【《基于PSCAD的风电场调频系统设计及建模仿真研究》20000字】

[14]。转子惯性控制由虚拟惯性控制和比例控制组成。转子惯性控制是在风电机组的中依据频率的变化率或频率的偏差来调整机组输出的有功功率，从而参与到系统频率的调整。文献[15]通过附加的频率控制环节，对转子动能进行控制，来进行频率的调节。文献[16]基于附加功率控制，提出了附加转矩控制的调频策略，这个控制策略在频率下降到最低值时的调频效果较好。但是在频率恢复的阶段可能会导致频率的再次跌落。文献[17]提出下垂系数的数值R可以根据机组的不同运行情况改变，这样可以使在频率变化的开始和恢复阶段都有较好调频性能。文献[18]提出了一种惯量协同控制策略，在多机并网时相比普通控制策略有良好的调频效果，有效避免了频率的再次跌落。如果风电机组没有运行在满载状态，那么就会剩下备用的有功功率，该功率可以被用来对系统的频率进行调整，这就是所谓的功率备用控制。在这种控制方式下，风电机组对风能不可以实现最大利用，否则没有功率备用，机组运行在了最大功率追踪控制的附近。这种控制包括了对桨距角进行控制和对转子旋转速度进行控制。文献[19]对风电机组采用超速减载的控制方式对双馈风机进行频率调节。文献[20]在风电机组中加入对桨距角的控制，这样当风机运行环境处于较高风速时，可以预留够频率调节需要的备用有功功率。当风机使用该控制策略时，也有一定的缺点，其经济性相比最大风能利用控制较低。附加储能控制能够快速的吸收和释放能量，利用它抑制了风电的大范围波动，从而可以对系统频率进行调整。下面是几种常见的储能方式，分别举例说明。机械储能的方式主要包括抽水来暂时进行蓄能、利用动能的飞轮储能等形式；化学储能大部分都是利用燃料电池来储能；电化学储能释放的能量很大，并且反应的过程很剧烈，被人们广泛利用并具有良好的发展前景。电子技术和半导体材料的发展，储能技术不断完善，利用储能技术使风电场参与调频可以容易的实现。文献[21]把超导储能设备加入风电机组，解决了转速恢复导致的频率再次跌落问题。文献[22]将电容器控制和变流器控制结合在一起，减少了风力发电系统的功率起伏波动现象，使系统的频率更加稳定。文献[23]用飞轮辅助来参与电力系统的功率—频率控制，经过仿真证明了储能系统对系统调频的作用。附加储能控制也有比较明显的缺点，就是其建设成本较高，经济性较低。储能技术特性对比如表1-2所示。表1-2储能技术特性对比1.5本文主要研究内容我国某些地区的风电功率占区域电网功率的百分比已经达到了20%以上，风电的大规模并入电网，会使电力系统具有的惯性降低，不利于系统的稳定运行。因此，本文主要以直驱风电机组为研究对象，分析其组成成分和运行原理，并提出风电机组的下垂控制策略。主要研究内容如下：在第一章中分析了我国的能源现状和风能利用情况，对常用的风电机组分类，并说明直驱风电机组的研究现状和风电场调频控制的研究现状。在第二章中说明了直驱风电机组的基本原理和组成部分。它主要包括了提取风能的风力涡轮机、连接风力机和发电机的传动机构、输出电能的永磁同步发电机以及全功率变频器，并在PSCAD中对它们进行建模。第三章建立了直驱风机的控制模型，包括了对桨距角的控制、对风能的最大追踪利用以及对机侧、网侧变频器的控制。最后在第四章说明了风电场调频的主要控制策略，并对下垂控制策略的原理进行详细说明。之后在仿真软件PSCAD中，建立直驱风电机组和交流电源共同为负荷供电的模型，在第三秒时加入或者移去变动负荷，来观察频率的变化。然后再加上下垂控制策略，与不加控制策略时相对比，以此来验证下垂控制策略的有效性。第二章直驱风电机组的建模2.1风电机组的工作原理直驱风电机组由风力涡轮机、永磁（无刷）同步发电机、传动机构、控制系统、全功率变换器和直流环节斩波器组成。AC/DC的实现是由机侧变换器作用，它与发电机相连；DC/AC的实现由网侧变换器作用，它与交流电网连接，它们共同构成了全功率变换器。直流环节可以保持直流电压的稳定。直驱风电机组中，传动机构把同步发电机和风力机耦合，从而免去了齿轮箱这一机械部件，简化了风电机组的组成部件，提高了机组运行的可靠性。同时发电机通过永磁体来进行励磁，不再需要了励磁绕组，免除了励磁损耗，使运行效率有所提高。所以,永磁直驱风电机组在风电这个领域得到了越来越多的关注。直驱风电机组的模型如图2-1所示。图2-1直驱风电机组的结构框图2.2风力机的数学模型在风流动吹向风力机带动风轮旋转的过程中实现了能量的转化，首先能量转化为风轮旋转的动能，风轮带动传动机构旋转，由传动机构把机械能送至永磁同步发电机。发电机再通过电磁感应关系生成电能，从而实现整个机组的能量转化。风力机的参数和机构将决定整个系统输出的功率，由风机的理论知识可得，风机输出的机械功率为：Pa其中，为风机的机械输出功率（W）；为风力机的扫风面积（），，为风轮半径；为风能的利用率；为空气密度（kg/m3）为风速(m/s)。与节距角、叶尖速比的值有关。叶尖速比可以用式（2-2）表示：λ=其中，——风力机叶轮的转速（rad/s）。风力机对应的机械输入转矩方程为：T由式(2-3)可知，风机的输出的功率与利用系数CP、风轮半径的大小、风机所处环境的空气质量密度ρ以及风速v的大小有关。因为三次方关系，风速很大程度上决定了输出功率的大小。对于已经设计好的风力机，其风轮的半径和环境空气密度已经无法改变，此时Pa起决于风速v的大小及风能利用系数CP的数值。由风机理论得，CP一定小于0.593，考虑风轮机设计、运行与风况的非理想状况，实际情况CP应小于0.5。利用系数的函数关系为，其中定义为桨距角，定义为叶尖速比。在桨距角为一确定不变的数值时，在这种情况下只与有关，其关系如图2-2所示。由函数图像可得，利用系数有一个最大值，横坐标相应的值为。由于风速的大小在时刻变化，风机运行时，为了使风能能够最大利用，风力涡轮机变速运行，以保持叶尖速比的数值不变。图2-2风能利用系数与叶尖速比的曲线关系2.3传动机构的数学模型传动机构包括了低速轴和高速轴两个部分，一般情况下会采用三质量块模型或者两质量块模型。下面以两质量块模型进行分析，模型相对简单且已达到所需的精度需求。传动机构连接风力涡轮机和永磁同步发电机，风机旋转从而带动发电机转动，进而通过电磁感应关系生成电能。2其中：和分别是永磁同步发电机与风力涡轮机的惯性时间常数(s);为两质量块传动轴的刚度系数（）；发电机转子的自阻尼系数（）；风力机转子的自阻尼系数（）；为风力涡轮机相对于永磁同步发电机转子的角位移（）;为发电机的电磁转矩();为同步转速（）；发电机转子转速（）。2.4直驱式永磁同步发电机模型因为直驱风电机组的风力机与发电机的低转速轴直接耦合，所以当风速改变时，风轮转速相应变化。永磁风电机组的发电机在转子磁极上所使用的制作材料比较特别。它使用了永久的磁性材料制作而成。在制作工艺上，对永久磁极的轮廓和外形进行设计和制造，使其产生的磁场以正弦函数形状分布在发电机定转子的空气气隙中。并且转子磁极的轴线和永磁体产生磁场的轴线在同一位置，轴线的旋转速度为同步转速。由此可得，同步旋转轴系的位置与转子旋转轴系的位置是相同的。当我们给定子线匝加上一组对称的三相交流电时，交流电的作用便建立了电机所需的定子磁场。该磁场也以正弦形状分布，磁场的旋转速度也为同步转速。当系统承担的负载为某一定值时，我们可以计算使功率角呈90度。这时，直驱风机的发电机就达到了解耦控制，可以实现转子磁场定向的控制策略，其过程和效果与直流电机相似。同步发电机数学模型的建立，必须先做如下的假设：要忽略铁心的磁饱和现象；不考虑齿槽效应；（齿槽效应会降低发电效率）不计去阻尼绕组的影响；转子磁链以正弦形状分布；各相绕组对称，对应的参数相等。如果在三相坐标系中对永磁同步发电机模型进行表示会比较繁琐，通常我们不采用三相坐标系。而使用dq轴坐标系进行表示，d轴的方向与转子中心线重合，q轴超前它90°。根据以上的分析可得，dq坐标系下发电机的定子电压方程如下所示：u其中：:为电角频率（）；：永磁铁的磁链（）；、：定子电压在d轴和q轴的分量（）；、：d轴q轴同步电感的大小);、：、定子电流的d轴、q轴分量（）；：定子电阻值。如果假设发电机的d轴和q轴电感相等，则将带入上式即可化简公式。永磁发电机的电磁转矩计算式为：T当时，此电磁转矩的表达式可以简化为：T式(2-7)中的np为极对数，由计算式可得，电磁转矩与定子电流的d轴分量无关，而与q轴分量isq呈现正比关系。这样，当在实际应用中需要不同大小的电磁转矩时，np、ψ发电机所发出的有功无功功率的计算式为：P=2.5变换器的数学模型变换器连接了电网和发电机。电力电子器件的发展，使得并网变换器结构有好几种，而不同的变频器结构又对应着不同的控制策略。变换器可以使用不控型器件，也可以使用半控型和全控型器件，下面简单介绍下这几种电力电子器件。不控型器件：不可以使用一个可以控制的信号来驱动其开通或者关断，其所处的状态由器件两边的电压极性和大小决定。典型的例子就是电力二极管。半控型器件：可以控制其在某一时刻开通，当它需要关断时，需要外界提供反压使其停止工作，而不能通过控制使它关断。比较常用的有晶闸管。全控性器件：通过控制控制极既可使其开通又能使其关断的器件。目前常用的是IGBT，具有非常好的发展前景，近些年得到了人们广泛的关注和应用。根据变频器结构的不同，发电机的并网结构有以下几种：电机侧使用不控型器件二极管构成整流电路，电网侧则采用相对成熟，可以控制开通不能控制关断的晶闸管器件构成逆变电路。经过整流逆变作用就可以得到与电网相匹配频率相等的交流电。永磁发电机没有励磁绕组，且机侧使用不可控器件二极管，这使得整个控制系统缺乏灵活性，容易导致电机的低功率因数运行。当然，这种方式也有优点，就是成本较低，比较适合大容量的风电机组。在电机侧依然采用不控型器件二极管，而电网侧则采用PWM控制的能自我开通和关断的电压源变换器（VSC），通常采用IGBT。其他地方与方式一几乎没有区别。电网侧逆变器采用IGBT，具有更高的开通和关断频率，比方式一有更好的运行性能。而且该方式下电网受到变换器谐波的污染更少。方式三在方式二的直流侧加入升压斩波电路，其他地方无区别。当风速较低时，机侧变化器整流得到的直流侧电压相对较低，这很不利于电压源变换器的调制逆变作用，直接导致运行效率下降以及损耗增加。而加入升压斩波电路则可以稳定直流侧电压，很好的解决这一问题。但同时也使直流侧电路变得复杂，容易出现故障。且由于机侧变换器采用不可控整流器件所导致的谐波和转矩脉动问题仍然无法解决。方式四的出现使得这些问题迎刃而解。将以上几种中电机侧变换器的二极管整流也换成电压源型变换器。这样，电机侧与电网侧均采用全控型器件构成的电压源型变换器。通常，采用PWM控制技术来控制其开通和关断。这种方式相对于以上三种，其成本较高，但是采用这种方式可以避免以上三种具有的各种问题。且该方案已经比较成熟，技术实现也非常可靠，控制灵活度很高。以此构成的全功率变频器具有较好的输入输出特性使得系统受到的谐波污染很低。并且机侧和网侧的功率因数均可以控制。本文建立双PWM变换器结构，为简化问题的分析首先做出下面的假设：认为电感为理想元件，不考虑饱和现象对元件的影响；电容也为理想元件；认为由变换器的开通和关断过程所导致产生的开关损耗以及线路的损耗足够小，可以忽略不计；而且相比于变换器开通关断的周期，电网的周期要很大。建立的模型拓扑结构如图2-3所示。图2-3全功率变换器的数学模型图依据流过变换器的有功功率守恒的原理，可得P=其中：:流过机侧变换器的有功功率大小();：流过电容器的有功功率大小（）;:流过网侧变换器的有功功率大小（）；由网侧变换器馈送至交流电网的功率为：P其中，,为网侧电压在d轴和q轴上的分量（V）;,为网侧电流的d轴和q轴分量（V）;从图2-3中可以得到，当风速增加导致发电机转速增加，使发电机发出的有功功率过大，这时有功功率没有全部输送到电网，多余的有功功率就会堆积在直流侧，这会让直流侧的电压上涨。相反，发出的有功功率如果过小可能会使直流侧电压跌落。因此可以在控制系统中保持直流侧电压不变，此时如果不计全功率变换器的损耗，就可认为发出的有功功率均传送到电网。2.6永磁直驱风电系统的仿真模型2.6.1风电系统仿真模型我们可以通过仿真对风力发电机组的性能和运行情况进行分析，PSCAD可以用来进行电气电子线路的仿真分析，仿真非常灵活并且十分精确。本文在PSCAD仿真平台上搭建了风电机组的风力涡轮机、电网侧变换器、电机侧变换器、永磁同步发电机和低通滤波器的模型。图2-4风力发电机的整体机电仿真模型图2-4显示了风力发电机的仿真模型，由机械系统和电气系统组成。机械系统从吹动的风中得到可利用的机械功率并产生机械转矩。电气系统则将机械转矩转化为电气转矩。机械与电气系统之间的接口是永磁同步发电机，它的作用是通过机械能转化为电能。图2-4所示的机械系统由风力涡轮机和桨距角控制器组成。电气系统包括电网侧变换器及其控制、电机侧变换器及其控制、直流斩波电路和低通滤波电路。下面分别进行说明。2.6.2风力机仿真模型图2-5风力机模型图2-5为风力涡轮机的模型，模拟了从风机和桨距角控制器获得的机械功率和转矩。图2-6叶尖速比λ的计算图2-7桨距角θ的计算图2-8风力机机械功率和转矩的计算2.6.3永磁同步发电机模型图2-9永磁同步发电机模型其中，W：单位速度输入。当机器处于速度控制模式时，机器以W0速度运行；S选择速度控制模式（1）或扭矩控制模式（0）的开关；T：单位扭矩输入。如果机器处模式（0），则发电机根据惯性和阻尼系数、输入和输出扭矩计算速度。2.6.4全功率变换器模型全功率变换器如图2-10所示，与发电机相连的是变换器的机侧部分，实现了风能的追踪控制；与电网相连的是变换器的网侧部分，它主要维持母线电压的相对稳定。机侧变频器整流作用以及网侧变换器的逆变作用，可获以得符合电网质量要求的电能。直流环节的作用是使直流母线免受过电压的影响。交流滤波器用于变换器的交流侧，主要是用来消除变换器的部分电压谐波影响。图2-10全功率变换器模型图2-11变换器的构成图2-11中的变换器由全控性器件IGBT组成。该方案已经比较成熟，技术实现也非常可靠，控制灵活度很高。以此构成的全功率变频器具有较好的输入输出特性使得系统受到的谐波污染很低。2.7本章小结本章首先分析了直驱风电机组的基本原理和组成部分。它主要包括了提取风能的风力涡轮机、连接风力机和发电机的传动机构、输出电能的永磁同步发电机以及全功率变频器，依次对它们进行分析，最后在PSCAD中对它们进行建模。第三章永磁直驱风电系统的控制策略和建模3.1最大风能捕获原理风的产生是随时随地的，风的大小、速度和方向均不确定。所以相对于其他能源而言，风能的稳定性较差，有时风速几乎为零，所以风单位体积内包含的能量较少。由第二章风机特性的表述可以得到，风能利用系数与节距角β和风机的叶尖速比λ有密切的关系。当桨距角为一确定不变的数值时，只与λ有关。此时，利用系数与叶尖速比λ的函数关系中有且仅有一个最大值，横坐标相应的叶尖速比为，风机机械功率的输出值也达到了最大。风力机的机械输出转矩可以表示为：T其中为桨距角和叶尖速比有关的函数：C其中，β=当系统处在正常工作的情况下，桨距角为一常数.在理论上可以达到0.593，实际上，由于风速变化及损耗等因素，的最大值一般在0.4附近。桨距角的控制有定桨距角控制和变桨距角控制。前者是后者的基础，后者是前者的延伸发展。下面说明变桨距相对定桨距角的优点。当风力机运行在额定功率以下时，桨距角会处在0°附近，与定桨距角的功率曲线基本一致，相当于定桨距角;而当风力机运行在额定功率点以上时，变桨距角输出的功率更加平稳，见图3-1。当变桨距控制机组与定桨距角控制机组运行在相同的额定功率点时，变桨距角的额定风速要相对较低。由于定桨距角叶片的节距无法控制，所以在风速超过额定运行点后，其功率的数值会有所下降，而变桨距角控制不会存在这种问题，其风能利用系数Cp仍然维持在较高数值。变桨距角控制的桨距角是依据输出功率的反馈信号来调节控制的，与风速密度无关，所以当空气密度变化时，变桨距角仍能调节叶片的角度使其以额定功率输出。变桨距角控制相比定桨距角控制有更好的启动和制动性能，且不需要设计启动的程序，有更大的启动转矩。下面分析变桨距角风力机的调节与控制。变桨距角调节是通过变桨距角机构，来调整桨距角的数值，使其跟随风速的变化而改变。其包括了三个阶段的过程，下面依次分析。启动状态：在静止状态下，风对叶片没有力的作用。当风机所处环境的风速超过风机启动所需要的最小风速时，气流对螺旋桨叶形成攻角，风轮逐渐启动运作。欠功率状态：在发电机并网之后，当某一时刻风速大小低于额定数值时，发电机不能运行于额定功率状态，而是处于一个较低的功率状态。这种情况，可以通过调节发电机的转差率来改善低风速时的运行性能和优化功率的输出。额定功率状态：当风速大小增加到额定风速或超过它时，风力机便进入额定功率状态。图3-1为变桨距和定浆距风机在不同的风速下的输出功率曲线。由图可得，当风速数值低于额定风速时，两者很相似基本一致。而当风速高于额定风速时，使用前一种控制的风机输出的功率基本维持恒定不变，而后一种控制的风力机组则由于风机的失速，当风速增大时输出功率反而会减少。图3-1变桨距和定浆距风电机组的输出功率曲线a)变桨距b)定浆距当风速发生变化时，为了使风能可以最大利用，有以下三种常用的算法：最佳叶尖速比法：这种方法需要知道风速和发电机转速的数值，所以需要测量仪器实时进行测量，用得到的数值计算从而使风机工作于最佳叶尖速比。其缺点为，测量准确度要求高，控制系统较复杂，成本相应增加。爬山法：需要测量风机每时每刻输出的机械功率以及转速，通过数学模型的对比使其工作在最大的功率运行点。此方法的不足是：整个方法需要消耗的时间长，会影响到控制的精度。爬山法与风轮的空气动力学原理和特性没有关系，可以通过软件来实现爬山法。功率反馈法：通过矢量控制对转子励磁电流的大小和频率数值进行调节，以此使电机旋转速度变化，从而实现风能的最大利用。此方法相比于其余两个方法不需要测量风速，相对简单。3.2机侧变换器的控制策略机侧变换器通过整流作用实现交直变化，并且可以很好的对风能进行最大追踪控制，使风能得到最大利用。机侧变换器在直驱风机中起到十分重要的作用，实现了对发电机和风机系统的控制，变换器的控制效果将会影响到直驱风机的性能，以及与电网连接的稳定性。直流调速的调速性能十分良好，而交流调速则相对较差，矢量控制技术能够使得交流调速的性能得到一些改善。具体实现是通过把电流在磁场定向的坐标上分解为两个分量，一个是励磁分量，主要用来生成电机所需磁通；另一个是转矩分量，用来生成转矩。这样可以对他们分别调节，互不影响。其中转矩控制过程与直流电机相似，有很好的控制效果，把对转矩的控制转化为对定子电流的控制，使转矩控制有更加良好的性能。由此得到，矢量控制技术主要是对电流矢量的控制。设d-q坐标的旋转速度为同步转速，d轴与q轴的关系是d轴超前于q轴，d轴的位置与永磁体产生的磁链方向相同，这样所得到的定子电压关系式为u式中，为发电机定子电阻的数值；、为定子电压的在d轴和q轴上的分量；、为定子电流的在d轴和q轴上的分量；为发电机的电感；为永磁体产生的磁链。机侧变换器通常使用磁链定向的控制策略，在d-q轴坐标系下，采用的控制方法，可以得到T其中，为极对数，Te为电磁转矩。由式（3-3）知，isd与isq不仅受到d、q轴定子电压的影响，而且还与电压、和有关。所以电机的电流环控制需对d、q轴电流进行闭环PI调节得到相对应的控制电压，还需要考虑这些耦合电压的作用才可以得到usd、u依据发电机的功率平衡关系可以得到PP其中，是输出有功功率，是电磁功率。由式（3-5）和式（3-6）得，输出有功功率的大小和其输出电磁转矩的数值有关。而定子电流的q轴分量isq又与电磁转矩相关。所以，isq是由功率PI调节器的输出给定的，有功功率的调整是由电流的闭环控制和有功的闭环控制共同作用实现的。在整个控制中，全功率变换器直流侧中的电容功率波动很小，此时如果再不计机侧网侧变频器的功率损失，那么由发电机发出的功率就全部输送到了电网。根据上述的原理，得到如图3图3-2机侧变换器的控制框图3.3网侧变换器的控制策略电网侧变换器的作用与机侧恰恰相反，通过逆变作用再把直流电变成交流电，并维持直流母线电压的稳定。在d-q坐标系下，网侧变换器的数学模型为L以电网电压空间矢量方向作为d轴的方向。q轴方向与之垂直，并超前90°。u由网侧变换器馈入到电网的功率为P在上式中，如果的值大于0，有功功率会从直流侧传送到交流电网；相反，如果的值小于0，有功功率的流向就会刚好反过来。大于0意味着变换器发出滞后的无功功率；小于0则意味着变换器发出超前的无功功率。由式（3-9）得，调节可以调节变换器输出的有功，而调节可以调节变换器输出的无功，互不影响，可以分别进行控制。由电路图可知，当电网吸收的有功小于发电机发出的量时，会多出一部分有功使得直流侧的电容电压增加。相反，当电网吸收的功率大于电机发出的量时，会使电容电压降低。所以，通过对电容电压控制，控制其保持不变，当变换器损耗较低不影响时，此时我们可以认为同步电机发出的有功全都输送到电网。igd的给定值可以通过直流侧调压器的输出电压来给定。变换器输出的无功功率可通过控制igq来改变。所以，我们一般对网侧使用双闭环的控制方式，直流电压的控制为外环，电流的控制为内环。外环稳定直流电压，内环跟踪外环输出的和设定的。由此一来，使发电机发出的有功功率快速的输送到电网，也实现了系统的无功功率控制。由式（3-7）得，igd和igq不仅受到和的影响，而且与耦合电压、和有关。对d、q轴电流分别进行PI控制可以得到相应的电压、，再加上电压补偿项，，就可以得到d、q轴相应的控制电压分量、。结合直流电容电压和电网电压矢量位置角经过空间电压矢量调制后即可得到网侧变换器所需要的PWM信号。由此可得，控制框图如图3-3所示。图3-3网侧变换器的控制框图3.4模型建模3.4.1桨距角控制图3-4桨距角控制图3-5开关限位器桨距角控制如图3-4所示，控制器同时考虑了功率和速度的误差。输出风速和输出风速是风力机的重要参数，他们决定了该模型的风速范围。当风速低于4m/s，或超过25m/s时，控制器作用。3.4.2网侧变换器控制图3-6电网侧变换器图3-6为电网变换器，其作用与机侧恰恰相反，通过逆变作用再把直流电变成交流电。图3-7电流单位化与电流从abc到dq0的转化图3-8电压单位化与电压从abc到dq0的转化直流母线电压、级联交流电压和无功功率控制器如图3-9和3-10所示。这些控制器分别为解耦控制生成d轴和q轴电流指令。级联交流电压和无功功率控制器能够在故障期间注入无功功率。该控制器与电压骤降/骤升检测器一起用于增加/减少q轴参考电流。图3-9直流母线电压控制器图3-10无功功率与交流电压控制器图3-11d轴和q轴电流限制计算图3-12所示的解耦电流用于产生变换器的参考电压。图3-12d、q轴解耦控制器图3-13电网侧控制器提供的参考电压3.4.3机侧变换器控制机侧变换器实现交直变换，控制永磁同步发电机的有功功率和交流电压，以获得风力机各端所需的额定值。机侧变换器控制的有效性将影响到机组运行的性能。图3-14机侧变换器有功功率控制器图2-15机侧交流电压控制器用于解耦的电流控制器和为该控制器创建参考电压的过程与网侧变换器相同。3.5本章小结本章主要分析直驱风电场的控制策略，包括了最大风能追踪控制，机侧变换器以及网侧变换器控制。最大风能追踪控制实现了风能的最大利用，机侧变换器将交流电整流为直流电，网侧变换器将直流电逆变为符合电网质量要求的交流电。最后在PSCAD中对其进行建模。

第四章风电场调频控制策略4.1调频控制策略综述近几年来，全球化石能源逐渐短缺，安全、清洁、可靠的风力发电得到了各个国家的重视。但是随着大规模的风电场并网，导致我国某些地区风电功率占区域电网功率的百分比逐渐提高，系统与风电场的作用机制越来越复杂，不利于系统的调频和稳定运行，所以十分有必要去研究风电场的调频控制策略。直驱风电机组的机械侧和电气侧没有耦合关系，全功率变频器完全阻隔了机组转子的动能，使得风电机组对系统频率的变化没有任何反应，更无法对系统频率做出调整，使其在正常的频率范围内运行。通常，风速的大小和方向都是变化的，无法预知的，此时风电机组一般在最大功率点处运行，这样可以十分有效的利用风能，但却没有备用的有功功率，因此系统受到干扰导致频率出现大的变化的时候，风电机组无法对系统频率进行适当的调整。这将会使系统在增加负荷或减少负荷、出现运行故障等各种不正常状态时，频率变化范围更大，速度更快，极大降低运行的可靠性和稳定性。电力系统的频率对电能的质量有着重要的影响，是十分重要的参数，与电力设备及供电设备本身的安全和效率有着密切的关系。为了提高风电机组对频率变化的响应能力使系统频率相对稳定，国内发布的电网细则中明确指出风电场必须要能参与到系统的调频，提供和其他发电厂一样的惯性响应。下面讨论两种比较常用的风电机组。第一种是鼠笼式恒速风机，它有较好的调频性能，和电网的耦合程度相比后一种较好，可以在遭遇扰动导致频率发生变化时，提供给系统一定的惯性支撑。相比之下，现在应用比较广泛的变速恒频机组则没有这一作用，必须在使用附加控制的前提下，才可以对频率的波动变化做出反应。通常我们采用的方法有：有功功率控制和附加储能控制。本文主要分析有功功率控制中的转子动能控制的原理，优缺点。附加储能系统的储能方式多种多样,常用的有飞轮储能,超导储能等，本文不做详细分析。而对转子动能进行控制主要的措施有下垂控制、虚拟惯量控制和拥有两者的优点的综合控制。下面主要对下垂控制策略的原理进行详细说明，并在PSCAD中进行仿真验证。4.2下垂控制下垂控制又被称为比例控制或者斜率控制。该控制方法通过控制系统使得风电机组的有功出力和系统频率联系起来。通过检测装置来检测发电机组有功出力，利用函数关系把有功出力转换为频率的控制量。这样，我们就可以在频率波动时，根据频率的上升下降情况，来调节风电机组输出的有功功率，从而参与到系统频率的调整。图4-1是下垂控制中风电机组输出的有功功率和系统频率的关系曲线，曲线是一条直线。下垂控制通过在有功的参考值上加入附加有功功率∆Pdr图4-1下垂控制频率曲线当系统的频率上升或者下降时，频率变化的差值将直接决定附加有功功率的数值，控制图如图4-2所示。当频率的差值超过设定的值时，下垂控制就会动作产生附加有功进行频率的调整。下垂控制产生的有功功率附加值计算式为：∆式(4-1)中，R为下垂控制环节的系数：fnom图4-2下垂控制的结构框图在系统的频率上升或下降时，下垂控制系数的数值将决定有功输出的变化量。下垂控制系数一般为固定值，那么由式（4-1）得下垂控制输出的有功功率和频率的差值为正比例关系。所以，在频率变化较大导致频率的偏差（∆f）较大时，下垂控制也会输出相应较大的有功功率。当系统的频率下跌到最低值时，相应输出的有功也会达到最大值。在系统频率变化的初期，∆f相对较小，此时下垂控制输出的有功功率值也会较小，系统的调频性能不是很好。由于风速的随机性，式（4-1）中的控制系数R如果为固定值，下垂控制在∆f较小时，风机参与系统调频的力度有限，文献[14-15]提出了控制系数R变化的控制方法，调频效果较好，本文主要讨论下垂系数固定的情况。4.3下垂控制仿真分析上文已经叙述了下垂控制的原理和结构框图。下面我们在仿真软件中根据所建立的风电机组模型，结合调频策略，对系统频率进行调整。在搭建的模型中，100台单机为2MW的直驱风电机组构成了风电场，将其等值为单台容量为200MW风电机组。整个系统由直驱风电机组和交流电源共同为负荷供电，交流电源的电压为220kV,容量为200MVA，频率为50Hz。直驱风电机组的参数如表4-1所示。整个仿真系统如图4-3所示。图4-3仿真模型参数数值额定容量200MVA机端电压690V风电机组总数100台单机容量2MVA表4-1直驱风电机组参数图中的负荷由两部分组成，一部分是固定负荷PL1+QL1，在系统开始运行时就接入，其值为150MW+15MVA；另一部分是变动负荷4.3.1接入变动负荷图4-4不加控制策略在3s时接入变动负荷，导致系统有功功率不再平衡，系统频率下跌。图4-6为不加控制策略时频率的变化曲线和风机输出有功功率的变化曲线，由图可知频率在3s时下降，最低值为49.42Hz,随后频率又恢复50Hz。在这个过程中风电机组的有功出力几乎不变，始终为200MW,风机不参与系统的调频，频率的调整完全是由交流电源的作用而恢复正常值。下面我们在风力机组中加入下垂控制策略，再观察频率和风机有功出力的情况。图4-5下垂控制结构图图4-6加入下垂控制策略加入下垂控制后，3s变动负荷接入系统时，频率的变化范围明显减小，频率的其最低值为49.73Hz，相比不加控制策略的情况，频率上升了0.31。通过下垂控制，风电机组增加输出有功功率来参与系统频率的调节，使得频率的变化范围减少。在频率恢复到正常水平后，风电机组输出的有功功率也逐渐恢复到200MW。4.3.2切除变动负荷前面分析了加入变动负荷时，频率的变化曲线以及下垂控制对频率的调节作用。下面我们分析切除变动负荷的情况。图4-7切除负荷不加控制策略仿真图在系统运行之初，把固定负荷PL1+QL1和变动负荷PL2+Q下面分析风力发电机组加上下垂控制后，频率的变化情况。图4-8切除负荷加入下垂控制的情况图4-8为加入下垂控制后，风电机组出力和系统频率的变化情况。加入控制后，频率上升的最大值为50.41Hz,相比没有控制时的50.72Hz,有了明显的下降。这是由于风电机组在3s时，由于下垂控制的作用，风电机组输出的有功功率下降，参与了系统的调频，增加了系统的惯性。4.4本章小结本章提出了直驱风机参与调频时的控制策略，对下垂控制方法和原理做了详细的描述，并说明其优缺点。并在PSCAD仿真软件中搭建了直驱风机和交流电源共同为负荷供电的仿真系统，在系统中接入固定负荷和变动负荷。当不加控制策略时，风电机组不参与系统调频，频率波动范围较大；加了下垂控制后，风电机组通过增加或者减少输出有功功率参与系统的调频，频率波动范围明显减少。仿真的结果表明下垂控制策略可以根据频率的变化情况来调整输出的有功功率，增加系统惯性，减小频率的变化范围，对系统的频率有良好的调整效果。

结论风电的大规模并入电网，会使电力系统具有的惯性降低，我国某些地区的风电功率占区域电网功率的百分比已经达到了20%以上，此时如果风电机组不具有调频能力，这将十分不利于系统的稳定运行。因此，本文主要以直驱风电机组为研究对象，分析其组成成分和运行原理，并提出风电场的下垂控制策略。所研究的成果和结论如下：（1）分析了我国的能源现状和风能利用情况，对常用的风电机组分类，并说明直驱风电机组和风电场调频控制的研究现状。（2）说明了直驱风电机组的基本原理和组成部分。它主要包括了提取风能的风力涡轮机、连接风力机和发电机的传动机构、输出电能的永磁同步发电机以及全功率变频器，并在PSCAD中对它们进行建模。（3）建立了直驱风机的控制模型，包括了对桨距角的控制、对风能的最大追踪利用以及对机侧、网侧变频器的控制。（4）最后说明了风电场调频的主要控制策略，并对下垂控制策略的原理进行详细说明。之后在仿真软件PSCAD中，建立直驱风电机组和交流电源共同为负荷供电的模型，在第三秒时加入或者移去变动负荷，来观察频率的变化情况。然后再加上下垂控制策略，与不加控制策略时相对比，可以得出下垂控制在系统频率变化时，依据频率的上升下降情况来调整风电机组的有功出力，有效的缩短了频率的变化范围，调整了系统的频率。限于时间和本人能力的限制，在进行下垂控制的验证时，如果将交流电源换成同步发电机，更能体现下垂控制的调频效果。

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