CN110011352B - 一种含有新能源并网的电压跌落控制方法 - Google Patents

一种含有新能源并网的电压跌落控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种含有新能源并网的电压跌落控制方法，包括：采集电网电压和电网电流数据；判断电压是否发生跌落，若是，则控制***工作在电压跌落模式：i抽油机井电机变频器切换到电压跌落模式‑储能供电；ii风电机组切换到电压跌落控制模式‑无功支撑，补偿无功为Q1；iii储能***切换到电压控制模式‑无功支撑和有功支撑；由储能变换器根据风电变流器补偿后的电压情况，运行在无功补偿模式补偿无功为Q2；当电网电压恢复后，实现控制器参数切换，控制***工作在多能互补模式。本发明一方面可以满足电网侧对风电机组低电压穿越的要求，另一方面也可以满足对抽油机井电机负荷可靠供电的要求，进一步提高了***的可靠性。

Description

一种含有新能源并网的电压跌落控制方法
技术领域
本发明涉及油田中应用新能源发电技术领域，具体涉及一种含有新能源并网的电压跌落控制方法。
背景技术
油田供电***中，针对抽油机井的供电主要是以驱动变频主电机为主。一方面，在远距离的抽油机井所在地，传统电网容量有限，对电压扰动抵抗能力不足，容易造成频繁停车；另一方面，如何在油气生产中降低能耗，增加收益日趋重要。目前降低能耗最优先的方法之一就是通过自发电的形式，广泛采用风电、储能等新能源发电形式，利用峰谷电价和售电等手段降生产过程的成本。
风力发电作为目前主要的新能源发电形式之一已经得到了广泛的应用，然而由于风力发电的功率波动特性，使其在可靠供电的场合尚不能与火电机组相比，但是如果将风力发电和储能结合应用，可实现技术的优势互补。风力发电机可以实现单机大功率，储能可以实现电能质量的改善，同时在电网电压跌落期间实现供电和支撑电网电压恢复。该项技术已经逐步得到推广和示范，而如何将其成功的应用到油田供电***中具有重要的意义。
电压跌落的控制方法是解决风电等新能源在油田供电***中应用的关键技术之一。现有技术中的电压跌落控制方法主要集中在增加无功补偿器和提高电网容量等几方面，没有充分利用现有设备，因而导致最后的控制效果不尽人意，而且控制成本也较高。
发明内容
针对现有技术中的缺陷，本发明提供一种含有新能源并网的电压跌落控制方法，本发明可以实现油田供电***中的可靠供电，提高了抽油机井供电过程中应对电网电压波动的能力，进一步提高了***可靠性。
为解决上述技术问题，本发明提供以下技术方案：
本发明提供了一种含有新能源并网的电压跌落控制方法，包括：
S1：***变量初始化，采集电网电压和电网电流数据；
S2：根据电网电压、电网电流变化判断电压是否发生跌落，若是，则执行S3；否则，控制***工作在多能互补模式：i储能逆变器根据峰谷电价储能；ii风电机组最大功率点跟踪控制；iii抽油机井负荷电网根据峰谷电价由储能***和电网分时供电；
S3：确定电压跌落后，控制***工作在如下电压跌落模式：i抽油机井电机变频器切换到电压跌落模式-储能供电；ii风电机组切换到电压跌落控制模式-无功支撑，补偿无功为Q1；iii储能***切换到电压控制模式-无功支撑和有功支撑；由储能变换器根据风电变流器补偿后的电压情况，运行在无功补偿模式补偿无功为Q2；
S4：当电网电压恢复后，实现控制器参数切换：i风电变流器的改进型PIR功率/电流控制器参数复位；ii储能变换器的电压/电流控制器PIR参数复位；
S5：当完成控制器参数切换后，控制***工作在多能互补模式：i储能逆变器根据峰谷电价储能；ii风电机组最大功率点跟踪控制；iii抽油机井负荷电网根据峰谷电价由储能***和电网分时供电；
其中，在电压跌落期间，由储能变换器持续提供稳定电能以保证抽油机电机负荷的正常运转；在电压恢复期间，由于增加了储能电池组，除了补偿无功之外，储能变换器可灵活调节有功电流。
进一步地，在风电变流器并网侧控制中，采用电网电压定向矢量控制，通过无功Q1的支撑，实现电网电压跌落期间的无功支撑。
进一步地，在电网电压跌落的储能变换器控制中，采用双闭环电网电压定向矢量控制，通过无功Q2的支撑，实现电网电压跌落期间的无功支撑。
进一步地，风电变流器采用比例积分谐振控制器PIR，并根据电流矢量极值判断风电机组切换到电压跌落控制模式-无功支撑Q1。
进一步地，电网电压跌落后，储能***切换到电压控制模式-无功支撑和有功支撑，由储能变换器根据风电变流器补偿后的电压情况，运行在无功补偿模式补偿无功为Q2。
进一步地，根据电压和电流的实时情况判断电压状态，电网故障后的三相电压为：
Figure BDA0001539683940000031
式中，U'A、U'B和U'C分别是故障之后的三相电网相电压；U'm是故障之后的电网电压幅值；
根据电压有效值确定电压跌落幅度，计算不平衡度：
Figure BDA0001539683940000032
式中，U'AB、U'BC和U'CA分别是故障之后的三相电网线电压；
由于电网电压跌落后直接造成变流器设备过电流的情况，因此附加电流条件，作为确认电压状态判断的第二条件，由于瞬时电流过电流发生速度较快，根据变流器硬件过电流Imax设置：max[i'A,i'B,i'C]≥Imax，式中，i'A、i'B、i'C分别是电流瞬时值。
进一步地，所述改进型PIR控制器为如下表达式确定的PIR控制器：
Figure BDA0001539683940000033
式中，kp是比例系数，ki是积分系数，Ti是积分时间常数，kr是谐振增益，kpr是谐振增益调整系数，ωc谐振控制器截止频率。
进一步地，无功功率Q1和Q2通过PIR调机器给出，如下：
Figure BDA0001539683940000041
式中，
Figure BDA0001539683940000042
和
Figure BDA0001539683940000043
是风电变流器对应的同步旋转dq坐标系下的有功电流和无功电流；
Figure BDA0001539683940000044
和
Figure BDA0001539683940000045
是储能变流器对应的同步旋转dq坐标系下的有功电流和无功电流；iglimit1和iglimit2是分别是风电变流器和储能变换器极限电流。
由上述技术方案可知，本发明提供的含有新能源并网的电压跌落控制方法，首先采集电网电压和电网电流数据；然后根据电网电压、电网电流变化判断电压是否发生跌落，若是，则控制***工作在如下电压跌落模式：i抽油机井电机变频器切换到电压跌落模式-储能供电；ii风电机组切换到电压跌落控制模式-无功支撑，补偿无功为Q1；iii储能***切换到电压控制模式-无功支撑和有功支撑；由储能变换器根据风电变流器补偿后的电压情况，运行在无功补偿模式补偿无功为Q2；当电网电压恢复后，实现控制器参数切换：i风电变流器的改进型PIR功率/电流控制器参数复位；ii储能变换器的电压/电流控制器PIR参数复位；当完成控制器参数切换后，控制***工作在多能互补模式：i储能逆变器根据峰谷电价储能；ii风电机组最大功率点跟踪控制；iii抽油机井负荷电网根据峰谷电价由储能***和电网分时供电；其中，在电压跌落期间，由储能变换器持续提供稳定电能以保证抽油机电机负荷的正常运转；在电压恢复期间，由于增加了储能电池组，除了补偿无功之外，储能变换器可灵活调节有功电流。可见，本发明提供的控制方法一方面满足了电网侧对风电机组低电压穿越的要求，另一方面通过改进型的PIR控制器和电压状态的有效判断等手段，提高了抽油机井供电过程中应对电网电压波动的能力，满足了对抽油机井电机负荷可靠供电的要求，进一步提高了***的可靠性。通过以上控制方法的实施，可以实现电网电压跌落过程的过度。本发明提供的控制方法可以推广到其他类似应用场合。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明一实施例提供的含有新能源并网的电压跌落控制方法应用的发电和负荷示意图；
图2是本发明一实施例提供的含有新能源并网的电压跌落控制方法的流程图；
图3是电网电压跌落的风电变流器并网侧控制框图；
图4是电网电压跌落的储能变换器控制框图；
上面图1中各附图标记的含义说明如下：
1表示抽油机电机1；2表示变频器1；3表示储能电池组；4表示储能变换器；5表示降压变压器；6表示抽油机电机2；7表示变频器2；8表示升压变压器；9表示风力发电机1；10表示风电变流器；11表示上位机PLC控制器；12表示降压变压器；13表示不间断电源。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整的描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
针对现有技术中的缺陷，本发明实施例提供了一种含有新能源并网的电压跌落控制方法，该方法应用于油田中应用新能源发电的场合。
在介绍本实施例提供的控制方法之前，先结合图1介绍一下本实施例提供的控制方法应用的发电和负荷场景。图1中，1表示抽油机电机1；2表示变频器1；3表示储能电池组；4表示储能变换器；5表示降压变压器；6表示抽油机电机2；7表示变频器2；8表示升压变压器；9表示风力发电机1；10表示风电变流器；11表示上位机PLC控制器；12表示降压变压器；13表示不间断电源。如图1所示，2作为驱动器驱动抽油机电机1；7作为驱动器驱动6；1和7都接入供电母线2；4作为3的充放电控制器接入供电母线2；供电母线2通过5实现与供电母线1的连接；9通过10的控制实现风-电能量转换，最终通过升压变压器8接入供电母线1；增加的13作应急电源使用通过12接入供电母线8；所有控制设备通过11实现协同控制。
参见图2，本实施例提供的控制方法具体包括如下步骤：
步骤101：***变量初始化，采集电网电压和电网电流数据。
在本步骤中，由图1中的11完成。
步骤102：根据电网电压、电网电流变化判断电压是否发生跌落，若是，则执行步骤103；否则，执行步骤106。
在本步骤中，根据电网电压、电流变化判断电压状态；由图1中的4和10独立完成。
步骤103：控制***工作在如下电压跌落模式：i抽油机井电机变频器切换到电压跌落模式-储能供电；ii风电机组切换到电压跌落控制模式-无功支撑，补偿无功为Q1；iii储能***切换到电压控制模式-无功支撑和有功支撑；由储能变换器根据风电变流器补偿后的电压情况，运行在无功补偿模式补偿无功为Q2。
步骤104：判断电网电压是否恢复，若是，则执行步骤105，否则，执行步骤103。
步骤105：实现控制器参数切换：i风电变流器的改进型PIR功率/电流控制器参数复位；ii储能变换器的电压/电流控制器PIR参数复位。
步骤106：控制***工作在多能互补模式：i储能逆变器根据峰谷电价储能；ii风电机组最大功率点跟踪控制；iii抽油机井负荷电网根据峰谷电价由储能***和电网分时供电。
在本实施例中，风电变流器采用比例积分谐振控制器PIR，并根据电流矢量极值判断风电机组切换到电压跌落控制模式-无功支撑Q1；电网电压跌落后，储能***切换到电压控制模式-无功支撑和有功支撑，由储能变换器根据风电变流器补偿后的电压情况，运行在无功补偿模式补偿无功为Q2。当电网电压恢复后，实现控制器参数切换：i风电变流器的功率/电流控制器的PIR参数复位；ii储能变换器的电压/电流控制器PIR参数复位。
可见，在电压跌落期间，可由储能变换器持续提供稳定电能以保证抽油机电机负荷的正常运转；在电压恢复期间，由于增加了储能电池组，除了补偿无功之外，储能变换器可以灵活的调节有功电流。
可以理解的是，在风电变流器并网侧控制中，采用电网电压定向矢量控制，通过无功Q1的支撑，实现电网电压跌落期间的无功支撑。
如图3所示电网电压跌落的风电变流器控制框图。参见图3，风电变流器并网侧控制中，采用电网电压定向矢量控制，通过无功Q1的支撑，实现电网电压跌落期间的无功支撑；图中，
Figure BDA0001539683940000071
和ugq分别是q轴电压参考值和和实际值；
Figure BDA0001539683940000072
和ugd分别是d轴电压参考值和和实际值；Lg是并网电抗器电抗；ωg电网角频率解耦补偿项
Figure BDA0001539683940000073
Figure BDA0001539683940000074
可以理解的是，在电网电压跌落的储能变换器控制中，采用双闭环电网电压定向矢量控制，通过无功Q2的支撑，实现电网电压跌落期间的无功支撑。
如图4所示电网电压跌落的储能变换器控制框图。参见图4，电网电压跌落的储能变换器控制中，采用双闭环电网电压定向矢量控制，通过无功Q2的支撑，实现电网电压跌落期间的无功支撑；图中，
Figure BDA0001539683940000075
和ugq2分别是q轴电压参考值和和实际值；
Figure BDA0001539683940000076
和ugd1分别是d轴电压参考值和和实际值；Lg是并网电抗器电抗；ωg电网角频率解耦补偿项
Figure BDA0001539683940000081
由上可以看出，本实施例提供的控制方法可以解决油田抽油机井供电***中因为电压跌落造成频繁停机的技术问题。
可以理解的是，风电变流器采用比例积分谐振控制器PIR，并根据电流矢量极值判断风电机组切换到电压跌落控制模式-无功支撑Q1。
可以理解的是，电网电压跌落后，储能***切换到电压控制模式-无功支撑和有功支撑，由储能变换器根据风电变流器补偿后的电压情况，运行在无功补偿模式补偿无功为Q2。
可以理解的是，根据电压和电流的实时情况判断电压状态，电网故障后的三相电压为：
Figure BDA0001539683940000082
式中，U'A、U'B和U'C分别是故障之后的三相电网相电压；U'm是故障之后的电网电压幅值；
根据电压有效值确定电压跌落幅度，计算不平衡度：
Figure BDA0001539683940000083
式中，U'AB、U'BC和U'CA分别是故障之后的三相电网线电压；
由于电网电压跌落后直接造成变流器设备过电流的情况，因此附加电流条件，作为确认电压状态判断的第二条件，由于瞬时电流过电流发生速度较快，根据变流器硬件过电流Imax设置：max[i'A,i'B,i'C]≥Imax，式中，i'A、i'B、i'C分别是电流瞬时值。
可以理解的是，所述改进型PIR控制器为如下表达式确定的PIR控制器：
Figure BDA0001539683940000091
式中，kp是比例系数，ki是积分系数，Ti是积分时间常数，kr是谐振增益，kpr是谐振增益调整系数，ωc谐振控制器截止频率。可见，由于改进型PIR控制器增加了谐振增益调整系数kpr，从而使得控制器更能够根据比例系数的变化提高动态响应速度，并配合积分控制器，可以实现稳态无静差。
可以理解的是，无功功率Q1和Q2通过PIR调机器给出，如下：
Figure BDA0001539683940000092
式中，
Figure BDA0001539683940000093
和
Figure BDA0001539683940000094
是风电变流器对应的同步旋转dq坐标系下的有功电流和无功电流；
Figure BDA0001539683940000095
和
Figure BDA0001539683940000096
是储能变流器对应的同步旋转dq坐标系下的有功电流和无功电流；iglimit1和iglimit2是分别是风电变流器和储能变换器极限电流。
由上述技术方案可知，本实施例提供的含有新能源并网的电压跌落控制方法，首先采集电网电压和电网电流数据；然后根据电网电压、电网电流变化判断电压是否发生跌落，若是，则控制***工作在如下电压跌落模式：i抽油机井电机变频器切换到电压跌落模式-储能供电；ii风电机组切换到电压跌落控制模式-无功支撑，补偿无功为Q1；iii储能***切换到电压控制模式-无功支撑和有功支撑；由储能变换器根据风电变流器补偿后的电压情况，运行在无功补偿模式补偿无功为Q2；当电网电压恢复后，实现控制器参数切换：i风电变流器的改进型PIR功率/电流控制器参数复位；ii储能变换器的电压/电流控制器PIR参数复位；当完成控制器参数切换后，控制***工作在多能互补模式：i储能逆变器根据峰谷电价储能；ii风电机组最大功率点跟踪控制；iii抽油机井负荷电网根据峰谷电价由储能***和电网分时供电；其中，在电压跌落期间，由储能变换器持续提供稳定电能以保证抽油机电机负荷的正常运转；在电压恢复期间，由于增加了储能电池组，除了补偿无功之外，储能变换器可灵活调节有功电流。可见，本实施例提供的控制方法一方面满足了电网侧对风电机组低电压穿越的要求，另一方面通过改进型的PIR控制器和电压状态的有效判断等手段，提高了抽油机井供电过程中应对电网电压波动的能力，满足了对抽油机井电机负荷可靠供电的要求，进一步提高了***的可靠性。通过以上控制方法的实施，可以实现电网电压跌落过程的过度。本实施例提供的控制方法可以推广到其他类似应用场合。
以上实施例仅用于说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (7)

1.一种含有新能源并网的电压跌落控制方法，其特征在于，包括：
S1：***变量初始化，采集电网电压和电网电流数据；
S2：根据电网电压、电网电流变化判断电压是否发生跌落，若是，则执行S3；否则，控制***工作在多能互补模式：i储能变换器根据峰谷电价储能；ii风电机组最大功率点跟踪控制；iii抽油机井负荷电网根据峰谷电价由储能***和电网分时供电；
S3：确定电压跌落后，控制***工作在如下电压跌落模式：i抽油机井电机变频器切换到电压跌落模式-储能供电；ii风电机组切换到电压跌落控制模式-无功支撑，补偿无功为Q1；iii储能***切换到电压控制模式-无功支撑和有功支撑；由储能变换器根据风电变流器补偿后的电压情况，运行在无功补偿模式补偿无功为Q2；
S4：当电网电压恢复后，实现控制器参数切换：i风电变流器的改进型PIR控制器参数复位；ii储能变换器的电压/电流控制器PIR参数复位；
S5：当完成控制器参数切换后，控制***工作在多能互补模式：i储能变换器根据峰谷电价储能；ii风电机组最大功率点跟踪控制；iii抽油机井负荷电网根据峰谷电价由储能***和电网分时供电；
其中，在电压跌落期间，由储能变换器持续提供稳定电能以保证抽油机电机负荷的正常运转；在电压恢复期间，由于增加了储能电池组，除了补偿无功之外，储能变换器可灵活调节有功电流；
其中，所述改进型PIR控制器为如下表达式确定的PIR控制器：
Figure FDA0002653999690000011
式中，kp是比例系数，ki是积分系数，Ti是积分时间常数，kr是谐振增益，kpr是谐振增益调整系数，ωc是谐振控制器截止频率。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在风电变流器并网侧控制中，采用电网电压定向矢量控制，通过无功Q1的支撑，实现电网电压跌落期间的无功支撑。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在电网电压跌落的储能变换器控制中，采用双闭环电网电压定向矢量控制，通过无功Q2的支撑，实现电网电压跌落期间的无功支撑。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，风电变流器采用比例积分谐振控制器PIR，并根据电流矢量极值判断风电机组切换到电压跌落控制模式-无功支撑Q1。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，电网电压跌落后，储能***切换到电压控制模式-无功支撑和有功支撑，由储能变换器根据风电变流器补偿后的电压情况，运行在无功补偿模式补偿无功为Q2。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据电压和电流的实时情况判断电压状态，电网故障后的三相电压为：
Figure FDA0002653999690000021
式中，U'A、U'B和U'C分别是故障之后的三相电网相电压；U'm是故障之后的电网电压幅值；
根据电压有效值确定电压跌落幅度，计算不平衡度：
Figure FDA0002653999690000022
式中，U'AB、U'BC和U'CA分别是故障之后的三相电网线电压；
由于电网电压跌落后直接造成变流器设备过电流的情况，因此附加电流条件，作为确认电压状态判断的第二条件，由于瞬时电流过电流发生速度较快，根据变流器硬件过电流Imax设置：max[i'A,i'B,i'C]≥Imax，式中，i'A、i'B、i'C分别是电流瞬时值。
7.根据权利要求4或5所述的方法，其特征在于，无功功率Q1和Q2通过PIR调机器给出，如下：
Figure FDA0002653999690000031
式中，igd1和igq1是风电变流器对应的同步旋转dq坐标系下的有功电流和无功电流；igd2和igq2是储能变换器对应的同步旋转dq坐标系下的有功电流和无功电流；iglimit1和iglimit2是分别是风电变流器和储能变换器极限电流。
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