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在侧重研究双馈风电机组与电网的动态作用时,双馈风电机组轴系可用等效两质量块模型表示。在外界扰动下,轴系动态以振荡方式呈现,并反映在输出功率上,由于这一振荡频率接近电力系统低频振荡,因此会对同步机组的功角稳定产生影响;不仅如此,轴系振荡还会影响双馈风电机组自身的稳定性以及使用寿命。本文首先采用小信号分析方法,对有功控制回路进行电气阻尼特性分析,得出双馈风电机组在最大功率跟踪控制下的负电气阻尼特性,不利于轴系稳定;随后,提出一种轴系镇定器,包含电气阻尼和电气刚度两个回路,增加电气阻尼可以使轴系振荡得到有效抑制,对双馈风电机组和电力系统的稳定有利;增加电气刚度,等效加强了轴系的耦合强度,可有效抑制转速振荡的幅值,有益于延长机组寿命。 相似文献
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针对由电网侧电气小扰动引起的机网扭振现象,提出了一种储能系统(ESS)的双馈风电机组(DFIG)机网扭振抑制策略。通过建立储能系统的数学模型,提出了储能系统的附加阻尼控制策略,利用储能系统既能输出无功也能输出有功的特点,根据风电机组母线电压偏差信号及电网电压频率偏差信号,控制储能系统的无功及有功功率的输出,在电网发生故障或者干扰时,稳定母线电压,抑制频率波动,从而及时有效地抑制机网扭振。仿真结果表明,对于传输线路末端无限大电网的电压暂降和频率波动的干扰引起的风电机组轴系扭振,储能系统能够有效地进行抑制。 相似文献
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从电磁转矩观点出发,证明了双闭环比例积分(PI)调节参数和前馈补偿参数是影响电磁转矩性质的2个关键因素.由于PI调节器积分常数取值的不同,在励磁调节器框图上从q轴励磁电压参考点到有功功率点之间的相位差可能在大范围内变化,这是影响阻尼转矩的因素之一.另一个影响因素是前馈补偿项参数——定、转子绕组间互感系数,由于设计控制器时所使用的该互感系数很难保证就是电机的实际参数,故存在误差,误差的正负性和大小对阻尼转矩的方向和大小有直接影响.上述2个独立因素可组合为4种情形,文中研究了各种情形下电磁转矩的阻尼性质,其中有2种情形将产生电气负阻尼,会导致轴系扭振.最后,通过时域和频域相互校验的仿真手段验证了机理分析的正确性. 相似文献
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在研究双馈风力发电机组与电网动态作用时,通常忽略轴系的柔性作用,采用集总质量块模型描述风机及其传动链。这主要是基于通过变流器控制可以有效抑制轴系振荡的认识。事实上,并不是所有常用的机组控制策略都能通过变流器提供良好的电气阻尼,在小扰动或暂态故障下激发的轴系振荡如果得不到有效抑制,将直接导致机组转速失稳,进而影响到电力系统的稳定。该文针对双馈机组在不同控制策略下对轴系振荡的阻尼作用进行了研究,通过小信号控制模型分析得出结论:采用发电机转速反馈信号的转速控制模式和采用风轮转速反馈信号的恒功率控制模式能够提供良好电气阻尼,抑制轴系振荡。最后经PSCAD/EMTDC建模仿真对结论进行了验证。 相似文献
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扭振是造成风电机组传动系统零部件疲劳损伤的主要原因之一。为了通过控制减小风电机组传动系统疲劳载荷,本文在分析风电机组传动系统中非线性不确定因素作用的基础上,设计了一种扭振抑制自抗扰控制器。该控制器将传动系统中的非线性不确定因素作用和外界扰动归结为系统总扰动,通过扩张状态观测器进行实时估计,并在发电机转矩控制中给予补偿,增强了控制器的适应性和鲁棒性。以3MW双馈风电机组为控制对象的试验结果表明,该控制器可以在不影响机组发电量的前提下抑制传动系统扭振,明显减小齿轮箱的转矩波动,从而减轻扭转载荷对主要零部件的疲劳损伤。 相似文献
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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。 相似文献
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电网故障下风电机组轴系扭振抑制方法 总被引:2,自引:0,他引:2
通过全面分析不同故障类型和不同运行状态的双馈风力发电机电磁转矩特性以及由此激发的轴系扭振,得出了轴系关键参数对扭振的影响。分析结果表明,从降低模态耦合度的角度考虑的轴系参数配置方案对于抑制电网故障下的扭振无法取得显著成效,应当从削弱故障及恢复时刻转矩过冲和增加阻尼入手。随后提出了一种基于扭转角速度并通过附加电磁转矩实现的传动轴阻尼虚拟配置方法,针对扭转角速度可能难以获取的问题,在此基础上提出了与之等效的基于发电机转速的传动轴阻尼虚拟配置方法,通过大量PSCAD仿真验证了虚拟配置参数的一些特性以及2种参数虚拟配置方法的有效性。 相似文献
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针对双馈风电机组传动链电网故障过程中可能存在的扭振问题,采用弹簧阻尼质量建模方法,建立了能够反映柔性特性的传动链模型,得出了其自然振荡频率与阻尼系统解析表达式,揭示了柔性传动链的欠阻尼系统本质。通过故障期间发电机电磁转矩特性分析,说明了通过发电机电磁转矩突变量与高频脉动控制减弱传动链机械扭振的不可行性。在此基础上,提出了电网故障期间传动链的虚拟变阻尼控制策略,通过发电机附加转矩控制等效增大传动链阻尼,抑制了电网故障期间传动链的扭振。通过风电机组Bladed+Matlab联合仿真模型仿真分析,证明了理论分析与虚拟变阻尼扭振抑制策略的有效性。 相似文献
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针对2个海上风电场中双馈风电机群的控制问题,基于Hamilton能量理论,提出了一种分布式互补控制策略,该控制策略不仅能够保证单个机群内风电机组的同步运行,而且可以使2个机群之间实现输出互补。对双馈风电机组单机模型进行Hamilton实现,获得端口受控耗散Hamilton模型;研究2台风电机组的互补控制问题,基于能量成型的方法设计Hamilton能量控制策略;提出2个风电机群间的分布式互补控制策略,使得2个风电场分别保持同步运行,且它们之间的输出之和及有功输出之和均能保持恒定,即实现输出互补。通过仿真验证了风电机群分布式互补控制策略的有效性。 相似文献
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传统GSC双闭环控制中存在电压外环对dc-link电压波动抑制响应慢及电流内环对前馈补偿延时的问题。对此提出一个dc-link电容电流直接控制的GSC单闭环控制策略。控制策略中引入的前馈补偿直接施加在GSC控制电压的节点上,消除了电流内环对扰动前馈补偿的延时。同时,对外界扰动动态的前馈补偿采用了一个"跟踪-微分器"技术。在Matlab/Simulink仿真平台中构建了GSC控制策略的研究模型,研究了两种典型情况下GSC控制策略对dc-link电压波动抑制的效果。结果表明所提出的GSC控制策略能有效抑制dc-link电压的波动幅值及振荡。 相似文献
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海上风力发电系统在运行中,因非线性电力电子设备使用等受到非谐波干扰的影响,对风电机组受非谐波干扰问题进行控制研究。首先,基于Hamilton能量理论,对单机系统进行Hamilton实现;其次,针对单机系统模型,设计内模控制器,使得风电机组在输入扰动的情况下能够稳定运行;然后,考虑受扰风电机群的网络化模型,在内模控制的基础上,设计分布式控制策略,调节系统稳定输出,保证整个风电机群在受非谐波干扰情况下,能够保持稳定运行。最后,通过仿真验证了基于内模的分布式协同控制策略能够有效地抑制干扰,提高风电机群的稳定性及可靠性。 相似文献
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随着风电场规模不断增加,风电机组并网对电网的影响逐渐增大,故充分挖掘风电机组的无功电压调节能力和提高机组的无功响应速度对增强电力系统的电压稳定性具有重要作用。定量分析了蒙西电网某风电场单台双馈感应风力发电机(Doubly Fed Induction Generator, DFIG)的无功电压调节能力及限制因素,根据其单台机组的无功调节机理制定动态无功补偿协调控制策略。若系统无功需求超过DFIG无功出力极限时,在保证机组最大发电效益的基础上,提出基于无功差值的双馈感应风力发电机组有功附加控制。并且通过改进的遗传控制算法辨识得到附加控制器参数,该控制在降低机组最小出力的同时确保提高机组无功出力极限,进而满足系统无功需求。最后通过实验验证了所提出的双馈风电机组动态无功协调控制的可行性和准确性,增强了机组的电压稳定能力。 相似文献
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针对双馈风电机组变流器的开路故障,提出一种基于双线性观测器的故障诊断方法。从双馈感应发电机和变流器的数学模型出发,根据模型的非线性特点,推导双馈风电机组变流系统的双线性模型,并构造出变流系统的双线性电流观测器。通过电流观测器得到变流器的电流残差信息,并据此对变流器进行故障检测,然后利用电流平均值定位出具体故障器件。考虑到功率管开关延时、死区时间及测量噪声的影响,设计自适应阈值进行故障判断,保证了诊断的鲁棒性。通过不同故障类型和电网电压跌落的仿真分析,验证了所提开路故障诊断方法的有效性和可靠性。 相似文献
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基于变速恒频双馈风力发电系统的有功、无功的解耦控制,提出了电网故障时双馈电机的紧急控制策略,在Mtalab/Simulink里建立了模型,并验证了故障控制策略的正确性。在常规情况下,双馈电机转子侧的有功采用最大功率点跟踪控制,无功采用额定功率因数控制,可以获得最大的风能利用效率和较好的功率因数;但若电网故障时仍采用此常规控制策略,电网不但获取不到最大的风能利用效率和较好的功率因数,而且电网的频率和电压波动影响较大。所以在故障期间把最大功率点追踪控制和额定功率因数控制切换到频率控制和电压控制策略,通过控制有功电流分量和无功电流分量来减小或者增加有功和无功的输出,减小电网频率和电压的波动。建立了故障控制的模型,针对系统单相接地故障和两相短路故障这两种短路故障类型进行了仿真,仿真结果验证了故障控制策略的正确性,提高了风力发电系统在故障时的稳定性。 相似文献