考慮槳距角控制的雙饋風電機組高電壓穿越控制策略

蘇劍濤, 馮昊, 鄭澤名, 王健, 蔡婷婷

〔1.國家能源集團龍源風電工程技術公司,北京 100089;2.現代電力系統仿真控制與綠色電能新技術教育部重點實驗室(東北電力大學),吉林 吉林 132012〕

0 引 言

為了保障大規模風電聯網后電力系統的安全運行,風電機組必須具備高電壓穿越(high voltage ride through,HVRT)能力。因此,風電機組的HVRT方法受到了廣泛關注[1]。

雙饋風電機組是風電采用的主力機組之一。目前,雙饋風電機組的HVRT方法主要包括兩類:基于增加額外硬件設備的方法和基于改進機組控制策略的方法。前者在HVRT期間,利用無功補償設備為電網提供無功支撐,或者利用限流設備抑制電壓驟升引起的雙饋感應發電機(doubly-fed induction generator,DFIG) 過電壓和過電流[2]。此類方法適用范圍較廣,但會增加運行成本。

基于改進機組控制策略的方法通過完善風電機組的控制策略,抑制電壓驟升引起的DFIG過電壓和過電流。文獻[3]根據定子電流對轉子電壓進行補償,以抵消轉子暫態感應電動勢。該方法實現較為容易,但對于電壓驟升較深的情況效果不理想。文獻[4]將電壓驟升后的暫態過程用時間更短的多個穩態過程代替,以降低轉子過電流的峰值。該方法控制精度較高,但控制較為復雜。

基于改進機組控制策略的方法避免了額外硬件設備的投資,但未考慮DFIG轉子轉速限制,使得對于持續時間較長的電壓驟升,HVRT期間風電機組存在因DFIG轉子轉速越限而發生超速脫網的風險。

本文提出一種考慮槳距角控制的HVRT控制策略。HVRT期間,當DFIG轉子轉速過高時,通過控制槳距角降低轉子轉速,以避免風電機組發生超速脫網?；谀承吞?.5 MW雙饋風電機組的HVRT仿真模型,對所提控制策略的有效性進行了仿真驗證。

1 雙饋風電機組數學模型

雙饋風電機組主要由風力機、DFIG、轉子側變流器(rotor-side converter,RSC)、電網側變流器(grid-side converter,GSC)和主動式crowbar保護等部分構成,結構示意圖見圖1。

圖1 雙饋風電機組聯網系統結構圖

忽略DFIG定子電阻Rs,dq同步旋轉坐標系下,DFIG的功率方程為[5]2773:

(1)

式中:*為標幺值;Ps、Qs分別為DFIG定子輸出的有功功率和無功功率;U1為定子相電壓有效值;isd、isq分別為定子電流的d、q軸分量;SN為風電機組額定容量;Lm為定、轉子之間互感;Lsl為定子自感;ird、irq分別為轉子電流的d、q軸分量;ω1為同步角速度。

DFIG轉子運動方程為:

(2)

式中:Ωr為DFIG轉子機械角速度;Tj為慣性時間常數;Ω1為同步機械角速度;Tm為風力機輸出至DFIG的機械轉矩;Te為DFIG電磁轉矩。

Tm表達式為:

(3)

式中:ρ為空氣密度;R為風力機葉片半徑;A為風力機葉片掃掠面積;Cp(λ,β)為風能利用系數;λ為葉尖速比;β為槳距角;VW為風速。

Cp(λ,β)表達式詳見文獻[6],本文不再贅述。

β控制框圖見圖2。圖2中:Ωrref為Ωr參考值;βref為β參考值;τ為伺服系統的動作延時;dβ/dt為變槳速率(一般dβ/dt≤10°/s[7])。

圖2 β控制框圖

正常運行時β=0°以實現最大風能捕獲。當β增大時,Cp(λ,β)減小,從而Tm減小,Ωr降低;當β減小時,Cp(λ,β)增大,從而Tm增大,Ωr升高。

2 考慮槳距角控制的HVRT方案

基于上述分析,根據文獻[8],本文采取如下HVRT方案。

(1) 當電網電壓驟升引起轉子電流達到icbset時,投入crowbar保護,同時封鎖RSC控制脈沖。風電機組進入HVRT過程。本文取icbset=1.9IrN(IrN為轉子額定電流)。

(2) HVRT期間,當轉子三相電流瞬時值均不大于crowbar保護退出值,icbback并持續20 ms時,退出crowbar保護,同時重新啟動RSC。本文取icbback=1.7IrN。

(3) RSC重新啟動后,優先控制DFIG輸出的無功功率,對電網提供一定無功支撐。在此基礎上,如果RSC容量有盈余,再控制DFIG輸出一定有功功率。

(4)

(5)

式中:IN為定子額定相電流。

(6)

(7)

(4) HVRT期間,一旦Ωr>Ωrref,則增大β,以降低Ωr。圖2中,本文取Ωrref為相應風速下DFIG的最優轉速,dβ/dt=5°/s。

3 仿真分析

基于PSCAD/EMTDC軟件,搭建了某型號1.5 MW雙饋風電機組聯網運行仿真模型,對本文所提HVRT控制策略和只進行無功支撐(不控制β)的HVRT控制策略進行仿真對比分析,仿真接線圖見圖1。

3.1 仿真參數

仿真所用設備的主要參數見表1。

表1 仿真所用設備的主要參數

由表1可得:icbset=1.9IrN=855 A,icbback=1.7IrN=765 A。

電壓驟升前,風電機組運行于額定風速。由表1可知,Ωrref=1 750 r/min。當t=0.6 s時,圖1中電網發生對稱故障,引起U1驟升。根據文獻[8],設置U1驟升至1.17 p.u.,故障持續時間為10 s。

3.2 仿真結果分析

采用只進行無功支撐的控制策略和本文所提控制策略,仿真波形分別見圖3和圖4。

圖3 只進行無功支撐控制策略仿真波形

圖4 本文所提控制策略仿真波形

4 結束語

本文提出一種考慮槳距角控制的雙饋風電機組HVRT控制策略,推導了HVRT期間RSC重啟后,DFIG無功電流和有功電流參考值的表達式。在此基礎上,通過RSC控制DFIG對電網提供無功支撐,同時通過控制槳距角降低DFIG轉子轉速。仿真結果表明,雙饋風電機組HVRT期間在對電網提供無功支撐的同時,還需要限制轉子轉速,否則風電機組存在超速脫網風險。HVRT期間增大槳距角可以降低DFIG轉子轉速,使雙饋風電機組在避免超速脫網的情況下實現HVRT。