风火打捆交直流外送系统功角暂态稳定研究

风火打捆交直流外送是未来千万千瓦级风电能源基地电力外送的重要方式之一,亟需掌握风火打捆交直流外送系统的稳定特性及其机理。文章分析了不同风电比例和不同直流控制方式下系统的暂态功角稳定特性,探讨了风电、火电和直流系统间的交互作用,并基于扩展等面积(extended equal-area criterion,EEAC)理论分析了送受端机组惯量对系统功角暂态稳定性的影响机理。结果表明：在受端电网为无穷大系统的场景下,系统暂态功角稳定性随风电比例增加而改善;在送受端机组惯量可比场景下,存在最优风电与火电配置比例,使得系统暂态功角稳定性最好。     

基于D-PMSG的风火打捆直流外送系统送端功角暂态稳定性研究

风火打捆直流外送是解决能源丰富基地电力消纳问题和负荷中心能源短缺问题的主要方案。研究风火打捆系统送端风电对火电的影响意义重大。本文通过扩展等面积准则研究了基于直驱永磁风力发电机(D-PMSG)的风火打捆直流外送系统送端功角暂态稳定性。当风火打捆系统中D-PMSG输入的功率由受扰严重群减机械功率来平衡的情况下,系统遭受大扰动时,其功角暂态稳定性比纯火电系统的好,且输电方式为直流线路时的功角暂态稳定性比交流输电方式的好。仿真结果与理论分析结果一致,由此可知,由D-PMSG构成的风电场与附近火电厂打捆,经直流线路外送的方案可以提高系统的功角暂态稳定性。     

风火打捆交直流混联送端系统暂态稳定性分析

风火打捆通过交直流混联外送电能已成为目前大规模风电基地比较常用的能源输送方式。在这种输送方式中,交直流混联、风电输送功率占总输送功率的比例和风电机组的类型等都会对风火打捆送端系统的暂态稳定性产生影响。在建立风电场模型、控制系统模型和混联输电系统模型的基础上,分析交直流混联对暂态稳定性的影响,研究不同风电机组类型对暂态稳定的影响,研究风电输出功率所占比例的改变对送端暂态稳定的影响。最后,通过分析得出:双馈感应发电机与常规火电机组打捆系统暂态稳定性好于另外两种类型风电机组;且双馈感应发电机在保证原动机出力稳定的情况下增加配比,有利于火电机组的功角稳定性。     

提高系统暂态稳定性的风电直流协调控制策略

风电规模的扩大和直流线路的增多,风火打捆交直流混联系统的暂态稳定性受到关注.本文从风火打捆交直流混联系统的实际网络拓扑结构出发,通过对节点导纳矩阵的收缩变换获取风电和直流输电功率外特性与系统等值机械功率间的关联关系,在此基础上基于扩展等面积定则,确定出DFIG和VSC-HVDC接入网络拓扑位置和输出特性对风火打捆交直流混联系统的暂态稳定的影响规律.进一步利用DFIG和VSC-HVDC对功率的可控性提出一种协调阻尼控制策略,利用风电和直流本身的灵活调节能力实时调节功率输出,促进系统快速恢复稳定.仿真结果表明,所提控制策略使得系统功角摆幅更小,恢复更快,在不添加额外硬件设备的情况下,有效提升了系统的暂态稳定性.     

风火打捆系统暂态稳定性研究

针对风火打捆系统的暂态稳定性,研究了双馈风力发电机(以下简称双馈风机)的基本原理,分析了双馈风机的暂态特性、功率控制方式以及故障穿越过程中风机的故障行为,给出了双馈风机的等效外特性。基于等面积法则详细推导并分析了风火打捆系统的暂态稳定性。为了验证理论分析的正确性,在Matlab/Simulink当中构建风火打捆仿真系统。仿真结果表明,风火打捆后的同步机组的暂态稳定性较纯火电机组有所下降。     

故障限流器改善风火打捆系统暂态稳定性研究

风火打捆外送模式解决了风电就地消纳能力不足、单独传输经济性差的问题,但同时风电的并入也给系统暂态稳定性带来了不利影响.在此背景下,基于双馈风电机组(doubly fed induction generator,DFIG)外特性建立风火打捆系统单端送电功率方程,分析了由于风电并入使同步机组功角特性发生改变,导致暂态稳定性降低.考虑在风火打捆系统并网输电线路上串联故障限流器(fault current limiter,FCL)来提高故障期间功率传输能力,在建立的含故障限流器的风火打捆系统等值电路基础上,分析了电抗型和电阻型两种故障限流器在系统故障期间对功率特性的影响和改善系统暂态稳定性的机理,并比较了应用两种故障限流器的差异.最后进行仿真验证,结果表明在线路上串联故障限流器能够显著改善风火打捆系统的暂态稳定性.     

风火打捆经直流送出的次同步振荡分析与抑制措施

传统火电机组与直流输电控制器相互作用会产生次同步振荡,大规模双馈风电机组接入对这种振荡产生的影响有待深入研究。本文建立了风火打捆经直流送出的典型模型,并对风火打捆经直流送出系统次同步振荡机理进行了分析,结果表明双馈风机接入能够缓解直流输电引起的火电机组次同步振荡,且风火打捆比例越高效果越好。分析了风机变频器特性与系统运行工况对火电机组次同步振荡的影响,结果表明,风机转子侧变频器内环增益系数增大、内环积分时间常数减小、直流输送功率上升、送端交流系统减弱、直流输电整流侧控制器积分时间常数减小、换流器触发角增大,会引起火电机组振荡加剧。对工程应用较多的直流附加宽带通式次同步阻尼控制器(SSDC)在风火打捆经直流送出系统中的适用性进行分析与验证,结果表明,宽带通式SSDC仍具有抑制效果。     

风火电配置比例对风火打捆系统暂态稳定性的影响

从理论上分析了双馈风电机组和同步电机的暂态稳定性机理;基于同步电机和双馈风电机组动态数学模型,通过仿真分析研究了不同风火电配置比例对系统暂态稳定性的影响,仿真分析进一步验证了理论分析的结果;得出结论:在风火打捆外送系统中,双馈风电机组对系统暂态稳定性的影响取决于在发生故障时,双馈风电机组对同步电机电磁功率的作用;风火打捆外送时风火电配置比例对系统暂态稳定性的影响取决于系统发生故障时是否首摆失稳。     

“风火打捆”孤岛特高压直流送端电压和频率控制

为了解决"风火打捆"孤岛特高压直流输送系统的电压和频率稳定性问题,从双馈型风电机组的运行特性出发,提出了一种针对特高压直流系统的孤岛附加控制策略。该附加控制策略通过系统频率的变化改变特高压直流系统的功率或电流指令,实现系统功率的平衡,提高系统的电压和频率稳定性。最后采用实时数字仿真器RTDS(real time digital simulator)对该系统电压和频率稳定性及所提出的孤岛附加控制策略进行了实验论证。仿真结果表明,该附加控制策略可以明显增强"风火打捆"电源与特高压直流输电系统配合时的整体稳定性。     

±800 kV雁淮特高压直流送端电网安全稳定特性及控制策略

为深入研究无配套火电支撑的风火打捆特高压直流配套稳控系统控制策略,分析了雁淮直流投运初期送端电网安全稳定特性,研究了近区风电不同接线方式对直流换相失败后风机暂态过电压的影响。提出了综合应对直流近区及山西北部电网潮流转移和电压稳定的切机控制策略,实现了多区域分散可切机组的协调配合,设计了稳控装置配置及实现功能。通过研究雁淮直流送端稳控系统与山西北部交流稳控系统的耦合特性,量化了两套稳控装置相继动作带来的可切容量不足风险,提出不同停机备用水平下雁淮直流预控功率。仿真结果验证了所提策略的有效性与合理性,研究结论可为无配套火电支撑的风火打捆直流外送系统的安全稳定分析及控制策略制定提供参考。     

风火打捆直流送出系统电压稳定控制策略

在风火打捆直流外送系统中,风电机组的调压能力、直流系统的无功电压特性及无功补偿设备都会影响系统电压稳定性,分析风火打捆直流外送系统的电压稳定性需要综合考虑风电、直流、交流系统之间的交互作用。随着直流的功率调整或发生故障,直流给风火打捆直流外送系统带来了安全稳定问题。文章分析了直流闭锁后电压暂升原因,研究了直流系统无功调节与风电机组无功电压控制的机理,提出直流、风电协调控制策略,并以黑龙江电网为例进行了仿真验证,对风火打捆直流外送系统电压稳定控制具有一定的指导意义。     

双馈风电机组低压穿越特性对电力系统暂态稳定的影响

双馈风电机组(DFIG)的低压穿越(LVRT)特性与同步发电机不同,使得大规模DFIG接入电力系统后同步发电机的功角特性发生改变,因此分析系统暂态稳定性时有必要考虑DFIG LVRT行为的特殊性。推导机电暂态时间尺度下DFIG撬棒未投入和投入2种工况下的等值模型,基于该模型对典型LVRT策略下DFIG的外特性进行分析;基于等面积定则研究DFIG LVRT策略中无功补偿系数与撬棒电阻对电力系统暂态稳定的影响。时域仿真结果表明,提高无功补偿系数和增加撬棒电阻有利于电力系统的暂态稳定性,验证了理论分析的正确性。     

海上风电场与柔性直流输电系统的新型协调控制策略

提出了一种适用于采用双馈机型的海上风电场与柔直输电系统的新型协调控制策略。接入风电场的送端换流站采用基于锁相环的定功率控制,根据风电场的有功参考值控制其有功功率输入,并且在送端换流站的有功功率控制外环中加入有功功率与直流电压平方的下垂特性来加强直流电压暂态稳定性;双馈风电机组采用同步控制,调节海上风电场交流电网的电压幅值和角度。相对于经典协调控制策略,该控制策略可以加强柔直输电系统的直流电压稳定性,对通信延时不敏感,通信成本较低。该控制策略还实现了送端交流电网故障下系统的故障穿越。文中以风电场接入基于多电平的两端柔直输电系统作为仿真研究对象,通过仿真分析验证了该协调控制策略的有效性和优越性。     

考虑过渡电阻的风机并网对电力系统稳定性的影响

大规模双馈风电集中接入对电网中传统同步机组暂态功角稳定有重要影响。将双馈风电机组近似等效为恒功率源,基于等面积定则分析了不同故障时段双馈风机等容量替代同步机组时同步机组暂态功角的变化,考虑了不同三相接地故障过渡电阻对同步机组功率特性的影响,据此分析了风电场并网运行时对系统暂态稳定影响的机理。理论分析表明,当过渡电阻值较小时,双馈风机接入增强了系统暂态功角稳定性,当过渡电阻值较大时,可能降低了系统暂态功角稳定性,对风机并网产生不利影响。通过PSCAD/EMTDC仿真验证了所提观点的正确性。     

单相重合时序对特高压交直流并联系统暂稳影响的机理分析

重合闸时序对特高压交直流并联系统暂态稳定性有较大的影响,为探讨其内在机理,构造了单机特高压交直流并联输电无穷大系统,采用开关函数法推导出直流系统的等值交流阻抗,得到了系统电磁功率的解析表达式.通过分析一回交流线路发生单相永久接地故障、故障相跳闸、故障相重合于永久故障、三相跳闸的整个过程中发电机的功角变化特性,利用等面积法则从机理上阐述了重合时序对系统功角稳定性的影响.提出了单相重合时序设置判据,即使系统等值阻抗较小的一侧首先重合,以期减小系统的加速面积,提高并联系统的暂态功角稳定性.在单机特高压交直流并联无穷大系统和2010年南方电网中,对该判据的正确性和有效性进行了仿真验证.     

基于可释放动能的双馈风机虚拟惯性控制策略影响分析

针对现有双馈风力发电机（doubly-fed induction generator,DFIG）附加虚拟惯性控制策略后存在兼顾频率稳定及暂态功角稳定方面的不足,首先利用DFIG的电压和磁链方程,推导出电磁功率表达式,基于同步发电机功角概念推导出与其类似的DFIG等效功角,并分析了DFIG的调频能力与其等效功角稳定性的关系。其次,鉴于DFIG在不同风速下含有不同程度的可释放动能（kinetic energy,KE）,提出了一种基于可释放动能的惯性控制策略:根据转子转速调整DFIG惯性控制策略中频率变化率和下垂回路的回路增益,使运行在较高转速下的DFIG释放更多的动能,根据释放的动能来决定风电机组对系统惯性响应可提供的贡献。该策略在提高系统调频能力的基础上能兼顾改善暂态功角稳定性,并避免了转子转速过低,从而保证了DFIG在惯性控制过程中的稳定运行。最后,基于实时数字仿真系统（real time digital simulation system,RTDS）的仿真软件RSCAD搭建了DFIG单机并网仿真系统,仿真结果验证了所提控制策略的有效性。     

一种与直流暂态稳定强相关的交流断面识别方法

随着投运直流的不断增加,电力系统中交直流系统间的耦合程度越加紧密,相互影响更加密切。量化评估直流与交流多断面间的暂态稳定耦合程度,进而实现自动搜索识别与直流暂态稳定强相关的交流断面对于提高电力系统安全稳定协调优化控制和在线辅助决策水平都具有重要意义。基于EEAC理论,分析了直流与交流输电断面暂态稳定耦合的机理,通过计算直流不同功率扰动下的系统不同分群下各映象的暂态稳定裕度,并拟合直流扰动功率下交流断面的暂态稳定裕度曲线,从而量化评估直流与交流断面间的暂态稳定耦合程度。该方法可同时识别多个交流输电断面与多条直流暂态稳定耦合相关性。通过实际电网的算例验证方法的有效性。     

直流闭锁暂态过电压对风电外送影响及其抑制措施

高压直流输电系统直流闭锁引起的送端交流母线暂态过电压可能影响送端风火打捆交流系统风电机组的稳定运行。针对该问题,首先分析了直流闭锁引起暂态过电压的主要原因及其对风电机组造成的影响,然后阐述了直流闭锁动态过电压及保护动作过程,并利用由PSCAD中自带示例Cigre_Benchmark改进的双极高压直流输电系统模型仿真分析了直流闭锁的触发方式及其引起暂态过电压的过程机理。通过改进触发直流闭锁的紧急停机策略,减缓直流闭锁的触发过程,改变保护措施的触发顺序,并与安全控制系统配合来抑制送端并网母线的暂态过电压,以此来保证风电机组的稳定运行。基于PSCAD/EMTDC搭建了风火打捆高压直流模型,最后通过算例仿真证明了所提方法的有效性。该方法对于风火打捆高压直流输电系统的电压稳定性研究具有一定的参考价值。     

电网对称故障下双馈风力发电机的虚拟同步控制策略

将虚拟同步控制策略运用于双馈感应发电机(DFIG)变频器控制,可使DFIG为电网提供有惯量的频率与电压支撑。但现有虚拟同步控制策略主要关注DFIG对同步发电机机电动态特性的模拟,未考虑DFIG的电磁暂态过程。分析了基于虚拟同步控制的DFIG在电网对称故障下的电磁暂态特性,指出了现有虚拟同步控制策略存在的两大缺陷:无法完全模拟同步电机故障暂态下的电磁关系,且无法抑制转子过电流。提出了一种适用于电网对称故障的DFIG暂态电压补偿虚拟同步控制策略,即通过补偿转子控制电压的暂态分量来抵消或削弱转子暂态反电势对转子过电流的影响。通过仿真对比了现有虚拟同步控制策略与所提策略对DFIG的控制效果,证明了所提虚拟同步控制策略不仅具备更好的惯性支撑能力,同时可显著抑制DFIG转子过电流与电磁转矩暂态冲击,并对系统进行无功支撑,有效提高了DFIG不间断运行能力与电网故障恢复能力。