电力系统的功角稳定性

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1、系统的功角稳定性摘要随着能源危机越来越严重，环境问题越来越恶劣，近年来，人民越来越注重开发新能源，风 能，既清洁又环保，成为新能源开发的主力军，其中，直驱式风力发电系统因其独特的优点 成为当下研究的热点，本文提出了一种直驱永磁同步风电系统并网综合协调控制方法。并对 单机无穷大系统和多机系统的算例分别做了仿真研究。仿真结果表明，上述并网综合协调控 制方法能结合桨距角控制器合理协调有功和无功出力，能很好地为并网点电压提供无功支持 以提高系统的电压稳定性，此外也在一定程度上有利于多机系统的功角稳定。关键词：永磁同步发电机，矢量控制，解耦控制，时域仿真，综合协调控制1.绪论 伴随着社会进步、工业规模的

2、扩大，能源危机正在慢慢地向全世界袭来。能量需求仅仅依赖 常规能源远不能满足要求，大量能源消耗地球环境不断恶化，环境的破坏也会时不时发生严 重自然灾害，如干旱、洪涝、飓风等，威胁着全世界人民的生命财产安全。因此，积极开发 新能源、利用可再生能源，成为缓解上述问题主要的措施。其中的风力发电技术已呈现出蓬 勃发展的势头，如通过全功率变流器与电网连接的永磁直驱同步风力发电机组，已被证实在 综合协调控制方面具有很大的优势1-3。风能是一种取之不尽、用之不竭的环境友好型清洁 能源，使得风力发电成为目前新能源发电领域最为成熟、开发规模最大、商业化程度最高的 发电方式。由于直驱永磁同步发电机具有多方面的优点，

3、现阶段受到越来越多人的关注。该 类型发电机采用永磁体励磁，消除了励磁损耗，工作效率得以提高；运行时不需要从电网吸 收无功来建立磁场，而且还可以提高电网的功率因数；采用直驱方式，取消了齿轮箱，改善 风电机组的效率及可靠性，系统的维护量减少且可降低噪声的污染。然而，该类型的风电大 规模地接入电网，必然会导致大量的技术问题。为了控制直驱式风力发电系统有功功率以及 无功功率，减少其对电力系统的带来的不利因素，很有必要设计直驱永磁同步风力发电系统 的并网综合协调控制策略。目前，不少专家学者对风电并网问题进行研究，以实现风电系统 与电网和谐发展、互利共赢，但在并网综合协调控制方面研究不多。综上所述，论文对

4、此进 行研究，对风电的发展是有重要意义的4-5。2 直驱永磁同步风电系统并网综合协调控制2.1 并网综合协调控制原理 由于风力发电机组装机容量的不断加大，风电的大规模接入会给大电网的稳定运行带来越来 越多的新问题。当电网发生短路故障、负荷波动等引起风电场出口电压跌落时，在一定的电 压跌落限制范围内，风电机组具备的不间断并网运行的能力，即风电系统的低电压穿越能力， 目前受到了许多人的关注。对于直驱型风力发电系统，传统控制的无功功率电流限值是按照额定有功功率电流进行整定。此外，由于受到全功率变流器自身物理特性的影响，其电流值不得超过额定电流值I。因 max 此，变流器的无功电流极限值受到其输送的有

5、功电流值的影响，关系为I = 12 -12(2.1)q maxmax d式中，Id为变流器的有功电流；I为变流器实时能够输出的最大无功电流值。dqmax众所周知，直驱型风力发电系统的变流器有功和无功功率是解耦控制的。因此，变流器可以 独立调节有功出力和无功出力。为了充分利用变流器的功率调节能力，让风电机组自身按照 有功出力变化尽可能地参与到无功出力的调节中去。当风电场出口电压跌落较为严重的时候， 考虑适当降低有功出力，以此来增加无功出力的输出，防止更为严重的故障情况发生。然而，带有桨距角控制器的直驱型风力发电系统可以满足这种调节要求。并网点电压图 2.1 并网综合协调控制原理 由此，论文提出了

6、一种直驱型风力发电系统并网综合协调控制方法：当变流器输出的无功功 率到达传统控制的无功功率上限时，无功功率的最大限值按照有功功率的出力来进行整定； 若维持并网点的电压稳定所需的无功功率大于变流器的无功最大限值，则通过与变桨角控制 协调，适当降低其有功功率出力，从而增加无功功率的输出能力，进一步帮助并网点的电压 恢复。图 2.1 是提出的直驱型风力发电系统并网综合协调控制原理的示意图。有功功率控制包括最 大功率点跟踪控制、桨距角控制等，通过与无功功率控制的综合协调控制，可以计算出有功 功率指令值和无功功率指令值，作为控制信号调节直驱型风力发电系统的输出，实现系统的 功率闭环的控制。2.2 并网综

7、合协调控制策略2.2.1 系统的控制结构 并网综合协调控制与传统控制的控制系统结构大体相同，发电机定子绕组通过全功率变流器 与电网连接。电机侧变流器用于对同步发电机转速加以控制，达到风电机组的最大功率点跟 踪控制的目的。电网侧变流器用于实现对直流母线电压和风电场输出无功功率的控制。桨距 角控制保证同步发电机转速不超过额定值。综合协调控制的控制系统结构如图2.2 所示。图 中，端口1和 2的切换原则为：若1 1 12 一12，选择端口 2。其它，在正gq max gq 叫 max gdgq * max gd常控制（即，传统控制方法）下，变流器输出的无功能较好满足系统电压稳定性的要求，无需采用特殊

8、的控制方法。其中，1酹为传统控制方法下的无功电流最大值。msqa)电机侧变流器控制b)电网侧变流器控制图 2.2 并网综合协调控制的控制系统结构端口 1：为了充分利用变流器自身的功率调节能力，无功电流限值按照实时有功电流来进行 整定。端口 2：维持并网点的电压稳定所需的无功大于变流器本身所能提供的最大值，通过降低有 功功率出力，来增加无功功率的输出。在通常情况下，一般将并网点的电压信号作为电压控制点，当系统发生负荷波动、短路故障 等扰动导致系统电压发生波动时，加以适当的控制使该点电压值恢复到扰动前的大小。针对传统控制方法整定无功电流最大值，没有充分利用变流器本身的无功调节能力，论文提 出的并网

9、综合协调控制在此加以改进。比较无功电流指令值与实时运行条件下的限制值的大 小，关系式为I 訂2 -12(2.2)gqmax gd式中，I为变流器的额定电流；Id为电网侧变流器的d轴有功电流；I为电网侧变流器 maxgdgq中电压调节器输出的无功电流。如果不满足式(2.2),则电网侧变流器的实际所需的q轴无功电流指令值为I * = I(2.3)gq gq如果满足式(2.2),考虑按变流器本身具有的无功调节能力的最大值进行整定，此时q轴无 功电流指令值计算公式为I * = 12 -12(2.4)gqmax gdI*gd此外，为了能尽可能多的输出无功，使得输出的无功能满足电压波动需求量，可以通过适当

10、 降低有功电流，从而使得无功电流的限值增加，以此达到增加无功功率的输出的目的。在此， 按照电网侧变流器电压调节器输出的无功电流值计算的有功电流指令值为2.5)由式(2.5) 可得，最优转矩指令值为T*U I *=g gdm2.6)式中，co为永磁同步发电机转速；U为风电场的并网点电压。mg2.2.2 系统的控制流程图2.3为提出的并网综合协调控制的系统控制流程图。图中,；w为永磁同步发电机的额 m0定转速；数据采集部分包括电网侧变流器输出的有功电流Id、电网侧变流器输出的无功电 gdgq流ig、电网侧变流器中电压调节器输出的无功电流%永磁同步发电机的转速W m和并网点电压 Ug。g图 2.3

11、并网综合协调控制流程图当负荷波动、短路故障等引起的电压波动较小时,可根据并网点的电压波动情况,按照传统控制方法向系统提供所需的无功功率。当电压波动加大时,达到传统控制方法所能提供的无 功上限,变流器切换至端口 1,充分利用变流器自身物理特性向系统提供无功功率。然而,当变流器所能提供的无功达到极限值时,变流器切换至端口2,减少发电机组发出有功功率。此时,由于风力机的输入机械功率不会发生突变,发电机的机械转矩大于电磁转矩,发电机 的转速会上升，系统的不平衡转矩的能量转为发电机的动能。若发电机的转速未超过额 m定转速W，桨距角控制器不会动作；然而当发电机的转速大于额定转速W时，桨距角控m0m0制器动

12、作，由于桨距角的增加可以减少从风轮机获得的风能，以此来降低发电机的转速W，m使得发电机能在安全转速范围内运行。这样，通过协调桨距控制，可以有效降低发电机有功 出力，从而增加无功功率的输出能力，有利于系统电压的稳定。3 仿真3.1 单机无穷大系统算例仿真分析单机无穷大系统如图 3.1 所示。XLIF负荷V 风电Ig XT图3.1单机无穷大系统单机无穷大系统参数如下：XT 0.1，XL1 0.6, XL2 0.6,f 50Hz,V.s 1.0 0；3.1.1三相短路风力发电机组在额定风速vw为13.0m/s稳定运行，1s时某条双回线路的中点发生三相短路 故障，0.2s后断开该回线路因而故障消除。并

13、网点电压、风电场输出有功功率、无功功率 和变流器输出无功电流响应曲线如图3.2所示。(a)并网点电压(b)风电场输出有功功率(d)变流器输出无功电流(c)风电场输出无功功率图3.2三相短路动态仿真(一)由图3.2(a)可知，在短路故障期间，并网点电压明显下降，但采用并网综合协调控制的电 压下降程度只有传统控制的一半，有利于系统的电压稳定性。由图3.2(b)(c)可得，故障期 间，变流器是按照端口2进行控制的，并网综合协调能提供较多的无功功率，且输出有功功 率下降要小些。由图3.2(d)可知，传统控制方法在短路故障期间，变流器无功电流受到限 制。此外，故障恢复后，并网综合协调控制能使系统较快恢复

14、稳定运行，恢复时间与传统控 制相当。(c) 风能利用系数 (d) 叶尖速比图 3.3 三相短路动态仿真(二)图 3.3 给出了并网综合协调控制下的永磁同步发电机转子转速、桨距角、风能利用系数和叶 尖速比的响应曲线。由图3.3(a)可知，在故障期间发电机会加速运行，故障消除后3s时发 电机转速能恢复稳定。由图3.3(b)(c)(d)可知，故障期间桨距角会动作，叶尖速比和风能 利用率也随之发生变化，同样能在 3s 时恢复。3.1.2 负荷波动风力发电机组在额定风速vw为13.0m/s稳定运行，在1s时负荷呈线性缓慢增加，2.2s时负 荷增加一倍，此时负荷突然恢复正常运行状态。并网点电压、风电场输出

15、有功功率、无功功 率和变流器输出无功电流响应曲线如图3.4所示。(a) 并网点电压(b) 风电场输出有功功率(c) 风电场输出无功功率 (d) 变流器输出无功电流图 3.4 负荷波动动态仿真(一)由图3.4(a)可知，随着负荷的增加并网点电压明显下降，但采用并网综合协调控制的电压 下降程度远小于传统控制，有利于实现低电压穿越。在负荷增加过程中，分为三个阶段：1) Is至1.3s时间段，正常控制阶段；2) 1.3s至1.9s时间段，按照端口 1控制，利用变流器 本身物理特性，增加无功功率输出；3) 1.9s 至 2.2s 时间段，按照端口 2 控制，充分考虑 变流器的有功和无功之间的协调控制，降低有功出力，来提高无功功率输出能力。由图 3.4(b)(c)可得，在负荷增加的期间并网综合协调控制在阶段2、3能提供更多的无功功率； 输出的有功功率在阶段2降低较为缓慢，而在阶段3由于与无功功率的协调控制有功下降速 度较快。由图3.4(d)可知，传统控制方法在负荷增加期间，变流器无功电流会受到限制。 总之，并网综合协调控制效果要优于传统控制。(b) 桨距角(a) 永磁同步发电机转子转速(c) 风能利用系数 (d) 叶尖速比图 3.5 负荷