分类：电子论文 时间：2022-02-21 热度：672
摘要：针对风力发电系统的电磁暂态模型复杂、计算速度慢的问题，研究了一种风力发电系统的通用性机电暂态模型。该模型不包含电力电子器件，由纯粹的数学计算完成，模型简单、计算速度快。该机电暂态模型分为风速模型、风力机及其控制模型、发电机/变流器模型、电气控制模型四部分。在 PSCAD 对该机电暂态模型进行了仿真，得到的结果与电磁暂态模型的仿真结果吻合，且仿真时间大大减少，验证了该模型在保证一定计算精度的前提下大大提高了计算速度。该通用性机电暂态模型为大规模并网风电场的仿真建模提供了模型参考，具有实用价值。
关键词：双馈风电机组;电磁暂态模型;机电暂态模型;PSCAD;仿真对比
0 引言
风力发电是目前发展最成熟的新能源发电技术，但是，其间歇性、随机性给电网运行带来了较大的影响，并网问题成为风电发展的瓶颈[1-3]。要研究风电对系统的影响，风力发电机组的动态模型成为研究的基础和关键。目前，风电的电磁暂态模型相对成熟，文献[4-9]详细建立了双馈式风电机组(Doubly Fed Induction Generator，DFIG)的发电机、轴系、风力机、变流器及其控制的精确模型。这种考虑电力电子装置建模的详细电磁暂态模型，仿真速度慢，消耗时间长，占用计算机内存大，适用于风电本身的控制策略研究、元件和控制参数设计、谐波分析与治理等。若在潮流计算和机电暂态仿真中采用详细模型的风电系统(即双馈风电机组的电磁暂态模型)不仅模型复杂，而且计算时间长，不适合实际工程的应用。本文结合系统分析的需要，开展适用于潮流计算和机电暂态仿真的 DFIG 机电暂态模型研究。
就风电机组建模而言，相关研究主要存在两方面的问题：首先是适合系统分析的风机模型有待于完善，如何把精确的电磁暂态模型简化成适合系统分析的机电模型成为研究的难点[10-11];其次，风电机组模型有待于标准化，只有制定风力发电机组建模和校验的国际标准[12-13]，才能适用于未来新型风力发电机组的暂态建模。
为了更好地研究DFIG机电暂态模型，在研究 DFIG机电暂态及运行控制方式的基础上，利用 PSCAD仿真工具搭建了DFIG机电暂态模型，并与电磁暂态模型仿真的结果进行对比，验证了该机电暂态模型的正确性及有效性。
1 PSASP 风电模型原理
DFIG的整体结构如图 1 所示， 励磁控制系统由交-直-交变频器组成，是两个背靠背互联的电压源换流器(VSC)，即机侧变流器和网侧变流器构成。
目前国内主流的系统仿真软件有 BPA 和 PSASP，都有各自的 DFIG 风机模型，模型基本相同，现选取 PSASP 的机电暂态模型介绍。
与详细 DFIG 模型相比，该部分将 DFIG 等效为二阶可控电流源， 忽略发电机转子磁链动态过程，保留机电特性，大大节省了计算时间，提高了计算速度。
1.3 风力机与控制系统模型
风力机及其控制模型如图 5 所示，图中，Pmech 为发电机的机械功率;ωg为发电机转速;ωref为转速设定值，根据风力机最大功率跟踪特性(MPPT)得到;θ为桨距角;(dθ/dt)max、(dθ/dt)min为桨距角变化速率极大值、极小值;θmax、θmin为桨距角极大值和极小值。该模块包括风速-功率模型、轴系模型和桨距角控制模型。
风速-功率模型是模拟将风能转换为风力机的机械功率Pmech的过程。桨距角控制模型存在两个工作模式：当风速大于额定风速时，调节桨距角θ使输出功率为额定值;当风速小于额定风速时，通过最大功率追踪特性控制桨距角 θ 为 0，使风机可获得最大风能。
2 DFIG 机电暂态模型仿真研究
2.1 模型介绍
为了验证模型的有效性和准确性，本文基于上述原理，在 PSCAD 仿真平台中搭建了对应的简化模型，其中完整的 DFIG 机电暂态参数如下所示。
(1) 发电机/变流器参数
发电机的机端电压Vterm：690 V，额定转速ωg： 1 500 rpm，次暂态电抗x'：0.55 pu，控制方式为单位功率因数，即只考虑有功输出，无功输出为 0。
(2) 电气控制模型参数
转速PI调节器比例系数kptrq：3，转速PI调节器积分系数kitrq：0.6，有功电流指令限幅上限Ipmax： 1.1 pu，无功调节器积分系数kqi：0.05，机端电压调节器积分系数kvi：0.05，无功调节器输出限幅上限 Vmax：1.1 pu，无功调节器输出限幅下限Vmin：0.9 pu。
(3) 风力机及其控制模型参数
① 风力机参数
额定功率：1.5 MW，叶片半径：35.2 m，空气密度：1.225 kg/m3 ，额定风速：11.8 m/s，切入风速：3 m/s，切出风速：25 m/s，风轮额定转速为ωt：15.4 rpm。
② 轴系模型参数
传动轴的阻尼系数Dtg：1.5 pu，转动轴的刚性系数ktg：1.246 pu，发电机惯性时间常数Tj：0.54 s，风力机惯性时间常数TH：4.64 s。
③ 桨距角控制模型参数
桨距角控制比例系数kpp：150，桨距角控制积分系数kip:：25，桨距角补偿比例系数kpc：3，桨距角补偿积分系数kic：30，叶片惯性时间常数TH：0.3 s，桨距角上限θmax：27°，桨距角下限θmin：0°，桨距角变化率上限(dθ/dt)max：10°/s，桨距角变化率下限(dθ/dt)min：-10°/s。测试算例如图 7 所示，把 DFIG 等值为可控电流源，通过线路与无穷大系统相连。
2.2 仿真验证
1) 电磁暂态模型和机电暂态模型对比
为了验证简化原理和双馈风电机组简化模型的合理性，在 PSCAD/EMTDC 中建立了 DFIG 的电磁暂态和机电暂态模型。
在 10 s 时，风速由 6 m/s 阶跃到 10 m/s，仿真结果如图 8 所示，左侧波形为电磁模型仿真结果，右侧波形为机电模型仿真结果，两个模型基于 PSCAD 同一仿真平台。其中表 1 为在稳态时 DFIG 输出结果对比。
由仿真结果可知，两者的整体结果表现出良好的一致性，在风速阶跃的工况下，均能实现最大风能追踪、有功无功解耦控制、单位功率因数运行等控制目标，电磁模型由于考虑了电力电子器件，波形略有毛刺，但是不影响分析，从而验证了 PSCAD 机电暂态模型的正确性。
为了验证机电暂态模型可以大大提高计算速度，通过统计仿真耗时进行分析。仿真耗时是指完成仿真所用的时间。对比主要从两个方面：① 仿真步长的不同，分别取 20 µs 和 2 µs 的仿真步长; ② 风电机组的数量不同，分别考虑了单台风电机组和三台风电机组。共有四种对比情况，仿真耗时对比如表 2 所示。
由表 2 可以看出，在相同的仿真步长下，机电模型比电磁模型计算时间明显缩短;在风电机组台数增加时，仿真时间不随台数成倍数延长，且随着风电机组台数的增加，仿真耗时减小地更加明显。说明机电暂态模型计算速度要比电磁模型快得多，大大节省了仿真时间。
2) 跨平台仿真结果对比
为了进一步验证模型的正确性，本文基于 PSASP 和 PSCAD 两种不同的仿真平台，采用相同的机电暂态模型和参数，在 10 s 时风速发生阶跃扰动，其运行特性如图 9 所示，图中左侧为基于 PSCAD 的仿真结果，右侧为基于 PSASP 的仿真结果。
基于 PSCAD 的机电暂态模型在 10 s 时发生风速阶跃扰动，转速为由 0.727 pu 经过一定的过渡时间稳定在 1.086 pu，输出电流有效值变化为 0.207~0.693 kA，有功功率输出变化为0.245~0.827 MW，无功功率输出基本维持在 0 Mvar;基于 PSASP 的机电暂态模型在 10 s 时，发电机转速由 0.733 pu 经过一定的过渡时间稳定在 1.092 pu，输出电流有效值从 0.215 kA 过渡到 0.727 kA，有功功率从 0.257 MW 过渡到 0.857 MW，无功为 0 Mvar 基本不变。
通过对比基于 PSCAD 与 PSASP 的机电暂态模型阶跃风速下的仿真结果，得出以下结论：基于两种平台的机电模型动态过程保持较高的一致性，尤其是稳态情况下两种模型的运行特性接近完全一致，从而验证模型的有效性。
3 结语
(1) 通过机电暂态模型和电磁暂态模型的仿真结果和仿真耗时分析，验证了 DFIG 机电暂态模型在保证一定计算精度的前提下大大降低了计算速度。
(2) 在阶跃风速下，通过 PSASP 和 PSCAD 两个不同的仿真平台，基于两种平台的机电模型动态过程保持较高的一致性，尤其是稳态情况下两种模型的运行特性接近完全一致。
该机电暂态模型可用于大规模风力发电系统的暂态仿真，为风电场建模仿真及并网风力发电系统带给电网的暂态稳定性研究等问题提供模型参考。——论文作者：刘其辉，韩贤岁
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