基于桨距角控制的永磁风电机组高电压穿越控制策略

为解决传统永磁风电机组高电压穿越控制策略存在超速脱网风险问题,提出一种基于桨距角控制的高电压穿越控制策略。高电压穿越期间,首先,按照并网要求向电网提供无功支撑;其次,考虑转子转速限制,当转子转速达到参考值时启动桨距角控制,抑制转子转速上升;最后,通过仿真试验,验证了所提控制策略的有效性。基于桨距角控制的永磁风电机组高电压穿越控制策略,既能向电网提供无功支撑,又能避免超速脱网。

考虑最优转速与桨距角控制的风电场限功率优化控制策略

随着风电装机规模的不断增大,弃风现象在风电并网系统中日趋普遍。针对弃风造成的不可避免的风能损失,文章提出一种考虑最优转速与桨距角控制的风电场限功率优化控制策略。在转子转速控制能满足风电场弃风需求时,最优转速控制以最大化转子旋转动能为目标,确定各风机的有功调节指令,从而减少风能的丢弃;最优桨距角控制在转子转速控制达到极限后实施,在实现风电有功控制目标的同时,以最小化风机桨距角的调节为目标,确定各风机的有功调节指令。仿真结果表明,所提策略能够将一部分风能以动能形式最大化的存储在转子中,并在系统功率缺额时提供最大的瞬时功率支撑,从而最大程度减少频率跌落的幅度和延缓频率最低点到达的时刻。另外,在桨距角控制方面,所提策略能够尽可能减少桨距角的动作,从而减少风机机械部分的磨损。

基于桨距角控制的双馈风机参与电网二次调频控制策略研究

单独依靠常规电源的热备用难以有效平抑大规模风电的功率波动,要求风电机组主动参与自动发电控制(AGC)是电力系统稳定运行的重要保证。为解决此问题,本文提出了一种基于桨距角控制的双馈风机(DFIG)参与电网二次调频控制策略。通过分析风机的特性,确定了考虑桨距角变化的最优转速功率追踪控制;通过引入风电场控制信号改进传统桨距角机构,并在此基础上进一步提出了双馈风机参与电网二次调频综合控制方案。仿真结果表明,在所提控制方案下,风机利用其可控的二次调频能力,有效地降低了严重的负荷扰动下系统频率的变化率,并实现了间歇式新能源的优先调度。

风力发电机组直驱永磁同步电机高风速下宽转速运行控制策略研究

大力发展海上风力发电、构建以可再生能源为主体的电力系统是实现“双碳”的途径之一。而随着风电接入电网的容量不断增加,电力系统在频率稳定方面面临更多挑战。本文基于变速运行特性,分析了直驱永磁同步电机在高风速下风力发电机组的转速范围。风力发电机组的可变转速可形成虚拟飞轮储能装置,从而释放能量与吸收能量,故可使用该虚拟飞轮储能系统作为电力系统短期调频用。本文推导了风力发电机组机侧变换器与网侧变换器的控制策略,并给出了有功功率参考值给定方法。同时,分析了变桨距角控制策略。为验证控制策略,搭建了仿真模型。仿真结果表明在随机高风速工况下,风力发电机组可输出平滑的功率,具有短期调频能力。

基于自适应遗传算法的风电机组变桨控制参数自寻优方法

当前,风力发电机组变桨系统采用传统PID参数整定方法,整定效率低、精确度和适应性差。为此,文章提出一种基于自适应遗传算法的风力发电机组变桨控制参数自寻优方法,包括变增益变桨PID参数自寻优和塔架加阻参数自寻优。其首先阐述了变桨控制系统基本原理;接着基于遗传算法根据风力发电机组不同机型对约束条件进行规划设计,涉及初始种群选择、自寻优算法约束及适应度函数设计;最后对传统参数整定方法与自寻优参数整定方法的响应曲线、仿真及现场运行结果进行对比分析。结果表明,相较传统方法整定的PID参数,自寻优变桨参数下发电机转速波动约降低10%,塔底My疲劳载荷约降低2%,对整定效率、精确度及适应性具有较好的改善效果。

变速变桨距风电机组的全风速限功率优化控制

变速变桨距风力发电机组的限功率控制通常采用变桨距控制技术。该方法在高风速时能通过调节桨距角来快速稳定的控制功率输出和风机转速,但在中低风速时,却没有充分利用风力机特性,以优化风机运行工况。该文在综合分析全风速限功率控制特性基础上,提出一种主动变速和桨距角控制相结合的新型限功率控制策略(novel wind power curtailment control,N-WPCC)。理论分析和仿真结果表明,与传统限功率控制相比,N-WPCC优先进行电磁转矩控制,再进行桨距角控制,能有效减少变桨系统的动作频率和动作幅度,提高变桨系统的使用寿命,并能充分利用机组转动惯量,在一定程度上提高发电量。同时,N-WPCC的控制输入为机组输出功率和电机转速,不需要可靠性不高的现场实时测风数据。

半直驱风电系统最大功率跟踪和变桨距集成控制

建立了包括风力机、机械传动链、永磁同步发电机和变桨距执行机构在内的半直驱风力发电系统机侧部分数学模型;针对风能随机性及风力机工况切换频繁的特点,给出了实现半直驱风力发电系统优化及可靠运行的集成控制策略。该控制策略以转速控制为基础,以风速滞环判断为条件,实现最大功率跟踪控制和变桨距控制的集成;在MATLAB/Simulink环境下建立了半直驱风力发电系统的仿真模型,仿真结果表明,在渐变风和随机风的作用下,集成控制策略能够实现最大功率跟踪控制和变桨距控制的可靠切换,获得了较为满意的控制效果,验证了该控制策略的正确性和有效性。

含风力发电的互联电力系统自动发电控制优化方法研究

随着大规模风电并网运行,单独依靠传统发电机组难以有效平抑风功率波动,有必要采用自动发电控制(automatic generation control,AGC)把风电场纳入电力系统调频控制,从而保证电力系统稳定运行。首先,通过分析双馈异步风力发电机(doubly fed induction generator,DFIG)的机械特性,兼顾风电并网运行的经济性,提出一种高风速工况下风电机组限功率运行参与电网二次调频以及平抑中低风速工况下的风功率波动的控制策略;其次,通过改进传统的桨距角控制使得高风速风电机组能够灵活响应电网的调度指令;最后,在4机2区域系统中搭建了含有风电场的自动发电控制模型,仿真结果验证了所提控制方案的有效性,说明风电机组可以快速灵活地响应系统的调度指令,减少联络线交换功率窜动以及频率变化,提高风电消纳能力和电力系统稳定性。

基于可变系数的双馈风机虚拟惯量与超速控制协调的风光柴微电网频率调节技术

为了提高风光柴微电网孤岛运行时的频率稳定性,将变速恒频双馈感应风力发电机(DFIG)和柴油机作为调频电源,通过DFIG的虚拟惯量、转速和桨距角的协调控制与柴油机的一次调频相配合,共同抑制负荷波动和风速变化引起的微电网频率变化。低于额定风速时,DFIG采用虚拟惯量控制和超速控制;高于额定风速时,采用虚拟惯量控制和自动桨距角控制。以此弥补虚拟惯量控制作用时转速恢复过程的功率跌落问题,并为微网提供持久的功率支撑。为保证此调频策略在时变风速中的有效性,通过不同风速下的参数分析制定了DFIG的虚拟惯量控制系数曲线与功频静特性系数曲线,实现了可变系数控制。并在DIgSILENT PowerFactory软件平台上搭建了包含柴油机、DFIG、光伏电池的微电网模型,验证了此策略的有效性。

兆瓦级风电机组叶片延长载荷分析及平稳运行控制方法

为提高已建成风场中风电机组的发电效益,风电机组叶片延长是其有效途径之一。然而,叶片延长后风电机组易受到不同湍流强度扰动而导致机组极限载荷大幅变化,甚至损伤。首先从叶根、轮毂与塔基三个部位分别分析了湍流对风电机组的极限载荷变化。针对中低风速区间高湍流风况导致机组变桨频繁与功率输出不稳定的问题,采用桨距角控制与转速优化相结合的主动减载控制策略,通过预留出一部分转子转速以应对减载后的湍流现象,减轻变桨系统的负担。实验结果表明,在减载25%的情况下,所采用控制策略能够使桨距角基本稳定在2.5°左右,有效地减缓了湍流波动对桨距角,为使用叶尖延长等技术的风电机组稳定运行提供了一定的理论基础。

直驱式永磁同步风力发电机组建模及其控制策略

以永磁体励磁多极直驱式同步风力发电机组(directly driven wind turbine with permanent magnet synchronous generators,D-PMSG)为对象,建立了包括风力机模型、传动系统模型和发电机模型的D-PMSG数学模型,提出了风力机桨距角和发电机转速的控制策略:桨距角的控制策略中以风速和发电机功率为输入信号,采用比例–积分控制很好地反映了不同风速对桨距角控制的不同要求;发电机转速控制策略中采用dq同步旋转坐标下的矢量控制方法,用d轴电流控制无功功率,用q轴电流控制转速,既实现了机组的解耦控制,又充分利用了发电机容量。运用Matlab/Simulink建立了D-PMSG仿真模型,对风速阶跃变化时机组运行情况进行了仿真,结果验证了该模型的合理性及控制策略的正确性和可行性。

大型风电机组机组层AGC控制策略研究

针对传统控制策略下的风电机组输出波动性大、随机性强,需其他设备协调风电场出力的缺点,提出一种机组层WT-AGC控制策略,并对该控制策略的工作原理进行了详细的分析。在考虑风电机组运行状态及风电场调度要求的基础上,将WT-AGC策略下机组运行方式分为2种:调度指令高于机组最大出力能力的常规运行和调度指令低于机组最大出力能力的限功率运行。通过风电机组转速调节和变桨距机构动作配合,实现风电机组输出稳定,满足风电场调度要求,并对某实际双馈风电机组进行了仿真。结果表明该控制策略不但可以实现风电机组的可调度输出,而且提高风电机组并网后的功率稳定性,验证了所提策略的正确性。

双馈式感应风力发电机组建模及其控制研究

以双馈式感应风力发电机组(DFIG)为对象,分析了DFIG的建模和控制问题。该模型包括风力机模型、传动系统模型和发电机模型。提出了风力机的桨距角控制策略和发电机的转速控制策略。发电机转速控制采用dq同步旋转坐标下的矢量控制。用MATLAB/Simulink软件建立了DFIG模型,并且根据所提出的控制策略对风速随机变化以及系统电压突变时机组的运行情况进行了仿真。仿真结果验证了模型的合理性及控制策略的科学性和可行性。

计及有功备用的双馈感应发电机组功率优化控制

风电机组有功备用控制及其协调方法的研究,是解决高渗透率间歇式新能源接入条件下的电网稳定问题及提高风电消纳能力的有效途径。结合超速法和变桨法的优势,提出一种改进型协同有功控制策略。中低风速下通过优先加速转子对弃风能量进行储存,同时判断转速是否到达额定来启动桨距角调整,进而嵌入附加转速控制和桨距角控制环节设计了双馈感应发电机新型功率控制系统。在风机并网运行时,利用功率控制指令和风机功率输出的差值信号进行风机转速调节,从而实现风机机组快速有功调整及备用调用。最后通过仿真算例验证方法的有效性和适用性,并对风机备用能力进行分析。

双馈风机故障穿越期间转速波动特性分析及其抑制方法

随着风电渗透率不断增加,为维持电网运行安全稳定,要求风电机组具有故障穿越(fault ride through,FRT)能力。在目前双馈风电机组(doubly fed induction generator,DFIG)故障穿越的控制策略下,电网故障引起的有功功率不平衡,可能会导致转速较大幅度的波动。基于此,首先考虑风功率捕获、桨距角控制、故障穿越控制及转子运动等因素,建立起用于观察双馈风机故障穿越期间转速波动特性的数学模型。然后,对转速波动的特点及其出现的原因进行了理论分析,并据此提出了基于桨距角控制模式切换的控制方式,来改善故障穿越期间双馈风机的转速波动特性。最后,在DIgSILENT PowerFactory仿真平台上建立了双馈风机时域精细仿真模型,并验证了所提控制策略的有效性。

基于有功备用的双馈风电机组功率优化控制

常用的最优功率输出控制策略使得双馈风电机组无法像常规发电厂一样对自身有功出力进行控制,也无法提供旋转备用。本文基于传统双馈风机运行与控制特性,提出一种基于超速法和变桨法协同作用的新型有功功率控制策略。该策略在中低风速段充分利用机组转动惯量储存弃风能,提高发电效率同时优化风机变桨系统运行工况。仿真结果表明,新型有功控制策略的应用能够有效控制风机追踪功率设定曲线、抑制随机风速工况下的功率波动以及实现风机减载运行并提供有功热备用。

基于自抗扰控制的风电机组限功率算法研究

常规PID功率控制算法中存在风电机组限功率控制器稳定性差、变速控制和变桨控制强耦合、难调试的缺点。为减少桨距角的动作,提高系统工作效率,分析风电机组的功率特性,将变桨控制与变速控制解耦,结合自抗扰控制(ADRC)的实时扰动估计和补偿功能,提出基于自抗扰控制的转矩控制算法和带死区输入的变桨控制算法。在仿真实验上使用一台1.3 MW的风电机组,对比常规PID限功率策略和所提算法,仿真结果表明,所提限功率控制策略稳定性高,机组变桨机构的执行幅度和频率小,对减少变桨系统故障,提高机组发电效率,具有丰富的工程意义。

基于风力发电的最大功率跟踪控制研究

文章以直驱永磁同步风力发电机组为对象,建立了包括风力机模型、传动系统模型和发电机模型的D-PMSG数学模型,提出了风力发电机转速控制最大功率追踪算法和桨距角控制策略。运用PSCAD/EMTDC建立D-PMSG仿真模型,对风速阶跃变化时机组运行情况进行了仿真,结果验证了该模型的合理性及控制策略的正确性和可行性。

基于全场控制的风电场一次调频控制方式及其工程化应用

提出了一种基于全场控制的风电场一次调频控制方式以及自动发电控制(AGC)与一次调频协调控制方法。通过加装一套一次调频测控系统实现了风电场全场一次调频功能,风力发电机组本身的负荷调节采用转速控制与桨距角控制方式;完成了风电场一次调频的工程化应用,并进行了阶跃扰动试验、模拟电网频率扰动试验及挂网测试。试验结果表明采用该方法改造后的风电场一次调频性能良好。

风电场一次调频控制策略研究

提出了一种用于风力发电场输出有功功率调节的桨距角控制和转子转速控制方法,提高风力发电在扰动后参与电网频率恢复的能力。通过所提出的控制方案,风力发电场具有更高的灵活性,并且能够根据需要增加或减少输出功率,有助于电网频率恢复。最后,对几种控制方案进行测试,验证了在电网频率波动下的频率恢复能力。