基于时频分析法的智能电网电压闪变分量运算

为获得电网电压闪变治理中设备参数调整和控制策略制定过程中所需的准确可靠电压闪变数据,将一种非线性和非平稳信号时频分析法(HHT变换)成功引入电压闪变低幅调制信号瞬时相位、瞬时幅值、瞬时频率等特性参数的检测中,可从时域和频域两方面对信号进行同时分析。将电压闪变信号调制获得的低频信号,先用EMD分解算法分解成若干IMF分量,再做HHT变换。算例仿真分析表明,该优化算法提取电压闪变信号数据可行有效,数据准确,能满足工程需求。     

一种基于短时傅里叶变换的电压闪变信号的检测

提出了一种基于短时傅里叶变换（STFT变换）的电压闪变信号的检测方法,利用待分析闪变信号的STFT变换幅值矩阵中的基频频谱序列得到该闪变信号的包络线、载波工频幅值和调幅波。该方法既适用于稳态闪变信号的检测,又适用于短时和时变闪变信号的检测,对谐波载波的闪变信号与工频载波的闪变信号的检测方案一致,不需要低通滤波或同步检波。仿真结果表明,该方法检测精度高,实现简便快捷,抗干扰能力强,是一种有效的电压闪变检测方法。     

考虑风资源影响的风电场电压波动和闪变评估

风电并网后引起的电压波动和闪变水平可能超出国家有关标准,造成严重的电能质量问题,因此,在风电并网之前需对这两者进行评估。采用了一种新的评估方法。区别于国际电工标准(IEC61400-21)中电压波动与闪变的评估,此方法考虑了风电场的风资源情况对这2个指标的影响。对风电场在不同出力下由阵风引起系统的电压波动进行计算,并用IEC闪变仪计算短时间闪变值Pst。用所提方法和IEC标准对我国某一新建的风电场进行评估。结果表明,所提方法不仅能有效地进行电压波动与闪变评估,而且能更好地考虑风速变化对风电场带来的潜在影响。     

基于HHT变换的微网电压闪变与谐波检测新技术

微网中大规模的分布式电源由于其自身特点及大量电力电子设备的使用,容易引起电网电压波动、电压闪变及谐波等电能质量问题,影响电力用户的供电要求。利用HHT(Hilbert-Huang transform)变换方法对微网中的电压闪变、谐波等电能质量扰动信号进行了EMD分解,得到各IMF分量,通过对IMF分量进行Hilbert谱分析和边际谱分析。仿真结果表明,该方法能快速有效地检测出微网中电压闪变信号的频率和幅值及谐波信号产生及终止的时刻。     

适用于双馈风机的并网电压波动与 闪变检测系统的研究

风电因电能质量问题影响使其发展受到制约,电压波动及闪变是其中之一。使用目前的闪变仪对风电机组并网引起电压闪变进行检测,发现在检测低频段波动引起的闪变时误差较大,而这也是风电并网产生闪变的主要频段。因此,如何使低频段检测误差减小是该文研究的意义。根据IEC标准,在Matlab平台建立数字闪变检测系统仿真模型,并利用双线性方法求得系统的参数。针对上述情况,分析其误差产生的原因,通过对检测的瞬时闪变视感度S（t）引入参数校正以减小低频检测误差,使其满足风电并网闪变值检测的要求。最后将修正系数后的检测系统运用在一个双馈风力发电系统实例中,证明该风电场满足我国电压闪变值要求。     

提取电压闪变参数的一种新方法

基于低幅值单频或多频叠加调制的电压闪变信号经过分解后,在频域内总是在工频两侧呈对称分布的特点,并考虑到实际低幅调值制信号的频率范围,提出将电压闪变信号映射到频域内,实现电压闪变信号的调制,只保留对求取调制信号参数有用的低频部分———调制闪变信号,并运用Hilbert-Huang变换提取调制闪变信号瞬时参数。在此基础上再运用推导公式便能实现电压闪变信号中调制信号参数的有效提取。仿真和实例分析结果均表明了本方法的可行性、有效性,为电压闪变参数提取提供了一种新方案。     

基于风电机组无功响应速度的风电场闪变研究

针对风电机组无功响应速度对风电场并网点电压闪变的影响,从风力发电机组特性出发,基于DIg SILENT建立了含风电机组的电网仿真模型,研究风速波动时风机无功响应速度对风电场并网点电压波动与闪变的影响。算例结果表明:风电机组无功响应速度对并网点电压闪变的影响程度与系统短路容量密切相关,加快风电机组无功响应速度能有效抑制风电场并网点的电压闪变。     

MSWF和稳定图理论在电压闪变检测中的应用

提出一种基于多级维纳滤波器(MSWF)和稳定图的电压闪变信号检测方法。首先利用MSWF实现信号子空间的快速估计,不需要进行数据矩阵的奇异值分解,大大降低了计算量;然后利用总体最小二乘-旋转不变技术(TLS-ESPRIT)实现对闪变信号的高精度检测;结合稳定图的思想实现对信号分量个数的准确估计,更直观、可靠。Matlab仿真结果表明,该方法计算复杂度低、计算精度高、计算速度快。     

基于HHT与闪变功率流向法的闪变源定位识别

针对传统闪变功率法仅能对电网公共连接点处的主导闪变源进行定位识别的问题,提出了一种基于HHT与闪变功率流向法相结合的闪变源定位识别新方法。应用HHT方法将检测到的闪变信号进行处理,得到由不同单一频率分量组合成的一组闪变包络信号,就闪变包络信号求取各闪变频率分量对应的闪变功率,根据闪变功率值的正负和大小,实现对各闪变源的定位识别及强度判断。对含单一频率分量和多频率分量闪变信号分别进行仿真研究。实验结果表明,所提出的方法可以对含单一频率分量和多频率分量闪变源进行准确定位。     

风电并网引起闪变的测试系统仿真

风电场并网引起的周期性电压波动频率位于IEC闪变仪的低频段，由于高通滤波器设计困难，按照IEC推荐方法设计的闪变仪测试此频段电压波动引起的闪变时就有可能带来误差。我们对IEC闪变仪进行了仿真，并增加校正环节对闪变测试系统在低频段的输出进行了校正。结果表明校正后的系统在低频段具有较高的精度，能够满足风电并网引起的闪变的测试要求。     

现代电网电气量的检测与分析综述

随着风光等新能源的接入,以往的保护策略无法满足现代电网的安全稳定运行的要求。因此,需要一种新的电气量检测方法,检测出现代电网中故障情况下和非故障情况下的电压暂降、电压波动和闪变、电压电流波形畸变的特征,并与保护协调配合,实现现代电网的安全稳定运行。在传统方法的基础上,分析总结了电压暂降、电压波动和闪变、电压电流波形畸变等电能质量方面国内外研究现状,为研究一种能够快速准确检测以上电能质量问题的检测技术提供理论基础。     

风力发电并入微网电能质量分析与检测

风力发电并网引发的电能质量问题不仅是限制风电机组装机规模的重要因素,而且对微网的安全稳定运行产生了很大的影响,因此有必要对风力发电并网引发的电能质量问题进行深入的分析,而分析的前提就是对其进行准确的检测。首先简要介绍微网的定义,并在此基础上给出风力发电机并入微网的结构示意图,其次对风力发电并网引发的电压波动与闪变、谐波以及电压偏差的机理进行分析,得出引发这些电能质量问题的根本原因。最后针对风力发电并网引发的电压偏差现象,提出采用Hilbert-Huang变换的方法对其进行检测。仿真测试结果表明了该方法的有效性。     

基于改进HHT的故障电流相位抗干扰提取

针对传统分析方法难以分析非线性非稳态电网实测信号的缺点,文章提出了一种基于希尔伯特–黄变换(Hilbert-Huang Transform,HHT)提取电流相位的方法.为应对经验模态分解(Empirical Mode Decomposition,EMD)在分解过程中普遍存在的模态混叠现象,该方法通过添加基于原电流信号相...     

直驱型风力发电变流器低压穿越控制策略研究

研究了直驱型风力发电变流器系统低压穿越控制策略。首先提出了一种对三相电量进行快速准确的正负序分离软件锁相环。在此基础上,为消除直流电压的二次谐波,采用正、负序双电流内环控制不对称运行控制策略。正负序分离软件锁相环采用了正负序级联延时信号消除法,能够实现对三相电压电流基波正负序分量在同步旋转坐标下的快速提取,并且通过选择不同的参数,可以滤除任何次数谐波的干扰。该方法无需采用滤波器,从而同时具备了稳态精确性和动态快速性。现场实验结果表明,该软件锁相环为三相并网型风力发电变流器在电网发生跌落及谐波畸变时提供了良好运行控制提供保障,正负序双电流内环不对称运行的控制策略保证了在电网电压不对称跌落时的正负序分离控制,消除了直流电压的二次谐波。     

基于二阶广义积分的风电系统电压跌落检测法

随着风力发电装机容量的不断增大,风电在电网中所占比重也越来越高,这就要求并网风电系统应具有低电压穿透能力。在电网电压发生跌落的情况下,为了使风电系统保持并网状态,对电网进行支撑并穿越故障,文章提出一种准确的、快速的电网故障电压检测方法——正序电压检测方法。该方法能在电网电压发生故障下做出快速的、精准的频率自适应响应。该电压检测系统包括正交信号发生器(QSG)、正序分量计算(PSC)和锁相环(PLL)3部分,系统中应用了二阶广义积分正交信号发生器。系统的输入为电网电压,输出为实时的相位角、正序电压分量和故障信号。通过对系统研究和仿真,表明该系统在电网发生故障时可有效地检测到故障信号。     

传动链模型对风机低电压穿越能力的影响

电网电压跌落故障时风电机组应能保持与电网连接并向系统不间断供电,根据风电机组在暂态过程中的表现提出低电压穿越(LVRT)要求。考虑传动轴扭转柔性因素,应用等效质量法,建立了变速恒频风电系统传动链的一质量块等效模型和二质量块等效模型。当发生电网电压跌落故障时,对采用不同传动链模型的风电系统进行仿真比较及理论分析。     

Contribution of Doubly Fed Wind Generators to Oscillation Damping

In this paper, the effects of increased wind power penetration by doubly fed asynchronous generators (DFAGs) on oscillation damping are investigated. With the help of an illustrative example, it is shown that the general trend for DFAGs is to increase interarea oscillation damping. However, there are exceptions for certain penetration levels (not necessarily large), for which the voltage control (VC) option of DFAGs can reduce damping. It is also shown that the modulation of active power generation of wind turbines is a powerful tool to introduce additional damping to interarea oscillations through a simple wind power system stabilizer design. The general trend for increased oscillation damping is verified in the case of a large interconnected system encompassing Southeastern Europe for a projected high level of wind penetration in Greece. For the same system, it is also shown that low-damping voltage oscillations possibly introduced by the VC mode of DFAGs can be adequately damped by properly adjusting control parameters.      

Comparison of oscillation damping capability in three power control strategies for PMSG‐based WECS

With the aid of small signal analysis and digital simulations, this paper compares the mechanical and power oscillation damping performances of three power control strategies for the multi‐pole permanent magnetic synchronous generator (PMSG)‐based direct driven wind energy conversion system (WECS). Maximal power point tracking (MPPT) control implemented in the generator side has inherent abilities on the oscillation damping. For the smoothed or constant power requirements, power oscillations are hard to damp, and additional active damping controller is required. Active damping can be achieved with power control on the generator or grid side and DC link voltage control on the generator side. With additional compensator in the power or DC link voltage control loop, a damping torque is produced to suppress the oscillations. An improved control structure, which has inherent oscillation damping capability, is proposed for the power control of WECS. Combined with different power control strategies, this structure can be applied to achieve different power outputs. The validation of the proposed control structure is verified by the simulations. Copyright © 2010 John Wiley & Sons, Ltd.     

考虑风电接入的电压控制区域修正方法研究

传统的电压控制区域（VCA）划分会随风电出力的波动而发生变化,为了获得能够适应各种风电出力的稳定分区,提出一种考虑风电接入下电压控制区域的修正方法。首先,为了研究风电出力的波动性对分区的影响,将风电出力概率分布离散化为多个场景,研究每个出力场景下的潮流、分区。其次,利用雅可比子矩阵建立含有功因素的灵敏度矩阵与电气距离矩阵,采用凝聚的层次聚类法对风电出力不同断面条件下的PQ节点分区。通过Q-V曲线的极小值将与PQ节点无功限值一致的发电机组也归为一组,再利用灵敏度法将剩余的PV节点逐次划分获得全网分区。最后,通过识别VCA边界,利用断线分析法将电压波动不一致的边界节点重新划分,从而提升区域之间的电压解耦程度,实现区域的拓扑优化。将IEEE39节点系统处理为多个风电出力场景,并对每个场景的出力断面进行仿真分析。结果表明,所提方法能合理体现由于风电出力波动导致的分区变化,并可修正不同出力场景下的分区变化,可为系统各区域的电压稳定控制提供条件。     

基于风电机组无功裕度预测的风电场无功分层控制策略

针对风电电压波动的问题,文章基于风电机组无功裕度预测,提出了一种风电场无功分层控制策略.该策略首先以并网点电压偏差和线路有功损耗最小为目标,使用二次规划算法在线实时求解最优并网电压,进而求解风电场无功参考值;其次,采用EWT-LSSVM预测算法进行风电功率预测,并提出预测功率校正方法实时修正预测功率,精确求解风电机组的...