双馈式风电场（精选四篇）
双馈式风电场 篇1
随着风电接入容量的不断增大,电网电压稳定问题越来越受到人们的关注。《风电接入电网技术规定》中明确要求并网风电场应配置无功—电压控制系统,能够控制并网点电压在额定电压的97%~107%范围内。
双馈式风电场采用恒电压控制方式能够为电网提供电压支持[1,2],但随着单机容量的增加,风力机惯性不断增大,使风力机受力风速与输出功率之间有相当大的延迟,恒电压控制仅通过反馈作用不能及时补偿风速扰动的影响,以至受控电压发生较大波动[3,4]。另外,双馈风电机组发出无功功率的同时,会降低其功率因数,增大机组内部有功损耗。而国外风电并网导则规定:对于风电场为电网提供电压支持而少发的有功功率,电网应给予一定的经济补偿[5]。因此,为提高电力系统的经济效益,要尽量减小风电场由于为电网提供电压支持而造成的有功损耗。
目前,关于双馈式风电场电压控制的研究主要是对控制算法和无功分配策略进行改进。基于双馈风电机组连续无功调节能力,文献[5-6]借鉴了最优二次电压控制理论,从系统全局角度对各节点的电压进行控制;考虑到双馈风电机组发出的无功功率受变流器容量限制,文献[7-8]提出多无功源协调控制策略,将双馈风电机组恒电压控制与改变变压器分接头、投入无功补偿设备等多种调压措施结合起来。文献[9]采用奈奎斯特约束算法设计PI控制参数,以改善恒电压控制系统的鲁棒性。在无功分配方面,文献[10]提出恒功率因数无功分配策略以避免某些机组输出有功、无功不协调。为减小机组内部有功损耗,文献[11]指出无功分配中应优先考虑网侧变流器,但如此分配又将降低双馈风电机组运行可靠性。
为抑制风速变化导致的电压波动,减小机组内部有功损耗,本文提出一种改进的恒电压控制策略,原理如图1所示。双馈式风电场共有N台双馈风电机组,Pi、Qi分别为第i台机组发出的有功功率和无功功率;U1、U0分别为汇流母线电压和并网点电压;Qw-ref、U1-ref分别为风电场无功功率和汇流母线电压参考值;Qsi-ref、iqgi-ref分别为机组i定子侧无功功率和GSC无功电流参考值。
考虑到主变压器改变分接头调压和风电场出口处的集中无功补偿作用,改进的恒电压控制以维持U1恒定作为控制目标,主要包括两个模块:改进的PI控制器和双层无功分配策略。为补偿风速扰动的影响,引入等值风速作为前馈控制;在各机组无功分配中,采用双层无功分配策略:第一层根据双馈风电机组无功极限的大小进行分配;第二层以最大限度的减小双馈风电机组内部有功损耗为目标,在双馈机定子侧和网侧变流器之间进行无功优化分配。本文采用Matlab/Simulink进行仿真研究,验证了该方法能够抑制由于风速变化导致的电压波动,并且在实现恒电压控制的同时大大减小双馈风电机组内部功率损耗。
1 风速前馈控制
在PI控制基础上引入风速作为前馈控制,改进的恒电压控制器原理如图2所示。
图2中,Kp、KI分别为PI控制器的比例系数和积分系数;Gpd(s)、Gpc(s)分别表示干扰通道和控制通道的传递函数;Gff(s)为前馈控制器传递函数。
由于地形因素和尾流效应的影响,各机组吹入风速不同。首先对各机组吹入风速进行等值,并采用等值风速作为前馈控制的输入信号。
双馈风电机组采用最大风功率跟踪控制,可近似认为风力机输出功率mP与有效风速v的立方成正比,可得
式(1)中:vw为吹入风速;vin、vout、vN分别为切入风速、切出风速和额定风速;k为功率系数。
假设风电场内各机组型号相同,根据等值前后风力机输出功率不变可得
式(2)中:MP为各机组吸收的风能总和;iv为第i台机组的有效风速;keq、veq分别为等值风力机功率系数和等值风速。
图2中,控制系统对风速扰动实现全补偿的条件是:veq(s)≠0时,要求U(s)=0。但实际运行中,受控目标完全不变性难以作到,只要在稳态下实现对风速扰动的补偿即可。由静态前馈控制算式可得
由潮流计算可得
式(4)中:U1为汇流母线电压;Us,eq为各机组机端电压的平均值;Req、Xeq分别为集电线路的等值电阻和等值电抗,忽略集电线路上的无功损耗可得
式(5)中:Zeq=Req+j⋅Xeq;Zi为第i台机组机端变压器和低压输电线路的阻抗。假设风电场内机组规则排列,则各机组Zi均相等。设Zi=Z0,由式(5)可知Zeq=Z0。
稳态时近似认为Qw=Qw-ref,U1=U1-ref,忽略机组内部功率损耗则Pw=PM。由式(2)、式(4)可得
根据式(6),风速前馈控制传递函数原理如图3所示。
图3中,T为功率时滞时间常数,表示双馈机有功功率与吹入风速之间的延迟;为避免出现过补偿现象影响控制系统的动态性能,对输出的Qw-ref进行限幅。
2 双层无功分配策略
为提高各机组运行可靠性,尽量减小双馈风电机组因参与而调压造成的有功损耗,提出一种双层无功分配策略,原理如图4所示。
图4中,Qi-ref为机组i无功参考值;uqgi-ref、uqri-ref分别为机组i励磁电压和GSC电压无功分量参考值。由图4可以看见,第一层无功分配是依据双馈机无功极限将Qw-ref分配给各机组,保证各机组都具有较高的运行可靠性;第二层无功分配以机组内部有功功率损耗最小为目标,在各机组内部定子侧与GSC之间的无功优化分配。
2.1 第一层无功分配
变流器容量是限制双馈风电机组最大输出功率的主要因素。为维持汇流母线电压恒定,双馈机采用无功优先控制模式,当定子侧输出功率越限时,首先对有功功率进行限幅。双馈风电机组定、转子均采用发电机惯例,其无功极限Qmax为(此处仅考虑双馈风电机组发感性无功的情况)
式(1)中:Us为机端电压;Sg,m ax为网侧变流器最大输出功率;Qs,max、Qg,max分别为双馈机定子侧和GSC所能发出的最大无功功率;rP为双馈机通过GSC发出的有功功率;ir,max为RSC最大允许电流;mL、sL分别为励磁电抗和定子电抗。
Qmax越大说明双馈机当前运行状态下无功调节能力越强,可根据式(8)对各机组进行第一层无功分配[12,13]。
式(8)中,Qi,max为第i台机组的无功极限。
采用这种无功分配方式能够保证风电场在实现恒电压控制的前提下,各机组运行点都最大限度的远离其功率极限,有效防止某台风机出力过多最先搭界,严重情况下导致跳机,并引起其它机组的链式反应。
2.2 第二层无功分配
若忽略转子摩擦损耗和变流器开关损耗,双馈式异步发电机内部有功损耗包括定子铜耗、转子铜耗和GSC滤波阻抗上的功率损耗。双馈风电机组采用最大风功率跟踪控制,定子电流、转子电流及GSC电流的有功分量均由吹入风速决定,因此重点分析各电流无功分量与双馈机内部功率损耗的关系。
式(9)中:ΔPQ为无功电流分量导致的双馈风电机组内部有功损耗;sR、rR、gR分别为定子电阻、转子电阻和GSC滤波器电阻;iqs、iqr、iqg分别为定子电流、转子电流和GSC电流的无功分量。
在电网电压定向坐标系下,有
式(10)中,sQ为双馈风电机组定子侧发出的无功功率。
将式(10)代入式(9)中,可得
式(11)中:k为ΔPQ的最小值;m为使ΔPQ最小时Qs的取值。
同时,有
式(12)中:iqg,max为GSC无功电流最大值,iqg,max=Qg,max/Us;Qs,min为定子侧无功功率最小值,。
根据式(11)、式(12),ΔPQ与Qs、iqg的关系可在Qs-iqg-ΔPQ坐标系中表示为以(m,0,k)为顶点的不规则抛物面,如图5所示。
经第一层无功分配得到双馈风电机组无功功率给定值Qref由定子侧和GSC共同分担
并且为尽量减小有功损耗,应使sQ与iqg同号
因此,第二层无功分配可看作以f=min(ΔPQ)为目标函数,以式(11)、式(13)为等式约束条件,以式(12)、式(14)为不等式约束条件的优化问题,解得使ΔPQ最小的sQ、iqg作为定子侧无功功率和GSC无功电流分量的设定值,完成第二层无功分配。
3 仿真算例分析
采用Matlab/Simulink软件搭建双馈式风电场模型,对改进的恒电压控制策略进行仿真研究。风电场由两台型号相同的双馈式风力发电机构成,用G1、G2表示。双馈机仿真参数为:额定功率9 MW,额定电压575 V/60 Hz,额定风速为12 m/s,定子电阻和漏抗分别为0.007 06 pu、0.171 pu,转子电阻和漏抗分别为0.005 pu、0.156 pu,激磁电抗2.9 pu,转动惯量为5.04 s,RSC最大允许电流为1 pu,GSC额定功率为5 MVA。
3.1 控制参数优化
在双馈式风电场恒电压控制的基础上,按图3引入风速前馈控制,并采用“下降梯度法”优化控制参数,得最优控制参数为:Kp=6.650,Ki=2.023,T=1.5。优化过程如图6。
3.2 仿真结果分析
将本文提出的恒电压控制策略与仅采用PI控制器,并且在第二层无功分配中优先考虑定子侧的恒电压控制策略作比较[14]。为便于叙述,将上述方法称为方法2,将本文方法称为方法1。方法2中PI控制器参数与方法1相同。
DFIG1、2的吹入风速如图7所示。
令U1-ref为1.02 pu并保持不变,两种恒电压控制下汇流母线电压如图8所示。
以电压波动值d和频度r作为衡量汇流母线电压波动大小的标准。频度r为单位时间内电压变动的次数;而电压波动值d为
式(15)中:Umax、Umin为电压有效值特性曲线上相邻两极值电压;UN为标称电压。由于风速具有随机性,电压波动属不规则波动,对d、r的求取按95%的概率大致衡量,如表1所示。
由表1可以看见,采用方法1电压波动值和频度均小于方法2,由此可知引入风速作为前馈控制能够有效减小汇流母线电压波动,改善系统电能质量。
G1、G2输出有功功率如图9所示。
由图9可以看出,G1、G2输出有功功率与吹入风速存在一定的延迟,并且该延迟随风力机惯性的增大而增大,前馈控制的参数T需依据延迟的大小而定。
双层无功分配策略的仿真结果如图10所示。
图10(a)、图10(b)为第一层无功分配结果,为稳定电网电压,双馈机采用无功优先控制模式,Us近似为1.02 pu,根据式(7)可得Qs,max为0.626 pu。由图10(a)、图10(b)可见,第一层无功分配根据各机组无功调节能力的大小,按照“能者多劳”的原则进行分配,其结果使各机组无功参考值均远离无功极限,大大提高了机组运行的可靠性。
根据图10(c)、图10(d),求得G1、G2有功功率损耗平均值如表2所示。
由表2可以看见,方法1G1、G2有功损耗平均值均小于方法2。因此,采用双层无功优化分配策略可有效减小机组内部有功损耗,在实现恒电压控制的同时,提高风能利用率。
4 结论
本文对双馈式风电场恒电压控制进行改进,针对风速的随机变化引入等值风速作为前馈控制,并提出双层无功分配策略以减小机组内部有功损耗。
但风电场通常接入电网末端,并且所处环境气候恶劣,对恒电压控制的扰动除吹入风速外,还包括机组参数的变化、并网点负荷的波动等,如何提高恒电压控制系统的稳定性和鲁棒性仍有待进一步研究。
摘要：双馈式风电场采用恒电压控制能够为电网提供电压支持,但风速的随机波动使输电线路潮流频繁变化,给控制系统的稳定性带来了挑战,因此本文对恒电压控制进行改进:通过引入等值风速作为前馈控制,对风速扰动进行补偿,抑制电压波动。为减小双馈风电机组内部有功损耗,提出双层无功分配策略:第一层根据各机组无功极限的大小进行分配,第二层以最大限度的减小机组内部有功损耗为目标,在双馈机定子侧和网侧变流器(GSC)之间进行优化分配。通过仿真,验证了该方法能有效抑制由于风速变化导致的电压波动,并且大大减小双馈风电机组内部功率损耗。
浅谈双馈式风力发电机 篇2
1.1 结构:
双馈式发电机的定子结构和异步发电机的相同, 转子上带有滑环和电刷。双馈式风力发电系统结构如图1所示, 从图中可以看出定子绕组与电网直接相连而转子绕组则是通过可逆变流器与电网相连[1,2]。
1.2 基本原理:
双馈式电机的定子、转子电流产生的旋转磁场始终是相对静止的, 当发电机转子变化而频率不变时, 发电机的转速和定转子电流频率之间的关系为表示为:
式中:f1为定子电流频率, 单位为Hz;f2为转子电流频率, 单位为Hz;p为发电机的磁极对数;n为转子的转速, 单位为r/min。
由上式可知, 当发电机的转速发生变化时, 可以通过调节f2来维持f1不变, 来保证与电网频率相同, 实现变速恒频控制。
根据转子的转速不同, 双馈式发电机可以有三种运行状态, 如图2-3所示, 图中:P2为发电机轴上输入的机械功率;Pem为转子传递到定子上的电磁功率;s Pem为转子输入/出的有功功率; (1±|s|) Pem为定子绕组输出的有功功率。
(1) 亚同步运行状态:此时n
(2) 超同步运行状态:发电机运行于该状态时, n>n1, 转差s<0, 式子1取“-”, 频率为f2的转子电流产生的旋转磁场的向速与转子转动方向相反, 功率流动方如图2 (b) 所示, 从图中可以看出, P2=Pem, 由于此时s<0, 所以s Pem<0, 故转子回路会通过变流器向电网回馈电能, 定子绕组输出的电能为 (1+|s|) Pem, 大于转子传递到定子的电能Pem, 这也是双馈式发电机的重要特点。
(3) 同步运行状态:在该状态下, 发电机的转子转速与同步转速相同, 故电机转子电流为一直流量, 与同步发电机相同。
1.3 变流器工作原理:
双馈式异步电机的定子绕组需要接到电网上, 而为了实现交流励磁, 其转子绕组则必须接到一个频率可调的交流三相电源上[3]。如果负载的变化引起了转子频率发生变化时, 能够改变励磁电流的频率, 使得定子输出频率不会随之发生变化, 该频率与电网频率是相同的, 从而保证风力发电机虽然转速变化但是输出频率不变, 这种功能是通过变流器实现的。目前市场上通常会采用背靠背恒压源PWM调制电路来实现变流器。这种电路是由两个PWM-VSI所构成, 靠近电网的我们把它称为网侧变流器, 靠近转子侧的称为转子侧变流器, 如图3所示, 图中的ua、ub、uc为电网电压, L、R为交流进线电抗器的电感和电阻, L2a、R2为转子一相绕组的漏电感和电阻, e2a、e2b、e2c为转子三相绕组的反电动势。
当电机工作在亚同步运行状态时, 电网会通过变流向转子回路供电, 此时网侧变流器工作在整流状态, 转子侧变流器则工作在逆变状态, 经过变流器之后, 就可以控制转子电流的幅值、相位和频率, 使得定子电流的频率恒定。当电机工作在超同步运行状态时, 网侧变流器工作在逆变状态, 转子侧变流器则工作在整流状态, 转子回路通过变流的变流作用, 向电网回馈工频电能。
2 双馈式风力发电机的控制
双馈式电机在结构上与绕线式感应电机非常相似, 它们的定子绕组都是接在了对称三相电源上, 并且该电源的频率是固定的。但是二者之间也是有所区别的, 其中主要就在于双馈式电机的转子绕组要接到一个频率可调的三相交流电源上, 并且一般要通过交-交变频器提供一个频率比较低的电流。
一般来讲, 电网对电能质量的要求主要就是上网电压的变化率和频率变化量, 这两个量由于和上网的无功和有功有关, 所以对于发电机的输出电压的控制很重要。而双馈式风力发电机的控制主要就是通过变频器对励磁电流的幅值、频率和相位的控制。这样通过调节以上三个量的大小, 来调节励磁控制器的给定值, 达到变速恒频的目的[4]。转子侧的励磁控制器有以下几个控制目标[5,6]:
(1) 由于通过调节定子输出的有功功率, 可以改变转子电压的相位, 所以要保证定子有功功率快速跟踪励磁控制器的有功功率给定值P*。
(2) 由于通过调节定子上的无功, 可以调节转子电压的幅值, 所以要保证定子的输出电压能快速跟踪励磁控制器的电压给定值U*。
(3) 由于转子转速的快慢能够决定了转子电压的频率, 所以要保证转子转速能快速跟踪励磁控制器的转子转速给定值n*。
当电机所带负荷突然发生变化时, 如果电机的转速也能很快地随之作出改变, 那么电机转子上的动能就会得到充分地利用, 从而可以释放和吸收负荷。这样既能够稳定电网电压和频率, 还提高了机组的效率。
3 结论
在风力发电系统中, 由于风速具有时变的特性, 所以利用风能发电存在一定的难度。因此提高风力发电技术, 有效的提高风机的效率, 最好地利用风能资源, 具有重要意义。由于双馈式风力发电机本身特有的结构, 使得其控制性能更加优越, 因此得到了广泛地应用。
参考文献
[1]王庆龙等.变速恒频风力发电功率偏差控制技术研究[J]《.电气传动》, 2008, 38 (8) :11-13.
[2]贺益康等.交流励磁变速恒频风电系统运行研究[J]《.电力系统自动化》, 2004, 28 (13) :53-59.
双馈式风电场 篇3
关键词：双馈式感应发电机,多回路,匝间短路,频谱分析
0 引言
双馈式感应发电机是具有同步发电机特性的异步发电机, 采用三相交流励磁, 无功和有功功率均可调, 控制灵活方便。国内外大容量风力发电机大多采用双馈式感应发电机。双馈式感应发电机运行环境较为恶劣, 运行工况复杂多变, 其故障率较高。因此, 对双馈式感应发电机的故障特性进行研究, 掌握其故障机理和故障特征, 具有重要意义。
目前国内外学者对双馈式感应发电机内部故障的诊断方法已开展了一定的研究工作。文献[1]提出通过检测转子电流谐波和探测线圈电压的方法来分析定子匝间短路故障;文献[2]提出了基于定子电流数据采集的诊断方法以及传统的轴振动方法;文献[3]提出了基于小波技术的双馈式感应发电机的定子故障分析;文献[4]提出以负序电流作为故障特征量进行故障诊断;文献[5]通过对矢量轨迹的形状和椭圆环的宽度比较来确定是否短路并估计匝间短路的严重程度。
本文根据多回路理论, 建立双馈式感应发电机正常情况和定子匝间短路故障时的数学模型。利用MATLAB仿真软件对数学模型进行仿真计算。利用电流频谱分析法分析仿真结果, 通过对比正常和故障时的差别, 总结双馈式感应发电机发生定子匝间短路时的故障特征。
1 定子发生匝间短路时的电磁特性分析
交流电机的定子绕组一般均采用在空间上相差120°的三相对称分布绕组, 这样设计的绕组能使三相对称电流产生的气隙磁场达到基本正弦分布的要求。这是因为, 当定子单个线圈或单个支路通电时, 气隙磁场的分数次和低次谐波很强。而相绕组通电时, 组成绕组的各个线圈磁通势波形中的分数次和低次谐波相互抵消, 使相绕组总磁通势的波形主要为基波[6]。当感应发电机定子绕组发生匝间短路时, 将在定、转子电流中感应出谐波分量。
假设流过单匝线圈的电流为, 单匝线圈磁动势的傅里叶级数展开式为:
式中:kdv为单匝线圈节距因数;α1为线圈两边相隔的空间电角度;P为极对数;v为谐波次数, 对于短距线圈, v=1/P, 2/P, …, 而对于整距线圈, v=1/P, 2/P, …, 且v≠2, 4, 6, …。
定子绕组发生匝间短路后, 三相绕组在空间上不再对称, 流过的电流在时间上也不再对称, 因而产生的磁势中包含谐波分量。假设短路后, 在短路匝上叠加电流为, 短路匝沿气隙圆周的空间电角度α=Pθ, 则短路匝线圈磁动势分解后, 正反转磁动势的傅里叶级数展开式为:
式中:kyv为短路匝节距因数;为以定子坐标表示的机械角度, 其中φ为转子坐标表示的机械角度, s为转差率。
则f (θ, t) 在转子坐标系中的表达式f (φ, t) 可以表示为:
磁动势f (φ, t) 在转子侧感应出的电流分量为:
式中:IRv为转子侧的电流幅值。
假设电机转子侧三相绕组对称, 则电流iR产生的磁动势在转子坐标系中的表达式为:
式中:Fv, n为n次谐波磁动势的幅值。
以θ取代上式中的φ, 可得磁动势fR (φ, t) 在定子坐标系中的表达式为:
式中:n=6k+1, k=0, 1, …。
由式 (4) 可知, 磁动势f (φ, t) 在转子侧感应出频率为[1±v (1-s) ]f1的电流分量。由式 (6) 可知, 磁动势fR (θ, t) 将在定子侧感应出频率为[1+ (n±v) (1-s) ]f1的电流分量。
因此, 当感应发电机发生匝间短路故障后, 定、转子电流都将感应出谐波分量。例如:当转差率为0.2时, 转子侧将感应出0.6f1, 1.4f1, 1.8f1, 2.2f1, 2.6f1等频次的谐波, 在定子侧将感应出0.2f1, 0.6f1, 1.4f1, 1.8f1, 2.2f1, 2.6f1, 3.4f1等频次的谐波。
2 多回路数学模型的建立
交流电机的多回路理论由清华大学电机系在20世纪80年代提出, 并成功地应用于发电机定子绕组内部故障的计算中[7]。其基本思想是把电机看做是由相对运动的电路组成的网络, 从单个线圈出发, 根据所研究的问题, 组成相应的回路电磁关系式, 可以灵活地处理定、转子的不对称故障以及电机的非正常运行等问题。
本文对三相双馈式感应发电机建立多回路模型, 定子三相绕组为三角形连接, 并联支路数为2, 各支路分别编号s1, s2, …, s6;转子三相绕组为星形连接, 并联支路数为1, 各支路分别编号为r1, r2, r3;短路支路设在定子第5支路上, 用sg表示。定、转子连接形式和支路编号如图1所示。
正常情况下, 由定子6条支路和转子3条支路组成, 不包含故障支路。
定、转子各支路电压方程如下式所示:
式中:p代表微分算子;U=[Us, Ur]T, ψ=[ψs, ψr]T, I=[Is, Ir]T分别为定子及转子的电压、磁链、电流列向量;为定、转子电阻矩阵;下标s代表定子, r代表转子。
其中磁链方程如下式所示:
式中:为定、转子电感矩阵。
运动方程如式 (9) 、式 (10) 所示:
式中:Tm为机械转矩;Te为电磁转矩;J为转动惯量;ωr为转子的角速度。
电磁转矩如下式所示:
为了处理方便, 定、转子电压方程均采用回路电压, 回路选择如图1中 (1) , (2) , …, (8) 所示。
根据所选回路, 可以得到支路与回路的转换矩阵H如式 (12) 所示:
用转换矩阵H左乘式 (7) 得到式 (13) 所示的等式:
定、转子支路电流与定、转子回路电流的关系式为:
式中:I′为定、转子回路电流。
将式 (14) 代入式 (13) 中得到以回路电流为未知量的定、转子回路电压方程, 即
以回路电流为状态变量, 对式 (15) 进行变换, 得到双馈式感应发电机状态方程为:
式中:A= (-L′) -1R′, B= (L′) -1U′;U′为回路电压向量, 是引入外部约束条件、经矩阵转换以后所得, U′=[0, 0, 0, -UCA, -UAB, 0, -Uab, -Ubc], 其中UCA和UAB为定子侧线电压, Uab和Ubc为转子侧线电压。
采用4阶龙格库塔法求解方程组 (16) , 可得到定、转子各回路电流I′的解。由式 (14) 可得到各支路电流的瞬态和稳态分量。
发生匝间短路故障后, 电压方程中将增加一个新的定子电流回路———匝间短路回路。假设匝间短路为金属性连接, 即过渡电阻Rg为零。其匝间短路回路电压方程如式 (17) 所示:
式中:ψag, rasg, Ig分别为匝间短路环磁链、电阻和电流;I5为第5支路上的电流。
采用同样方法可以计算出不同程度故障情况下的各物理量。
3 仿真结果
本文以上述理论为基础, 建立数学模型, 对一台5.5kW双馈式感应发电机进行了仿真。模拟双馈式感应发电机的基本参数如下:额定功率5.5kW;额定电压380V;额定频率50Hz;极对数2;定子槽数36;转子槽数24;定子并联支路数2;定子每支路线圈数6;定子每线圈匝数37;定子每支路阻值4.04Ω;转子并联支路数1;转子每支路线圈数8;转子每线圈匝数12;转子每支路阻值0.83Ω。
计算过程中, 充分考虑了谐波对电感参数的影响, 转子转速设为1 200r/min;发电机为并网运行工况, 电网电压为380 V, 转子绕组接励磁电压为36.5V。仿真中设第5支路即C相中一条支路中的一个线圈发生匝间短路, 分别对正常情况及发生2匝、5匝和10匝短路情况进行仿真计算。
3.1 定子侧仿真结果
正常及不同程度故障情况下定子侧相电流波形如图2所示。
定子侧相电流有效值大小如表1所示。
从图2及表1中可以看出:正常情况下, 定子侧三相电流大小相等、相位相差120°对称分布;当发生2匝短路时, 三相电流发生轻微程度不对称, 与正常情况相比, 幅值均有不同程度升高, 其中电流IA和IB幅值基本相等且增幅较小, 电流IC增幅较大;随着故障程度的加深, 当发生5匝、10匝短路时, 三相电流呈现明显不对称分布, IA和IB幅值大小依然相差不多, 电流IC幅值明显大于IA和IB。
3.2 转子侧仿真结果
正常及不同程度故障情况下转子侧电流波形如图3所示。
从图3可以看出, 正常情况下, 转子侧三相电流是频率为sf1的正弦波, 波形平滑, 说明没有其他频次谐波或谐波成分很小。当定子发生2匝短路时, 波形有轻微波动, 但不是很明显, 当定子发生5匝、10匝短路时, 与正常情况相比, 波形有了明显波动, 可以推论出转子侧电流中有较多高次谐波成分存在, 但转子侧三相电流基本保持对称关系不变。
以上仿真结果符合电机设计原理。
4 谐波分析
为了进一步对故障特征进行研究, 深入分析故障特性, 对定、转子电流进行频谱分析。
4.1 定子侧相电流iA频谱分析
分别对正常及2匝、5匝故障情况时的定子侧相电流iA进行快速傅里叶变换, 结果如图4所示。
从图4可以看出, 正常情况下, 电流iA中主要是基波成分, 有少量奇数次谐波。基本不含有[1+ (n±v) (1-s) ]f1中除基波以外频率的谐波。发生2匝短路时, 30, 70, 90, 110, 170 Hz等频率谐波略有升高, 但是变化不明显;2匝短路故障时, 3次谐波也有一定程度的增大, 主要是由于发生故障后, 三相绕组感应电动势不再对称, 奇数次谐波会显现出来。随着故障程度的进一步增加, 当发生5匝短路故障时, 10, 30, 70, 90, 110, 130, 170Hz频率谐波明显变大。这与第2节理论分析相符合。频谱幅值如表2所示。
从表2中可以看出, 与正常情况时相比, 故障情况下除基波外的其他频次谐波均有大幅增加, 且随着故障程度加深而不断增加。发生5匝短路时, 除个别频次外, 谐波增幅均达到10dB左右, 故障特征信号较明显。
4.2 定子侧相电流iC频谱分析
本文所建立的故障情况的多回路模型, 是设定C相一条支路发生匝间短路, 所以有必要对C相电流iC做同样的频谱分析, 进而对故障相和正常相进行比较。分别对正常及2匝、5匝短路情况时的相电流iC进行快速傅里叶变化, 结果如图5所示。
频谱幅值如表3所示。
由图4、图5可以看出, 相电流iC频谱分析中, 各频次谐波变化规律与电流iA变化规律基本一致, 电流iC幅值变化规律也与电流iA基本相同。从表2、表3可以发现, 2匝和5匝短路时与正常情况下相比, iC中大部分频率的谐波增幅比iA的增幅稍大一些, 即故障特征信号更加明显。
上述结果表明, 双馈式感应发电机发生定子绕组匝间短路故障时, 定子侧相电流iA, iB, iC均能检测到故障信号。
4.3 转子侧电流频谱分析
由电机学知识可知, 定子绕组发生内部不对称故障时, 同样会影响到转子侧感应电流, 因此, 对转子侧电流进行频谱分析。对转子侧电流ia做快速傅里叶变换, 结果如图6所示。
转子侧电流ia频谱分析中各频次谐波变化如表4所示。
从图6及表4可以看出, 正常情况下, 转子侧电流中, 主要是sf1频次即10Hz的波形, 其他各次谐波成分较少, 且幅值也很小;当发生2匝短路时, (2±s) f1频次即90Hz和110Hz的谐波成分增加较大, 其他频次的谐波增加不太明显;但当发生5匝短路时, 50Hz基波和70, 90, 110, 130Hz谐波以及150Hz三次波均有较大程度的增加, 这说明随着故障程度的增加, 故障信号越来越明显。从幅值变化来看, 50, 90, 110 Hz频率的谐波变化尤其明显, 其次70, 130, 150Hz等频率谐波也有较大变化。
因此, 可以通过对转子侧电流频谱信号的分析来提取故障信号, 并且转子侧主要成分是sf1频次的电流, 其频率值较小, 而故障特征信号频率相对较大, 以转子侧电流信号作为判据, 可靠性更高。
5 结论
1) 通过磁势分析, 得出当双馈式感应发电机发生内部匝间短路故障时, 定子侧电流中除基波外还含有[1+ (n±v) (1-s) ]f1频次谐波分量。转子侧电流中除sf1频次谐波外还含有[1±v (1-s) ]f1频次谐波分量。
2) 建立了定子绕组匝间短路故障时的多回路数学模型, 并进行仿真计算, 仿真结果与磁势分析结果相吻合。
3) 仿真结果表明, 双馈式感应发电机定子匝间短路使得定子侧电流中70, 90, 150, 170 Hz等频率谐波分量幅值有较大变化, 转子侧中50, 70, 90, 110Hz频率谐波幅值也有较大变化。以这些信号作为定子匝间短路故障诊断的判据, 可以及时、准确地诊断出定子绕组匝间短路故障。
参考文献
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双馈式风电场 篇4
作为一种可再生清洁的新型能源[1],风力发电具有技术成熟、环境友好、全球可行的特点,同时风力发电机组单机容量和风电场建设规模都日益扩大[2]。随着风电场在电网中所占的比例不断扩大,鉴于风能所具有的非常强的随机性、间歇性的特点,这将对电网的安全、稳定运行产生越来越大的影响[3]。因此,需要建立完整的风力发电系统模型,对含有风电的电力系统进行仿真研究。
本文在分析了双馈式风力发电系统的基础上,建立各组成部件的机电暂态模型。在电力系统综合程序PSASP 7.0建模系统中构建了包含有各个部件的完整的双馈式风力发电系统的UD模型,并将其应用于含双馈式风力发电的单机无穷大系统中,在PSASP中进行了含有风电的电力系统仿真分析计算。
1 双馈式风力发电系统建模
双馈式风力发电系统主要由风力机、机械传动装置、双馈异步发电机、变流器、变压器和控制系统组成[4,5,6],其组成结构如图1所示。在对双馈式风力发电系统的建模中不仅要包含上述部件,还要包含风速模型。
1.1 风力机数学模型
风力机的功能是通过叶片捕获风能,将风能转换为作用在发电机转子上的机械能,将吸收的叶片转矩转换为作用在发电机转子上的机械转矩[7]。
风力机的机械转矩Tw与风速Vw的关系可以表示为
式中:β为桨叶的桨距角,叶尖速比λ=ωmR/Vw;ωm是风力机叶片的机械转速。
其中,空气密度、桨叶半径、风速、风力机角速度都是可测的。三叶片水平轴风机,常用的风能利用系数Cp的经验公式为
其中,
1.2 机械传动装置数学模型
风力发电机组的传动部分主要包括风轮(轮毂及叶片)、转轴和齿轮箱[8]。在电力系统暂态仿真中,通常不需要建立机械部分传动机构中各个环节的详细数学模型,并可忽略传动部分产生的损耗。通常情况下,我们认为风力机的转速基本恒定,则传动部分的模型可以描述为
式中,τw为风力机的惯性时间常数(s)。
1.3 双馈异步发电机数学模型
三相静止坐标系下双馈异步发电机的数学模型是一个高阶、非线性、多变量、强耦合的系统,很难进行控制系统的分析与控制[9]。为了便于分析和控制,通常在两相d-q同步旋转坐标系下建立双馈异步发电机模型。
由双馈异步发电机d、q轴的等效电路(图2和图3)可得定转子绕组的电压方程和定转子磁链方程等,不再赘述。双馈异步发电机数学模型还包括功率方程、转子运动方程、电磁转矩方程等,这些方程与普通三相交流电机类似。
1.4 变流器数学模型
双馈风力发电机组的变流器是实现机组变速恒频交流励磁的核心部件,交-直-交双PWM变流器的拓扑结构如图4所示。
网侧变流器一侧经阻抗与电网相连,另一侧则通过直流母线电容与转子侧的变流器相连,其主要作用是,通过调节功率管IGBT的通断来维持直流母线电压的稳定,实现转子与电网间功率的双向流动,使网侧保持单位功率因数;转子侧变流器则与发电机转子绕组相连,根据控制系统的要求向转子提供所需的交流励磁电流或电压。
在机电暂态建模时,考虑到电力电子器件开关动作以及电力变流器动态过程为µs级或ms级,而机电暂态过程则为相对较慢的过程(几百毫秒),往往可以忽略直流侧电容器电压的波动和变流器的动态过程。则d-q坐标下的变流器数学模型可以用以下代数方程组来表示。
2 双馈式风力发电系统控制系统建模
双馈式异步发电机的控制是通过对转子回路双PWM变流器的控制实现的[10],主要有桨距角控制和两个变流器控制等。
2.1 风力机桨距角控制模型
桨距角控制是指借助控制技术和动力系统改变大型风力发电机轮毂叶片桨距角的大小,从而改变叶片的气动特性,控制风电机组的输出功率。桨距角控制目标主要有两个:风电机组输出功率的最优控制、高风速时限制风力机机械功率。基于此可以建立如下风力机桨距角控制模型框图,如图5所示。
2.2 转子侧和网侧变流器矢量控制
在前面所建立的两相旋转坐标系的双馈异步发电机数学模型中实现了定子有功功率和无功功率的d、q轴解耦。在此基础上通过坐标变换,实现转子电流有功分量与无功分量的解耦,只要控制转子电流的有功、无功分量就可以有效地实现双馈机的有功、无功功率的解耦控制,从而实现变速恒频双馈风力发电系统控制目标。
根据转子侧的控制结构框图,可以得到dq轴上矢量控制流程如图6所示,从而得到转子dq轴电压指令信号。
在机电暂态建模时,考虑到电力电子器件开关动作以及电力变流器动态过程为µs级或ms级,而机电暂态过程则为相对较慢的过程(几百毫秒),可认为变流器的动态已经结束,故转子侧变流器模型可用代数方程描述:
将控制信号直接给转子电压,再结合定子功率的计算公式,可得到以定子有功、无功功率为输出的转子侧矢量控制框图,再进行合理化简,化简后的转子侧控制框图如图7所示,则dq轴量完全分离,分别控制定子侧无功功率和有功功率。
同理,网侧变流器模型亦可用代数方程来描述其输出电压特性
根据网侧变流器控制系统,并考虑电容器C电压与直流电流间的关系,可以得到电网侧的控制框图,并对其进行合理简化,简化后网侧的控制框图如图8所示,则dq轴分量完全分离,分别控制网侧有功功率和无功功率。
3 基于PSASP的双馈式风力发电系统建模
根据风力发电系统数学模型及框图,在PSASP7.0中搭建双馈式风力发电系统的用户自定义模型,对含有风电场的电力系统进行仿真计算。各个模块的PSASP的用户自定义模型(User Defined模型,简称UD模型)模型如图9~图13。
将上述各模型进行封装和整合,连接组成了整个风电系统的UD模型,如图14所示。
4 时域仿真分析
算例系统为单机无穷大系统,如图15所示。系统容量基值100 MVA。风电场容量33 MVA,出力30MW,单台风电机1.5 MW(1.67 MVA)。风电场经过两台升压变和两条交流线与系统相联。
4.1 风速变化的影响
(1)典型阵风
风电场在低于额定风速的状况下运行,考虑风速的变化,3 s时在初始低风速的基本风上叠加强度为5 m/s的阵风,持续时间为5 s。典型阵风扰动下风电场风速随时间变化曲线如图16所示,风电场邻近母线电压波动曲线如图17所示。在阵风的作用下,母线2、3、4的电压都发生了波动,其中母线4的电压波动最大。
(2)典型渐进风
最初时刻的风速为10 m/s,在t=3 s时刻,叠加斜率为1 m/s的渐变风,渐变风的上升时间与下降时间均为4 s,在14 m/s风速的保持时间为4 s,渐变风速的幅值为4 m/s。典型渐变风扰动下风电场风速随时间变化曲线如图18所示。风电场邻近母线电压波动曲线如图19所示。在渐进风的作用下,母线2、3、4的电压都发生了波动,其中母线4的电压波动最大。
仿真结果表明,阵风和渐进风扰动对电压稳定性的影响程度与阵风持续时间、扰动强度有关,当阵风和渐进风持续时间越长,扰动强度越大,对风机的冲击越大。仿真结果与理论分析基本一致,验证了模型的有效性。
4.2 电网故障的影响
考虑当电网在风电场近端发生严重故障时双馈式风力发电系统的动态响应。设置母线BUS3至母线BUS4线路在母线BUS4侧5%处发生三相/两相接地故障,故障持续一段时间后线路跳开。
1)故障持续时间为0.12 s,三相接地短路与两相接地短路情况下风电场邻近母线电压如图20、图21所示。三相短路时母线2和母线3的电压分别跌至0.9和0.4,两相短路时母线2和母线3的电压分别跌至0.95和0.65。
2)故障持续时间为0.5 s,三相接地短路与两相接地短路情况下风电场邻近母线电压如风电场邻近母线电压如图22、图23所示。三相短路时母线2和母线3的电压分别跌至0.8和0,两相短路时母线2和母线3的电压分别跌至0.85和0.2。
仿真结果说明:短路接地故障暂态结果的严重程度与故障持续时间、故障发生地点、故障相位都相关。故障持续的时间越长,对风电场的电压稳定影响越大;故障点离风电场越近,对风电场的电压稳定影响也越大;三相故障比两相故障的后果严重。
5 结论
(1)建立了包括风力机、机械转动装置、双馈异步发电机和变流器等各组件的双馈式风力发电系统数学模型,以及风力发电桨距角控制模型和转子和网侧的变流器控制系统的简化模型。
(2)在PSASP 7.0中建立了完整的双馈式风力发电系统的用户自定义UD模型。
(3)将双馈式风力发电系统UD模型应用于含有风电的单机无穷大系统,进行了时域仿真分析。仿真结果表明所建模型能正确反映系统的暂态特性和运行特性。
摘要：为了准确分析双馈式风力发电系统及其在电网中的运行特性,建立了该系统的机电暂态模型。应用机理建模方法建立了风力机、机械转动装置和双馈异步发电机等双馈式风力发电系统各组件的数学模型和桨距角控制模型。基于电磁暂态模型结合机电运行特性建立了转子侧和网侧的变流器控制系统模型。在此基础上,在PSASP7.0建模系统中构建了完整的双馈式风力发电系统的UD模型。将该UD模型应用于含双馈式风力发电的单机无穷大系统中,对风速变化和电网故障等情形进行了仿真分析,结果表明所建模型能正确反映系统的机电暂态特性和运行特性。
关键词：风力发电系统,双馈发电机,变流器,矢量控制,机电暂态建模
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