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减载风电机组全风速范围主动参与电网调频策略 研究
发布时间：2022-11-22 10:35
目 录
摘 要 I
Abstract II
第 1 章 绪 论 1
1.1 课题研究背景和意义 1
1.2 国内外研究现状 2
1.2.1 风电惯性响应控制方法研究现状 2
1.2.2 风电功率备用控制策略研究现状 5
1.3 本文研究的主要内容 6
第2 章 变速风力发电机组模型及控制系统 8
2.1双馈风电机组模型及控制系统 8
2.1.1 双馈风电机组的数学模型 8
2.1.2 双馈风电机组的控制系统 10
2.2永磁风电机组模型及控制系统 12
2.2.1 永磁风电机组的数学模型 13
2.2.2 永磁风电机组的控制系统 13
2.3风机模型与控制系统 1 4
2.3.1风机模型 1 4
2.3.2风机控制系统 15
2.4本章小结 1 6
第3章 基于功率控制的DFIG-WTG参数化曲线调频策略 17
3.1风电机组减载控制 17
3.2基于参数化功率曲线的全风速风机调频策略 18
321基于参数化功率曲线的整体控制策略 18
3.2.2下垂功率-转速曲线 19
3.2.3虚拟惯性功率-转速曲线 20
3.2.4改进的桨距角控制策略 22
3.3算例分析 24
3.3.1恒定风速下的算例 25
3.3.2变风速下的算例 30
3.4本章小结 35
第4章 基于转速控制的PMSG-WTG调频策略 36
IV
4.1基于等效转子转速补偿的全风速风机调频策略 36
4.1.1基于等效转子转速补偿的整体控制策略 36
4.1.2等效转子转速-减载功率曲线 37
4.1.3虚拟补偿转子转速的计算方法 38
4.1.4控制策略频率调节的动态过程 40
4.2算例分析 42
4.2.1低风速区 42
4.2.2中风速区 44
4.2.3高风速区 47
4.2.4模拟真实场景下的随机风速 49
4.3本章小结 50
结 论 52
参考文献 53
攻读硕士学位期间发表的论文及其它成果 58
东北电力大学学位论文原创性声明和使用权限 59
《中国优秀博硕士学位论文全文数据库》和《中国学位论文全文数据库》投稿声明 60
致 谢 61
第 1 章 绪 论
1.1课题研究背景和意义
近年来，工业化程度不断提高，世界经济迅速发展的同时，人类的生存环境也面临极 大挑战，环境保护压力如影随形。随着科技的发展，新能源逐步走进大众视野，日益受到 国际重视。鉴于传统能源对生态环境的不利影响以及不可再生能源危机问题，风能因为其 清洁且资源丰富的特性，逐渐成为最有发展前途的可再生能源之一。随着世界各国将风力 发电技术作为重要的发展对象，传统的同步发电机，如火电机组，正在被基于变流器控制 的风力发电所取代。
■累计装机容量 ・新增装机容量
图1-1 2016〜2021年全球累计风电装机容量与新增装机容量
我国为实现能源利用的低碳性，付出了许多努力。国家能源局的数据统计显示，到 2021 年底，我国新能源发电容量突破10.63 亿千瓦，占总发电装机容量的 44.8%［1］。其中，风电 的装机容量首次突破 3 亿千瓦大关，约 32843 万亿千瓦［2］，占全国总装机的 13.86%，同比 增长16.6%，如图 1-1 所示。随着国内各省份和地区“十四五”规划会议陆续展开以及 2035 年远景目标纲要的陆续公布，可以发现国家能源局提出，到 2025 年非化石能源消费占一 次能源消费的比重将达到 20%左右，各地区也在持续推进风力发电比例的提升［3］。在世界 范围来看，可以发现各个国家对于风电发展的重视程度都在持续提高。根据全球风能理事 会(GWGE)的报告，丹麦政府计划到2050年转型成为一个以风能为主导的没有化石燃 料的国家，德国计划在2050年风力发电量能够达到其国家总用电量的 50%，美国计划 2030 年其国家风力发电量占总用电量 20%［4］。
目前风电市场已安装的风机，95%是变速恒频风电机组(variable speed wind turbines， VSWTs) ［5］，其优势不言而喻。变速恒频风电机组不仅可以通过控制变流器实现最大风能 捕获，使其对风能的利用最大化，而且风电机组可利用其独立的无功调节环节改变并网点 接入电压。然而，随着风电渗透率不断提高，一些问题也应运而生。如果采用传统发电机，
- 1 - 其能够在系统频率偏差较大，超过调速器死区时，自发的激活其自动调节装置，以实现阻 止系统频率大幅波动的效果。而对于风力发电机组，考虑到风速本身存在随机波动性，风 电机组自身捕获的机械功率在实际运行的过程中会随风速变化而发生波动，致使电力系统 的有功功率出力和负荷间产生动态的不平衡。因此，需要一定的备用容量抑制上述现象， 然而仅依靠传统机组提供功率备用的成本较高。同时，由于风机与电网解耦后存在固有的 转动惯量损失，即电网频率与风电机组转速相互解耦，使风电系统缺少惯性补偿能力。当 系统频率发生波动时，风电机组不能做出任何响应，旋转动能无法被充分利用以对系统提 供功率支持［6,7］，也造成风电机组对系统功率振荡缺乏抑制能力。在风电大规模并入电网时， 会影响电力系统的安全运行。一些国家已经要求风电场提供可靠有效的有功功率支持以抑 制系统制频率的大幅波动。
随着现代电力系统中风电渗透率急剧增加，风电场与电力系统之间的相互作用程度不 断深化，对于风电并网的技术要求、经济效益和系统监管等相关问题的探讨也在不断深入。 在这个背景下，改善现有调频方法的缺陷，提高风能资源的开发效率，使风电机组主动参 与电网的有功功率控制，保证其能够在全风速范围内提高自身惯性响应能力，增强风机与 电网的耦合能力，抑制风电功率的波动程度，依然是亟待解决的重要课题［8］。因此，积极 探索风力发电主动参与电网频率调节的控制策略，对于降低系统的备用容量需求，促进风 电的快速发展和电力系统安全、稳定运行均有着重要的理论意义和现实价值。
1.2 国内外研究现状
1.2.1风电惯性响应控制方法研究现状
(1)基于功率控制的变速风力发电机 风力发电作为可再生能源市场中应用广泛的能源形式，其系统结构也是多种多样的。
双馈、永磁两种风机的本质区别在于是否有齿轮箱。由于加装齿轮箱使得基于双馈感应风 力发电机(doubly-fed induction generator-based wind turbine generator，DFIG-WTG)在稳定 性及可靠性方面有更加明显的优势，因此目前全世界风电机组中，带齿轮箱的双馈风力发 电机组被广泛使用［9］。风机与发电机通过齿轮箱连接，将风机转速提升至高速的转子转速。 双馈风力发电机组通过控制环节对转子侧变流器的电流矢量进行求解，进而实现转子侧与 网侧的有功传递。与双馈风力发电机组相比，基于永磁同步风力发电机组的风力发电机
(permanent magnet synchronous generator-based wind turbine generator，PMSG-WTG)传动 系统更加简单，控制系统灵活，同时，由于 PMSG-WTG 拥有全功率变流器，保证其在瞬 态变化过程中转速范围变化更大、过压运行能力更强，也因此能够提供更迅速的惯性响应， 在电网受到扰动时有更加高效的电压支持能力［10］，二者各有利弊。不论是双馈还是永磁风 电机组结构，当前许多文献中使用的系统模型都是基于有功功率控制变流器［11,12］，即通过 改变风力发电机有功参考指令的大小，将有功功率指令反馈至变流器，控制风电功率的传
- 2 -
输。
以基于有功功率控制结构的DFIG-WTG为例，其最大功率跟踪(maximum power point tracking，MPPT)控制结构如图 1-2 所示［13,14］。
MPPT
图 1-2 基于有功功率控制转子侧变流器的最大功率跟踪控制图
图 1-3 传统惯性控制环节
然而，最大功率跟踪运行状态下的风机，不具备像传统发电机组一样的频率调节能力， 当系统负荷发生波动时，不能有效提供有功功率的补偿。为了保证电力系统运行的整体稳 定性，各个国家和地区都明确要求风电并网必须具备自身参与调频的能力。对于系统的惯 性响应控制来说，其本质是根据负荷波动反应系统的频率变化，通过改变风机转子侧变流 器的电流参考值，实现旋转动能与电磁功率之间的转化，改变风机与电网之间的传输功率， 以提供额外的有功功率支持，从而实现风机与传统发电机组类似的响应机制。
针对上述有功功率控制下的变速风力发电机组结构，惯性响应控制方法一般可以分为 两类［15］：传统惯性控制［16-26］和步进控制［27-29］。传统惯性控制的附加功率由测量频率决定， 可分为根据频率变化率［13］所决定的虚拟惯性控制，根据频率偏差［17,18］所决定的下垂控制以 及两者的结合［19-26］，其控制环节如图 1-3 所示。
考虑到风速的随机性以及转子转速变化的复杂程度，需要合理地选择附加频率控制环 节的系数，权衡风机的调频性能和风机稳定运行，以求得风机稳定运行的同时实现补偿功 率最大化。目前，针对这种情况，国内外文献提出了一些可行的方法。文献［19］和文献［20］ 针对上述结构，使用传统惯性控制环节，采用固定的虚拟惯性和下垂增益系数进行有功功 率的调整，从而使风机的转子转速发生改变，通过释放和补偿旋转动能来响应系统的频率 偏差和频率变化率，使得风机与传统机组一样具有一定的惯性响应能力。然而，这种控制 方式具有一定的缺陷，文献［21］针对这种控制方式存在的问题进行了论证，即在不同的风 速区域，风机的初始转子转速不同，低风速运行状态在较大的控制增益系数下，在释放旋 转动能的过程中，由于补偿过多有功功率，风机转速跌落较大，会采用切机等方式保护整
- 3 - 个风电系统而避免失稳现象的产生。而调频增益系数较小时，在中高风速下，有功功率的 补偿明显不足，无法避免系统频率偏移，从仿真验证中也可以清晰的看出这种现象。考虑 到在实际应用中，风速比较多变，为了保证在各个风速范围内的风电机组，其转子转速能 够根据旋转动能的实际情况进行自适应的改变，许多文献在附加惯性控制环节使用变化的 增益系数。在文献［22］中，不同风速下的控制系数是根据各个风速情况，通过离线建模分 析模型不断调整得到的拟合曲线。但是，预先确定的附加功率控制环节的增益系数是通过 测量风速获得的，而风速测量存在不准确或者无法获得的情况。为了在负荷突增情况下， 提高频率运行的最低点，保证DFIG-WTG的稳定运行，在文献［23］中提出了基于频率变化 率的动态过程改变下垂系数的控制方法。在文献［24］中，附加的频率控制环节系数能够根 据转子转速自适应的调整。文献［25］根据频率响应期望时间确定时变增益系数，以抑制负 荷突增时频率的跌落程度并避免频率二次跌落现象的产生。而文献［26］中，提出了一种改 进的下垂增益系数控制方法，通过大量的数据计算，得到实时的转子转速和风力穿透系数 的关系，实现有功功率的自适应补偿控制。
对于步进控制，附加的功率由预先设定的功率浪涌函数决定，如阶跃函数［27］、斜坡函 数［28］或扭矩限制函数［29］。与自然惯性响应相比，使用步进控制所获得的附加惯性功率可以 根据频率所表现出不同形状的大小和该形状维持的时间进行适当调整。文献［30］提出了一 种优化的遗传算法，以实现风机在发电期间释放能量的最大化。然而，在转子转速恢复期 间，风机的输出功率降低，并可能导致二次频率跌落。在文献［31］和文献［32］中，在负荷增 大期间，附加功率随转子转速和风力穿透水平的变化而变化，而在频率恢复期间，参考功 率会随着时间和转子转速的变化而缓慢下降。
（2）基于转速控制的变速风力发电机
MPPT
图 1-4 基于转子转速控制机侧变流器的最大功率跟踪控制图
目前，基于转子转速控制机侧或转子侧变流器的变速恒频风力发电系统，其电气和机 械动态变化过程在有功功率和转子转速变化方面与基于有功功率控制的系统存在一定的 差别，但该结构简化了变流器控制环节，应用非常广泛。以 PMSG-WTG 为例，其控制结 构如图1-4所示［33,34］。将经过最大功率跟踪曲线后得到的参考转子速度eref和测量的er之 间的误差通过PI控制器产生控制PMSG-WTG系统定子交轴电流参考值，从而控制机侧变 流器。
实际上，基于转子转速控制的风力发电系统结构在实际应用中非常常见，然而基于转 子转速控制实现系统惯性响应的研究较少。文献［35］中提出了一种不会使风机发生转子失 速，同时能够获得额外动能的方法，该方法通过机侧转子转速与系统侧转速的变化值，获 得额外的转矩变量，叠加相应的转矩变量从而增加或减少电磁转矩，以提供惯性响应。然 而，在该文献中，总是假设转速变量与附加转矩之间是线性的关系，并不存在自适应性。
在文献［36］中，在机侧变流器的转矩参考值上增加了一个额外的参考转矩，以响应系统虚 拟惯性的变化。文献［37］通过改变输入的电磁功率，控制转速的变化，从而调整参考转速 的大小，实现全风速范围内的调频控制。前文所提到的文献［10］，针对基于转子转速控制 的 PMSG-WTG 控制结构，提出了一种综合频率调节方案，但是该方法的补偿功率与负荷 波动的时间息息相关，能够实现转速与桨距角的协调控制。文献［38］针对转子转速控制机 侧变流器的永磁风力发电机组结构，提出了一种包含变系数惯性控制和虚拟电容器控制的 综合协调控制策略，但其对于高风速的情况没有进行进一步的讨论。
1.2.2风电功率备用控制策略研究现状
为了保证风电机组能够像传统同步发电机一样具有调频能力，必须使风电机组具备一 定的备用容量。目前变速风力发电机组所研究的功率备用控制方法主要有两种。
第一种方法是采用风-储联合发电系统，通过储能控制预留部分有功功率以保证在风机 与电网的功率传递过程中适当的充放电，提供有效的有功功率支持。文献［39］介绍了一种 考虑储能电池优化控制方案，以电池所能充放电的极限量值，电池所能使用的最长寿命等 约束条件为基础，提供最大程度的功率备用，同时考虑功率的分配情况，便于有功调用。 文献［40］对钒液流电池进行等效建模，并针对储能结构提出了抑制功率波动的控制策略。 虽然使用储能元件具有调用备用功率快，调节精度高的特点，但是由于元件本身的特性， 其造价成本高、不便维护的缺点也不可忽视。
图 1-5 风机减载原理图
第二种方法是利用风电减载控制，以提供长期的频率支持。变速恒频风电机组通过桨 距角控制［41,42］、超速控制［43］或二者［44-46］组合控制的方式，预留部分有功功率。由于转子转 速存在限制，调节转速实现减载仅仅在低风速区域能够实现，而在中高风速区域，需要配 合桨距角协调完成。图 1-5 展示了风机减载的原理图。
- 5 -
文献［47］和文献［48］中均定义了不同风速模式下，实现减载的不同形式：仅采用转子转 速控制的低风速模式；桨距角控制和转子转速控制相结合的中风速模式；单独采用修正后 桨距角控制的高风速模式。但在判断风速模式时需要准确的风速信息，而要获得减载功率 参考值，同时需要风机的和风速的参数。文献［49］在各个风速区均使用桨距角控制预留有 功备用功率，并结合虚拟惯性控制实现对机组的调频。事实上，桨距角的反复动作会造成 机械磨损，在工程中应该尽量减少低风速段桨距角的动作频率，避免机械损耗。
在桨距角和转速实现减载控制的基础上，文献［50］以及文献［51］利用风力发电机的直流 母线电容器暂时释放或吸收一部分能量。基于这样的控制机制，直流母线电压控制策略可 以消除高频域功率波动，但是，当直流母线电压达到其极限时，直流母线电流将变为零， 从而参考电压将变为无穷大。文献［52］在考虑桨距角和转子转速控制实现减载分配的基础 上，通过滑动平均算法获得有功参考指令。文献［53］提出一种新的策略旨在以分层方式利 用转速控制、桨距角控制及直流母线电容控制，将需要调用的功率备用值，智能地馈送到 每个单独的控制器中，通过案例研究验证该性能可以有效地管理和减少系统的频率波动。
1.3 本文研究的主要内容
本文对减载风电机组全风速范围主动参与电网调频策略进行了进一步的研究，针对现 存的基于有功功率控制的双馈风电机组结构和基于转速控制的永磁风电机组结构，提出了 针对性的风电减载控制方法；在此基础上，针对系统惯性支撑能力不足的问题，提出了全 新的控制策略，以实现风机在全风速范围内的自适应调频。搭建仿真模型验证了不同变速 风力发电机组结构下，所对应控制策略的有效性。本文的主要研究内容如下：
（1） 简述了风力发电的国内外发展趋势以及装机容量的逐年上升为电力系统稳定性 带来的问题；针对目前存在的基于功率控制和基于转速控制的变速风力发电机组的两种结 构，根据国内外研究情况，分析了风电功率备用控制方法和调频控制策略的研究现状和存 在的不足。
（2） 搭建变速风力发电系统的动态数学模型及控制系统。变速风力发电机组已经广 泛应用于风电并网中，为了获得系统扰动后风电机组的动态响应，为后续实现风机的调频 奠定基础，分别以有功控制转子侧变流器d轴电流的双馈风力发电机组以及转子转速直接 控制机侧变流器q轴电流的永磁同步风力发电机组为例，介绍两种变速风力发电系统的变 流器控制模型、风机动力学结构以及桨距角控制结构。并进一步对比分析了两种变速风电 机组的区别，结合转速和桨距角控制实现在传统功率控制策略，即最大功率跟踪策略下的 有效输出，搭建了 Matlab/Simulink 的仿真结构，为分析风电机组接入电网后对系统提供有 功功率支持提供结构基础。
（3） 研究基于功率控制的DFIG-WTG调频策略。传统的控制方式通常通过叠加额外 的频率控制环节以获得参考功率。然而，这种方式需要确定下垂系数和虚拟惯性系数，以
- 6 - 实现风机有功功率支持。然而，增益系数由于风速的随机性和风机运行状态的不同难以确 定。为了对上述情况进行改进，以控制参考有功功率从而改变转子侧变流器电流的双馈风 力发电机组为结构基础，提出了一种修正的参数化功率与转子转速曲线策略，替代了风力 发电机的附加频率控制环节。通过控制功率跟踪曲线，不再需要仔细选择一个固定的下垂 和虚拟惯性增益系数，适用于不同风速的多个风电机组。同时，所提策略具有潜在的自适 应频率调节能力，即能够适用于低、中、高三种风速范围，根据风速的大小，自发的补偿 适量的有功功率，不需要提供额外的风速信息，实现全风速范围内的调频。通过对比仿真， 验证了负荷突然改变时所提策略的调频效果。
（4）研究基于转速控制的PMSG-WTG调频策略。以永磁同步风力发电机为基础模型, 通过转子转速控制直接进行机侧变流器的电流调整。首先提出了一种全新的减载控制策 略，即定义了转子转速和减载控制补偿桨距角的组合变量“等效转子转速”，通过电磁功 率的大小，协调转速控制与桨距角控制，实现全风速范围内的减载。而对于惯性频率响应 环节，提出了补偿虚拟转子转速的控制方法，即将等效转子转速与系统频率相耦合，通过 补偿一个与系统频率相关的虚拟转速补偿变量，改变参考等效转子转速的大小，使得转子 转速和桨距角响应电网频率的偏差，以释放或吸收、更多的有功功率。通过不同的仿真对 比实验，分析各个方法下的调频效果。
第 2 章 变速风力发电机组模型及控制系统
近年来，变速恒频风电机组已经被大规模应用，主要包括DFIG和PMSG风电机组。 目前DFIG-WTG多采用异步发电机，通过有功功率控制转子侧变流器电流实现系统功率传 输，将有功功率注入电网；而PMSG-WTG多采用同步发电机，由转子转速控制器实现机 侧变流器电流调整。同时，为了实现系统的平衡，转子侧或者机侧的电磁功率发生波动， 流入电容的电磁功率随之改变。网侧变流器将转子侧或机侧变流器提供的有功功率注入电 网。即便两种变速风力发电机组的基本结构有所差异，但二者均能实现机组变速恒频运行 的功能，同时由于其有功与无功控制模块相对独立，性能相对稳定，目前也被广泛应用。
2.1双馈风电机组模型及控制系统
双馈式风电机组采用电力电子变换器实现变速控制，转子通过部分功率变流器与电网 相连,风力机将风能转化为机械能，在风力机转轴的带动下进行发电。本节建立风机和DFIG 在旋转坐标系的数学模型，并分析风力机、变流器控制策略。
2.1.1 双馈风电机组的数学模型
在讨论 DFIG 的数学模型时，通常在三相静止坐标系和两相同步旋转坐标系下进行分 析。
（1）三相静止坐标系下DFIG的数学模型
运行原理图如图 2-1 所示。
图 2-1 DFIG 的运行原理图
三相定子绕组的电压方程为，
- 8 -
三相转子绕组的电压方程为，
u = Ri +
ra r ra dt
u - Ri + d"rb
Urb 一 Rrirb
rb r rb dt
u 一 Ri + d"rc
Urc 一 RrZrc
rc r rc dt
式中，Usa、Usb和Usc所示电压表示三相定子侧的值；"ra、"rb和"re所示电压为三相转子侧的 值；isa、isb和isc所示电流为三相定子侧的值；ira、irb和irc所示电流为三相转子侧的值；必a、 必b和必c所示磁链为三相定子侧的值；ira、irb和irc所示磁链为三相转子侧的值；而Rs、Rb 分别表示定子和绕组侧的等效电阻。
三相定子、转子绕组的磁链方程为，
其中，系数矩阵M为互感磁链系数矩阵，L包含自感与互感系数。Lss、Lrr分别为定、转 子侧的自感系数，其余项表示定、转子侧的互感系数。
转矩方程为， T - 1 p (iT dMrs i +iT dMsr i) (2-4)
e 2 n(r da s s da r)
运动方程为， Tm - 丁。=—警 (2-5)
mepn dt
式中，J为风机转动惯量，Pn为极对数，为发电机转子转速，Te为发电机的电磁转矩， Tm为风机的输入机械转矩。
（2）两相旋转坐标系下DFIG的数学模型
可以认为三相静止坐标系下的a轴与两相旋转坐标下的d轴的角度差为0,转子绕组
- 9 -
的a轴与定子绕组的a轴的角度相差Or。设定同步转速3e = dO/dt，转子转速劲=dOr/dt。 经过Park变化，可以得到dq定、转子下的电压方程为，
"sq = RJsq -®e^sd+ Sq
"rd = R/rd - Se - ®r)^rq + 号
"rq = RJrq - (Se - ®r)^rd +
2-6)
式中，"sd、"sq为定子电压，"rd、"rq为转子电压，Rs、Rr为定、转子侧的等效电阻，肖sd、屮sq 为定子侧dq轴分量，怜d、屮rq为转子侧dq轴分量。
因此，定子侧有功、无功功率可以表示为，
3
P = ("sdisd + "sqisq)
3
Qs = ("sqisd - "sdisq)
2-7)
转子侧有功、无功功率可以表示为，
3
P =-^ ("rdird + "rqi'rq)
3
Qr = ~ ("rqZ'sd - "rdisq)
2-8)
转矩方程为，
3
Te = Pn (化q'sd -化d'sq)
2-9)
2.1.2 双馈风电机组的控制系统
DFIG风电机组的综合控制系统如图2-2所示［54］。转子电压向量通过转子侧变流器的 脉冲信号调节，进而控制双馈风电系统的有功、无功功率。转子通过最大功率跟踪曲线得 到在当前转子转速下的最优功率，调节功率参考值获得转子侧变流器的电流。网侧变流器 则通过控制变流器端电压实现风电机组变流器直流电容电压恒定及网侧变流器的无功功 率控制。
目前， DFIG 风电机组在实际工程中应用的十分广泛，尤其在海上风电场，由于齿轮 箱的作用，运行时更加安全可靠。但是，在实际运行中， DFIG 风电机组也存在电网发生 扰动后，变流器出于保护机制会发生动作而导致风机出现脱网的现象。
- 10 -
桨距角
控制
齿轮箱
转子侧变流器
编码器
Udc +
-
SPWM
4 4
a» abc/dq dq/adc 壬 Q
qr
MPPT
网侧变流器
Pg Qg电网 «g
PI
ird -
+
+ Zrq
*
PI
Q*
_ uc 2g
SPWM
▲ *
dq/adc p-
*
UgUcd
Au,
cq
ig
ug
a q
(2-10)I %
* 个 |(2-10)« 叭
P>t
cd
PI
PI
igd
址 Q； 一0
PI
Qg
U
PI
*+
cq
图 2-2 DFIG 风电机组的整体控制系统
1）转子侧变流器控制
在系统转子侧通常使用控制定子电压的方式以实现有功功率与无功功率的解耦， dq 坐 标系下的d轴与定子电压方向一致，贝y满足Usd = "s，"sq = 0。同时，由于电压与磁链的关 系满足滞后90°，因此申Sd = 0，肖sq =屮s。
定子侧功率与 dq 轴的电流关系满足，
Ps 一 誥"s'"
2-10)
Qs 一 匚(鸭s- Lmirq)
2Ls
其中，厶为定子电感，Lm为励磁电感。
同时，由于定子磁链是一个定值，转子侧电压方程可以表示为，
L2L L2
U - RIr+(Lr -才)pIr + jSe -©)[才 V^s+(L -才)P4]
2-11)
式中， p 为微分因子。 在 dq 坐标系下，满足，
"rd 一 "；d+A"rd
<
"rq 一 "；q+A"rq
2-12)
式中，
"r'd = Rrird +(Lr -
"r'q = Rrirq+(Lr -
2-13)
A"rd =-才(Se -Sr)0s -(Se -Sr)(Lr -
A"rq = (Se - Sr)(Lr -旦"rd
L
(2)网侧变流器控制 网侧变流器在dq坐标系下的电压方程为，
Ls~T~ = "sd - "d - Rsisd+SeQsd
dt
dzsq , .
Ls _ = "sq 一 "q 一 Rcisq+SeGsq
网侧变流器通常采用电压定向控制，通常认为d轴与电网电压保持一致，由定子侧功 率公式， "gd = "g， "gq = 0，则通过电网电流可以控制网侧功率，其公式为，
L 3 .
Pg =-^ "gdZgd
4 2 (2-15)
c _3 .
Qg = 2 "gJgq
网侧电压满足，
"cd = "Cd+A"cd + "g /…、
4 ( 2-16)
"cq = "Cq+A"cq
式中，
".=-L - R i d
cd g dt ggd
， diq
<"cq =- Lg^ - Rgigq (2-17)
△"cd = S LJgq
△"cq = -Ss Lgigd
2.2永磁风电机组模型及控制系统
风电机组采用直接驱动技术，风机与发电机之间不需安装升速齿轮箱，且PMSG定子 通过全功率变流器与电网相连。本节建立风力机和PMSG在旋转坐标系的数学模型，并分
- 12 -
析风力机、变流器控制策略。
2.2.1 永磁风电机组的数学模型
PMSG的定子绕组变量所规定的正方向与DFIG模型相似。类比DFIG的数学模型方 程，可得到PMSG在两相旋转系下的磁链、电压、定子输出功率及电磁转矩的关系-PMSG 的电磁转矩Te可分别表示为，
Te = PnWsi （2-18）
在dq旋转坐标系下，其关系与（2-9）保持一致，又因为定子磁场在dq旋转坐标系下， 满足 屮sd =屮f + Ldisd，屮虫=Lqisq，因此，
3
Te =-~ Pn[^f Z'sq + （Ld - Lq）isdisq] （2-19）
通常认为PMSG转子结构对称，即认为定子绕组在d、q轴的电感相等，即Ld = Lq， 则PMSG的转矩也可以表示为，
3
Te =--Pn 旳 isq （2-20）
2.2.2 永磁风电机组的控制系统
图 2-3 PMSG 风电机组的整体控制系统
PMSG风电机组的综合控制系统如图2-3所示[38,55]。
其机侧变流器控制风机的有功、无功功率。采用转子转速控制结构，即通过最大功率 跟踪曲线，获得转子转速参考值®ref, ®ref和实际的转子转速之间的差值，再经过PI控制 器产生控制该系统实际有功功率输出的交轴电流参考值i：q。PMSG风电机组通过网侧变流 器维持全功率变流器直流侧电压恒定，传输风力发电机发出的有功功率。
- 13 -
与DFIG-WTG相比，PMSG-WTG系统传动系统简单、控制灵活、可控性强并且其在 电网扰动时能够有效提供电压支持。同时，由于没有齿轮箱的作用， PMSG-WTG 的传输 效率与供电可靠性均优于DFIG-WTG-由于PMSG-WTG结构采用全功率变流器，能够允 许一定范围的过载运行，因此PMSG-WTG能够展现更好的调频能力。
(1)机侧变流器控制
从公式(2-20)可以看出，电磁转矩Te与定子电流的q轴分量isq成正比关系，即电磁 转矩Te可以受到isq控制。同时，为了实现dq轴分量isd、isq的独立控制，可以采用PI控 制器并叠加补偿项后得到解耦后的定子侧电压的dq轴分量"sd、"sq。
"sd 一 Rszsd+ Ld~r~ +Ausd
dt
< dis
"sq 一 Rsisq+ Lq〒+A"sq
其中，
A"sd 一 -qrLqisq
<
△"sq 一仪厶心+仪必
机侧变流器采用转子磁场定向矢量控制与双闭环控制结构。将经过最大功率跟踪后得 到的转子转速参考值eref与实际转子转速er的差值，经过PI控制器的作用得到机侧变流 器q轴电流分量参考值i：q。由公式(2-20)可知，通过控制内环电流isq就可以实现对电磁 转矩Te的调整，从而控制整个永磁风电机组系统的功率传输。
( 2)网侧变流器控制
PMSG风电机组的网侧变流器控制结构与DFIG风电机组网侧控制结构相似，在采用 全功率变流器的基础上，通过电网电压定向矢量控制，响应电网变化。其中，功率外环通 过直流电容电压和无功功率的PI控制，分别得到内环电流PI控制的d轴分量参考值i；d和 q轴分量参考值igq。与式(2-16)类似，通过前馈补偿项以及解耦项，得到网侧变流器电 压控制信号。
2.3风机模型与控制系统
2.3.1风机模型
风机能够从风中捕获的机械功率可以定义为［56］，
Pm 一 1P兀RVCpQ 0) (2-23)
式中，p为空气密度，R为风机叶轮半径，V为捕获风速，久为叶尖速比，er是转子转速， B为桨距角，Cp为风能利用系数。
在文献［57］中，Cp的数学表达式为，
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在桨距角不动作时，存在一个最优叶尖速比几pt，使得风能利用系数Cp达到最大值， 由于久与转速成正比，与风速成反比。风速增大时，转速也要等比例增大，以保证风能利 用系数维持在最优值。而风能利用系数Cp会随着桨距角p的增加而减小。
2.3.2 风机控制系统
1)最大功率跟踪控制
图 2-4 最大功率跟踪曲线
为了捕获风机的最大功率，对于 2.1 节搭建的双馈风电机组模型及其控制系统，可以 通过参考功率与转子转速的关系得到最大功率跟踪曲线Pmax-er,其具体关系可以由公式 (2-25)表示［58］。最大功率跟踪曲线图像如图 2-4 的红线所示。
式中，kOpt为最大功率跟踪系数，其值的大小取决于风机的物理特性。
根据图 2-4，最大功率曲线根据转子转速可以分为三段。 A-B 段对应于起始区域。在 B-D 段，称为最大功率跟踪区域，控制转子转速维持最优叶尖速比，保证风能利用系数维 持在最大值。D-E段为恒转速段，转子转速几乎为一个恒定值。在E点之后被称为恒功率 区域，Pmax为常数Pnor°
而对于 2.2 节所提的永磁风电机组模型及其控制系统，通过转速控制机侧变流器，也
- 15 -
遵循(2-25)的变化规律，通常认为电磁功率为横坐标，转子转速为纵坐标。通过功率和 转速拟合获得最大功率跟踪曲线，在拟合过程中，通常忽略了启动段与恒转速段，通过两 段式拟合曲线进行等效。恒功率段前的功率跟踪曲线参考 Matlab/Simulink 中自带的转速控 制结构下的风机模型，如式(2-26)所示［36］。
qref - b1P<^ +b2Pe + b3 ( 2-26 )
两种结构的变速风力发电机最大功率跟踪曲线的表达形式虽然不同，但风能捕获功率 曲线和最大功率跟踪曲线的交点是一个平衡点。经过一些扰动后，风机会自动收敛到该交 点，此时捕获的机械功率等于电磁功率，转子转速收敛为一个定值。当风速较高时，采用 桨距角控制，防止转子转速超过emax，将输出功率维持在额定值。
(2)桨距角控制 在最大功率跟踪的情况下，当转子转速达到最大值，要采用桨距角控制的方式，限制 有功功率不超过额定值，其控制框图如图2-5 所示。
图 2-5 桨距角控制系统
风机转速er与转速最大值的差，经过PI控制器及模拟的伺服环节，最后通过限幅器 限制允许输出的最大桨距角，从而输出参考桨距角。桨距角控制对于风电机组的一次调频， 具有不可忽视的重要作用。
2.4 本章小结
本章分别详细介绍了以有功功率控制变流器转子侧电流从而改变风机有功输出的 DFIG-WTG结构，以及转速控制环节直接实现机侧变流器电流调整的PMSG-WTG结构。 通过公式推导以及原理解释，给出两种风机及其所对应变流器的动态模型。同时，对比了 两种控制结构的差别以及各自结构的优势，在不同的矢量控制下，通过搭建仿真模型，模 拟实现了两种风机结构的最大功率跟踪控制。两种风机能够在有功功率控制或者转速控制 的作用下，跟踪风速变化，从而有效维持叶尖速比在最优位置，捕获最大风能。同时，配 合桨距角控制，当风速高于额定风速时，增加桨距角的大小来减小风机的风能捕获能力， 避免风机的功率越限，实现整个风机的有效运行，为之后的研究内容奠定仿真基础。
- 16 -
第 3 章 基于功率控制的 DFIG-WTG 参数化曲线调频策略
针对功率控制的DFIG-WTG，传统方法通常采用减载控制实现系统的有功功率备用。 进行系统调频控制时，采用将附加功率控制环节叠加到原本的有功功率上获得新的参考功 率的方式，响应系统频率变化，提供额外的功率支持。与传统方式不同，本章提出了一种 新的有功功率支持策略，即将风力发电机的附加功率控制由修正的参数化功率-转子转速曲 线决定。该策略中不再需要仔细选择一个固定的下垂和虚拟惯性增益系数，适用于不同风 速的多个风电机组。同时，在不同风速下，具有潜在的自适应频率支持能力，即使是在风 速突然下降的情况下，也可以确保风机的转子转速不会发生越限。最后，这个调频方法可 以适用于低、中、高各个风速范围，在桨距角响应系统频率进行调节的时候，也不再需要 额外的风速信息，实现全风速范围内的调频。
3.1风电机组减载控制
为使变速风电机组具备一次调频的能力，需要通过减载控制，为系统预留出一定的备 用容量。风电机组减载系数似用于描述有功功率降低程度，反映了预留备用容量的大小, 其通常为一个固定值，定义为，
3-1)
为了实现减载控制，留取一部分备用功率，根据风速的不同，减载控制可分为三个区 域，如图 3-1 蓝色线所示。
‘ Cp,de Sde ,0） = （1 - d%） 0卩昨（入pt,°）乙 < V < V
Cp,de "ref，0de) = (1 — d %) Cp,max (入pt，°)乙 < V < 匚
Cp,de "ref，0de ) = (1 - d %) Cp,rated (^ref，^0 ) X < V
（1） 低风速区：风速在V1-V2、0de = 0、er < emax，通过转子转速控制实现减载，使 风机转子超速运行于最大功率跟踪点右侧，转速增加，有功功率输出减少。
（2） 中风速区：风速在V2-V3、pde > 0、er < ®max。在这个区域，转子转速变化的范 围有限，需要同时采用转子转速控制和桨距角控制来实现减载。
（3） 高风速区：风速高于V3、pde > 0、er = emax，仅使用桨距角控制实现。0de作为 桨距角参考值，用来避免风机转子转速越限。
因此，与最大功率跟踪曲线Pmax-er曲线类似，减载曲线Pde-劲曲线可以表示为，
- 17 -
其中，kde是减载系数，Pde是减载功率。值得注意的是，减载系数kde并不等于0.9kopt。
减载曲线如图3-1所示，在相同风速下，减载功率的转子转速（B'、C'. D）大于最大
功率跟踪时的转子转速（B、C、D）°
3.2基于参数化功率曲线的全风速风机调频策略
3.2.1基于参数化功率曲线的整体控制策略
基于参数化功率曲线控制策略的整体框图，如图3-2所示。
所提出的调频策略包括两个关键步骤。首先，根据频率偏差将前文 3.1 节所提出的减 载曲线修改为下垂功率曲线，以提供下垂频率响应。其次，将下垂功率曲线进一步修改为 基于频率变化率的虚拟惯性功率曲线，使得所定义的功率曲线能够同时提供虚拟惯性和下 垂响应，然后，根据测量的转子转速劲，可以得到所提控制策略下注入变流器的有功功率 参考值 P*E 。值得注意的是， dfs/dt 的检测对噪声和谐波干扰都很敏感。因此，可以使用 Washout滤波器进行滤波（Tw = 0.01） [59]，获得实际工程中d/s/dt的值，如图3-2所示。
而图中的下垂功率曲线与虚拟惯性功率曲线将在下文中的3.2.2节和3.3.3节进行详细 的介绍。
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3.2.2 下垂功率-转速曲线
其中下垂功率曲线系数Eopt可以被定义为,
k
ksopt
式中， k8de0% 为带有 20%功率储备的减载系数，为频率上升提供10%的功率备用调节能力。 A/max为本文允许的最大频率偏差，满足A/max = 0.2Hz。
下垂功率曲线如图3-3 的绿线所示。
当系统频率变化率Afs = 0时，下垂功率曲线Pdroop-er与减载功率曲线Pde-er相同。当 发生负荷突增时，系统频率下降，下垂功率曲线根据系统频率变化值由减载功率曲线 Pde-er 向最大功率跟踪曲线Pmax-er移动。因此，在相同转子转速条件下，下垂曲线所决定的参考 功率值会因为频率的下降而增大，从而保证来自风机的更多有功功率被输送到系统。
下垂响应变化过程为期一分钟左右。因此，取Pmax-er曲线是下垂功率曲线的上限。通
- 19 -
过PdroopSr曲线获得的额外补偿有功功率不超过最大有功功率。
同理，当负荷减小，系统频率上升时，功率曲线向下移动，具有相同转子转速时系统 输出的参考有功功率变为较小的值。可以认为，Pdrotp-er是下垂曲线的下限值(如图3-3所 示)，接近最大功率跟踪曲线的80%。
因此，下垂功率曲线为风机提供了下垂频率支持，类似于传统调频控制方法的下垂控 制环节。可以发现，下垂功率曲线与捕获的风能功率曲线总是存在一个交叉点，这意味着 DFIG-WTG 在任何情况下总是收敛于平衡点。下垂功率曲线定义在式(3-4)，从公式中 也可以看出，这个方法不包含任何控制增益系数，由系统频率的变化值决定补偿的有功功 率。
3.2.3 虚拟惯性功率-转速曲线
为了能够为系统频率提供虚拟惯性支持，根据系统频率变化率，将Pdroop-er进一步修 改为虚拟惯性功率-转速曲线，即Pm9r曲线。
本文将虚拟惯性功率-转速曲线Pm9r定义如下，
(d/s/dt)max 为频率变化过程中 d/s/dt 的最大测量值。
要获得(d/s/dt)max的最大值，需要配合锁存器实现对于频率变化率最大值的获取。其原
- 20 - 理是，当一个新的测量值(d/S/dt)max值大于旧的存储值时，新的测量值将替换旧的存储值。 反之，锁存器将保留旧的存储值。
虚拟惯性功率曲线的上限PU：rtial -er被定义为公式(3-7)，其图像如图3-4所示。
Pf (©)=專气©) _ 4(©0)© _ ©0)+ 僱(©0) (3-7)
up r ©a_©0 r 0 de 0
式中，P；；im是在当前风机的运行方式下，最大极限转矩所对应的上限功率曲线，而ea为初 始转子转速。
为避免输出功率变化过快和功率过量增加而导致风机机械扭转过量，功率上限限制值 和最大扭矩限制值Tmax分别设置为1.1p.u.和1.07p.u.[60]。最小扭矩限制Tmin通常设置为 0.05p.u.[61]。
转子转速在频率发生增加时相应的增大。因此，定义piowral -er时，只考虑转子转速高 于当前转速ea的变化范围。且需要考虑防止转子转速加速超过限值的情况。虚拟惯性功率 曲线下限P；nwral-er通过公式(3-8)和图3-4的橙色曲线所示。
础畑=祇©__©7叭© —©… (3-8)
为了解释频率调节的具体过程，以负荷突增，系统频率下降现象为例，用图 3-4 中的 红色曲线表示频率调节过程中系统功率的运动轨迹。
图 3-4 虚拟惯性-转速曲线
在初始时间，假设点G位于减载曲线的初始状态运行点。此时，负荷增加，A/S和d/S/dt 为负值，d/S/dt迅速下降到最小值。即|d/S/dt达到最大值。减载功率曲线的初始运行点，也 因为频率的变化迅速转变为上限虚拟惯性曲线PUTial-er。因此，运行点从G切换到H点， 风机释放最大允许功率去进行频率控制。
- 21 -
然后，A/s和|d/s/dt|继续下降。根据式（3-4），下垂功率曲线随A/s的变化逐渐向上移 动。同时，由于额外的有功功率释放，转子转速er降低。点J是eK位于PUertial -er曲线的 上的运行点，点I是eK位于Pdroop-er曲线的运行点。由于d/s/dt减小，满足d/s/dt < （d/s/dt）max， 根据式（3-6），运行点从点H移动到点K，此时转子转速为eK，对应的功率即为当前的 虚拟惯性功率。来自风机的额外有功功率逐渐减少。随着d/s/dt趋近于零，运行点从PUTial -er曲线逐渐移动到下垂功率曲线。当d/s/dt = 0时，频率达到最小值。此时，惯性功率曲 线变为下垂功率曲线。运行点K将变成厶，位于下垂功率曲线Pdroop2-er。
而后，频率回升。d/s/dt和A/s的符号正好相反。此时的惯性响应不利于频率恢复。因 此，当d/s/dt > 0和A/s < 0时，功率曲线保持下垂功率曲线。惯性功率曲线仅在d/s < 0和 d/s/dt < 0时启用。随着频率的恢复（A/s增加），Pdroop2-er曲线将向下移动到Pdroop3-er曲线。 如图 3-4 所示，运行点将从点 L 转移到点 M。
上限虚拟惯性功率曲线PU：rtial -er曲线和风能捕获曲线Pm-er总是有一个交点（如图3-4 中的0点），这也是一个平衡点。只有在d/s/dt保持在（d/s/dt）max的极端情况下，风机才会 收敛到这个交点。这个交点的转子转速仍然高于最小转子转速限制值emm。实际上，d/s/dt 在频率调节过程中会逐渐减少。因此，在调频过程中，转子转速总是高于emm。而频率上 升时的过程与频率下降过程相似。该方法可保证风机在安全的转子范围内运行，防止出现 转子过减速现象。
值得注意的是，式（3-4）和（3-6）都没有用到控制增益系数。输出功率由当前测量 的转子转速和修改后的功率曲线决定。因此，与现有控制方法存在的难以选择适当的控制 系数的问题不同，所提出的策略没有用到任何控制系数。
3.2.4 改进的桨距角控制策略
图 3-5 不同风速下的桨距角和减载功率
在传统的调频控制方法中，在中高风速区，需要增加桨距角控制，以限制转子转速越 限，并实现减载控制。但是，传统方法在进行减载控制时，经常需要判断风速所在区域， 再通过风速信息计算出减载时的桨距角。因此对风速的精确度要求比较高。目前工程上应 用最广泛、技术最成熟的的风速测量仪器是机械式测风仪。但是，风速测量仪本身存在基 本误差；同时由于机械转动存在惯性，测量数据存在滞后性，存在响应风速变化速度缓慢 的问题；另外测量仪安装位置会严重影响风速测量精度。不准确的风速测量可能会影响系
- 22 - 统控制性能，计算0de还需要一个复杂的方法。综上所示，本节设计了改进的桨距角控制 方法。
图3-5显示了减载功率、最大功率桨距角0mppt、减载桨距角0de以及上述两个桨距角 之差A0与风速的关系。减载控制时，当风速低于门，桨距角保持为零。在V1和V2所在 的中风速区，同时采用桨距角控制和转子转速控制来实现减载。当风速高于V2时，仅采用 桨距角控制来实现减载。而在最大功率跟踪下的桨距角，风速达到V2前均保持为零。直至 高风速区域，为保证风机能输出额定功率，桨距角随风速的增大逐渐增加。
在图3-5中观察到最大功率跟踪时的桨距角与减载时的桨距角差值可以看作A0, A0 可分为三个段：风速低于V1的低风速区，其值为零；V1-V2中风速区，A0为非线性曲线；
图3-6 Ap与减载功率拟合曲线
进一步观察可知，在低风速区，Ap为零，减载功率低于0.38p.u.；在中风速区，减载 功率在0.38p.u.和0.9p.u.之间，Ap随减载功率的变化而变化；在高风速区，减载功率保持 在0.9p.u.,可以认为Ap保持在恒定的值，即1.6deg附近。
Ap与减载功率曲线如图3-6所示，在(3-9)中给出了其多项式拟合函数，
0 Pg < 0.38p.u.
△0=(20.9Pe3 - 48.17 P2 + 37.62P — &42 0.38p.u. < P < 0.9p.u. (3-9)
1.6 Pde = 0.9p.u.
图 3-7 所提出的桨距角控制策略
根据(3-9)可以通过减载功率Pde获得Ap,这时，通过减载功率就可以获得需要补偿 的桨距角，不再需要提供额外的风速信息。
在中高风速区域，必须调整桨距角，以释放适量的有功功率，参与频率调节。改进后 的桨距角控制如图 3-7 所示。 Ap 由(3-9)得到后，采用线性方法计算进一步得到补偿桨
- 23 -
3-10)
补偿桨距角A0'随系统频率进行调节。当A = -A/max，补偿桨距角A0'没有发生动作， 等于 0。当 A = 0, A0'等于 A0, Aef = 0de。
修改后的桨距角控制环节不再需要提供额外的风速信息控制减载，同时桨距角能够根 据系统频率变化实现各个风速区域风机的调频。
3.3 算例分析
(b) 水轮机
图 3-9 基于调速器的传统发电厂模型
在本节中，使用 Matlab/Simulink 软件进行了模拟仿真，通过对比下文所述的其它控制 方式，验证所提出的频率调节策略的有效性。图 3-8 展示了本文中使用的的两区域互联的 小型电力系统模型。它包括静态负荷、火电机组、水电机组和一个聚集型的 DFIG 风电场， 电力系统的总容量为1600MW。利用文献［62］中简化的调速器模型来模拟传统发电厂进行 仿真，见图 3-9，其参数如表3-1 和表 3-2 所示。
以基于有功功率控制的 DFIG 变速风力发电机机组为基础，将所提出的基于参数化功 率曲线的调频控制方法性能、不同风速下常规固定调频增益系数控制方法和MPPT控制方 法的性能进行了比较。
- 24 -
表 3-1 常规火电机组的系统参数
参数 取值
火电机组容量Pt 700MW
下垂系数 RT 0.05
调速器时间常数 TG 0.2s
发电效率 FHP 0.3p.u.
再热时间常数 TRH 7s
汽轮机时间常数Tch 0.3s
表3-2水电机组的系统: 参数
参数 取值
水电机组容量Ph 400MW
调速器时间常数Tg 0.2s
下垂系数 RH 0.05
复位时间 TR 5s
暂态调差系数Rt 0.38
稳态调差系数Rp 0.05
水电机组启动时间常数Twa 1s
在传统的具有固定增益系数的调频方法中，其控制框图如图1-3所示，将虚拟惯性系 数K分别设置为30和15，而下垂系数Kd设置为24和9。在中风速区域下，当选择较大 的控制增益系数时，可以在保证系统稳定运行的同时，有效地提高DFIG的惯性控制性能。 相比之下，在选择较小的增益控制系数时，不能保证风机提供有效的有功支持，在调频过 程中，系统的频率偏差较大，但是能够确保所有DFIG在低风速条件下不会发生频率二次 跌落。值得注意的是，大的增益系数和小的增益系数所选择的数值，只是传统调频方法中 的一个可选值。如果系统发生了改变，则应适当地更改这些值。
场景1、 2、 3分别为低风速区、中风速区和高风速区的恒定风速。在场景4和5中， 假设风速在调频事件发生时分别在10s和1s内从9m/s降低到7.8m/s。场景6为低风速区 的随机风速。在所有情况下，如果转子转速达到emm，则发生保护动作，通过断开风机使 风机脱网运行以此来保证整个电力系统的稳定。
与负荷减小，输出有功功率下降相比，在负荷增加，系统频率下降时增加输出功率的 环境相比较而言更加难以实现。因此，本章的所有仿真算例均设置在50s时，系统负荷突 然增加0.1p.u.，而导致系统频率下降，验证对比各个控制策略的仿真效果。
3.3.1 恒定风速下的算例
（1）场景1：低风速区负荷突增
- 25 -
40 50 60 70 80 90 100
t/&
0.1
0.05
-0.05 - -
-0.1 1 1 1 1 1
40 50 60 70 80 90 100
t/s
(d) DFIG-WTG 的桨距角
图 3-10 场景1的仿真结果
图3-10说明了在低风速区域，系统捕获风速为8m/s的仿真结果，其中基于DFIG的 变速风力发电机只使用超速控制来实现减载控制。
在 50s 之前，对于传统的附加频率控制环节的调频方法和所提出的调频方法，初始功 率保持在0.9Pm,即0.1605p.u, MPPT的输出功率始终保持在最大功率0.1782p.u,
对于大增益控制系数下的系统频率变化，其频率的降低速度要慢于小增益控制系数和 所提出的控制策略。由于大增益系数在电网的初始阶段释放更多的功率，转子转速下降的 更多。如图3-10(c)所示，在71.72s时，DFIG的速度达到emin。为了保护风机，调频被禁 用，从而导致了系统频率的二次跌落。第一次出现的系统频率最低点为49.83Hz，第二次 出现的系统频率最低点为49.74Hz。
小增益调频控制系数可以确保DFIG-WTG在一个安全的转子速度范围内运行。然而， 由于其提供的有功功率支持有限，有功功率峰值仅为0.1945p.u.,也因此造成系统频率最 低点较小，为49.71Hz。小增益控制系数下的稳态频率为49.81Hz。
所提出的控制方法的峰值有功功率为0.2414p.u.,大于小增益控制系数下的有功功率 峰值，但小于大增益控制系数的有功功率峰值。然而，所提方法通过修正的有功功率与转
- 26 -
子转速曲线，可以有效防止风机过度释放动能。转子转速几乎达到但不低于emm。基于参 数化功率曲线的调频策略的频率最低点为49.81Hz,比小增益控制系数的频率最低点高 0.1Hz°所提控制策略对应的稳态频率为49.82Hz，比小增益系数控制方法的稳态频率高 0.01Hz。
t/s
图 3-11 场景 1 的仿真结果
图 3-11 说明了 10m/s 风速下的仿真结果。 由于风速的增加，传统的大增益系数调频控制方法的转子转速不低于转速的下限值。 与大增益相比，所提策略具有更好的性能。其原因是所提出的方法具有潜在的自适应性。
- 27 -
随着风速的增加，对频率起到支持作用的有功功率会随着风速的增大而增加。
小增益系数的调频方法所对应的频率最低点为49.7Hz，稳态频率为49.81Hz。大增益 系数的调频方法的频率最低点为49.79Hz,稳态频率为49.83Hz。所提出的控制策略其频率 最低点为49.85Hz，比大增益系数控制的频率最低点大0.06Hz；稳态频率为49.85Hz，比 大增益系数下的稳态频率大0.02Hz。
2)场景2：中风速区负荷突增
t/s
(a) 系统频率
t/s
(b) DFIG-WTG 的有功功率
t/s
(d) DFIG-WTG 的桨距角
图 3-12 场景2的仿真结果
图3-12说明了场景2的仿真结果。在这种情况下，DFIG的捕获风速在中风速区，为
- 28 - 恒定的 11m/s。
如图3-12(a)，传统的方法中，当调频系数较小时，频率最低点为49.69Hz，比MPPT 控制的频率最低点高0.05Hz,但比大增益系数的频率最低点低0.03Hz°所提出的参数化功 率曲线的控制策略的频率最低点为49.84Hz，比小增益系数高0.15Hz。所提策略的稳态频 率为49.86Hz，比大增益系数的稳态频率大0.03Hz，比小增益系数的稳态频率大0.04Hz°
在图3-12(b)中，MPPT的输出功率总是0.5623p.u.。在50s之前，传统方法和所提出 的策略保持了 0.9 倍的最大功率跟踪的初始有功功率。所提策略的额外补偿功率大于其它 控制方式，这是因为所设计的惯性功率曲线用于提供惯性支撑。小增益控制系数的峰值功 率为0.5342p.u.,大增益控制系数的峰值功率为0.5495p.u.,所提出的控制策略峰值功率为 0.5955p.u.。
在图3-12(c)中，所选的大增益和小增益调频系数可以确保DFIG在安全的转子转速范 围内工作。而所提控制策略的转子速度收敛于更低的值。由于其潜在的自适应能力，可以 从 DFIG 中释放更多的动能。
如图3-12(d)所示，桨距角控制开始动作，以提供减载和频率支持。在50s之前，DFIG 在减载模式下运行，桨距角约为1deg° 50s后，桨距角减小，释放额外的功率作为频率支 持。
(3)场景 3：高风速区负荷突增
图3-13说明了算例3的仿真结果。在这种情况下,假定高风速区的捕获风速为13.4m/s° 在高风速区，频率调节不再通过转子转速控制实现，而是依赖于桨距角的控制。图 3-13(c)表明，所有控制方法的转子转速均接近1.21p.u.。在图3-13(d)中，所提策略的桨距 角比传统方法下降得更深。因此，风机的输出功率高于大增益控制系数调频方法，所提策 略的频率最低点高于大增益控制系数的频率最低点。如图3-13(a),小增益控制系数方法的 频率最低点为49.72Hz，比大增益控制系数的频率最低点低0.06Hz，比所提出的控制策略 低 0.08Hz。
由于桨距角的下降水平不同，所提控制策略的稳态频率为最大值，49.88Hz,而大增益 系数的稳态频率为49.87Hz，小增益调频系数的稳态频率为49.83Hz°
- 29 -
1.22
.1.21
n
1.19 1 1 1 1 1
40 50 60 70 80 90 100
Z/s
图3-13 场景3的仿真结果
以上三种情况的结果清楚地表明，无论在低、中还是高风速区，所提出的控制策略都 能比传统方法提供更有效的频率支持，能够为不同的风速情况提供潜在的自适应频率调节 能力，并防止DFIG的转子过减速造成频率二次跌落。
3.3.2 变风速下的算例
本节介绍了变风速条件下的对比仿真结果。风速在不同时间间隔下发生下降，同时也 考虑了实际情况下的随机风速。
- 30 -
40 50 60 70 80 90 100
f/s
0.1
0.05
-0.05
-0.1 1 1 1 1 1
40 50 60 70 80 90 100
“S
(e) DFIG-WTG 的桨距角
图 3-14 场景 4 的仿真结果
图3-14说明了场景4的仿真结果，在50s时，风速在10s内从9m/s下降到7.8m/s°
从图3-14(c)可以看出，所提出的调频策略与大增益系数下的传统调频控制方法不同， 在补偿有效的有功功率的同时，能防止转子速度低于emin,转子转速能够迅速收敛到 0.7801p.u.,其频率最低点与小增益系数下频率最低点近似相等，均为49.63Hz,但由于所 提控制策略虚拟惯性补偿值较大，因此出现频率最低点较晚，约在65.24s出现。同时，由 于所提策略不会发生频率的二次跌落，比大增益控制系数下的频率二次跌落的频率最低点 大 0.08Hz。
- 31 -
(2)场景5：风速在1s内从9m/s降至7.8m/s，负荷突增
图3-15为场景5的结果。在这种情况下，在50s时，风速1s内从9m/s降低到7.8m/s。 与场景 4 相比，风速降低速度快于场景 4。这导致了转子速度比场景 4 更快地降低。 随着风速的降低，风机的输出功率逐渐下降。
对于小增益调频系数，风机仍然运行稳定，频率最低点为49.59Hz,比场景四的频率 最低点高。
9
8.5
8
40 50 60 70 80 90 100
” S
50
49.9
z 49.8
芒 49.7
49.6
49.5
图 3-15 场景 5 的仿真结果
然而，对于大增益调频系数，转子转速在75.62s时达到emm，比场景4出现转速越限 情况早。在80.24s时出现二次频率跌落频率最低点为49.55Hz°
即使在风速突变的情况下，有功功率降低，本章所提出的方法仍然可以成功地防止转 子过减速，如图3-15（d）所示。所提控制方法的转子转速能够收敛到0.7801p.u.，风机转速 不会越限，也不会发生切机现象。频率最低点比小增益调频系数高0.05Hz,频率的稳态值 为49.7Hz,比小增益调频系数的稳态值高0.02Hz°
（3）场景 6：模拟真实情况下的随机风速，负荷突增
图 3-16 给出了场景 6 的仿真结果，即在中国东北地区的实测风速（低风速区），在 50s时负荷突然增加0.1p.u.时的仿真效果。
对于 MPPT 控制方式，有功功率仅受风速的影响。在风速变化较大时，由于风机不参 与调频工作，始终保持在最大功率跟踪模式下工作，不能补偿额外的有功功率。
6.5
40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150
t/s
- 33 -
40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150
t/s
图 3-16 场景6的仿真结果
小增益控制系数可以保证DFIG的稳定运行。然而，频率调节补偿的额外有功功率是 不够的。可以看出在随机风速下，其平抑功率波动的能力比较弱，在负荷突增时，所提控 制策略的频率最低点为49.84Hz，比大增益系数的频率最低点大0.04Hz，比小增益系数的 频率最低点高 0.11Hz。
由于在大增益控制系数的调频方法中释放过多的有功功率，转子转速快速下降，在 134.16s时，到达emm，导致频率二次跌落。二次频率最低点为49.7Hz，是所有对比情况 下的频率最低值。事实上，从图3-16(b)中可以看出，调频控制在转子转速发生越限导致风 机被禁用之前，大增益系数的调频效果会优于所提出的控制策略。然而，大增益系数控制 会导致DFIG的转子发生过减速，并导致二次频率跌落，因此从整体效果来看，所提出的 控制策略会优于其他方式。
场景 4、5、6 的仿真结果表明，即使在变风速的条件下，所提控制策略仍能保持良好 的调频效果，并且能够有效防止风机发生过减速。
- 34 -
3.4 本章小结
本章考虑到风电并网导致的频率波动问题，以控制有功功率参考值从而改变转子侧变 流器电流的双馈风力发电系统结构为基础，提出了一种由修正的参数化功率-转子转速曲线 控制风机有功功率输出的策略，使得风力发电有效参与电网频率调节控制。所提控制方法 用修正后的有功功率-转子转速曲线代替传统方法中的附加频率控制环节，该策略中不包含 任何控制增益系数，但在实现功率备用控制的基础上，能够提供虚拟惯性和下垂频率响应， 同时补偿的功率能够根据风速的变化，自适应的调整补偿有功功率的大小，有效避免有功 功率补偿过大或者过小导致的频率二次跌落或者频率最低点过小的问题。同时改进了桨距 角控制，不再需要使用额外的风速信息判定风速所在的范围，在实现中高风速下的减载控 制的基础上保证改进后的桨距角控制响应系统频率的变化实现系统的调频。通过仿真验证 的结果表明，所提策略在各种风速条件下提高频率响应和防止转子转速过减速方面的能力 比传统的固定增益系数调频策略具有更好的性能。
- 35 -
第 4 章 基于转速控制的 PMSG-WTG 调频策略
目前，对于 PMSG-WTG 的应用比较广泛，其采用全功率变流器有效隔离系统扰动对 PMSG 的干扰。同时该结构控制回路少，运行可靠性更高，所搭建的结构简化了机侧变流 器控制环节，通过转子转速控制回路直接进行机侧电流的调整从而实现对风机输出有功功 率的调节。本章旨在针对上述结构的PMSG-WTG,研究一种全风速范围的转子转速控制 方法，通过定义转子转速和减载控制补偿桨距角的组合变量，即“等效转子转速”，实现 整个风速范围的减载控制。同时，惯性和一次调频能力的提升可以通过增加一个虚拟的转 子转速补偿量而实现，该补偿量可以响应系统频率的变化，从而使得转子转速或桨距角的 调整与电网频率偏差相耦合，以根据系统负荷的变化情况释放或吸收、更多的有功功率， 提供有效的频率支持。
4.1基于等效转子转速补偿的全风速风机调频策略
4.1.1基于等效转子转速补偿的整体控制策略
以第二章所提出的基于转子转速控制机侧变流器的PMSG风力发电机组为结构基础， 提出如图 4-1 所示的整体控制策略框图。
为了实现PMSG在整个风速范围内的减载控制，本文定义了一个新的控制变量，即等 效转子转速eb,该变量结合了转子转速和减载桨距角信息，
佻=% +0de （4-1）
式中，ede是低风速区域的减载转子转速，其本身为标幺值。而0de是中高风速区域的减载 桨距角标幺值，通过定义12m/s时的减载桨距角012为基准值，将实际的桨距角值标幺化 处理，从而保证等效转子转速eb的量纲。
此外，通过风机建模数据拟合得到了等效转子转速与减载功率的关系曲线。根据这条 曲线，可以通过当前的减载功率查询相应的等效转子转速eb,详情见4.1.2。
为了将电网频率与等效转子转速直接联系起来，根据频率偏差值可以得到补偿变量 △eb。通过在eb上叠加Aeb,得到参考等效转子速度ebref,
®bref =®b +A®b （4-2）
由于等效转子转速eb包含转子转速和桨距角的标幺值信息，因此应将这两个值分开， 以获得控制器的转子转速参考值或桨距角参考值。桨距角只有在转子速度达到emax时才会 起作用。因此，可以在等效的转子转速ebref后面增加一个限制器。当ebref小于emax时， 将ebref直接作为转子转速控制回路的参考值。当ebref大于emax时，转子转速参考值恒定 为emax,通过从ebref中减去emax可以得到桨距角标幺值0de,再通过基准值，恢复桨距角
- 36 -
的实际值。因此，当ebref超过emax时，桨距角可以参与调频从而使风机对系统频率变化作 出响应，如何获得虚拟转子转速补偿变量Aeb详见下文4.1.3°
4.1.2 等效转子转速-减载功率曲线
图4-2等效转子转速-减载功率曲线（eb-Pde）
减载转子速度和减载桨距角在不同风速区域的关系与第三章 3.1 节公式（3-2）保持一 致。风速每变化0.1m/s,通过公式（3-2）计算出相应的转子转速和桨距角。求得各个风速 下采样点如图 4-2所示。
在低、中风速条件下，九pt和Cp,max可以通过第二章的等式（2-24）得到。因此，Ade 可以用（3-2）计算，通过公式Ade = edeR/v计算出减载转速ede,同时得到减载桨距角。在 高风速条件下，可以通过公式（2-23）计算Cp,rated。由于此时已知Aref,可以用公式（2-24） 反推得到00,在已知这些变量的基础上，减载桨距角的实际值也可以用公式（3-2）得到， 再将减载桨距角标幺化处理，可以得到所需要的桨距角标幺值0de。
因此，基于公式（4-1）,可以得到减载功率Pde和等效转子转速eb在不同风速区域下 的离线拟合数据。与不同风速区域对应，eb-Pde曲线可分为三段。第一段是低风速区域，
- 37 -
Pde小于0.38p.u.,桨距角控制没有启动。根据式（4-1）, eb等于ede。第二段为中风速区 域，其功率大于0.38P.U,第三段是高风速区域，其中Pde大于或等于0.9p.u.。在第二段和 第三段的风速区域中，均启用了桨距角控制环节。
考虑到减载曲线的精确度和复杂度，进行近似计算，拟合的eb-Pde曲线如图4-2所示, 采用以下分段函数来拟合eb-Pde曲线，
冷阳 + k2Pde + k3 Pde < 038p.U.
d ='k4/de" + k5Pde + k6 038p.U. < & < 0.9p.U. （ 4-3 ）
、k7Pde + k Pde >。刃口.
利用曲线拟合工具对离线数据进行线性回归求解，得到（4-3）中各拟合参数的值如下： k1 = -2.59、k2 = 2.752、k3 = 0.5249、k4 = -5.6、k5 = 9.44、k6 = -1.552、k7 = 185.9、k8 = -164.7。
4.1.3虚拟补偿转子转速的计算方法
引入虚拟补偿转子转速Aeb来产生惯性响应。在4.1.2节中，得到了方程（4-3），描 述了减载时有功功率Pde与等效转子转速eb之间的关系。为了求取补偿的虚拟补偿转子转 速，需要求取等效转子转速eb与最大功率跟踪曲线Pmppt的关系。因此，在图4-2的基础 上，采用离线数据，求取了 eb-Pmppt的拟合曲线。
可以得到eb-Pmppt的关系如式（4-4）所示,
b1Pmpp^ + b2 Pmppt + b3 ^mppt — 1p.U. b4Pmppt + b5 Pmppt >
其中， b1 = -0.9013；b2 = 1.621；b3 = 0.4815；b4 = 186.7；b5 = -184.3。值得注意的是，最大
功率跟踪曲线存在恒转速段，等效转子转速变化较小，可以采用近似拟合，不再分段考虑。
低风速区的eb-Pde曲线和eb-Pmppt曲线如图4-4所示。假设PMSG-WTG最初在减载点 “1”上运行，认为初始运行点的减载功率为P1。可以认为，
db1 = k1P1 + k2P + k3
因此，结合公式(4-4)和(4-6)，可以认为，
監=勺yy+ bK%卜叽 (4-7)
那么，PMSG-WTG在参与系统频率调节的过程中，通过转子转速实现调频的过程中, 参考转子转速的最大变化量是Aebmax,
A®bmax = ®b1 - ®b2 =klp2 + k2P1 + k3 _ b1 ] 一^% + b 一^% + b3
可以认为存在A/max是系统允许的调频区间，在频率变化过程中，当频率达到限值时, 参考转子转速也会减小虚拟补偿转子转速变量Aebmax,当系统频率没有发生波动时，虚拟 补偿转子转速变量不会补偿给等效转子转速。可以认为，系统频率的变化量与虚拟补偿转 子转速Aeb存在对应关系，因此，
、叽 Af
bmax max
因此，低风速下，可以认为虚拟补偿转子转速变量Aeb为,
考虑到风机的初始运行状态点P1的功率在实际工程中难以测量，可以用实时捕获的电 磁功率Pe替代P1，负荷突增，输出的电磁功率增大，可以补偿更多的虚拟补偿转子转速 变量Aeb，抑制等效转子转速的增加，从而使风机的转速响应参考等效转子转速的变化，
- 39 -
增加机械功率。 同理，虽然中风速段减载控制需要通过桨距角控制实现，但由于等效转子转速变量包 含了转速和桨距角信息，因此中风速段的推导过程与低风速段类似。
而在高风速段，由于减载功率与其对应的最大功率跟踪运行状态下的功率相差最大值
0.1p.U.，仅通过桨距角控制实现调频，可以认为有功功率发生的变化量满足线性关系，
4-11)
由于在恒功率段，可以认为等效转子转速变化 Aeb 可以使得减载时的有功功率变化
APe,结合式（4-11），得到，
从而得到Aeb与Af在高风速段的关系。
基于以上分析，可以推导出全风速范围内Aeb和A的关系。Aeb-Af的表达式为,
4.1.4控制策略频率调节的动态过程
当频率下降时，所提控制策略的PMSG参与频率调节的动态响应如图4-5所示。有功 功率和转子转速的运动轨迹如图 4-6所示。
图4-5中，风机捕获的机械功率与电磁功率之间的区域S1的面积表示风电机组释放的 旋转动能，主要在惯性响应阶段发挥作用，影响系统的频率变化率和频率最低点。S2所示 的面积表示风电机组捕获的机械功率增量，能够提供一次频率支撑，影响系统的稳态频率。
将调频的动态过程分为6个时间段，分别对各时间段内的动态过程进行分析。
t< t1：在此时间范围内，电磁功率Pe等于风能捕获功率Pm,转子转速保持恒定，PMSG 机组稳定运行于超速减载点处。
t1 < t < t2：当t = t1时，负荷突然增大，频率发生跌落。依据式（4-13），等效转速调 整量Aeb随频率减小而减小。由于PMSG机组的转子转速与电网频率是解耦的，因此负荷 变化瞬间转子转速er保持不变。依据式（4-2 ）, ebref减小。由上述分析可知，er与ebref 之间的偏差Aee增大，经过PI控制得到的电磁转矩参考值Te增大。经后续控制环节的作
- 40 -
用, PMSG机组电磁功率Pe增大。根据风力发电机的转子机械方程，转子转速er减小, 由风机自身特性曲线可知，风能捕获功率Pm增大，其转矩Tm也增大。
z u八
50
W
49.9
49.8
图4-5所提控制策略下PMSG参与频率调节的动态响应过程
图4-6所提控制策略下电磁功率Pe及其等效转子转速eb的运动轨迹
t2 < t < t3：由于电磁功率增大，根据eb-Pde曲线，eb增大。在此期间，由于频率偏差 不断增大，且eb的变化范围较小，此时Aeb起主导作用，使得ebref减小且其减小量大于 er的减小量，er与ebref的差值Aee增大，经PI控制器后转矩参考值T-ef增大，导致电磁 功率Pe增大。依据转子机械方程，er继续减小。当t = t3时，Aee达到最大值，Pe也达到 最大值。依据式(4-3)所述的eb-Pde曲线，eb达到了最大值。
t3 < t < t4：在此期间，由于频率f开始回升，Aeb开始减小，ebref的变化率开始小于er, 导致Aee减小，Pe也开始减小，但仍然大于Pm, eb受到Pe的影响也开始减小。由式(4-3) 可知，ebref减小，依据转子机械方程，er减小，当t = t4时，两者转子转速初次相等。
t4 < t < t5：在此期间，由于Pe仍然大于Pm,依据转子机械方程，e「减小，ebref也继续 减小，二者偏差Aee减小，导致T-ef和Pe减小。由于劲减小，Pm增大。当t=t5时，Pm
- 41 - 初次与电磁功率Pe相等。
t > t5：在此期间，由于er的变化速度略慢于ebref, Aee为负，因此Pm略微大于Pe, er增大。当t = t6时，Pm等于Pe且er等于ebref,此时PMSG机组达到了新的稳态运行点。
4.2 算例分析
在Matlab/Simulink中基于转速控制机侧变流器的PMSG-WTG,建立了与第三章算例 相同的电力系统仿真环境。并且设置了不同风速区域内恒定风速下，负荷突增和突减情况 下，不同控制策略对比后的风机调频效果，以及随机风速时各个调频控制策略的仿真对比 效果。验证了所提出的控制策略的有效性。采用以下控制策略进行比较。
(1)所提出的等效转子转速补偿的频率调频策略。
(2)文献［38］中传统的固定增益系数调频方法。
(3)减载控制(PMSG不参与频率调节)。
4.2.1低风速区
1)场景 1：负荷突增
t/s
t/s
(c) PMSG-WTG 的转子转速
- 42 -
图 4-7 低风速区场景1 的仿真结果
风速设置为9m/s, 50s时负荷突然增加0.1p.U.。仿真结果如图4-7所示。
如图 4-7 所示，当 PMSG-WTG 采用所提控制策略时，能够直接通过补偿虚拟等效转 子转速控制动能释放的大小，由图4-7(b)可以看出，系统的有功功率补偿值远大于传统控 制方法。图4-7(a)可以看出，所提出的控制策略系统频率最低点为49.84Hz,比采用文献中 传统控制方法时的频率最低点大0.11Hz。而所提方法的稳态频率为49.84Hz，比传统控制 方法大0.03Hz。与传统的调频方法相比，基于等效转子转速补偿的调频策略具有更好的调 频性能，支撑频率变化的有功功率能够随风速的增加而增加，这验证了所提出的控制策略 具有潜在的自适应性。
(2)场景 2：负荷突减
风速设置为9m/s, 50s时负荷突然下降0.1p.U.。仿真结果如图4-8所示。
50.3
N 50.2
50.1
50
g o
-0.05 1 1 1 1 1
40 50 60 70 80 90 100
t/s
(d) PMSG-WTG 的桨距角
图 4-8 低风速区场景 2 的仿真结果
仿真结果表明，当 PMSG-WTG 采用所提出的调频策略时，在桨距角不发生动作的前 提下，风机转子转速增加，有效抑制有功功率的输出。在有功功率的补偿作用下，如图 4-8(a) 所示，系统的频率最高点为50.17Hz，所提控制方法的频率偏差的最高点小于采用传统控 制策略的最高点约0.11Hz，同时，所提控制方法的稳态频率更加接近于50Hz。在相同的 仿真环境下，验证了所提控制策略具有较好的调频性能。
4.2.2中风速区
(1)场景 1：负荷突增
捕获风速设置为11m/s, 50s时负载突然增加0.1p.U.。仿真结果如图4-9所示。
如图4-9(a)所示。当PMSG-WTG采用虚拟补偿等效转子转速的控制策略时，频率最 低点为49.84Hz，比PMSG不参与频率调节时高0.17Hz，比传统方法高0.15Hz□所提控制 方法的稳态频率为49.86Hz，比PMSG不参与频率调节时大0.05Hz，比采用传统方法大 0.04Hz。
50
49.9
艮 49.8
49.7
40 50 60 70 80 90 100
t/s
(a) 系统频率
- 44 -
0.8
0.6
bO
鸟0.4 逬 0.2
0 -0.2
40 50 60 70 80 90 100
tk
(d) PMSG-WTG 的桨距角
图 4-9 中风速区场景1 的仿真结果
如图4-9(b)所示，所提策略的附加功率大于其它频率调频策略。降低的转子转速用于 提供额外的惯性支撑。PMSG-WTG采用传统方法时的有功功率峰值为0.5243p.u.,采用所 提控制策略的PMSG-WTG峰值功率为0.6093p.u.°
在调频过程中，PMSG-WTG在安全的转子转速范围内工作，如图4-9(c)所示，由于潜 在的自适应性，所提控制策略能够自动分配桨距角与转子转速参与调频时动作的幅度。所 提控制策略的转子转速会下降，释放旋转动能。而后，配合桨距角实现频率的调节。
如图4-9(d)所示，桨距角控制在50s时开始动作，以提供减载和频率支持。在负荷变 化之前，PMSG-WTG在减载模式下工作，风机的桨距角初始状态约为0.85deg°在负荷变 化后，降低桨距角，以释放额外的有功功率提供频率支持。事实上，文献所提的传统控制 方法在中风速区运行时，其桨距角控制和转子转速控制难以协调，仅通过桨距角控制实现 了频率的调节。当 PMSG-WTG 采用所提出的策略时，桨距角下降幅度更大，避免了桨距 角的持续动作，实现了桨距角和转子转速控制的协调配合。
(2)场景 2：负荷突减
捕获风速设置为11m/s, 50s负载突然减少0.1p.u.。仿真结果如图4-10所示。
- 45 -
图 4-10 中风速区场景2 的仿真结果
如图4-10(a)所示。当PMSG-WTG采用虚拟补偿转子转速的方法时，频率最高点为 50.24Hz。比PMSG-WTG仅采用减载控制低0.12Hz，比传统方法高0.07Hz。所提控制策 略的稳态频率为50.16Hz，比PMSG-WTG不参与频率调节时低0.04Hz，比采用传统方法 低0.03Hz。不论是频率调节还是稳态时，所提控制策略的频率都更加接近50Hz。
在调频过程中，如图4-10(c)所示，转子转速达到了最大限值，因此无法再通过转子储 存旋转动能的方式抑制有功的输出量。而桨距角变化如图4-10(d)所示，在负荷变化之前， PMSG-WTG在减载模式下工作，风机的桨距角约为0.85deg。在负荷变化后，增加桨距角，
- 46 -
以减小风机有功功率的注入，有效抑制系统频率的增加。采用所提控制策略，桨距角的变 化能够随着风速的变化改变补偿值。而文献中的传统方法没有提及桨距角的自适应控制方 式。
4.2.3高风速区
1)场景 1：负荷突增
图 4-11 高风速区场景1的仿真结果
风机捕获风速设置为14m/s, 50s时负载突然增加0.1p.u.。仿真结果如图4-11所示。 在高风速区，频率控制需要由桨距角的动作变化来实现。图4-11(c)中，转子转速保持
- 47 -
在额定最大转速1.21p.u,对比传统的控制方法，当PMSG-WTG采用虚拟补偿转子转速的 控制策略时，系统能够自适应的调整补偿的虚拟等效转子转速变量大小，使初始减载桨距 角减小至1.16deg，以便于能够释放更多的有功功率，如图4-11(d)所示。
对比图4-11(a)所示的频率变化，当PMSG-WTG采用所提出的控制策略时，频率最低 点为49.84Hz,比传统方法高0.11Hz。所提出控制策略的稳态频率为49.88Hz,而传统方法 的稳态频率为49.84Hz，所提控制策略的稳态频率比传统方法的稳态频率大0.04Hz，这是 因为风机能够自适应地主动提供更多的有功功率支持。
(2)场景 2：负荷突减
在高风速区，设置50s时负荷突然减少0.1p.u.，仿真结果如图4-12所示。
图4-12(c)中，转子转速保持在恒定值。当PMSG-WTG采用虚拟补偿转子转速的控制 策略时，桨距角增加的值，比传统控制方式更多，能够保证系统释放更多的有功功率，如 图4-12(d)所示，抑制频率的过度增加。
50.3
点 50.2
50.1
◎ 1.2 ♦-< e
40 50 60 70 80 90 100
t/s
(c)PMSG-WTG 的转子转速
- 48 -
3.5 i i
p I I
絆3 - -
J ，八-J
2.5
2 Illi
40 50 60 70 80 90 100
"s
(d)PMSG-WTG 的桨距角
图 4-12 高风速区域场景2的仿真结果
对比频率变化，如图4-12(a)所示，当PMSG-WTG采用所提出的控制策略时，频率最 高点为50.16Hz,比传统方法低0.08Hz。所提出策略稳态频率为50.11Hz,而传统方法稳态 频率为50.16Hz。由于所提策略的自适应性，风机能够提供更多的有功功率补偿值参与系 统的频率调节。
4.2.4模拟真实场景下的随机风速
将东北地区的实测风速(中风速区)引入仿真模型，考虑50s时负荷突然增加的情况, 如图4-13(a)所示。
t/s
(b) 系统频率
t/s
(c) PMSG-WTG 的有功功率
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40 50 60 70 80 90 100
” s
(e)PMSG-WTG 的桨距角
图 4-13 随机风速下的仿真结果
由于风速变化存在随机性，输出的有功功率会因为风速的改变而增加或减少，导致电 网频率发生波动，如图4-13(b)和图4-13(c)所示。由于风机参与了频率调节，传统方法和所 提出的策略，都能够在负荷突变时，提高补偿的有功功率，保证系统频率的最低值不会降 低过多。同时，随着风速的变化，补偿有功功率输出。但是，与传统控制方法相比，所提 控制策略功率能够随风速自适应变化，提供更多的频率支持。
如图4-13(d)和 4-13(e)所示，当PMSG-WTG采用所提方法时，转子转速和桨距角比其 他方法变化更多，同时，在转子转速可以实现功率补偿的时候，减少了桨距角的频繁动作， 特别是在风速较大的情况下，PMSG释放了更多的有功功率。该策略提供了更有效的有功 功率支持，减小了系统频率波动。
这些场景的仿真对比结果清楚地表明，无论在低、中、高风速还是随机风速下，所提 的虚拟转子转速补偿控制策略都能比传统方法提供更多的频率支持，具有潜在的自适应 性。风速增大时，输出有功功率自发地增大，从而改善调频效果。同时，所提策略通过耦 合频率与转子转速，控制转速参考值的大小实现调频，为调频控制提供了另一种思路。
4.3 本章小结
本章基于永磁同步风力发电机，针对转子转速跟踪控制进行机侧电流调整的结构，提 出了一种提供频率支持的等效转子转速补偿控制策略。定义了一种新的包含桨距角和转子 转速信息的等效转子转速变量，可以根据电磁功率测量值获得转子转速参考值或桨距角参 考值。因此，风机可以简单地调节整个风速范围的转子转速和桨距角，以实现全风速范围 减载控制。
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同时，提供了一种虚拟补偿转子转速控制方法，使PMSG-WTG的转子转速直接与电 网频率相耦合，同时产生惯性和一次频率响应。虚拟补偿转子转速根据频率偏差进行自适 应地调整，以保持系统良好的调频性能和风机的安全运行，并且协调桨距角和转子转速的 控制。在不同风速条件下的仿真结果表明，所提策略在转子转速控制的PMSG-WTG系统 结构下，具有潜在的自适应能力，并为整个风速范围提供了自适应的频率支持。
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结 论
不同于传统发电机组，新能源发电通常不能对电网系统提供频率支持。风力发电大规 模并网从一定程度上来说，不能主动参与电力系统有功功率的调节，会影响电网频率调节 的稳定性。考虑到这种问题，本文对不同结构下的减载变速风电机组全风速范围主动参与 电网调频策略进行了进一步的研究。首先介绍了不同结构的两种变速风力发电系统的基本 结构及其控制系统，针对不同的控制结构，提出了不同的减载以及调频控制策略。最后通 过仿真分析验证了本文所提出的控制策略的有效性。本文通过理论与仿真分析得出的结论 如下：
（1） 以双馈风力发电机为基础，以控制参考有功功率的大小从而调节转子侧直轴电 流的系统结构为思路，提出了一种修正的参数化功率与转子转速曲线策略，替代了风力发 电机组的附加功率控制环节。该策略类比减载功率曲线与最大功率跟踪曲线，在实现全风 速范围内功率备用控制的同时，不再需要仔细选择一个固定的下垂和虚拟惯性增益系数实 现惯性控制，适用于不同风速的多个风电机组。同时，具有潜在的自适应频率调节能力， 可以适用于整个风速范围。并且避免使用额外的风速信息判别风机当前捕获风速所运行的 风速区域及该模式下转子转速和桨距角的动作情况。通过Matlab/Simulink仿真模型，对比 验证了各个固定风速，变风速条件下，负荷突然改变时所提策略的调频和惯性支持效果。
（2） 基于永磁同步风力发电机结构，以通过转速控制环节直接实现电流调整为基础， 提出了一种全新的减载控制策略，即定义了转子转速和减载控制补偿桨距角的组合变量， “等效转子转速”。通过采集电磁功率的大小，协调配合转子转速和桨距角控制，实现整 个风速范围内的减载。以所提出的风机减载调节控制策略为基础，对于系统的惯性频率响 应环节，提出了补偿虚拟转子转速的控制方法。在低、中、高风速下，通过补偿一个虚拟 等效转速变量，使 PMSG-WTG 的转子转速直接与电网频率相耦合，同时产生惯性响应和 一次频率响应。虚拟补偿转子转速根据频率偏差进行自适应地调整，以保持适当的转矩大 小，保证良好的调频性能和风机的转子转速在安全运行范围内。此外，协调桨距角和转子 转速，使得转子转速和桨距角响应电网频率的偏差，以在中高风速区提供更多的功率支持。 通过 Matlab/Simulink 仿真模型的对比，验证所提策略的有效性。
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