风电机组的控制及并网

风电机组的控制及并网（精选5篇）

风电机组的控制及并网篇1

根据我国风电发展规划，我国将在甘肃、内蒙古、新疆、河北、吉林和江苏建立七个千万千瓦级风电基地，预计到2015年要建成5808万千瓦，2020年要建成9017万千瓦，占全国风电装机总容量的78%。由于我国陆上风能资源主要集中于“三北”地区，因此对于位于电网末端的风电基地，除了具有常规风力发电的共性问题以外，还存在许多特殊的个性问题，包括系统稳定、输送能力、调频调峰和电量消纳等，其中无功电压问题是风电场并网运行关注的主要问题之一，需要采取措施对风电场无功电压进行有效调节。

发展现状

早期的风电机组主要采用异步发电机，它们不具备维持和调节机端电压水平的能力，在运行时还要从系统吸收无功功率，相应地，风电场需要装设固定进行补偿，随着电力电子技术的发展，出现了SVC和STATCOM等动态无功，风电场就采取固定电容+动态无功补偿装置的方式对无功进行控制。

近年来，针对风电场的电压稳定而进行的无功补偿问题一直是电力企业和相关研究机构关心的热点。在此背景下，国内逐渐开展了对风电场无功控制技术的研究，包括风电机组无功控制技术研究、风电场无功补偿装置研究、FACTS装置协调控制等方面。

(1)风电机组无功控制技术研究现状

随着风电技术的发展，风电机组从原来的不具有无功控制能力发展到能够输出一定的无功。目前，双馈式异步风力发电机组和永磁直驱风力发电机组是主流的机型，双馈式异步风力发电机组通过控制实现有功/无功的解耦，具备一定的动态调节无功输出的能力;而永磁直驱风力发电机组由于通过全容量与电网连接，则能够灵活地对无功进行控制。这两种风力发电机组都具备以恒电压模式工作的能力，可以在一定程度上实现对无功和电压的控制。

(2)风电场无功补偿装置研究现状

为适应不同场合的需要，适用风电场的无功补偿装置已发展出多种类型，它们的所需成本不尽相同，对电网电压的暂态特性影响也不一样。

①并联电容器

并联电容补偿可用断路器连接至电力系统的某些节点上，并联电容器只能向系统供给容性的无功功率。并联电容具有投资省，运行经济、结构简单、维护方便、容量可任意选择、实用性强;缺点是：(1)并联电容器补偿是通过电容器的投切实现的，因调节不平滑呈阶梯性调节，在系统运行中无法实现最佳补偿状态。采用电容器分组投切方式时，无功补偿效果受电容器组分组数和每组电容器容量的制约。(2)电容器的投切主要采用真空断路器实现，其投切响应慢，不宜频繁操作，因而不能进行无功负荷的快速跟踪补偿。如果使用晶闸管投切电容器组来代替用真空开关投切电容器组，解决了开关投切响应慢和合闸时冲击电流大的问题，但不能解决无功调节不平滑以及电容器组分组的矛盾，同时由于采用了大功率的电力电子器件，也大大提高了系统的造价。(3)由于开关投切电容器是分级补偿，不可避免出现过补偿和欠补偿状态。根据无功与电压关系，过补偿时会引起电压升高，欠补偿时感性负荷引起电压降低。(4)电压下降时急剧下降，不利于电压稳定，投入时会产生尖峰电压脉冲。电容器发出的无功功率与电压的平方成正比，在低电压时输出的无功功率减少，而这时显然需要更多的无功，如果不能及时供给无功，将导致系统的电压水平下降。

②有载调压变压器

有载调压变压器(OLTC)不仅可以在有载情况下更改分接头，而且调节范围也较大，通常可有UN±3×2.5%或UN±4×2.0%，既有7个至9个分接头可供选择。因而有载调压器OLTC是电力系统中重要的电压调压手段，在系统运行中可以

自动改变分接头，调节其变比，以维持负荷区域内的电压水平。但变压器不能作为无功电源，相反消耗电网中的无功功率，属于无功负荷之一;变压器分接头(抽头)的调整不但改变了变压器各侧的电压状况，同时也对变压器各侧的无功功率的分布产生影响。有文献指出在某些情况下，OLTC按其升降逻辑改变分接头时，非但没有改善电压条件，反而会使之更加恶化，甚至认为是引起电压崩溃的重要原因之一。因此，在风电场并网运行时需慎重考虑该设备的使用。③静止无功补偿器

静止无功补偿器(Static Var Compensator，SVC)通常是由并联电容器组(或滤波器)和一个可调节电感量的电感元件所组成。SVC与一般的并联电容器补偿装置的区别是能够跟踪电网或负荷的无功波动，进行无功的实时补偿，从而维持电压的稳定。SVC是完全静止的，但它的补偿是动态的，即根据无功的需求或电压的变化自动跟踪补偿。静止无功补偿系统都是无功部件(电容器和电抗器)产生无功功率，并且根据需要调节容性或感性电流。静止补偿器可以提高电压稳定极限值，而装设在系统中部节点上的SVC有很好的作用，在技术经济比较中往往成为优选方案。有文献将柔性交流输电系统(FACTS)设备运用到风电场以提高其运行的电压稳定性，说明了SVC在风电场无功补偿方面的优良性能。

④静止同步补偿器(STATCOM)

静止同步补偿器(STATCOM)也称为静止无功发生器(Static Var Generator，SVG)，其基本电路分为电压型桥式电路和电流型桥式电路两种类型。电压型桥式电路，其直流侧采用电容作为储能元件，而交流侧通过串联电抗器并入电网：电流型桥式电路，直流侧采用电感作为储能元件，而交流侧并联电容器后接入电网。实际上，由于运行效率的原因，迄今投入使用的STATCOM大都采用电压型桥式电路。STATCOM的基本工作原理是将桥式变流电路直接并联或通过电抗器并联在电网上，适当调节桥式变流电路交流侧输出电压的相位和幅值或直接控制其交流侧电流，使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，从而实现动态无功补偿的目的。与SVC相比，STATCOM具有5个优点：调节速度快、运行范围宽、调节范围广、元件容量小、谐波含量小。

风电机组的控制及并网篇2

近年来,风力发电机组控制技术主要有定桨距失速调节技术、变桨距调节技术、主动失速调节技术、变速恒频技术4种[1]。变速恒频双馈风力发电机组以其独特的优势已逐渐成为并网型风力发电机组的主力机型,装机容量日趋增长,但同时,并网所引起的冲击电流已不能忽视,尤其对于兆瓦级风电系统[2]。目前,关于变速恒频风力发电机组并网控制技术的研究多以空载并网为主[3]。空载并网的优势在于并网前定子电流为0,双馈感应发电机(DFIG)与模拟风力机的原动机不进行能量交换,因此从硬件成本角度可省去检测定子电流的传感器,从控制策略角度也可降阶DFIG数学模型,简化算法[4]。

变速恒频双馈风力发电机组空载并网的核心是根据DFIG转速和电网电压来调节转子电流,使空载定子电压满足并网条件[5],其相关控制策略主要有基于定子磁链定向的开环并网控制和基于定子电压定向的矢量控制[6]。文献[7]将矢量控制与自抗扰控制相结合,提出了一种不需要精确知道DFIG参数的并网控制策略。深入研究发现,上述策略的控制器都是基于传统的比例—积分(PI)控制。PI控制易于实现,稳定性好,然而,根据古典控制理论可知,其对交流量难以实现零稳态误差[8]。对于DFIG,实际运行中转子磁路饱和或绕组温升均会引起电机参数的变化。此外,由于转子电流采样信号的漂移以及模数转换的偏差等原因,使得所控制的转子电流中出现直流偏量[7,9]。这一直流偏量和电机参数的变化均会使得转子电流的dq变换中产生转差频率的交流量,而PI控制对交流量难以实现零稳态误差,因此导致转子旋转电势的幅值出现转差频率的脉动,感应到定子侧,使得DFIG空载定子电压包络线出现不同程度的脉动,严重影响系统并网性能。

对此,本文在传统转子侧变流器PI控制的基础上,提出了增加比例—谐振(PR)控制器的空载并网控制策略。PR控制器在基波频率处增益无穷大,而在非基波处增益却很小,因此实现了定子电压中转差频率脉动量的零稳态误差控制,有效提高了空载定子电压的电能质量,减小了并网时的冲击电流。在基于TMS320F2812控制的15 kW风力发电模拟平台上进行了空载并网实验验证。

1 空载并网控制原理

1.1 DFIG空载数学模型

空载并网控制的目的是使定子电压的幅值、相位、频率与电网电压的幅值、相位、频率相一致。采用定子磁链定向,DFIG定子侧采用发电机惯例,转子侧采用电动机惯例,空载条件下且定子磁链达到稳态时,DFIG在dq旋转坐标系下的数学模型为[10]:

${\begin{cases} Ψ_{d 1} = Ψ_{1} \\ Ψ_{q 1} = 0 \\ u_{d 1} = 0 \\ u_{q 1} = - u_{1} \end{cases} (1)$

${\begin{cases} i_{d 2} = - \frac{Ψ_{1}}{L_{m}} \\ i_{q 2} = 0 \end{cases} (2)$

转子磁链、电压方程化简为:

${\begin{cases} Ψ_{d 2} = L_{2} i_{d 2} \\ Ψ_{q 2} = L_{2} i_{q 2} = 0 \\ u_{d 2} = (R_{2} + L_{2} D) i_{d 2} \\ u_{q 2} = ω_{s} L_{2} i_{d 2} \end{cases} (3)$

考虑到实际调节过程中磁链定向的误差,iq2可能不为0,因此转子电压修正为:

${\begin{cases} u_{d 2} = (R_{2} + L_{2} D) i_{d 2} - ω_{s} L_{2} i_{q 2} \\ u_{q 2} = (R_{2} + L_{2} D) i_{q 2} + ω_{s} L_{2} i_{d 2} \end{cases} (4)$

式(1)～式(4)中:D为微分算子;ud1,uq1,ud2,uq2,Ψd1,Ψq1,Ψd2,Ψq2分别为定、转子的电压、磁链的d,q轴分量;id2和iq2为转子电流的d,q轴分量;ωs为dq坐标系相对于转子的角速度;R2为转子绕组等效电阻;L2和Lm为dq坐标系下两相等效转子自感及定子与转子间互感。

1.2 基于PI控制器的空载并网策略

由式(4)可知,DFIG空载转子电流d,q轴分量的动态方程中都存在状态耦合项,且变量耦合系统均满足解耦控制实现的充要条件,因此,可视方程中的状态耦合项为扰动量,将系统解耦为反馈和前馈2个子系统。具体空载时转子电流线性控制结构如图1所示[11]。

图中:G(s)为转子电流控制器传递函数;KP为变流器等效增益;Δud(q)2(s)=ωsL2id(q)2(s),为扰动量的前馈补偿项;Gi(s)为在不考虑扰动情况下,电流内环被控对象(即DFIG)的传递函数,由式(4)得Gi(s)的表达式为:

$G_{i} (s) = \frac{1}{R_{2} + L_{2} s} (5)$

空载控制时,定子电流为0,因此转子电流的有功分量iq2被控制为0,无功分量id2=-Ψ1/Lm只需提供转子励磁所需的交流分量。进一步研究发现,当电机磁路饱和互感变化时,id2的控制精度就会受到影响,加之信号采样时的漂移及模数转换的偏差等原因,致使所控制的转子电流中出现直流偏量,此直流偏量经矢量变换后,产生角频率为ωs的交流量。该交流量叠加到转子电流d,q轴的直流分量上,使id2和iq2的幅值出现角频率为ωs的脉动,感应到DFIG定子侧,使空载定子电压的幅值出现同频率的波动。根据异步电机旋转磁场相对静止原理,定子频谱中也会出现转速频率的谐波。

由图1可知,转子电流给定误差的传递函数为:

$\begin{array}{l} E_{i} (s) = \frac{R + L_{2} s}{R + L_{2} s + Κ_{Ρ} G (s)} i_{d (q) 2}^{*} (s) - \\ \frac{1}{R + L_{2} s + Κ_{Ρ} G (s)} Δ u_{d (q) 2} (s) (6) \end{array}$

传统的转子电流控制器为PI控制,对直流量的增益为:

$| G (s) |_{s = 0} = \sqrt{k_{p}^{2} + \frac{k_{i}^{2}}{0}} (7)$

式中:kp和ki分别为比例和积分系数。

式(7)表明,G(s)在直流频率处的增益为无穷大,因此式(6)的幅频特性 $| E_{i} (s) |_{s = 0} = 0$ 。也就是说,对于直流量,PI控制能完全消除稳态误差和耦合电压对输出转子电流的干扰。

当转子电流d,q轴分量中出现频率为ωs的交流量时,PI控制增益为:

$| G (s) |_{s = j ω_{s}} = \sqrt{k_{p}^{2} + \frac{k_{i}^{2}}{ω_{s}}} (8)$

式(8)表明,G(s)在频率为ωs的交流量处的增益是有限的,因此 $| E_{i} (s) |_{s = j ω_{s}} \neq 0$ ,即PI控制不能消除转子电流d,q轴分量中的交流量。

1.3 引入PR控制器补偿的空载并网策略

为解决上述问题,转子电流在PI调节基础上并联一PR控制器,对转差频率的交流量进行补偿。

PR控制器传递函数为[12]:

$G_{Ρ R} (s) = k_{p} + \frac{2 k_{r} s}{s^{2} + ω_{0}^{2}} (9)$

式中:kr为谐振系数;ω0为谐振频率。

将谐振频率ω0的值设为转差频率ωs,则GPR(s)对转差频率ωs的增益为:

$| G_{Ρ R} (s) |_{s = j ω_{s}} = \sqrt{k_{p}^{2} + (\frac{2 k_{r} ω_{s}}{- ω_{s}^{2} + ω_{s}^{2}})^{2}} (10)$

式(10)趋于无穷大,因此可实现对ωs的无静差控制。

利用这一特性,即可对转子电流d,q轴直流分量中频率为ωs的任何交流量进行补偿。以转子电流无功分量id2为例,补偿结构如图2所示。

值得注意的是,变速恒频风力发电系统中,随着DFIG转速的变化,转子电流d,q轴直流分量中频率为ωs的交流量也随之变化,所以应采用光电编码器实时检测DFIG转速及其转子位置角,在数字信号处理器(DSP)中计算出转差频率ωs,对PR控制器进行更新,使谐振频率ω0随ωs的变化而变化。

kp=1,kr=5,ω0=100π rad/s时,PR控制器的波特图如图3所示。

由图3可以看出:①PR控制器在谐振频率ω0处的增益近似无穷大,而在非谐振频率处增益迅速下降,此衰减特性与式(10)的理论推导相吻合;②实际应用中,谐振频率处的无穷大增益不可能实现,因为元器件参数的测量误差及数字控制器的表达精度是有限的[13],并且当实际谐振频率与设计谐振频率略有偏差时,PR控制器的增益将大幅下降,不能有效消除转差频率的交流脉动。

鉴于此,改进型PR控制器更有应用价值,其传递函数如下:

$G_{Ρ R} (s) = k_{p} + \frac{2 k_{r} ω_{c} s}{s^{2} + 2 ω_{c} s + ω_{0}^{2}} (11)$

式中:ωc为截止频率,它对PR控制器的影响将在后面加以讨论。

kp=1,kr=800,ωc=5,ω0分别为10π rad/s,20π rad/s,30π rad/s时(对于普通的交流异步电机,为了防止转子励磁饱和,转差率一般设为±0.3,相应的转差角频率ωs的范围为0≤ωs≤30π rad/s),改进型PR控制器的波特图如图4所示。

由图4可知,改进型PR控制器在3个转差频率处的增益均为60 dB,基本可以实现零稳态误差。

PI并联改进型PR控制器的波特图如图5所示,为了增加系统稳定裕量,PI和PR的比例系数均取为0.1。

由图5可知,在该控制方式下,3个频率处的相角裕度均为无穷大,增益在5 Hz,10 Hz,15 Hz处突然增大,而其他频率处的信号增益不受影响,能够起到对转差频率的补偿作用。

综上所述,结合1.1节、1.2节、1.3节中的数学模型及理论分析,得到定子磁链定向下PR控制器补偿的空载并网控制框图如图6所示。

图中:背靠背变流器构成的双脉宽调制(PWM)变流器作为DFIG转子励磁电源;网侧变流器仍采用电网电压定向矢量控制;对于转子侧变流器的控制,与传统定子磁链定向空载并网控制策略不同的是,在PI控制器基础上并联改进型PR控制器(如图中虚线框内所示),这样既能保持对直流信号的零稳态误差控制,又可实现对转子电流中转差频率交流量的重点补偿,起到消除定子电压交流脉动的效果,大大提高了空载发电质量。

2 改进型PR控制器的数字实现

改进型PR控制器的数字实现使用双线性变换,变换公式如下[14,15]:

$s = \frac{2}{Τ} \frac{1 - z^{- 1}}{1 + z^{- 1}} (12)$

式中:T为采样周期;s=σ+jΩ;z=rejω。

建立s平面与z平面的单值映射关系,数字频域与模拟频域之间的关系为:

$Ω = \tan \frac{ω}{2} (13)$

由式(13)可知:当Ω→∞时,ω终止于ω=π rad/s处,也就是说,整个jΩ轴单值地对应于单位圆的一周。将式(12)代入式(11),整理得改进型PR控制器离散域传递函数为:

$G_{Ρ R} (z) = \frac{b_{0} + b_{1} z^{- 1} + b_{2} z^{- 2}}{1 + a_{1} z^{- 1} + a_{2} z^{- 2}} (14)$

$b_{0} = \frac{k_{p} ω_{0}^{2} Τ^{2} + 4 k_{r} ω_{c} Τ + 4 k_{p} ω_{c} Τ + 4 k_{p}}{ω_{0}^{2} Τ^{2} + 4 ω_{c} Τ + 4}$

$b_{1} = \frac{2 k_{p} ω_{0}^{2} Τ^{2} - 8 k_{p} ω_{c} Τ + 4 k_{p}}{ω_{0}^{2} Τ^{2} + 4 ω_{c} Τ + 4}$

$b_{2} = \frac{k_{p} ω_{0}^{2} Τ^{2} + 4 k_{p} - 4 k_{r} ω_{c} Τ - 4 k_{p} ω_{c} Τ}{ω_{0}^{2} Τ^{2} + 4 ω_{c} Τ + 4}$

$a_{1} = \frac{2 ω_{0}^{2} Τ^{2} - 8}{ω_{0}^{2} Τ^{2} + 4 ω_{c} Τ + 4}$

$a_{2} = \frac{ω_{0}^{2} Τ^{2} - 4 ω_{c} Τ + 4}{ω_{0}^{2} Τ^{2} + 4 ω_{c} Τ + 4}$

根据式(14)得改进型PR控制器的DSP实现形式为:

u(k)=b0ei(k)+b1ei(k-1)+b2ei(k-2)-

a1u(k-1)-a2u(k-2) (15)

式中:u(k)为控制器输出;ei(k)为转子电流误差。

3 仿真与实验结果

3.1 仿真结果

采用MATLAB/Simulink软件,分别对PI控制和PI并联改进型PR控制的变速恒频风力发电系统空载并网进行仿真对比。仿真参数如下:DFIG额定功率P=15 kW;极对数n=3;定子绕组Y连接,电阻R1=0.658 1 Ω,电感L1=4.25 mH;转子绕组Y连接,电阻R2=0.105 8 Ω,电感L2=6.9 mH;互感Lm=136 mH。定子侧通过升压变压器并入电网。图7和图8分别为PI控制、PI并联改进型PR控制(依据国际电工委员会(IEC)设计标准,并网时定子电压频率允许波动范围为3%,则带宽为3,计算得截止频率ωc=9.5)的DFIG空载定子电压波形、并网时刻定子电流波形及定子与电网a相电压波形对比。

图7(a)所示PI控制时,空载定子电压幅值呈转差频率脉动,脉动量约为4%;图8(a)所示PI并联改进型PR控制时,空载定子电压幅值稳定,脉动量几乎为0。图8(b)所示为PI并联改进型PR控制并网时刻定子电流波形,与采用常规PI控制的图7(b)相比,由于定子电压严格满足并网条件,因此并网时冲击电流小于0.1 A,为柔性软并网。图7(c)、图8(c)分别为2种控制方式下,定子a相电压与电网a相电压的波形对比及其放大显示,其中,实线所示为电网电压,虚线所示为定子电压,Δu为两者之差。比较结果表明,PI并联改进型PR控制的定子电压能够较好地跟随电网电压。

3.2 实验结果

在上述仿真基础上,研制了变速恒频风力发电系统实验平台。以直流电动机模拟风力机同轴连接DFIG变速运行,电压型双PWM变流器为DFIG转子提供交流励磁电源。控制系统采用TI公司32位定点DSP 芯片TMS320F2812实现,空载定子电压经升压变压器并入电网。实验波形通过Tek公司TDS 2024B示波器捕获。实验结果见图9和图10。

图9(a)和(b)、图10(a)和(b)分别为PI控制、PI并联改进型PR控制时,检测得到的空载定子电压波形及定子与电网a相电压波形对比,这些均与仿真结果基本吻合,进一步验证了本文控制策略的优越性。DFIG运行在800 r/min的转速下,采用PI控制的定子电压频谱特性如图9(c)所示。可以看出,频率为40 Hz左右的转速频率谐波含量较大,占到了基波分量的53%,根据1.2节的理论分析,定子电压幅值的转差频率脉动反映到谐波上,即出现转速频率的谐波,转速800 r/min致使定子电压产生40 Hz左右的转速频率谐波,这与理论分析相吻合。PI并联改进型PR控制的定子电压频谱特性如图10(c)所示。可以看出,PR控制器的引入使40 Hz左右的转速频率谐波含量降到11.2%,进而降低了空载定子电压总谐波畸变率,有效消除了幅值上转差频率的交流脉动。图9(d)和图10(d)给出了2种控制方式下并网时刻定子电压及定子电流波形。可以看出,成功并网之后,定子电压与电网电压完全一致,采用PI并联改进型PR控制时,电流冲击几乎为0,实现了柔性软并网。

为了进一步验证改进型PR控制器中谐振频率随DFIG转差频率变化的有效性,设计模拟风力机的直流电机转速从800 r/min匀速增加,在0.2 s后实施并网操作,由于篇幅所限,图11只给出了2种控制策略并网时刻a相电压及电流变化情况。可以看出,改进型PR控制空载定子电压幅值脉动量几乎为0,并网瞬间冲击电流小于0.5 A。这说明转速变化时,谐振频率能及时补偿空载定子电压中转差频率的交流脉动,进一步验证了动态过程中该控制策略的可行性。

4 结语

为提高变速恒频风力发电系统空载定子电压质量,本文在深入分析矢量控制交流稳态误差的基础上,提出了传统PI控制与改进型PR控制相结合的空载并网控制策略。该策略既保留了矢量控制中PI控制对直流信号的零稳态误差作用,又抑制了定子电压幅值的转差频率交流脉动。仿真和实验结果表明,与PI控制相比,PI并联改进型PR控制的空载定子电压具有谐波含量小、稳态性能好等优点。

摘要：在常规的变速恒频风力发电系统空载并网矢量控制策略中,由于转子电流采样信号的漂移以及模数转换的偏差等原因,使得所控制的转子电流中出现直流偏量。此直流偏量经dq变换产生转差频率的交流量,而比例—积分(PI)控制器在跟踪交流信号时存在静差,因此导致双馈感应发电机(DFIG)空载定子电压包络线出现不同程度的脉动,从而严重影响系统并网性能。提出了PI控制与比例—谐振(PR)控制相结合的空载并网控制策略,对转差频率的交流量进行补偿,进一步改善常规PI控制存在的不足,提高空载定子电压电能质量。在前述理论分析基础上进行了仿真和实验研究,通过与PI控制的对比,验证了PI并联PR控制的有效性。

大型风电机组模糊控制篇3

【摘要】文章对液压变桨风力发电系统的结构进行了分析，研究了变桨距机构模型并对其工作特性进行深入分析，在此基础上总结出了液压变桨距传递函数模型。基于常規PID 控制和模糊控制的原理，结合实际工况和控制目标提出模糊PID 控制，在MATLAB平台下进行仿真，结果表明模糊PID 能有效地对桨距角进行控制。

【关键词】风力发电；液压；模糊PID控制；变桨距

引言

风能作为一种清洁能源已被广泛利用，风力发电产业也得到了快速的发展。液压变桨距控制系统是大型风电机组设计的核心技术，对液压系统进行动态特性分析已经成为风电机组设计中非常必要的重要手段和必经程序，而传递函数法是液压系统建模仿真的一种有效的方式。本文在工程中常用的PID 控制的基础上，通过研究将模糊控制与PID结合的方法，实现了无须确定被控对象精确模型，只须将操作人员实践积累的经验知识用语言规则模型化，然后用模糊推理在线辨识对象特征参数，实时改变控制策略，便可对PID 参数实现最佳调整，从而达到桨距控制的目的[1]。

1 液压系统设计

大型风电机组液压变桨距系统本质上是一个阀控缸系统，其液压系统原理如图1所示。液压泵提供液压变桨距系统动力，调节方向阀就能实现变距控制系统的节距控制。根据功率送达控制器的电信号，控制比例阀输出流量的方向和大小，液压缸根据电液比例阀输出的方向和流量来操纵活塞的方向和速度，从而液压缸的位移由电液比例方向阀完全控制。活塞向左移动，叶片节距向减小方向移动；当电液比例阀通电到右位时，压力油进入油缸后端，活塞向右移动，相应的叶片节距向增大方向移动。

图一变桨距液压系统原理图

2 变桨距系统传递函数

液压变桨距控制系统对桨距角β的控制是通过比例阀来实现的。为了提高整个变桨距系统的动态性能，在油缸内也装有位移传感器。变桨距液压系统数学模型需要比例电磁铁的传递函数、阀的开口方程、阀口的流量方程、液压缸的流量连续性方程、液压缸的力平衡方程和曲柄连杆机构位移方程[2]。

比例电磁铁传递函数和先导级力平衡方程

式中， i—比例电磁铁输入电流；Ki—比例电磁铁力电流放大系数；Ksf—比例方向先导阀反馈检测弹簧刚度；Kb—电流位移放大系数；Xv—比例方向阀阀芯位移。

阀口流量方程

（3）

式中，Q1—电液比例阀流量；Kq —流量放大系数；Kc—流量压力放大系数；Pc—负载压差。

液压缸流量连续性方程

（4）

式中，A c—液压缸活塞面积；Vc—液压缸总容积；βe—等效容积弹性模数；y—液压缸活塞位移；C1—总泄漏系数。

液压缸受力平衡方程

（5）

式中，M—活塞与负载折算到活塞上的总质量；Bc —活塞与负载运动的粘性阻尼系数；K—负载弹簧刚度。

整合并化简可得液压变桨机构对象传递函数：

（6）

3 模糊PID控制器

单纯的模糊控制难以满足高精度或高性能要求。首先，输入变化量为系统偏差和偏差变化量，相当于一个PD调节器，由于不含积分机制，控制结果会产生静差，影响控制精度；其次，当系统参数发生变化时，它不能对自己的控制规则和控制参数（比例及量化因子）进行有效和实时调节。结合PID控制的良好动态性能和在实际中的大量应用，本文设计了模糊PID 控制器对节距角进行控制[3]，如图2所示。

图2 变桨距模糊PID控制原理

3.1 首先定义输入变量e，ec 和输出变量kp，ki，kd在模糊集上的论域，将其变化分为7个等级：

Kp={-0.6，-0.4，-0.2，0，0.2，0.4，0.6}

Ki={-0.06，-0.04，-0.02，0，0.02，0.04，0.06} （ 7）

Kd={-6，- 4，- 2，0， 2， 4， 6}

E，ec={-6，-4，-2，0，2，4，6} （ 8）

它们的模糊子集均为：

Kp，Ki，Kd，E，EC={NB，NM，NS，ZO，PS，PM，PB} （9）

子集中的元素分别代表负大，负中，负小，零，正小，正中，正大。

3.2 定义一个模糊子集，实际上就是要确定模糊子集的隶属函数。将确定的隶属函数曲线离散化，就得到了有限各点上的隶属度，便构成了一个相应的模糊变量的模糊子集。常用的隶属函数可分为三类：偏小型、偏大型、中间对称型，本文采用三角形型隶属度函数，这种隶属函数的形状和分布由三个参数表示：一般可描述为：

3.3模糊规则的设计，控制核心是模糊控制规则的设计，根据实践操作经验和技术知识，建立合适的模糊规则表“IF E=* AND EC=*，THEN KP，KI，KD=***”：

表一 Kp的模糊规则表

根据设定的模糊控制规则表，可以得到相应的模糊关系R，通过给定的如何E，EC和模糊合成运算，可以得出kp，ki，kd的调整后的表达式，即在第k个采样时刻kp的整定参数：

（11）

根据调整后的PID参数对桨距控制系统进行控制。

4 仿真结果

本文在传统PID控制变桨的基础上，加入了现代模糊控制理论，并在Matlab/ Simulink仿真环境下对大型风电机组变桨距系统进行仿真实验研究。给定输入角度，控制目标使输出跟踪输入变化。通过实时E、EC的值，通过模糊控制系统调取Kp（k），Ki（k），Kd（k）的值，计算出实时Kp，Ki，Kd值的大小，得到输出量以控制变桨机构桨距角，并由闭环负反馈达到控制要求。

本文简单分析了液压变桨风力发电的系统结构和特性，以及变桨距的功率控制方法，在对模糊控制理论和常规PID控制进行比较的基础上提出了模糊自适应PID 控制，并对基于模糊PID 的变桨距控制器进行设计和仿真，仿真结果表明，模糊PID 能有效地对风力机桨距角进行控制，响应时间更短，偏差量更小，为进一步研究风力发电系统的功率控制奠定了基础。

参考文献：

[1]何玉林，刘军.大型风力发电机组变桨距控制技术研究[J].计算机仿真，2010，27（7）

[2]孔屹刚，徐大林，顾浩，等.大型风力机液压变桨机构建模分析[J].太阳能学报，2010，31（2）：210-215.

[3]宁海峰.参数模糊自整定PID控制器的研制[D] . 福建省泉州市：华侨大学，2006：30-45

风电机组的控制及并网篇4

随着工业的飞速发展,能源威胁已经是摆在世界各国面前的重要问题。随着经济的不断发展,人民对生活品质有了更高的要求,在环境不断恶化的情况下,人们有了更深刻的环保认识,风能作为一种可再生的清洁能源,既解决了能源紧缺问题,又能让老百姓有一个碧空如洗的蓝天,因此受到世界的广泛关注和青睐。

然而,风具有随机性和波动性,风电并入电网中会影响系统的安全稳定性和电能质量。因此,研究风电并网对电力系统稳定性的影响越来越重要[1,2,3]。文献[4]建立恒速恒频的风力发电机的动力学模型,将两个容量分别为53.7MW和52.5MW的风电场并入一个实际的区域网中,仿真分析了在电网发生短路故障的情况下,对电网动态电压稳定性的影响,并提出了相应的提高电压稳定性的措施。文献[5]对比分析了两种不同风电机组(即普通异步恒速风电机组和双馈变速风电机组)的频率响应特性,当系统频率变化时,由于双馈变速风电机组采用解耦控制,其对系统基本没有支持;文献[6]根据等面积定则定义了基于动态单等值机群的加速面积和减速面积,基于单机等面积定则将系统划分为二群机群,在理论上揭示了故障期间获得的动能等于前向机群的动能和后向机群的动能之和,故障切除后系统能够吸收的能量(最大减速面积)等于前向机群能够吸收的能量与后向机群能够吸收的能量之和,以此提出切机切负荷的紧急控制算法。

本文以新疆某地区实际电网为例,分析比较了两种不同风机并网对电力系统电压和频率稳定的影响,同时,研究了两种风机并网前后对电力系统紧急控制策略的影响。

1 仿真系统模型说明

基于DIgSILENT/Power Factory建立了新疆某地区实际电网的仿真模型,系统接线图如图1所示。系统中各发电厂的同步发电机组模型中都将原动机及其调速系统、励磁系统等模型考虑在内。负荷模型采用恒功率模型。

2 风电并网对稳定性影响的仿真结果及分析

在风电场A区接入两组装机容量分别为50MW的恒速异步风电机组;在风电场B区接入装机容量为103.2MW的双馈感应风电机组。仿真过程中假定风速不发生改变。仿真设置为1s时,电厂1的一台装机容量为200MW的同步机组突然跳闸退出电网运行,仿真过程中,设定风速不发生变化,仿真结果如图2～图6所示:

情况一:恒速异步风电机组接入电网电压频率动态特性:

如图2所示,当电网中200MW的同步机退出电网运行后,系统的发电功率小于负荷功率,电网的频率降低,由于恒速异步电机的转速和系统频率存在强耦合关系,在电网频率降低时,恒速异步电机的转速也开始下降。当风机转速因为系统频率变化而降低时,风机会释放动能,将动能转化为电能输出,使得异步机组的有功出力有所增加,以此一致频率的降低。最终异步电机的转速随着频率发生变化并达到稳定值,有功输出功率也达到稳定值。说明异步机对电网频率的变化起到了一定的积极作用,有助于改善系统的频率。

如图3所示,当电网出现有功缺额时,负荷并没有减少,电网的下网功率较大,使得异步风电场的出口电压随之降低,同时恒速异步电机的转速也在下降。为了将减少的动能转化为电能,机组的有功出力有所增加,异步电机的在发出有功功率的同时,需要从电网吸收一定的无功功率,从而母线的电压会进一步下降。但恒速异步电机的转子转速的逐渐恢复,电网的电压回到初始状态[7,8]。

情况二:双馈感应风电机组接入电网电压频率动态特性:

如图4所示,当电网中200MW的同步机退出电网运行后,系统的发电功率小于负荷功率,系统频率降低,由于双馈感应电机属于变速恒频机组,能够通过矢量控制技术实现对有功和无功的解耦控制,使得频率变化对风力发电机的转速影响很小,如图4中转速只在瞬间降低了0.0001p.u.,变化幅度很小,上下值差额只有0.00025p.u.,随之恢复正常。有功出力在瞬间增加了0.4MW,持续时间很短。因此,可以看出变速双馈感应电机对系统频率的变化起不到积极的作用,当大规模的双馈感应电机并入到电网后,对频率稳定性的影响将会更加明显。

如图5所示,当电网中200MW的同步机退出电网运行后,系统的发电功率小于负荷功率,双馈感应电机通过对有功和无功的解耦控制,使得机组具有一定的无功调节能力。感应电机不仅几乎没有在有功缺额的一段时间从电网吸收无功功率,而且在瞬间给电网提供了0.5MW的无功功率。因此,双馈感应能够实现与系统间无功功率交换为零,甚至向电网提供一定的无功功率,提高了电网的电压稳定性。

情况三:同步机代替风电机组接入电网频率动态特性:

如图6所示,当电网中200MW的同步机退出电网运行后,系统的发电功率小于负荷功率,频率下降过程中,同步机组能提供频率支持作用,且作用时间比异步感应电机和双馈感应电机都长。同时,同步电机提供的有功功率既大于异步电机提供的有功功率,也大于双馈感应电机提供的有功功率;在系统频率变化的开始阶段,同步机组的转速也随着频率的降低而降低,但是同步机组在其调速系统作用下,能提供更加持续的有功出力,从而能更好的改善频率稳定性。

当电网的发电功率大于负荷功率时,系统频率迅速降低,无论是同步电机,还是双馈感应电机和异步电机的转速都会随着频率的降低而降低,通过增发有功来抑制频率的降低。但是,无论是异步电机,还是双馈感应电机,它所贡献的有功功率很有限,并且持续的时间很短,在短时间内无法对电网的频率起到支持作用。相比而言,异步电机的转子转速变化比双馈感应电机变化更明显,增发的有功功率更多,并且持续的时间更长,因此起到频率支持的作用更大;但其作用都不及同步机组,同步机组在其“惯量”及调速系统的作用下,对频率变化起到了积极作用,频率变化的稳态值也有所提高。从电压稳定性的角度来说,双馈感应电机比异步电机吸收的无功功率更少,几乎不吸收,甚至可以提供一定的无功功率。它能够更好的提高电网的电压稳定性。

3 风电并网对紧急控制策略的影响的仿真结果与分析

由上一节的仿真结果可知,当装机容量为200MW的同步电机突然跳闸退出电网运行时,不管是异步电机并网还是双馈感应电机并网,都会对电力系统的稳定性产生较大影响。因此,需要采取相应的紧急控制策略来保证电网的安全稳定运行。

本节将从风电并网前后对紧急控制策略的影响进行仿真分析。

仿真系统与第2节完全相同,仿真事件为两台装机容量为200MW的同步电机突然跳闸退出电网运行。

如图7所示,在风电未接入的情况下,当两台装机容量为200MW的同步电机突然跳闸退出电网运行时,系统的发电功率小于负荷功率,系统的电压及频率随之下降。母线电压由1s时的1.013p.u.经过2.5s,下降到0.958p.u.左右。频率偏差由1s时的0p.u.下降到1.7s时的-0.23p.u.。

情况二:异步风机接入电网的频率电压动态响应:

如图8所示,在异步电机接入电网的情况下,当两台装机容量为200MW的同步电机突然跳闸退出电网运行时,系统的电压频率响应的总体趋势和风电未接入时基本一致,但是变化的初始值、幅值和最终的稳态值不同。异步电机接入时,母线电压由1s时的1.02p.u.经过2.5s,下降到0.938p.u.左右。频率偏差由1s时的0p.u.下降到1.7s时的-0.24p.u.。

情况三:双馈感应电机接入电网的频率电压动态响应:

如图9所示,在双馈感应电机接入电网的情况下,当两台装机容量为200MW的同步电机突然跳闸退出电网运行时,母线电压由1s时的1.05p.u.经过2.9s,下降到0.953p.u.左右。频率偏差由1s时的0p.u.下降到1.7s时的-0.24p.u.。和图3-8比较可知,双馈感应电机接入电网时,母线电压下降的最低值高于异步电机接入电网时母线的最低电压。说明双馈感应电机比异步电机更能提高电压的稳定性。

由前三种情况可以看出,当电网出现严重的有功缺额时,不论是否有风电并入电网,电网的电压和频率稳定性都会遭到破坏。因此,需要通过采取相应的紧急控制策略保证电网的稳定性。仿真1.05s时切除达阪城地区的部分负荷,电网的频率电压动态特性如图10～图12所示。

情况四:无风电接入并切除部分负荷的电网频率电压动态响应

与图7比较可知:通过采取紧急控制策略,母线电压在切除负荷的瞬间有明显的提高,母线电压的最低值也由采取控制策略前的0.96p.u.上升到采取控制策略后的0.997p.u.,并且到达最低电压值时间也由3.5s缩短到3s。电网频率到达最低值的时间虽然没有变化,但频率变化最大值也由采取控制策略前的-0.22Hz上升到采取紧急控制策略后的-0.044Hz左右。

与图8比较可知:通过采取紧急控制策略,母线电压和系统频率有了明显的提高,母线电压的最低值也由采取控制策略前的0.94p.u.上升到采取控制策略后的0.975p.u.,并且到达最低电压值时间也由3.5s缩短到2.5s。与无风电并入电网不同的是,电网频率到达最低值的时间变化了,由1.5s缩短到1s,频率变化最大值也由采取控制策略前的-0.27Hz上升到采取紧急控制策略后的-0.12Hz左右。

与图10比较可知:在采取相同紧急控制策略的前提下,异步风机接入电网母线电压变化值(0.035p.u.)比无风电接入电网母线电压变化值(0.017p.u.)要大,同时到达最低电压值的时间(0.25s)比无风电接入电网时间(0.2s)要短。并且异步电机接入后,到达最低频率值的时间也缩短了。

与图9比较可知:采取控制策略前,母线电压在3.8s达到最低值0.955p.u.,

电网频率在1.8s时降低了0.25Hz。采取控制策略后,母线电压在3.5s时达到最低值0.997p.u.,电网频率在1.6s时降低了0.0625 Hz。

与图10比较可知:在采取相同紧急控制策略的前提下,无风电接入电网时,电网的电压变化最低值在3s时达到0.997p.u.,电网的频率下降最大值在1.5s时达到0.045Hz。当双馈感应电机接入电网时,电网的电压变化最低值在3s时达到0.995p.u.,电网的频率下降最大值在1.5s时达到0.06 Hz。由此可见,双馈感应电机并网后,电网母线电压的变化值比无风电接入时更大。而对于电网的频率,变化趋势与母线电压相同。

与图11比较可知:在采取相同紧急控制策略的前提下,双馈感应电机接入电网的电压最低值(0.995p.u.)比异步接入时的电压最低值(0.975p.u.)要大,仍然说明双馈感应电机对电压稳定性的贡献。

4 结论

采用新疆某地区实际电网对风电机组接入后对稳定性及紧急控制策略影响进行了仿真分析,仿真结果表明:

(1)当电网发生扰动时,频率随之变化,同步电机、恒速异步电机和双馈感应电机的转速也都随着频率的变化而变化。在扰动变化的初始阶段,三种电机的变化趋势基本一致,但由于三种电机的运行方式及特点不同,相比较而言,恒速异步风机可以对频率稳定提供更好的支持作用,而双馈感应风机在有功功率、无功功率解耦控制之下,其频率响应不明显;但在电网扰动影响电压稳定时,双馈感应电机比异步电机提供更多的无功功率,从而能够提高一定的电压稳定性。

(2)当电网发生大扰动,在采取相同紧急控制策略的前提下,无论是双馈感应电机还是异步电机,都会增大电压和频率变化的最大值,使得采取策略后的的效果不如未接入风电时采取策略的效果。同时,风电接入会缩短母线电压和频率到达最大变化值的时间。

参考文献

[1]Yongning Chi,Yanhua Liu,Weisheng Wang,Huizhu Dai,"Voltage stability analysis of wind farm integration intotransmission network,"in Power Con 2006.InternationalConf.,pp.1-7.

[2]Z.Chen,Y.Hu and F.Blaabjerg,"Stability improvementof induction generator-based wind turbine systems,"Re-newable Power Generation,vol.1,pp.81-93,Mar.2007.

[3]Lin Li,Sun Cai-xin,Wang Yong-ping,Wang Hai-tao,Yang Dezhou,"Calculation analysis and control strategyfor voltage stability of power grid with large capacitywind farm interconnected,"Power System Technology,vol.32,pp.41-46,Feb.2008.

[4]Zengqiang Mi,Haifeng Tian,Yang Yu,Xunwen Su,Xiaowei Fan,Jinpeng Feng,“Study on Voltage Stability ofPower Grid with Large Scale Wind Farm Interconnected”,IEEE,2010

[5]EKANAYAKEJ,JENKINS N.Comparision of the responseof double fed and fixed-speed induction generator windturbines to changes in network frequency.IEEE Trans onEnergy Conversion,2004,19(4):800-802

[6]吴艳桃,吴政球,匡文凯,刘堂伟.基于单机等面积的暂态稳定切机切负荷策略及算法[J].电网技术,2007,31(16)

[7]迟永宁.大型风电场接入电网的稳定性问题研究[D].北京:中国电力科学研究院,2006.

风电机组的控制及并网篇5

近年来,资源枯竭的窘境愈发明显,而风能是一种清洁、安全的选择[1]。实际应用中,风能具有不稳定性,风力发电机发出的电压频率、幅值、相位都是会随时发生变化的,所以,风电并网技术十分重要。

三相变换器并网依赖于高性能的检测系统,尤其需要设计快速而准确消除高次谐波并检测出电压向量各序分量的方法。三相电力网络中电压向量各序分量的实时检测是分布式发电、储能系统、柔性交流输配电、电力线路调整器和不间断电源控制的关键问题[2,3]。采用双二阶广义积分器的正 /负序分量计算模块( PNSC) 实现正序分量和负序分量的分离输出。

在实现风力发电系统并网时,需要对系统实行精确锁相。传统的过零点检测三相电压相位法,由于网侧电压在过零点存在毛刺,检测会存在很大的误差。文献[4]提出的单同步坐标锁相环不能实现对三相不平衡电压的精确锁相。文献[5]提出的双同步参考坐标系锁相环虽然在不对称故障下仍能保证准确的电网同步,但是其解耦结构主要针对消除负序基频分量影响,因此其抵抗低次谐波扰动能力比较弱。本系统应用基于双二阶广义积分[6,7]锁相锁频环技术。

1 三相并网逆变器[8]的数学模型

三相逆变并网的主电路拓扑结构如图1所示,其中e1、e2、e3为三相电网电压,i1、i2、i3为三相变换器输出电流,v为直流电压源,d1- d6是6个IGBT,R、L分别为滤波器的电阻和电感。

在abc三相静止坐标系下的数学模型[9]:

abc三相静止坐标系变为 αβ 两相静止坐标系的变换矩阵:

abc三相静止坐标系变为dq两相旋转坐标系,采用如下的变换矩阵:

变换后,在两相旋转坐标系下的数学模型为:

2 基于双二阶广义积分锁频环的方法

双二阶广义积分器锁频环通过基于二阶广义积分器自适应滤波器获得暂态对称分量[10,11],三个不对称正弦波形电压向量vabc根据下列的变换分解为瞬时正序、负序和零序分量,即

式中a是Fortescue算子的特殊形式,表示在瞬时正弦输入信号中加入基波频率的相移,值为120°相移。

在三相并网变换器中,研究主要集中于注入电流的正序、负序分量控制。vabc的各序分量可通过式( 2) 中变换矩阵表示,因此有:

将式( 5) 代入式( 6) 中,可以得到:

应用变换逆矩阵[Tαβ]- 1,有:

最后,通过运算这些矩阵,可得到以下表达式:

式中q( q = e- jw /2) 是一个90°滞后的移相运算,将其应用于时域,可获得输入波形的交轴分量。

2. 1 双二阶广义积分器三相锁相环

双二阶广义积分器的三相锁相环的结构如图2,两个二阶广义积分器 - 正交信号发生器分别为输入向量中的 α 和 β 分量产生直轴和交轴信号,例如v'α、v'β、qv'α和qv'β。这些信号作为正/负序分量计算模块( PNSC) 的输入,正/负序分量计算模块计算αβ 轴上各序分量的方法由上式( 11) 和( 12) 计算给出,经过PNSC计算解耦得到基频正序和负序分量,通过锁相环检测基频正序分量的相位和频率。

通过双二阶广义积分器获得的从不对称输入电压向量到正序分量的传递函数为:

由于电网频率比电网相角更加稳定,在双二阶广义积分解耦三相锁相系统中,频率反馈环和相位反馈环是相互交错的,会有系统响应超调大和稳定时间过长的缺点,因此采用锁频环代替锁相环。

2. 2 双二阶广义积分器锁频环

双二阶广义积分器锁频环系统中两个输入信号vα和vβ具有相同的频率,使用一个锁频环结构图如图3,其中 α 和 β 信号发生器所产生频率误差信号可通过计算平均误差信号的方法进行合并:

双二阶广义积分器锁频环实现了 αβ 参考坐标上三相电压的对称分量解耦估计,同时也实现了电网频率的估计。

3 系统性能仿真

3. 1 算法仿真比较

为了验证双二阶广义积分器锁相环和锁频环算法,利用MATLAB / Simulink搭建系统仿真模型进行仿真。分别采用锁频环和锁相环作为频率反馈的方法的效果,设计双二阶广义积分器结构的频率输入值 ω 为以下的两种方式: 第一种采用锁相环输出频率值; 第二种采用锁频环输出频率值。仿真参数设置为: 双二阶广义积分器正交信号发生器增益设为,锁频环和锁相环的稳定时间设为ts= 100 ms,可以得出kp= 9. 2 / ts,ki=( 4. 6 /ζts)2,Γ = 4. 6 / ts,所以可以求得锁相环的锁频环标准化增益 Γ≈ - 92。如图4中0到0. 2 s为理想的50 Hz平衡三相电压, 0. 2 s到0. 35 s之间理想电压基础上加上0. 3 pu的负分量,0. 35 s到0. 5 s为在之前时刻负序分量时频率跃变到54 Hz。

从图4仿真结果可得: 在系统的动态过程中,采用锁频环方式的超调量比采用锁相环方式要小,且其稳定时间比锁相环方式要短; 在电网故障情况下,两种方式都能频率自适应性,频率精度高。可见锁频环方式具有超调量小,稳态精度高,稳定时间短,频率自适应性强的优点,从而提高了风电并网的有效性和可靠性。

3. 2 基于双二阶广义积分锁频环算法仿真

三相输入电压发生相与相间故障造成三相不平衡时的逆变并网仿真,三相输入电压幅值为1. 0 pu,正相电压跌落的幅值0. 5,相位减少30°,负相电压跌落幅值为0. 25,相位增加60°,双二阶广义积分器正交信号发生器增益,锁频环增益设置为 Γ =100,此时整定时间为45 ms。

由二阶广义积分器锁频环所检测到的各相序的幅值和相角计算为:

系统仿真图如图5所示。

图5中的第一个图显示了三相不对称电压, 第二个图为不对称输入电压下检测到的正序分量相角和实际相角,该图显示双二阶广义积分器锁频环完全消除了检测得到相角中的稳态误差, 第三个图显示了锁频环所测得的频率,从图中可以看出检测到的频率无高频振荡现象。因此,从仿真结果可以看出,控制系统采用基于双二阶广义积分锁频环的控制策略,在电网不对称电压条件下能精确的检测电网电压的相位和频率信息, 检测到的频率无高频振荡现象, 频率自适应性强。依据本文中的控制系统,当电网电压不对称时,仍然能够并入电网,从而提高了电网的可靠性和有效性。

4 结束语

风力发电的发展,实现风力发电的顺利并网越来越重要,尤其是在三相电压不对称的条件下的风电并网。本文从三相逆变并网主电路出发,应用双广义二阶积分锁频环实现风电系统的精确锁相,使得在三相电压不对称时仍能快速、准确的跟踪频率和相位信息,具有很好的频率自适应性。

摘要：通过采用双二阶广义积分器实现风力发电并网系统的锁相,检测出不对称电网电压中的正序分量和负序分量。因为电网频率比电网相角更加稳定,所以使用双二阶广义积分锁频环对风力发电系统进行并网。利用MATLAB/Simulink软件对基于双广义二阶积分锁相环和锁频环的风力发电并网系统进行仿真,仿真结果证明锁频环比锁相环具有更加平滑的响应,验证了控制系统的可行性和有效型,保证了风力发电系统的顺利并网。

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