含主动轴系扭振阻尼的并网双馈风电场惯量控制方法

电网中风电容量的增加,使得电力系统等效惯量减小、频率稳定性下降。为避免此风险,各国电网并网导则要求大规模风电场参与系统调频,并能提供类似同步发电机的惯量响应。本文基于时域仿真并辅以特征值分析,研究了风电场惯量控制对风电机组及电力系统运行特性的影响。传统的风电场惯量控制方法有益于电力系统频率稳定,但仿真结果揭示该控制会减小风电机组轴系扭振的阻尼,严重时将导致机组转速振荡失稳。为解决此问题,提出了含主动轴系扭振阻尼的风电场惯量控制方法,在满足并网导则有关惯量控制要求的同时可有效避免机组发生轴系扭振失稳。仿真结果验证了控制方法的有效性。     

一种提高系统频率响应特性的风储协调控制策略

风电并网规模的不断扩大削弱了电力系统的惯量水平,给频率稳定带来巨大挑战.通过分析不同风速下双馈风机(DFIG)参与惯性响应的能力,给出了一种风速分段方法,从而确定DFIG参与调频的风速范围.在此基础上,提出了一种DFIG与储能技术联合的调频控制策略,根据系统惯性响应和频率恢复2个阶段的频率变化特点,制定风储协调出力模式:在惯性响应阶段,通过虚拟惯性控制使DFIG释放转子动能以阻止频率跌落,并采用超速控制将DFIG转速变化分配至最大功率点跟踪控制运行点两侧以改善调频效果,同时逐渐增加储能系统的输出功率对DFIG后期的调频功率下降进行补充;在频率恢复阶段,将DFIG退出调频模式以避免虚拟惯性控制从系统索取能量,主要依靠储能系统出力辅助同步发电机加快完成一次调频.算例仿真结果表明所提方法能够有效改善系统的频率响应特性,避免二次频率事故的发生,提高了系统的频率稳定性.     

基于惯性/下垂控制的变速型风电机组频率协调控制方法

在高渗透风电接入的孤立电力系统中,由于传统调频资源不足,风电大规模波动可能导致系统频率波动,限制新风电的进一步接入。因此,提出一种基于惯性控制和下垂控制的变速型风电机组频率协调控制方法。首先对双馈异步发电机(Doubly Fed Induction Generator,DFIG)、永磁同步发电机(Permanent Magnet Synchronous Generator,PMSG)和有源失速异步发电机(Active-Stall Induction Generator,ASIG)三种类型变速风力发电机组(Variable Speed Wind Turbines, VSWTs)的频率控制特性进行分析。在此基础上,提出基于惯量控制和下垂控制的变速型风机频率协调控制策略,并分析在不同扰动条件下,不同惯性参数与下垂参数对孤立电力系统频率的影响,据此选择合适的控制参数。最后,在随机风速扰动和大扰动条件下对风电机组的稳态与暂态响应进行仿真,验证了所提频率抑制方法的有效性。结果表明,所提方法能显著提高孤立电力系统频率稳定水平。     

风电机组等效模型对机组暂态稳定分析结果的影响

该文应用等效集中质量法,建立了同时考虑风力机叶片弯曲柔性以及风力机和发电机之间传动轴扭转柔性的风力机3个质量块等效模型。结合并网笼型异步发电机的电磁暂态模型,以额定功率330 kW(MADE-AE30)和3 MW的风力发电机组为例,在电网电压骤降和机械大扰动下,与风力机传统1个、2个质量块等效模型的机组暂态稳定性进行了     

储能协助风电机组参与电网调频控制策略研究

风机通过电力电子设备连接至电网,当转子动能与系统频率解耦,无法为电网频率变化提供惯性支撑,随着系统中风电比例的增加,系统频率稳定受到严峻挑战。文中提出一种变系数综合惯性控制方法,风机能够根据频率的扰动灵活调节输出功率;在此基础上,提出结合桨距角备用控制协同调频方法,通过对风速的分段处理,使风电机组参与电网调频具有针对性;为进一步优化风电机组调频性能,风电并网系统增加了储能装置,通过对风储系统惯性进行详细分析,提出了一种风储系统联合调频控制策略,采用模糊控制策略对中高风速区间风储出力分配制定相应的规则,实时调节储能出力系数。最后对风储调频策略进行仿真验证,结果表明,所提方法能有效改善风电机组调频效果,保证高比例风电并网的频率稳定。     

计及ROCOF与转子动能的风电机组自适应下垂控制策略

风电机组参与调频可提高风电并网系统的频率稳定性,但现有下垂控制难以兼顾频率响应特性和风机自身运行状态。提出了一种计及频率变化率(rate of change of frequency, ROCOF)与转子动能的自适应下垂控制策略,充分利用转子动能参与调频,确保风机稳定运行。根据系统频率情况,将ROCOF划分区间,通过分段函数构建下垂系数与ROCOF的耦合函数,确保风电机组在扰动初期释放更多能量,减缓频率跌落速度,提高风机对频率的支撑能力。同时,引入转速影响因子,根据风机自身运行状态调整下垂系数,防止风机转子失速,避免频率二次跌落。最后,在MATLAB/Simulink平台上,搭建了风火联合系统仿真模型,仿真验证了所提控制策略在改善调频效果、保证风机转速稳定方面的有效性。     

考虑同步机制的双馈风电系统小扰动建模与稳定性分析

对比分析了锁相环同步机制和虚拟同步发电机同步机制下的双馈风电系统小扰动稳定性及动态特性。针对2种同步机制下的双馈风电系统,基于数学方程分别得出相应的小扰动模型,进而利用特征值分析法对系统小扰动稳定性进行研究。在StarSim硬件在环(StarSim-HIL)半实物仿真平台上搭建相关模型,通过仿真对2种同步机制下的双馈风电系统有功支撑等动态特性及小扰动稳定性进行了分析与验证。对2种同步机制的适用性进行总结,指出锁相环型控制虽然动态特性好、响应速度快,但是在弱电网下的小扰动稳定性及有功支撑等方面,虚拟同步发电机控制更有优势。     

传动链模型参数对双馈风电机组暂态性能影响

为了较准确地研究并网双馈风电机组机电耦合作用对其暂态性能的影响,考虑风力机和发电机之间传动轴扭转柔性因素,采用等效集中质量法,建立风力机传动链的等效为两个质量块模型.基于并网双馈风力发电机组的功率控制策略和电磁暂态模型,在电网电压跌落故障下,对采用两个等效质量块传动链模型时的机组暂态运行性能进行仿真,并和不考虑传动链柔性的等效为一个质量块模型时的结果进行比较.应用传动链柔性模型,选取不同参数值时的机组暂态效果进行仿真比较和分析.结果表明:考虑风力机传动链柔性有助于准确分析双馈风力发电机组暂态性能,其暂态性能和传动轴系刚度系数、风力机和发电机惯性时间常数密切相关.     

恒速风电机组极限切除时间的确定

为分析电网故障时恒速风电机组的暂态稳定性及其对电网的影响,首先,以等面积法则为理论依据.利用感应发电机的转矩-滑差曲线和机械输入转矩曲线,确定了感应发电机的极限切除时间;其次,考虑电网故障时刚性度较低的风电机组轴(采用双质块模型)的松弛所释放出的能量使感应发电机的加速而导致发电机的加速面积增大且大于其减速面积,因此恒速风电机组中感应发电机的极限切除时间小于单纯的感应发电机极限切除时间;最后,根据恒速风电机组所使用感应发电机的极限切除时间确定恒速风电机组极限切除时间.通过仿真分析得出恒速风电机组轴刚性度对机组极限切除时间的影响,随机组轴刚性度增大机组的极限切除时间增大,但是当轴的刚度系数增加到一定程度时,风电机组的轴就可看作单质块模型,机组的极限切除时间就不再增加.     

考虑系统频率安全稳定约束的风储联合频率响应控制策略

为提升风-储联合运行系统的动态频率稳定性能,针对目前调频控制策略未充分发挥风电机组频率调节能力、无法适应负荷扰动过大情况以及转子转速恢复阶段存在频率二次跌落的问题,提出一种考虑系统频率安全稳定约束的风储联合频率响应控制策略。在惯量响应阶段结合转速约束和频率指标自适应调整虚拟惯量和下垂控制系数,在转子转速恢复阶段利用负指数函数动态调整转速恢复过程中功率参考值,避免频率的二次跌落。将风电机组与储能电池结合,引入频率稳定域概念,利用储能电池扩展频率稳定域边界,进一步提升风储联合系统的抗负荷扰动能力和频率稳定性。最后对风储联合调频策略进行仿真,结果表明在不同风速和不同负荷扰动下,所提控制策略能充分发挥风电机组频率响应控制能力的同时,避免了频率二次跌落,提升了电网频率安全稳定性。     

风电机组参与调频的虚拟惯量控制与快速频率控制

通过分析风力发电系统的功率控制特性，提出了一种风电机组快速频率控制方法，并将其与传统的虚拟惯量控制方法进行了对比研究。建立了风电参与系统频率控制的虚拟惯量控制和快速频率控制模型，分析了两种频率控制方法下系统的频率响应特性。采用虚拟惯量控制方法，风电机组跟踪系统频率变化情况释放风机旋转动能，需要合理整定控制器参数以保证风电机组的频率控制性能；快速频率控制可根据风电机组运行状态充分释放转子动能，对扰动后系统频率变化率改善效果更为明显，更适合高比例新能源接入后系统惯量较低的电力系统。     

考虑风速分区的风-储系统短期频率响应协同控制策略

在高风电渗透率电力系统中,针对双馈感应风电机组的转子转速与电网频率解耦所造成的机组惯性与频率响应能力缺失的问题,提出了基于模糊逻辑控制的风—储系统协同运行控制策略。该控制策略通过在风—储控制系统中嵌入模糊逻辑控制器来决策风—储系统响应电网频率波动的总有功出力和风力机转子动能的调频参与系数。基于此,根据不同风速下的风电机组运行特性将风速分区,并针对各风速区间构建了适应该区间转速—功率特点的风—储系统运行策略,使风—储系统具备能适应多种风况的短期频率响应能力。仿真结果表明:文中所提出的风—储系统协同运行控制策略能有效提升风—储系统的惯性以及短期频率响应能力,不仅能使风—储系统的短期频率响应能力适应多种风况,还可避免风电机组退出调频造成的频率二次跌落问题,同时改善了高风电渗透率电力系统的频率稳定性。     

基于功率跟踪优化的双馈风力发电机组虚拟惯性控制技术

基于电力电子换流器并网的变速恒频风力发电机组对电力系统的惯性几乎没有贡献,这将成为风电场大规模接入电网之后面临的新问题。在分析双馈风电机组运行特性和控制策略的基础上,研究双馈机组的虚拟转动惯量与转速调节及电网频率变化的关系,提出双馈风电机组的虚拟惯性控制策略。该控制策略通过检测电网频率变化来调节最大功率跟踪曲线,从而释放双馈机组"隐藏"的动能,对电网提供动态频率支持。通过对含20%风电装机容量的3机系统的仿真分析,验证该控制策略在系统出现功率不平衡后,能够利用双馈风电机组的虚拟惯量使风电场具备对系统频率快速响应的能力,从而提高了基于双馈风电机组的大规模风电场接入电网后的电力系统频率稳定性。     

基于变参数减载控制的风电场一次调频策略

变速恒频风机通过电力电子设备实现并网,导致机组转速与系统频率不再有耦合关系,无法主动响应系统频率变化。针对风电大规模并网引发的系统调频安全问题,采用优先减载低风速机组的风电场预留备用策略,并结合桨距角控制,实现满足系统备用需求,同时最大限度地储存旋转动能;然后提出了变调频系数的虚拟惯量控制策略,给出了下垂系数的整定方法,以实现风机减载功率充分释放,为系统提供可靠的调频功率支持。在DIgSILENT中建立了系统仿真模型,结果表明：所提策略能够合理分配风机的减载功率,并有效利用备用容量参与系统调频,提升了风机的频率控制能力。     

大规模风电并网的频率响应特性分析

针对大量风电机组并入电网对电力系统频率稳定性的影响问题,阐述了风力发电机的类型,分析比较了传统同步机、恒速风机、双馈风机和永磁直驱风机的动态频率响应特性,通过电力系统仿真软件DSA在IEEE-39建立了不同类型风电场的动态模型。仿真结果表明,恒速风机能够对系统提供部分惯性响应,有利于系统频率稳定,而双馈风机和永磁直驱风机采用了解耦控制,不能对系统提供惯性响应,不利于系统频率稳定。     

变速恒频双馈异步风力发电机动态控制扰动方法

风力发电系统中,风力发电机的控制方法是个关键环节.对双馈变速恒频异步风力发电机现有的控制方法进行了研究,提出一种新颖的控制扰动方法,即将四风速模型中的合成风速在轴系模型中产生的转矩引入功率控制扰动中.     

适应于电网高风电渗透率下的双馈风电机组惯性控制方法

为解决风电渗透率增加带来的电网频率安全稳定问题,在揭示传统微分惯性控制方法缺点的基础上,提出了一种适应于高风电渗透率、大功率缺额条件下的双馈风电机组惯性控制方法,即模式转换法。通过设置系统频率微分、频率偏差逻辑判断条件启动惯性响应,设置转速限制判断条件闭锁惯性响应,实现风电机组在最大功率跟踪工作模式与惯性响应工作模式间自主转换。该方法设置恒定附加电磁转矩步长,惯性响应作用强度不随转速降低而减弱。当系统频率事故发生时,较微分惯性控制方法,模式转换法可使风电机组在稳定运行约束范围内更加有效地抑制系统频率跌落。仿真结果验证了模式转换法的有效性和优越性。     

风力发电最大风能追踪综述

基于风能的充分利用,从分析风力机运行特性出发,针对变速恒频风力发电系统的特点,综述了捕获最大风能的方法,如叶尖速比控制、功率信号反馈、爬山搜索法、最大功率小信号扰动法、三点比较法。考虑到实际应用中风速变化及测量困难,为避免直接检测风速,提出一种新的最大风能追踪方法。详细讨论了已有方法的优劣。分析与研究表明,新的最大风能追踪方法简单、实用、可行。     

双馈风力发电机参与系统频率调节新方法

系统频率控制能力随着电力系统风力发电渗透率的增加而降低,为了扩大风能比率,讨论了双馈风力发电机对系统惯性响应和频率控制的影响,分析了增加辅助惯性控制回路参数的作用。在此基础上,提出了一种利用双馈感应发电机更有效参与系统频率调节的新方法,该方法利用双馈感应发电机的快速功率控制能力,瞬时释放转子的部分动能,提供早期频率支持。仿真计算表明,新方法可以更有效地改善系统频率响应。     

风力发电控制问题综述

论述风力发电机组在提高机组容量、改进功率调节方式、变速恒频运行、发电机和电力电子技术等方面的进展。由于风能的能量密度低，具有不稳定性和随机性，控制技术是大型风力发电机组安全高效运行的关键。分析大型风力发电机组的动态特性，如强非线性、运行工况的频繁随机切换、定桨距风轮空气动力学的不稳定性、有效风速的不可测性和干扰因素多等特点。机组控制系统的基本目标分为4个层次：保证可靠运行、获取最大能量、提供优质电力、延长机组寿命。基于线性化模型的控制方法对于风电系统并不适用，论述对风力发电机组具有较好控制性能的智能控制。该方法是研究风力机控制问题的重要途径之一。