基于模糊评价的风电场有功功率分配算法

按风速权重风电场有功功率分配算法存在有功功率输出波动大、桨距角频繁调节的问题,为此本文提出一种基于模糊评价的风电场有功功率分配算法。将风电机组限功率运行分为变速、变速变桨和变桨三个运行区,以风电机组的桨距角、转速和风速为输入,通过分区域模糊推理,得到风电机组的健康度和调节能力,最终采用按能力权重分配算法得到风电机组有功功率给定。仿真结果表明,基于模糊评价算法的风电场有功功率输出平滑,风电场机组转速变化和桨矩角变化都较小。     

基于DFIG机组转子动能的风电场有功功率优化分配方法

由于风速的波动性,风电场需要找出一种控制方法以稳定其有功功率输出。在分析了现行的控制策略对风电场有功波动的抑制能力的基础上,根据双馈风电机组的运行特性,提出主动控制风机转子转速和桨距角的方式进行有功功率分配,进而达到平稳风电场有功出力的目的。控制策略以优化整个风电场的转子中储存的总动能的方法提高风电场有功功率的输出稳定性,并利用粒子群算法求解该优化问题。通过仿真,验证了该有功功率分配策略可以平抑风电场有功功率波动,提高风电场的有功输出稳定性。     

基于DFIG机组转子动能的风电场有功功率优化分配方法

由于风速的波动性,风电场需要找出一种控制方法以稳定其有功功率输出。在分析了现行的控制策略对风电场有功波动的抑制能力的基础上,根据双馈风电机组的运行特性,提出主动控制风机转子转速和桨距角的方式进行有功功率分配,进而达到平稳风电场有功出力的目的。控制策略以优化整个风电场的转子中储存的总动能的方法提高风电场有功功率的输出稳定性,并利用粒子群算法求解该优化问题。通过仿真,验证了该有功功率分配策略可以平抑风电场有功功率波动,提高风电场的有功输出稳定性。     

考虑功率调节能力的风电场有功功率分配研究

针对风电场有功功率调度存在功率输出偏差大、波动剧烈和变桨机构频繁动作的问题,提出一种基于风电机组功率调节能力的风电场有功功率分配策略。该控制策略将机组分为优先调节机组和次优先调节机组,再将优先调节机组分为变速调节和变桨调节。在风电场有功功率分配时,优先考虑变速调节,再考虑变桨调节,对机组进行有功功率分配。对10台永磁同步风电机组进行有功功率分配仿真研究。仿真结果表明,与常规有功功率分配算法相比,提出的算法风电场有功功率输出偏差小、输出平滑,并有效减少机组变桨机构执行动作。     

考虑定桨距和变桨距风机联合控制的风电场有功功率控制策略

风电出力的随机性对电网运行带来不利的影响,随着大规模风电接入电网,电网公司要求风电场必须具备一定的有功功率调节能力。考虑到目前部分风电场定桨距风机和变桨距风机并存的现状,提出了一种考虑定桨距和变桨距风机联合控制的风电场有功功率控制策略。首先根据风电间接功率预测方法分析风电场可调有功功率潜力,并通过优先调整变桨距风力发电机组出力来减少定桨距风机的启停次数,且所提策略仅在变桨距机组无法满足功率调节要求时,对定桨距风机进行启停控制。提出的定桨距风机启停算法考虑选择影响较小的风电机组进行启停控制,以尽可能减小系统控制的超调量。以内蒙古某风电场实测数据进行算例分析,结果验证了所提控制策略的有效性。     

超速与变桨协调的双馈风电机组频率控制

双馈风电机组的有功功率输出无法响应电网频率的变化,并且由于其通常运行在最大功率点跟踪模式下,亦无备用的有功功率支援电网的频率控制。通过提升发电机转子转速和调节桨距角可实现双馈风电机组的减载运行,从而保留部分有功功率作为备用以提升对电网频率的调节能力,但是超速控制和变桨控制在不同工况下,具有一定的工程局限性。为深入挖掘双馈风电机组的调频潜力,提出了一种超速与变桨相协调的调频控制策略。该控制策略根据不同的风速条件,将调频分为低风速、中风速和高风速3种模式,并详细分析了可辨识这3种模式的判据。仿真结果表明,基于文中提出的控制方法,双馈风电机组可以有效提升系统的频率稳定性。     

直驱式风电场功率协调控制策略

针对因风速扰动、负荷变化等引起的缓慢且幅度较大的电压波动,提出了一种基于直驱式风电场的功率协调控制策略。通过调节桨距角降低有功出力,从而增加风电场无功功率的调节能力,维持风电场出口电压水平,从而预防或避免由于电压偏差较大引起风电机组进入低电压穿越模式,造成其对电网更大的冲击。仿真结果表明,上述方法能够合理协调控制风电场的有功和无功出力,有效为风电场出口电压提供无功支持,从而维持接入点电压的稳定性。     

风电场输出有功功率的协调分配策略

传统风电场功率分配多以平均方式为主,未能充分考虑场内机组的个性信息。对此,依据机组出力特性与运行状态信息将场内机组划分为临界出力型、降功率出力型、低风速区型及高风速区型4种类别。在此基础上,提出以桨距角控制与转速控制2种调节方式为手段的风电场输出功率协调分配策略。相比传统方式,该策略充分考虑了各机组的出力特性与运行状态等个性信息,使风电场输出功率调节问题在经济性与安全性方面均达到最优化效果。通过所建Simulink模型仿真分析表明,所提协调分配策略能以较好的效果实现风电场输出有功功率分配的协调与优化。     

基于分群的DFIG风电场功率波动平滑控制策略

提出了基于分群控制的DFIG风电场功率波动平滑控制策略。根据风电场内实际风速的分布情况,将各风电机组分为低风速和高风速两群。利用转子动能控制和桨距角控制的特点,对低风速群实施转子动能控制,滤除风电场有功功率的高频快速波动;对高风速群实施变桨距控制,调整风电场有功出力的低频缓慢波动。与单纯采用基于转子动能的风电场功率波动平滑方法进行了对比,算例结果验证了本文方法的有效性。     

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。     

改善基于双馈感应发电机的并网风电场暂态电压稳定性研究

提出了改善基于双馈感应发电机的并网风电场暂态电压稳定性的措施以实现风电场的低电压穿越(low voltage ride through, LVRT)功能。目前，大部分基于双馈感应发电机的变速风电机组不具有故障情况下的暂态电压支持能力，当电网侧发生严重短路故障时，风电场的暂态电压稳定能力会影响到电网安全稳定。该文在DIgSILENT/PowerFactory中建立了具有暂态电压支持能力的变速风电机组转子侧变频器控制模型及用于故障后稳定控制的桨距角控制模型，通过包含风电场的电力系统仿真计算验证了模型的有效性及其对风电机组和电网暂态电压稳定性的贡献。仿真结果表明，当电网侧发生三相短路故障时，风电机组转子侧变频器暂态电压控制能够控制风电机组发出无功功率支持电网电压；桨距角控制能有效降低变速风电机组机械转矩，避免出现风电机组超速及电压失稳。得出结论：采用变频器暂态电压控制及桨距角控制能够改善基于双馈感应发电机的并网风电场的暂态电压稳定性，确保风电机组低电压穿越(LVRT)功能的实现及电网安全稳定。     

避免频率二次跌落的风电场一次调频功率分配方法

风电场基于下垂控制参与系统一次调频时,参数整定不当可能引发机组转速保护动作进而带来频率二次跌落问题。为此,提出了一种避免频率二次跌落的风电场一次调频功率分配方法。首先结合下垂控制的响应过程分析了转速保护动作带来频率二次跌落问题的物理机理,然后基于转速及功率约束条件提出了风电机组调频功率评估方法,进而得到风电场的调频功率评估方法和风电场一次调频功率分配方法。基于Matlab/Simulink搭建了含有风电场的仿真模型。仿真结果表明,所提方法可充分发挥风电机组的调频能力,并避免频率二次跌落问题。     

基于改进转子转速和桨距角协调控制的变速风电机组一次调频策略

风电机组参与一次调频缓解了传统同步机组的调频压力,但其调频性能受功率跟踪方法的影响,不利于系统频率稳定。为此提出了基于改进转子转速和桨距角协调控制的一次调频策略,在全风速范围内预留调频所需功率裕度,在系统频率波动时能够提供快速且持久的有功支撑,实现对风电机组静调差系数的整定。对比分析不同减载控制策略下机组疲劳载荷和损伤等效载荷,结果表明所提策略可有效降低机组的疲劳载荷,延长使用寿命。最后,通过仿真验证了所提一次调频策略的有效性,频率改善效果优于传统一次调频控制,提高了风电场参与系统频率调节服务的一致性和可预测性。     

基于变参数减载控制的风电场一次调频策略

变速恒频风机通过电力电子设备实现并网,导致机组转速与系统频率不再有耦合关系,无法主动响应系统频率变化。针对风电大规模并网引发的系统调频安全问题,采用优先减载低风速机组的风电场预留备用策略,并结合桨距角控制,实现满足系统备用需求,同时最大限度地储存旋转动能;然后提出了变调频系数的虚拟惯量控制策略,给出了下垂系数的整定方法,以实现风机减载功率充分释放,为系统提供可靠的调频功率支持。在DIgSILENT中建立了系统仿真模型,结果表明：所提策略能够合理分配风机的减载功率,并有效利用备用容量参与系统调频,提升了风机的频率控制能力。     

考虑风电功率预测的分散式风电场无功控制策略

分散式风电接网模式可以解决集中式并网限电等问题,但对配电网传统运行模式带来挑战。为解决其经济稳定运行难题,提出了一种包含无功预测、无功整定、无功分配的三层新型分散式风电场无功协调控制策略。其中,无功预测层利用物理和统计方法组合预测单台机组未来无功输出能力;无功整定层针对有无无功补偿设备,提出风电机组基于电网无功缺额降出力的自身补偿和多时间尺度协调离散补偿设备、静止无功发生器(SVG)与风电机组共同补偿配电网无功需求方法;无功分配层基于风电功率预测无功功率信息,考虑风速波动性,按照优先级动态筛选风电机组,调节其输出功率以跟踪无功补偿指令。工程算例证明了所提策略可以有效提高电压支撑能力,减小风电场损耗。     

SVC与桨距角控制改善异步机风电场暂态电压稳定性

研究了改善异步机风电场暂态电压稳定性的措施。基于普通异步机的恒速风电机组是目前世界上应用最为广泛的风电机组之一，由于其发出有功功率的同时吸收无功功率，会导致接入风电地区电网的电压稳定性降低。文中在DIgSILENT/PowerFactory中建立了静止无功补偿器（SVC）控制模型及风电机组桨距角控制模型，通过包含风电场的电力系统仿真计算验证了模型的有效性及其对异步机风电场与电网暂态电压稳定性的贡献。研究结果表明，在接入风电地区电网发生三相短路的大扰动故障时，SVC能够有效地帮助恒速风电机组在故障后恢复电压，提高输出的电磁功率，桨距角控制能够有效地降低恒速风电机组的输入机械功率，以上2种措施能够避免风电机组机械与电磁功率不平衡引起的异步发电机超速及电压失稳;采用SVC及风电机组桨距角控制能够改善异步机风电场的暂态电压稳定性，确保风电机组连续运行及电网安全稳定。     

计及风机运行状态差异的风电场频率协同支撑控制

尾流效应会导致同一风电场内风机的调频能力各不相同,为了充分利用风电场内每台风机的调频能力以提升系统的频率表现,提出了一种计及风机运行状态差异的风电场频率协同支撑控制策略。所提控制策略分为2个阶段：在频率支撑阶段,采用无领导一致性算法使风机与邻近风机实时交换状态信息,实现合理的功率分配,并在此基础上自适应调整调频系数以保障风电场的安全运行;在风机由频率支撑阶段切换至转速恢复阶段,采用渐进转速恢复控制实现两控制间的平滑过渡,缓解二次频率跌落问题。以含风电场的4机2区系统和3端4区系统为算例进行仿真分析,仿真结果验证了所提控制策略向上调频和向下调频的控制效果相比于集中式控制的优越性。     

计及转子动能损失和风速相关性的风电场有效惯量估计

随着以新能源为主体的新型电力系统建设持续推进，风力发电在全国各区域电网的渗透率快速提升。然而，大规模风电场无法提供惯量支撑，风机引入虚拟惯量控制后，缺乏对风电场虚拟惯量估计及其变化态势的准确感知。对此，根据风机虚拟惯量控制机理和外界风速影响提出一种风电场有效惯量估计方法。该方法首先考虑虚拟惯量响应阶段风机工作点偏移造成的机械能损失，在此基础上提出有效惯量的概念并研究有效惯量与风速的关系。其次，考虑风电场内风速的随机性、相关性，提出了基于Copula函数、尾流效应和时延效应的风速时空分布模型。最后，综合得到风电场有效惯量的时空分布估计。根据甘肃某风场的实际风速及出力数据构建仿真算例，结果表明，所提算法能在变化风速下有效估计风电场内各机组有效惯量的大小和时变特性，能实时反映各机组虚拟惯量支撑能力，为掌握系统频率抗扰性提供数据基础。     

考虑输入风速缺失时风电场风机功率调度方案

使用风机输入风速数据对风电场功率调度方案进行优化,当某些台风机出现输入风速数据异常或缺失时,利用线性回归模型建立各台风机风速之间的关系,从而计算出缺失的风速数据。在得到所有风机输入风速数据的基础上,针对由双馈感应异步发电机(DFIG)组成的风电场,考虑发生弃风时根据电网调度向风电场下达的有功出力指令以及电网需求的无功指令,以该风电场所有DFIG损耗最小为目标函数建立了有功、无功统一调度模型。在算例分析中与按各台DFIG的无功极限占风电场无功极限比例的无功分配方案进行了对比,在PSCAD上搭建了风电场模型,验证了该调度方案的有效性和优越性。