基于变流器改进控制的双馈风电机组SSO抑制方法

针对双馈风电机组经串联补偿电网运行时发生的次同步振荡问题,建立了双馈风电机组统一导纳模型,并根据变流器控制特点,进一步研究了抑制次同步振荡的策略。基于d-q坐标系下双馈风电机组统一导纳模型,利用广义奈奎斯特判据分析了双馈风电串补输电系统次同步振荡的主要影响因素,研究了在转子侧变流器上采用定子电流扰动反馈,在网侧变流器上利用网侧变流器电流扰动反馈的附加阻尼控制策略。比较分析了在转子侧变流器和网侧变流器上同时附加阻尼控制对次同步振荡的抑制效果,结果表明同时附加阻尼控制在串补度较高的情况下也能抑制次同步振荡。最后,通过仿真验证了所建模型及理论分析的正确性。     

双馈风电机组虚拟惯量控制对系统小干扰稳定性的影响

含虚拟惯量控制的双馈风电机组与电力系统的动力学特性存在耦合关系,而锁相环的跟踪能力将直接影响虚拟惯量的控制输入量,因此,考虑虚拟惯量控制的双馈风电机组在锁相环作用下,对系统小干扰稳定性的影响成为亟需解决的问题。首先,计及双馈风电机组的转子电压、锁相环、虚拟惯量控制、转子侧变频器、风电机组机械部分等暂态特性,建立了考虑锁相环与虚拟惯量控制的双馈风电机组并网的互联系统小干扰模型。在此基础上,考虑到锁相环与虚拟惯量控制均会影响同步发电机振荡模态,采用解析的方法从机理上揭示了二者共同作用下系统的小干扰稳定性,即对于含虚拟惯量控制的双馈风电机组,锁相环主要通过影响虚拟惯量对系统的参与程度进而影响系统阻尼:锁相环比例—积分(PI)参数越小,虚拟惯量控制状态变量对区间振荡模态的参与因子越小,机电振荡模态阻尼比越大,这与不含虚拟惯量控制的双馈风电机组中锁相环对系统阻尼特性的影响相反。仿真结果验证了所建模型的合理性与分析结果的正确性。     

双馈风电场串补送出系统次同步振荡及参数调整分析

针对双馈风电场经串补送出系统存在次同步振荡(sub-synchronous oscillation，SSO)问题，基于三相静止坐标系建立了考虑PLL的双馈风机正负序阻抗模型，并从带宽角度分析了转子侧变流器外环控制对阻抗特性的影响，对理论推导阻抗特性和频率扫描结果进行了对比验证；然后，分析双馈风电机组网侧变流器对风机总阻抗的影响；最后，基于奈奎斯特稳定判据定量分析了风机出力、电流环控制器控制参数、系统串补度以及风机台数等因素对送出系统稳定性及振荡频率、振荡风险大小的影响，并提出了抑制次同步振荡的参数调整措施，可以通过调整风机出力、减少并网风机台数、减小线路串补度、调节RSC电流环参数等措施来抑制SSO风险。     

双馈风电机组有功-无功混合调制阻尼控制

目前风电机组系统级阻尼控制中均采用单一有功调制或无功调制,无法兼顾系统阻尼和轴系振荡阻尼。为解决上述问题,针对双馈风电机组提出了有功-无功混合调制阻尼控制器,并提出了序贯优化算法设计阻尼控制器参数,通过特征值分析和时域仿真验证了该控制器在风电机组不同运行模式下的有效性和鲁棒性。结果表明,相比于单一调制,混合调制更能充分利用双馈风电机组转子侧变换器的阻尼控制能力,同时最小化对风电机组本身轴系振荡阻尼的不利影响。     

改进的双馈风力发电系统小干扰模型

基于双馈风力发电机转子运动方程,对双馈风力发电机组接入无穷大系统引发的负阻尼型低频振荡进行机理分析,寻找产生负阻尼的系统运行条件,以及影响系统阻尼的各个运行参数。基于李亚普诺夫原理,建立了改进的双馈风力发电机组小干扰稳定性模型,相比传统的双馈风力发电机组小干扰稳定性模型。该模型将风机的机械特性、轴系传动特性、发电机电磁特性以及定、转子侧的控制特性全部反映到风机的状态方程里,可以更加准确地反映风机接入系统后的振荡模态。仿真结果验证了上述模型的有效性,并对比了双馈风电机组处于不同运行模式不同控制方法下的系统模态。     

双馈风电机组模型结构讨论

比较了双馈风电机组详细模型和通用模型的结构,发现通用模型中忽略了变流器、网侧控制器以及发电机的定转子动态。基于特征根技术及时域仿真分析,得出结论:通用模型中忽略变流器及网侧控制器的动态是合理的;通用模型中忽略发电机的定子及转子动态,仅对转子侧控制器的电气快动态有一定的影响。文中进一步指出,通用模型中还可忽略转子侧控制器电流控制内环的动态。文中还讨论了不同驱动系统模型下双馈风电机组动态特性的差异,以及转子侧控制器参数对双馈风电机组动态特性的影响。     

补偿双馈风电机组电磁转矩-转速闭环相位滞后特性的传动轴系统阻尼控制

准确地获取双馈风电机组闭环控制回路的相位特性并对其进行合适的相位补偿是设计传动轴系统阻尼控制器的关键,为此,推导了定子磁链定向坐标系下双馈风电机组闭环系统电磁转矩-电机转速的微增量表达式,建立了阻尼转矩系数与有功控制策略、机组运行状态和控制系统参数之间的联系,据此设计了含相位补偿环节的基于电机转速信号的扭转振荡阻尼控制器,并从阻尼转矩系数分析、根轨迹分析和时域仿真3个角度验证了该控制器在不同运行状态下的有效性和鲁棒性.结果表明,在相同增益下,补偿控制系统相位滞后特性的阻尼控制比无相位补偿阻尼控制更能有效地提高扭转振荡阻尼以及降低对轴系的暂态转矩冲击.     

双馈风电机组静止坐标系下阻抗建模及次同步谐振抑制策略

为清楚分析双馈风力串补系统次同步谐振发生机理,建立了双馈风电机组静止坐标系下的阻抗模型。首先,将双馈风电机组同步旋转坐标系下阻抗模型转换为复矢量形式,通过频率变换得到其在两相静止坐标系下的频域阻抗模型。基于阻抗模型所代表的物理意义,采用等效RLC串联电路,分析了控制器参数及电网参数对并网系统等效阻抗及谐振频率的影响。分别从增大次同步频段阻尼和降低系统发生次同步谐振频率的角度出发,在转子侧控制器中同时引入了附加阻尼和虚拟感抗控制,分析表明该方法能有效地抑制次同步谐振。最后,通过仿真验证了所建模型及理论分析的正确性。     

应用于双馈感应风电机组中的虚拟惯量控制研究

介绍了双馈感应风电机组发电系统原理、气动模型和机械模型的建立,分析了最大功率追踪控制、桨距角控制以及虚拟惯量控制,在Matlab/Simulink仿真软件中搭建双馈感应风电机组发电系统模型,通过电力电子变流器控制对电力系统频率响应的影响进行仿真验证。仿真结果表明:虚拟惯量控制的实施给双馈感应风电机组提供一个虚拟惯量,这一虚拟惯量由存储在转子中的旋转动能提供,并对系统频率起到了支撑作用。     

双馈风电机组运行转速对其轴系振荡影响机理的复转矩分析

为探讨风电机组轴系振荡这一问题,推导出了双馈风电机组电磁、机械耦合支路的传递函数,首次建立了完全反映双质量块动态特性的轴系振荡复转矩分析模型,得到轴系振荡同步转矩系数及阻尼转矩系数的表达式,并进一步分析了该系数随风电机组不同运行转速的变化规律,揭示了风电机组在最大风功率跟踪(maximum power point tracking,MPPT)控制模式下运行转速对其轴系振荡模式的作用机理。最后,通过特征值分析和时域仿真分析验证了所建模型及分析结果的准确性。     

弱电网下双馈发电机输入导纳建模及稳定性分析

弱电网条件下双馈风电机组控制系统与电网的交互影响目前得到了广泛的关注,传统的双馈电机变流器控制系统设计中并没有考虑电网阻抗的影响,因此该文采用阻抗分析方法分析了双馈风电变流器控制系统特性对双馈发电机并网稳定性的影响。首次在同步旋转坐标系下建立了考虑锁相环影响的双馈发电机输入导纳模型,建模过程中同时考虑了双馈发电机的电磁暂态特性和转子电流环控制器的影响。在此基础上,详细分析了锁相环和电流环控制器参数变化对双馈发电机输入导纳矩阵的影响。在所建模型的基础上对弱电网连接情况下的双馈发电机稳定性进行分析,利用广义奈圭斯特稳定判据分析电流环以及锁相环PI参数对于系统稳定性的影响,仿真结果验证了所建立模型和理论分析的正确性。     

基于双馈风机转子侧变流器的次同步谐振抑制方法

从双馈风机产生次同步谐振的机理出发,当双馈风机转速变化时,其电磁转矩变化量可以分为转子转矩变化量和定子转矩变化量两部分。基于双馈风机转子侧变流器,提出一种新的抑制次同步谐振的附加阻尼控制策略。通过在转子侧变流器控制策略中引入附加控制,产生一个与转速反相的附加转矩,为系统提出正阻尼。然后,利用PSCAD/EMTDC对所提出的附加阻尼控制策略进行仿真验证。结果表明,通过对转子侧变流器进行附加阻尼控制后,可以有效抑制次同步谐振的发生。     

并网风电场改善系统阻尼的仿真

提出一种基于双馈变速风电机组的系统稳定控制技术,将双馈电机转差信号引入转子侧变频器控制模型。在系统发生功率振荡时,通过改变转子励磁电压的相角调节双馈变速风电机组输出与振荡相关的阻尼功率,达到使风电场能够改善系统阻尼的目的。在电力系统分析软件DIgSILENT/PowerFactory中建立风电场和实际电力系统等效模型,对双馈变速风电机组采用电力系统稳定器(PSS)前后的系统进行特征值分析和系统故障时域仿真。2种分析结果表明,引入PSS控制环节的基于双馈变速风电机组的并网风电场能够改善系统阻尼,对系统功率振荡具有很好的阻尼和抑制作用,加强了系统动态稳定性。     

不同撬棒保护投入时刻下双馈风电机组短路电流计算分析

双馈感应风电机组故障特性不同于传统同步电机,对电网继电保护的整定与配合产生不利影响,需从解析的角度揭示双馈感应风电机组的故障暂态机理。以双馈感应发电机空间矢量模型为基础,结合电路动态响应理论,建立了双馈风电机组三相短路电流解析计算模型。所建模型考虑了定、转子电阻的影响,从理论上证明了衰减时间常数的由来及与频率分量的对应关系。考虑到控制作用的影响,撬棒的投入会有延时,解析模型计及了不同的撬棒保护投入时刻。与仿真和现场试验结果对比验证了所建模型的准确性,并从仿真角度分析了转子电压、双馈风电机组运行状态及转子侧控制策略对故障电流的影响。最后运用解析模型定量评估了定转子电阻、短路发生时刻及DFIG的运行工况等因素对短路电流的影响。     

基于数值等效建模的双馈风电场次同步振荡研究

针对双馈型风电场并网引发次同步振荡的问题,对涉及的次同步控制相互作用进行研究分析。基于PI控制环节数值等效电路,建立了双馈电机转子侧变流器的等效电路模型,并通过对内外环参数的灵敏度分析进行了模型简化。在此基础上,对全系统的等值电路模型进行了阻抗频率扫描,得到了系统的阻抗频率曲线,并基于此分析了双馈型风电场并网次同步振荡的影响因素。通过时域仿真分析验证了对次同步振荡影响因素分析的正确性和所建模型的适用性。     

具有自主电网同步与弱网稳定运行能力的双馈风电机组控制方法

随着风电的高比例并网以及大型风电机组的分散接入,电网对风电不再具备强电气支撑作用,进而引发一系列并网稳定问题,如谐波振荡、次同步振荡和低频振荡等,这是由于风电变流器所采用的电流矢量解耦控制需要电网提供强电压支撑才能稳定控制电流所致,弱网下难以稳定。此外,风电并入弱网还需具备一定的自主组网与电网支撑能力,如自主惯量响应等。为此,该文围绕弱网稳定运行与自主电网同步两个核心问题提出了一种双馈风电机组的新型控制方法。具体地,机侧变流器采用基于转子磁链自定向的虚拟同步控制方法;对网侧变流器提出一种新型的惯性同步控制方法,依据动力学系统相似性原理,利用直流母线电压固有动态直接实现网侧变流器的无锁相环电网同步控制,该方法较虚拟同步控制模型阶数更低且更易稳定。经以上控制后,双馈风电机组的定子侧和转子侧外特性分别等效为2台同步机。在PSCAD/EMTDC仿真软件中构建2MW双馈风电机组暂态模型,详细分析了该控制下双馈风电机组的启动、柔性并网过程、自主惯量响应以及最大风能捕获等相关特性,仿真结果表明提出的控制方法具有较好的弱网稳定运行与发电特性。     

一种新型双馈风力发电机无速度传感器的控制方式

风力发电系统中的转速传感器常常会带来一些不利的影响。文中介绍了一种双馈风力发电机的无速度传感器的控制方法,利用风电机组转动惯量大,速度变化慢的特点,通过测量转子的感应电动势,控制转子侧变流器给转子注入相应频率与相位的电流,从而控制电机的转矩与无功。文中推导了电机的控制方程式,给出了控制框图。通过仿真与实验,验证了该方法可以用于双馈风力发电机的控制。     

双馈变速风电机组频率控制的仿真研究

双馈变速风电机组采用双脉宽调制（PWM）变流器实现电磁与机械的解耦控制,这也使得双馈变速风电机组对系统频率变化的响应降低。文中以双馈变速风电机组模型为基础,根据双馈变速风电机组控制特点和控制过程,在电力系统仿真软件DIgSILENT/PowerFactory中增加了频率控制环节,在系统频率变化时,双馈变速风电机组通过释放或者吸收转子中的一部分动能,相应增加或者减少有功出力,实现了风电机组的频率控制。仿真结果证明了频率控制环节的有效性和实用性,并证明了通过增加附加频率控制环节,风电场能够在一定程度上参与系统频率调整。     

改善基于双馈感应发电机的并网风电场暂态电压稳定性研究

提出了改善基于双馈感应发电机的并网风电场暂态电压稳定性的措施以实现风电场的低电压穿越(low voltage ride through, LVRT)功能。目前，大部分基于双馈感应发电机的变速风电机组不具有故障情况下的暂态电压支持能力，当电网侧发生严重短路故障时，风电场的暂态电压稳定能力会影响到电网安全稳定。该文在DIgSILENT/PowerFactory中建立了具有暂态电压支持能力的变速风电机组转子侧变频器控制模型及用于故障后稳定控制的桨距角控制模型，通过包含风电场的电力系统仿真计算验证了模型的有效性及其对风电机组和电网暂态电压稳定性的贡献。仿真结果表明，当电网侧发生三相短路故障时，风电机组转子侧变频器暂态电压控制能够控制风电机组发出无功功率支持电网电压；桨距角控制能有效降低变速风电机组机械转矩，避免出现风电机组超速及电压失稳。得出结论：采用变频器暂态电压控制及桨距角控制能够改善基于双馈感应发电机的并网风电场的暂态电压稳定性，确保风电机组低电压穿越(LVRT)功能的实现及电网安全稳定。     

基于VSC-HVDC的双馈风电场并网协调控制策略研究

针对双馈风电场经VSC-HVDC并网时,受端电网惯量不足而出现扰动下频率偏移较大的问题,提出了一种协调控制策略。在协调控制策略下,当电网侧交流系统频率发生变化时,电网侧变流器首先调节直流电压的参考值,以响应系统频率的变化,同时风电场侧变流器根据变化的直流电压调节风电场侧变流器的频率。为响应风电场侧变流器频率的变化,双馈风电机组引入虚拟惯性控制环节,通过吸收或释放转子的旋转动能,改变双馈风电机组的有功出力。通过协调控制,直流电容储存的能量和DFIG的转子动能共同为系统提供惯性支撑,提高了系统的频率响应特性。通过仿真分析验证了所提协调控制策略的正确性和有效性。