱ类风电场) 具备实时受控能力。根据风电受限情况, Ⅱ类风电场又可分为自由发电模式、出力跟踪模式2种具体的有功实时控制模式:①自由发电模式即风电场在爬坡速率满足要求的前提下, 不对其出力大小进行限制;②出力跟踪模式即风电场根据集群主站下达的有功功率指令值, 通过改变桨距角限制功率输出、启停风电机组等手段实现功率跟踪控制。当Ⅱ类风电场W2_j年利用小时数TW2_j小于设定的最小年利用小时数Tmin时, 该风电场为自由发电模式;否则为出力跟踪模式。出力跟踪模式风电场与自由发电模式风电场分别按照权值由小到大形成“优先降出力序列L1”和“优先降出力序列L2”。
根据上述规则, 集群主站在每个控制周期开始前对所辖风电场/风电机组进行分类及排序, 各个风电场出力值为:
式中:i=0, 1, 2, 分别表示0类、Ⅰ类、Ⅱ类风电场群;Wi_j表示i类场群中的j号风电场, j=1, 2, …, 分别按照不同场群的相应序列顺序为风电场编号;PWi_j (·) 为风电场Wi_j的实时有功出力;时段t表示即将开始的下一周期, 时段t-1表示将要结束的当前周期;PWi_jplan (t) 为风电场Wi_j对应时间节点的有功日前/滚动计划值;PWi_jreal (t-1) 为风电场Wi_j在t-1时段的实际出力。
特别地, 对于Ⅱ类自由发电模式风电场, 有
式中:PFORWi_j (t) 为风电场Wi_j在t时段的最大可发有功功率预测值。
3.2 实时控制策略
设PWFC (t) 为调度中心下达的控制周期t内风电集群有功功率指令值, PWFC (t-1) 为上一控制周期内集群有功出力实际值, 减去M个Ⅰ类风电场出力, 就得到参与实时控制的Ⅱ类风电场整体出力, 即
风电集群有功功率实时控制流程如图4所示。图中, 实时控制周期t内需要完成的有功功率调节目标为:
3.2.1 ΔP (t) >0增出力过程
1) 调节步长|ΔP (t) |大于集群最大上调容量 (“待启动序列”所有风电场最大上调容量之和PW0up_max (t) 加上Ⅱ类实时控制风电场最大上调容量之和PWFCⅡup_max (t) ) , 即|ΔP (t) |>PW0up_max (t) +PWFCⅡup_max (t) , 则“待启动序列”风电场全部启动且所有Ⅱ类风电场均以最大功率运行, 并输出告警信号。
2) |ΔP (t) |小于集群最大上调容量且大于“待启动序列”中第一个风电场额定容量的10%, 即0.1PNW0_1<|ΔP (t) |≤PW0up_max (t) +PWFCⅡup_max (t) 则启动W0_1, 且PW0_1 (t) =PW0_1up_max (t) , 重新计算调节目标ΔP (t) =ΔP (t) -PW0_1 (t) 。
3) |ΔP (t) |小于“待启动序列”中第一个风电场额定容量的10%, 即0<|ΔP (t) |<0.1PNW0_1, 则将ΔP (t) 按照集群有功功率实时优化分配算法分解为各个Ⅱ类实时控制风电场的控制目标PW2_j (t) 。
3.2.2 ΔP (t) <0降出力过程
1) |ΔP (t) |小于Ⅱ类风电场最大下调容量 (不切除风电场) 之和, 即0<|ΔP (t) |≤PWFCⅡdown_max (t) , 则将ΔP (t) 按照集群有功功率实时优化分配算法分解为各个Ⅱ类实时控制风电场的控制目标PW2_j (t) 。
2) |ΔP (t) |大于Ⅱ类风电场最大下调容量之和, 但小于Ⅰ类+Ⅱ类最大下调容量之和 (Ⅰ类风电场出力下调方式只有切除) , 即PWFCⅡdown_max (t) <|ΔP (t) |
3) |ΔP (t) |大于Ⅰ类+Ⅱ类最大下调容量之和, 即|ΔP (t) |≥PWFCⅠdown_max (t) +PWFCⅡdown_max (t) , 调节步长较大, 需要通过大量切除风电场达到快速降出力目的。“快速降出力序列”等于“优先切除序列L0”+“优先降出力序列L1”+“优先降出力序列L2”。根据“快速降出力序列”, 存在前K座风电场, 使式 (7) 成立, 则前K-1座风电场切除, 降出力余量由第K座风电场承担。
式中:ΔPk为通过切除第k号风电场所达成的降出力值。
3.3 有功功率实时优化分配模型
现有的风电场有功功率分配算法大致可分为加权算法[14]和数学规划法[15]。加权算法包括平均分配、按风电场容量比例分配、按预测值比例分配等, 其算法本身比较简单、易于实现。但随着实际运行中对集群整体功率响应精确性要求的提高, 需在计及安全稳定、风电场输出能力等约束的基础上考虑降低网损、提高运行经济性等实际需求, 实现各风电场功率限值的最优分配。因此, 本项目建立了以风电集群有功出力最大且联络线损耗最小为目标, 以网络安全、风电场输出功率、最大功率变化率、避免风电机组频繁启停为约束的多目标多约束有功功率经济优化分配模型。该模型的求解属于离散、非凸、非线性的混合整数规划问题, 可调用商业优化软件CPLEX求解。限于篇幅, 将另撰文详述。
4 基于Cybercontrol工业组态平台的测试
目前, 本文研究成果已通过Cybercontrol工业组态平台实现并完成初期调试。由集群主站负责智能决策和指令下发, 主动对风电场出力进行调控, 有效减轻了调度中心运行人员的工作强度。示范风电集群下包含5个风电场, 分别表示为W1至W5;其中, W4的高压母线接入了分散风电机组a和b。风电场基本概况如附录A表A5所示, 其中频繁启停约束限值是指风电场在不切机前提下的最小技术出力, 在控制策略中考虑这一约束可有效避免控制过程中风电机组的反复启停。
以4月份某日的风电集群有功出力为例, 在本文所提出的实时控制策略下的集群有功出力控制目标曲线与未采取集中控制的传统调度方法下集群实际有功出力特性曲线的对比如图5所示。传统调度方法下风电场管理分散、协调困难, 由调度指令不合理造成的弃风限电现象较为严重;而集群实时控制策略根据各个风电场/分散接入风电机组的受控能力区别调控, 进行合理的容量分配和启停控制, 使涉网技术水平高的风电场多发, 在确保安全稳定前提下, 紧跟调度中心制定的集群控制指令。计算表明, 该控制系统及策略的应用将使当日集群整体发电量提高209.67 MW·h, 经济效益显著。
取01:00—03:00时段的详细数据进一步分析, 期间集群有功控制目标为400 MW (时段01:00—02:00) 和390 MW (时段02:00—03:00) 。基于本项目建立的经济优化分配模型, 集群内各个风电场15min的有功出力优化分配结果如表2所示, 分散接入的风电机组a和b自由发电, 出力为其实际运行值。
同时将目前实际应用较多的按预测功率的比例进行加权分配[14]的风电场有功出力分配结果列于表3, 对比分析本文所建模型的应用效果。
两种方法下有功功率分配结果的主要参数对比如表4所示, 其中时段对应表2、表3中的各个时间段。
由以上数据分析可得出如下结论。
1) 加权比例分配法极易引发风电机组的频繁启停, 如风电场W5在时段1, 2, 4, 5的出力目标值均低于其频繁启停约束限值。而经济优化分配法通过引进频繁启停约束有效地避免了这一现象, 不仅有助于降低风电机组磨损及运行成本, 也可减少低风速下降出力过调。
2) 经济优化分配法在充分利用电网风电接纳容量的同时降低了集群网损, 经济性更佳。如时段7, 风电总出力由加权比例分配法的390 MW提升为390.35 MW, 汇集站输送至电网的有功功率由389.24 MW提升为389.95 MW, 同时集群内部有功功率损耗由0.47 MW降低至0.4MW。
风电场有功功率分配方法均以完成调度中心下达的集群整体出力值为首要目的, 经济优化分配法兼顾了降低网损、避免频繁启停等因素, 在增加风电出力的同时有助于提高风电集群运行的经济性。
5 结语
为了更有效地兼顾集群风电有功出力的相关性和互补性, 从而充分利用电网风电接纳空间, 本文针对含有多个风电场及分散接入风电机组的风电集群, 给出了一套风电集群有功功率控制系统和信息集成设计方案, 并研究了相应的集群有功控制策略。
基于有功功率分层控制思想, 本文构建了风电调度中心站—风电集群控制主站—风电场控制执行站3层配置的风电集群有功功率控制系统, 并给出了系统整体架构、控制接口的设计方案, 实现将风电有功功率控制目标逐层分解和实施的设计目标。
进而, 考虑风电场的调节性能差异和电网调度要求, 提出了动态优先排序法与多目标多约束优化算法相结合的风电集群有功功率实时控制策略。通过Cybercontrol工业组态平台, 基于实际风电集群系统进行了调试和测验, 证明了该系统及策略的可行性、有效性以及经济效益。本文提出的风电集群有功功率控制方案同样适用于其他地区的大规模风电集中控制, 为风电集群安全、高效调度提供了一种新的方案和思路。
功率平滑控制策略 篇8
重叠通信最早出现在地面移动通信系统中,主要是为了解决第3 代移动通信系统如何与GSM移动通信系统在同一频带下的共存问题,此后该项技术逐步引入到卫星通信领域内并有许多研究[1,2,3,4]。
卫星重叠通信将宽带扩频信号与转发器上已有的业务载波在同一段频带上传输,可以在不需要任何空间段投入的情况下临时使用现有的卫星资源。但在这种通信系统中,原业务信号和宽带扩频信号互相干扰,为了保证系统的正常通信,控制各个地球站的发射功率是十分必要的。一方面,需要限制叠加的扩频信号总的发射功率,不能明显影响卫星原业务的性能。另一方面,在保证自身通信质量的前提下,尽可能地减少每个用户站的发射功率,以便接入更多的用户。因此,本文提出了一种系统的功率控制的策略,在保证不影响原业务信号通信的前提下,使系统的容量最大。
1 扩频信号与原业务信号的相互影响
1. 1 扩频信号对原业务信号的影响
利用扩频技术进行重叠通信时,扩频信号和卫星原业务信号互为干扰,叠加的扩频信号对原业务信号来说可以看作是与信道加性噪声统计独立的白噪声,相当于使信道的白噪声功率谱密度有所增加[5]。
总的扩频信号导致的原业务系统某一用户站接收的信噪比恶化量 λ 为:
式中,J0/ N0为原业务系统的信噪比的真值,J0/(N0+ C0)为加入扩频信号后的原业务信号的信噪比的真值,(C0/ N0)DS是总的扩频信号的信噪比的真值。用d B表示为:
实际上,由于接收站的站型不同,不同接收站接收到的扩频信号的信噪比是不一样的,从而导致的恶化量也不同。由于难以知道原业务系统接收站的站型,为了有统一的标准来评价,可以等效到星上来研究。
因为:
所以:
式中,(C0/ N0)U是扩频信号的上行信噪比,(C0/ N0)D是扩频信号的下行信噪比。
可以看到非重叠通信系统接收站接收到的扩频信号总的信噪比小于上行信噪比,有了比原来更严格的上限,所以将总的信噪比换为上行信噪比来研究,只要扩频信号的上行信噪比导致的恶化量小于原信号允许的恶化量门限 μ ,则在接收站的恶化量一定也小于门限值 μ 。因此有:
这样评估扩频信号对原系统的干扰时,就不需要考虑原系统接收站型的大小。只需考虑所有的用户站到卫星的总的上行信噪比不要超过门限值即可。
总的扩频信号的上行信噪比对原业务信号的信噪比的恶化量如图1 所示。
1. 2 原业务信号对扩频信号的影响
对叠加的扩频信号来说,星上的业务可能是TDMA或FDMA信号。此时,为了分析的简单化,假定在带宽内存在N个频分的业务载波,这些载波会对重叠通信系统的扩频信号造成干扰。这些业务载波在解扩过程中被白化,对扩频信号的影响可等效为等功率的高斯白噪声的影响。很显然,原业务载波对扩频信号的定量影响与用户站接收到的业务载波的载噪比相关[6,7]。
在具体分析过程中,可以假定原业务载波的总功率为PJ,通过链路计算即可计算出原业务载波对扩频信号接收信噪比的定量影响。设原业务载波的信噪比为(J0/ N0)T,通过上节的计算公式可以得到原业务信号导致的扩频信号的恶化量 λ ( d B) 为:
2 系统的功率控制策略
2. 1 策略描述
① 确定好卫星原业务信号允许的恶化量门限,例如0. 5 d B或1 d B;
② 根据式( 4) 可确定扩频信号上行信噪比的上限;
③ 根据2. 2 节估计卫星上原业务信号的功率,得到重叠通信的用户站接收原业务信号的信噪比,进一步求得导致的扩频信号的恶化量,从而确定单用户站的发射功率;
④ 网管中心收集正在通信的每个用户站的发射功率及各地卫星的G /T值,计算此时总的上行信噪比,若有新用户请求通信,给其分配一定的功率,计算其通信后总的上行信噪比是否超过了允许的上限。若超过了上限,则禁止新的用户通信。
2. 2 原业务信号功率的预测
在重叠通信系统中,影响系统发射功率的一个很大的因素为原业务载波功率的大小,预测出原业务信号的功率是非常必要的,从而求解出原业务信号对扩频信号的恶化值[8]。
(J0/ N0)T值求解流程如下:
① 自发自收,测量接收扩频信号信噪比;
使某地球站发射扩频信号经过卫星转发器,该地球站自己接收信号,则地球站接收端包含扩频信号和原业务信号,测量出扩频信号信噪比为(C0/(J0+ N0))DS。同时,根据链路计算出扩频信号的信噪比(C0/ N0)DS, 则恶化量λ = (C0/ N0)DS- (C0/(J0+ N0))DS则可求解出原业务信号的信噪比:
② 可以利用下式求解原业务功率PJ的大小。
式中,(J0/ N0)U为原业务信号的上行信噪比,(J0/ N0)D为原业务信号的下行信噪比,PJ为转发器入口处的原业务信号的功率,LD为下行链路损耗,( G /T)S为卫星的( G /T) 值,k为波尔兹曼常数,为- 228. 6 d BJ/K ,B为原业务信号的带宽,GS为卫星转发器增益, ( G /T)E为接收地球站的( G /T) 值。
③ 已知原业务信号的功率PJ时,当接收地球站变换时,可以求解其(J0/ N0)T。
2. 3 各用户站的发射功率
当已知原业务信号对扩频信号的恶化值以及扩频信号的解调门限值时,有助于准确地计算扩频信号的发射功率[9]。
首先确定为使接收端误码率达到规定的接收要求时,接收端Eb/ N0需要达到一定的门限值(Eb/ N0)th。
某一扩频信号的用户站接收时,接收端含扩频信号和原业务信号,其总的信噪比表示为:
同时利用2.1节求解出的原业务信号的信噪比(J)0/N0 T,计算出原业务信号导致的扩频信号的恶化量λ。可求解出无干扰时扩频信号的信噪比(C/N)0 DS=(C/N)0+λ。
扩频信号的上行信噪比为:
下行信噪比为:
总的信噪比可表示为:
EIRPDS为用户站的发射功率,LU为上行链路损耗,Mth为链路余量。
联立式(12) 、式( 13) 、式( 14) ,可求解出用户站的发射功率。
2. 4 总的发射功率的限制
由1.1 节可知,原业务系统接收站接收到的扩频信号的总信噪比小于上行信噪比,且扩频信号总的上行信噪比是各用户站的发射功率共同贡献的结果。
假设重叠卫星通信系统中有N个用户站,每个用户站的发射功率为EIRPDS_i,卫星的( G /T)S为(G / T)S_i,则总的上行信噪比为:
当已知原业务信号所能允许的最大恶化量时,即可知道扩频信号总的上行信噪比的上限。
3 典型系统分析
依据上节提出的功率控制策略,以一个典型的卫星系统进行分析[13]。
假设重叠通信系统工作于Ku频段,使用亚太6 号卫星进行通信,采用星状网组网。上下行载波频率f为14/12GHz,信息速率2. 4 kbps,扩频信号带宽为36 M,( Eb/ N0)th= 6 d B ,Pe= 1 ×10-6,Mth= 3. 5 d B 。假设有N个相同类型的用户站,天线口径均为1.2 m。LU= 206. 9 d B ,( G / T)S= 4. 45 d B / K,LD= 205. 6 d B ,( G / T)E= 20 d B / K ,GS=189. 67 d B ,PJ= - 145 d BW 。
根据2. 3 节可以求解出每个用户站的发射功率EIRPDS= 30. 1 d BW ,此时每个用户站的上行信噪比为:
则所有用户站的总的上行信噪比为:
原系统允许的恶化量和可接入的用户数的关系如图2 所示。
从图2 中可以看出卫星原业务信号允许的恶化量为0. 5 d B时,可以接入10 个用户站,当允许的恶化量为0. 7 d B时,可接入15 个用户站,当允许的恶化量为1 d B时,可接入22 个用户站。
4 结束语
本文提出了应用扩频技术进行卫星重叠通信的方案,并对系统中的功率控制策略进行了分析研究,在保证不明显影响原业务通信的前提下保证自身通信的正常运行。对一个典型系统进行了分析,确定在此系统中可以接入的用户数,验证了该策略的可行性,为工程应用提供了帮助。然而此种功率控制的算法较为理想化,实际上由于各种测量参数的不准确,计算出的功率会存在误差,以后将针对误差方面进行重点研究。
摘要：针对卫星重叠通信系统中扩频信号与原业务信号相互干扰的问题,提出了一种功率控制的策略。该策略分析了原业务信号对扩频信号的影响,给出了一种预测原业务信号功率的方法,来计算单用户的发射功率;并且推导出扩频信号总的发射功率与原业务性能恶化的关系,来限制扩频信号的发射功率。在上述理论分析的基础上,对一种典型的卫星重叠通信系统进行分析,评估出在原业务信号允许的恶化量为1 d B时,可接入用户数为22个。