基于转子侧双环阻尼控制器的双馈风电场次同步谐振抑制策略

近年来,在大规模风电集中接入电网系统中串补引起的次同步谐振问题引起了广泛关注,同时包含大量电力电子设备的高比例新能源系统使电网运行更为复杂。对双馈风机并网运行的振荡机理进行了分析,基于定转子转矩分析法提出一种转子侧双环阻尼控制器,为包含串补的双馈风机接入电网系统提供正阻尼,对可能产生的次同步谐振发挥抑制作用。同时提出一种双馈风电场次同步谐振的部分机组抑制策略,通过对一定比例的双馈风机装设阻尼控制器来抑制整个风电场的次同步谐振。在PSCAD上将风电场中的风机按照是否添加阻尼控制器分为两个群体,以不同功率输出比例的两台双馈风机来模拟,其中一台添加阻尼控制器,考察不同风况下该机组对次同步谐振的抑制作用。仿真结果表明:双馈风机转子侧双环阻尼控制器对次同步谐振具有较好的抑制作用,双馈风电场中一定比例的机组添加阻尼控制器对抑制整个风电场次同步谐振的策略是可行的。     

风电并网系统次同步振荡频率漂移问题

风电并网系统的次同步振荡现象具有频率漂移的特征。该文从风速变化影响模式间相互作用的角度解释了频率漂移的原因。首先,推导风电机组受风速影响的振荡模式:双馈风机定转子绕组和转子侧换流器电流内环控制主导的次同步振荡模式的频率;直驱风机直流电压外环主导的振荡模式的留数。然后,推导两输入两输出系统中振荡模式之间发生强相互作用的条件——开环模式耦合。最后,基于双馈风机-串补输电系统和混合风电场并网系统算例,采用模式分析和非线性仿真,演示了风速变化过程中模式交互作用的强弱变化导致的频率漂移的现象。由此得出,风速的随机性使得开环模式耦合条件具备了随机性,在时变场景下模式间的不利交互作用使得弱阻尼或负阻尼次同步振荡模式的频率是动态变化的,由此出现了频率漂移的现象。     

双馈风电场经柔直并网系统次同步振荡机理及特性分析

双馈风电场经柔直接入交流电网可能成为未来"三北"地区大规模风电外送的输电方式。但是双馈风机与柔直系统之间的相互作用存在引发次同步振荡的风险。为此,该文在建立双馈风电场经柔直接入交流电网的系统等值模型的基础上,通过阻抗法分析次同步振荡产生的机理;研究风电场并网机组台数、风速、负荷等因素对次同步振荡特性的影响;同时引入变流器控制器参数的灵敏度指标,分析各控制器参数对系统虚拟阻抗的影响。结果表明,特定运行条件易引发系统的次同步振荡,双馈风电机组在次同步振荡频率上表现出"负电阻、感性电抗"性质,与柔直风场侧变流器("正电阻、容性电抗")构成等效的负电阻谐振电路,并因负阻尼效应引起系统的次同步振荡;最后仿真验证理论分析的正确性。     

基于双馈风机抗阻比的次同步振荡抑制策略

现有的抑制双馈风机次同步振荡(SSO)的方法大多以转子转速偏差信号作为输入,需要较大增益的同时可能会引起超同步振荡。利用双馈风电场-串联补偿输电系统的复频域阻抗模型,将基于双馈风机网侧变流器的阻尼控制等效为虚拟阻抗,解释了双馈风机在不同抗阻比以及不同补偿角度下的作用机理;基于以线路电流为输入的次同步阻尼控制方法,提出了改进的基于双馈风机抗阻比设计最佳补偿角度的阻尼控制策略及参数整定方法。以真实风电场SSO事件为算例,在MATLAB/Simulink平台搭建双馈风电场-串联补偿输电系统的等值模型,通过时域仿真验证了所提阻尼控制策略的效果。     

风电场内机群间次同步振荡相互作用

大型风电场内部包含大量控制参数各异、运行状态不同甚至类型多样的风电机组,其并网引发的次同步振荡问题日益凸显。研究了风电场内部不同风电机群之间次同步振荡相互作用及其影响因素,从而明确次同步振荡在风电场内的演化过程;建立了直驱风电场的并网导纳模型;应用广义奈奎斯特判据分析了风电场内不同风电机群并网的次同步振荡稳定性,在此基础上研究了风电场内不同风电机群之间的次同步振荡相互作用。结果表明,“振荡机群”能够引起“稳定机群”也发生次同步振荡,二者的并网机组台数比例对风电场次同步振荡特性具有显著的影响,“振荡机群”的锁相环参数对整座风电场的次同步振荡频率具有重要的影响。在MATLAB/Simulink中搭建了直驱风电场的并网仿真模型,时域仿真结果验证了上述理论分析的正确性。     

直驱风机风电场与交流电网相互作用引发次同步振荡的机理与特性分析

近年来,国内许多地区的直驱风机风电场在附近电网没有串补的情况下出现了持续的次同步频率范围的功率振荡。为深入研究该问题,该文建立典型直驱风机风电场接入交流电网的等值系统模型,通过电磁暂态仿真、阻抗模型和小信号分析研究次同步振荡产生的机理;分析接入交流电网强弱、风机出力、并网风机台数、风机控制参数及动态无功补偿设备对振荡特性的影响;结果表明,多台直驱风机通过弱交流系统并网时会出现次同步振荡模态,直驱风机在该振荡模态频率上表现为"具有小值负电阻的容性阻抗",与交流电网的电感构成谐振回路,并因负电阻效应而导致危险的功率振荡现象。最后,讨论了这种次同步振荡问题的潜在危害及其防范措施。     

双馈风电场单机与多机等值模型对次同步振荡特性影响的对比

以2机系统为例,将大型双馈风电场划分为2个参数不同的子风电场,对比研究了2个子风电场在汇流线路阻抗不同、容量配比不同的情况下,采用单台风机等值模型与2台风机等值模型时整个风电场次同步振荡特性的差异。分析结果表明,在考虑不同影响因素的情况下,采用单台风机等值整个风电场会引入一定误差,但是风电场参数变化对次同步振荡的影响规律与2台风机等值是一致的。     

SVG与直驱风机间的次同步相互作用特性分析

近年来,新能源并网系统的次同步振荡问题日益凸显,我国许多地区的直驱风电并网系统出现了次同步频率下的功率振荡。目前风电场基本均装设了SVG等无功补偿装置来改善风电场的电压稳定问题,而SVG装置与直驱风电在次同步频段下的相互作用尚未明确。该文采用模态分析法,研究考虑SVG与直驱风机间相互作用的并网系统次同步振荡问题。首先,根据直驱风机和SVG装置的数学模型推导了其小信号分析模型。基于该模型,计算系统根轨迹,研究了控制参数和运行参数对次同步振荡模态特性的影响。同时利用模态的参与因子观察并网系统中装置间的耦合作用特性,最后利用电磁暂态仿真验证了模态分析结果的正确性。结果表明SVG的并入会影响风机并网系统稳定性,装置间存在次同步相互作用。     

基于频域贡献因子的混合风电场内振荡源在线定位研究

随着风电、光伏和SVG等各种电力电子设备并网比例的增加,新能源电力系统振荡风险加剧,精准定位风电场站内振荡源对预防振荡引发大规模电力事故的意义重大。提出了基于频域贡献因子分析混合风电场内振荡源在线定位方法。首先,基于大型混合风电场站的节点导纳矩阵推导出频域贡献因子;然后通过便于工程实现的在线阻抗辨识得到风电场阻抗特性,并进行模态机理分析得到风电场的主导振荡模态;然后求出混合风电场的振荡贡献因子;基于贡献因子确定场站内振荡的主要贡献节点以实现振荡源定位并量化分析;采用机理分析替代数值法得到风电场站的主导振荡模态,避免了计算量大与收敛性不足的问题。最后基于ADPSS/ETSDAC平台对大型混合风电场中双馈风机与串补电容交互振荡和直驱风机与SVG交互振荡分别进行仿真验证所提方法的有效性。     

并网双馈风电场次/超同步混合振荡现象及阻尼控制方案

该文解释并网双馈风电场中出现次/超同步混合振荡现象的机理,并提出一套风电场层面阻尼控制方案用于抑制次/超同步混合振荡。首先,将风电场等效成多台连接到集中母线的双馈感应发电机(double-fedinductiongenerator,DFIG),并建立双馈风电场并网系统的闭环互联模型以及1台DFIG子系统与剩余部分子系统(包括风电场中剩余DFIG、同步发电机以及输电线路,后简称剩余子系统)的开环模型。在这些模型的基础上,运用开环模式谐振理论解释双馈风电场并网系统中可能出现次/超同步混合振荡现象的机理:当2个子系统的开环模式在复平面上位置接近会引发开环模式谐振,与之相对应的2个闭环振荡模式将朝相反方向移动,其中1个振荡模式的阻尼将变差;而振荡模式的频率主要取决于双馈感应发电机的参数;当满足一特殊条件时,系统中将出现次/超同步混合振荡现象。为了抑制双馈风电场中次/超同步混合振荡,该文提出风电场层面阻尼控制方案:风电场统一测量阻尼控制的输入信号,进行阻尼控制,并将输出信号分配到相应的双馈感应发电机上。模态分析和非线性仿真结果均验证文中风电场层面阻尼控制方案的有效性。     

基于定子侧模拟电阻的双馈风电场次同步振荡抑制策略研究

双馈风电场并网运行时,容易发生次同步振荡事故。搭建了双馈风电场经串联补偿电容并网的系统模型,并用Nyquist稳定性判据分析了影响双馈风电场次同步振荡的主要因素。在此基础上,提出了一种基于定子侧模拟电阻的次同步振荡抑制策略,以增强次同步频带下的电气阻尼。时域仿真结果表明该方法能够有效抑制双馈风电场并网系统中的次同步振荡现象,提升系统的稳定性。相较于传统的抑制方法,所提方案无需任何附加装置,便于工程实际应用。     

直驱风机与静止无功发生器的次同步振荡特性及交互作用分析

我国西北等风电汇集地区存在不同程度的次同步振荡问题,其中大容量的直驱风机和动态无功补偿装置接入弱电网诱发的次同步振荡机理尚不明确。该文推导直驱风机并网变流器和静止无功发生器的线性化分析模型,获取其输入阻抗模型及并网系统的传递函数;探讨同步旋转坐标系下双输入双输出系统的稳定性判断方法;通过阻抗特性分析、传递函数极点分析及时域仿真验证,提出两者间次同步振荡交互作用及影响因素。     

风电接入电力系统故障电流的影响因素分析及对继电保护的影响

在EMTDC／PSCAD平台上建立了鼠笼式、双馈式及直驱式3种常见风电机组的电磁暂态模型。比较直驱式风机电磁暂态数值模型与数模混合实验在各种故障条件及控制策略下的仿真结果,验证了模型的正确性。同时比较双馈式风机电磁暂态模型的故障仿真结果与双馈式风场短路实验结果,验证了所提双馈式风机电磁暂态模型的正确性。在以上模型的基础上,仿真了风电机组在各类故障条件下的电磁暂态特征,结果表明风机类型、风机的工作状态、风机所采用的控制方法、故障类型以及风电场的弱电源特性是影响并网运行风电故障电流的主要因素,研究结果为现有继电保护的改进与研发新原理继电保护打下了基础。     

直流近区含直驱机组的次同步振荡机理研究及抑制措施

针对哈密直流近区直驱风电场送端并网时频繁出现的次同步振荡现象,文中建立了含多直驱风电机组风电场并网等值模型,并就等值模型以及永磁直驱风电机组控制系统对次同步振荡机理进行研究,接着用特征值分析法研究直驱风电机组与弱交流系统互作用引发的次同步振荡问题。其次就系统阻抗、风电出力、开机台数以及系统强度与直驱永磁风电机组控制参数等因素对风电次同步振荡特性作以仿真分析。仿真结果表明:直驱风电机组通过弱联送出线路并网时,其与弱交系统的互作用产生一对弱阻尼的特征根,特征根实部为正,表明了次同步振荡模态不稳定;众多影响因素对风电次同步振荡特性均有不同程度的影响。最后通过实时数字仿真实验初步验证了SVG附加阻尼控制对次同步谐波的抑制效果。     

电网对称故障下含DFIG和PMSG的混合风电场群的协同控制策略

针对含双馈异步发电机和永磁直驱同步发电机的混合风电场群的低电压穿越技术进行详细研究。在推导双馈发电机和永磁直驱发电机的无功电流极限表达式的基础上,详细分析电压跌落程度和风速变化对其无功电流极限的影响规律,并获得满足风电场低电压穿越导则要求下双馈风电场和永磁直驱风电场的可控运行区域及其电流分配原则,进而提出无互联通信条件下混合风电场群的协同控制策略,该控制策略通过在电网故障过程中使风电场群输出最大无功电流以提高电网的暂态电压水平,并减少电网故障前后风电场群输出有功功率的变化以避免机群超速运行,使得该混合风电场群在全工况下的低电压穿越性能得到显著提高。通过仿真计算验证了所提控制策略的可靠性和有效性。     

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。     

Affecting factors of grid-connected wind power on fault current and impact on protection relay

在EMTDC/PSCAD平台上建立了鼠笼式、双馈式及直驱式3种常见风电机组的电磁暂态模型.比较直驱式风机电磁暂态数值模型与数模混合实验在各种故障条件及控制策略下的仿真结果,验证了模型的正确性.同时比较双馈式风机电磁暂态模型的故障仿真结果与双馈式风场短路实验结果,验证了所提双馈式风机电磁暂态模型的正确性.在以上模型的基础上,仿真了风电机组在各类故障条件下的电磁暂态特征,结果表明风机类型、风机的工作状态、风机所采用的控制方法、故障类型以及风电场的弱电源特性是影响并网运行风电故障电流的主要因素,研究结果为现有继电保护的改进与研发新原理继电保护打下了基础.     

直驱风机网侧换流器引发次/超同步振荡机理研究

针对实际电网发生的直驱风机引起的次/超同步振荡现象,以典型的单机并网模型为例进行研究。考虑锁相环的动态特性,在电网dq坐标系下建立直驱风机等效控制模型。分析网侧换流器对电网谐波的响应过程,发现当换流器输入输出谐波间相位满足一定关系时,会因为正反馈在某一频率下产生次/超同步振荡。振荡强度和振荡频率与锁相环比例和积分系数、电流内环比例系数及电网强度等多个因素相关。基于该相位关系,给出直驱风机引发次/超同步振荡的判据,并由该判据可以获得直驱风机引发次/超同步振荡的频率,时域仿真及频谱分析结果验证了该判据的有效性。     

基于制氢协同阻尼控制技术的次同步振荡抑制研究

基于模块化多电平换流器的柔性直流输电(MMC-HVDC)技术是大规模、集群化海上风电场并网的理想解决方案.但是双馈风机(DFIG)与柔直系统之间的相互作用存在引发系统次同步振荡(SSO)的风险.针对此问题,提出一种利用制氢系统和双馈风机控制系统的协同阻尼控制器抑制海风经柔直并网引发次同步振荡的方法.首先,建立海上风电场...     

大规模双馈风电场次同步振荡的成因分析

为了探究大规模双馈风电场在无串补情况下发生次同步振荡现象的原因,文中在MATLAB/SIMLINK软件搭建了双馈风机无串补线路并网模型,结合时域仿真法研究了风机出力、RSC控制器参数、无功外环控制器参数和传输线路长度与次同步振荡的关系。结果表明:风速越大,并网台数越多,即风机出力越大,则更易发生次同步振荡。单独改变RSC内环电流控制器的Ki参数,不会产生系统振荡,然而调节Kp参数太大,系统更易发生次同步振荡。外环无功控制器比例系数Kp过大,控制器参数过于灵敏,会造成无功功率的超调,系统更易发生次同步振荡。传输线路的大小只影响电压波动的范围,不会造成系统发生次同步振荡。