全功率变换风电机组的电压源控制(一)：控制架构与弱电网运行稳定性分析

针对弱电网缺乏频率支撑能力以及引发接入风电机组振荡失稳的问题,该文给出全功率风电机组的一种电压源控制方法。网侧变换器根据直流侧电压的动态直接实现对电网的自主同步,省略了锁相环;机侧控制环路中附加惯量传递控制环路实现风电机组对电网的惯量响应功能。特征值分析结果表明,电压源控制下的全功率风电机组可在短路比为2的弱电网下稳定运行,加入惯量传递控制会降低风电机组弱电网运行的稳定性。为了便于致稳控制策略的设计,采用"复功率系数法",从阻尼特性的角度揭示附加惯量传递控制降低风电机组弱电网运行稳定裕度的机理。在此基础上,分别提出在机侧变换器与网侧变换器增加阻尼的致稳控制策略,使电压源控制的全功率风电机组能够在短路比为2的弱电网下稳定运行,且同时具备较强的惯量响应能力。最后,基于PSCAD/EMTDC仿真平台,验证了控制方法的可行性以及理论分析的正确性。     

永磁同步风电机组的主动支撑控制及其在弱电网下的适应性分析

为了提升风电机组在弱电网下电压与频率支撑能力,介绍了一种适用于永磁同步发电机（PMSG）的主动支撑控制策略。该控制策略将永磁同步发电机网侧变流器等效成1个电压源型的虚拟同步发电机（VSG）,不仅使PMSG直接与电网同步,而且在电力系统功率发生波动时可通过利用风机的转子动能为系统提供惯量支撑。详细分析了弱电网下主动支撑控制的小信号模型,并基于PSCAD/EMTDC仿真验证了所提控制策略的有效性和在弱电网下的适应性。     

弱电网下VSC控制环路对直流电压稳定性的影响分析

为研究弱电网下电压源型变换器(voltage source converter,VSC)控制环路对直流电压控制稳定性的影响,首先建立了弱电网下VSC直流电压时间尺度小信号模型,基于动力学特性分析法用阻尼分量和恢复分量表征VSC直流电压控制的稳定性。然后研究了不同电网强度和不同控制带宽下VSC锁相环和交流电压控制环对阻尼分量和恢复分量的影响规律,揭示了锁相控制与交流电压控制对直流电压稳定性的影响机理。最后,在Matlab/Simulink中搭建详细的时域仿真模型,对稳定性分析结果进行了验证。研究结果表明,弱电网下锁相控制与交流电压控制对直流电压控制起相位滞后的作用,从而产生负的附加阻尼分量,减弱了直流电压控制的稳定性。     

适应于弱电网的永磁直驱风电机组虚拟惯量协调控制策略

大规模的风电机组并网使电力系统面临惯量减小与调频能力不足的问题,而风机的虚拟惯量控制是解决这一问题的重要手段。当前,永磁直驱风电机组的虚拟惯量控制主要通过将电网频率引入其功率控制或转矩控制中,来实现风机对电网的功率支撑,风电机组仍采用锁相环实现与电网的同步。但在弱电网下,锁相环的动态性能将恶化,甚至会导致风机的失稳。为此,提出一种适应于弱电网的永磁直驱风电机组虚拟惯量协调控制策略,该控制策略可利用直流电容动态实现直驱风电机组网侧逆变器的并网自同步,从而使直驱风电机组无需经过锁相环并网并且能适应于弱电网运行。此外,该控制策略可利用存储于风机的旋转动能为电网提供虚拟惯量。详细讨论了相应的并网自同步机理及惯量模拟机理,并基于MATLAB/Simulink仿真验证了该协调控制策略的有效性。     

弱电网下双馈风机多机系统直流电压控制时间尺度的建模与稳定性分析

研究了弱电网下双馈多机系统直流电压控制时间尺度的建模和稳定性。首先,建立了双馈多机系统直流电压控制时间尺度的小信号模型,包括直流电压控制、有功功率控制、端电压控制和锁相环,可以充分刻画风机直流电压控制时间尺度的动态特性。然后,通过特征根和主导振荡模态参与因子分析,研究影响双馈多机系统稳定性的主导风机和主导控制环路,其贡献点在于揭示不同控制带宽下影响双馈多机系统稳定性的关键因素。研究发现在双馈风机的各控制环路中,锁相环对风机稳定性的占主导地位,而直流电压环对风机稳定性的影响最小。最后,建立双馈多机系统时域仿真模型,验证了建模和稳定性分析结果的有效性。     

磁链控制型双馈风电机组及其弱电网阻尼优化策略

区别于跟网型结构,采用构网型结构的双馈风电机组不存在电流环与锁相环的耦合,且具备一定的频率/电压主动支撑能力,因而更适合在弱电网下运行。针对双馈风电机组的构网型结构,提出一种磁链控制型双馈风电机组(FC-DFIG)构网方案,通过构建定子磁链外环-转子电流内环的双闭环结构实现对定子磁链矢量的幅相控制,进而调节并网功率。基于传输功率与定子磁链矢量的关系,提出FC-DFIG构网方案,并建立其小信号模型,证明该结构稳定可控。此外,针对弱电网下的低阻尼特性,基于定子d轴磁链微分前馈策略优化系统阻尼,理论和实验证明所提方案可以改善机组阻尼特性,有效提升FC-DFIG在弱电网下的稳定性。     

基于风电机组频率主动支撑的多时间尺度调频控制策略

针对大规模风电经特高压直流外送系统送端惯量降低、调频能力下降等问题,提出了一种双馈风电机组与同步机组共同支撑送端系统频率的多时间尺度协调控制策略,有效提升了系统频率稳定性。根据同步机组调频备用容量与扰动功率分析了不同场景下送端系统的频率调节需求,提出了计及调频死区的双馈风电机组频率主动支撑多时间尺度协调控制策略,通过限幅环节及切换逻辑的合理设计实现了变速控制与桨距角控制的协调配合。基于同步机组备用容量设计了双馈风电机组的调频死区值,使其能够针对不同场景自适应切换惯量支撑和一次调频作用,实现调频资源的优化利用。然后分析了双馈风电机组与同步机共同参与频率调节的动态响应过程,进一步证明其优越性。最后,基于RTLAB实时数字仿真平台搭建了大规模风电经特高压直流外送系统仿真模型,验证了所提控制策略的有效性。     

基于惯量响应的双馈风电机组动态协调机理研究

大规模风力发电联网挤占了具有转动惯量的同步发电机组容量空间,削弱了电力系统惯量水平与调频能力,迫切需要风力发电参与系统频率调节。基于双馈风电机组频率响应模型,解析得到惯量表达式,并分析锁相环控制参数对双馈风电机组惯量特性影响,提出当系统发生不平衡功率扰动时,可通过优化锁相环控制参数实现双馈风电机组惯量响应。以2台双馈风电机组并联系统为例,分析惯量响应期间不平衡功率在各双馈风电机组间的分配规律,并拓展到多机并联系统。建立双馈风电机组、同步机组联网系统频率响应模型,分析系统发生功率扰动各阶段频率响应特性。最后,通过时域仿真验证了理论分析的有效性。     

基于惯量响应的双馈风电机组动态协调机理研究

大规模风力发电联网挤占了具有转动惯量的同步发电机组容量空间,削弱了电力系统惯量水平与调频能力,迫切需要风力发电参与系统频率调节。基于双馈风电机组频率响应模型,解析得到惯量表达式,并分析锁相环控制参数对双馈风电机组惯量特性影响,提出当系统发生不平衡功率扰动时,可通过优化锁相环控制参数实现双馈风电机组惯量响应。以2台双馈风电机组并联系统为例,分析惯量响应期间不平衡功率在各双馈风电机组间的分配规律,并拓展到多机并联系统。建立双馈风电机组、同步机组联网系统频率响应模型,分析系统发生功率扰动各阶段频率响应特性。最后,通过时域仿真验证了理论分析的有效性。     

考虑PLL和接入电网强度影响的双馈风机小干扰稳定性分析与控制

国内外风电事故表明:风电经远距离线路外送时,系统容易在发生扰动的过程中出现频率为几到几十Hz的功率振荡现象,且其振荡原因难以用传统同步发电机小扰动振荡的机理完全解释。考虑到风电机组主要通过锁相环与电网之间实现功率耦合,从而锁相环动态特性将会影响系统小干扰稳定水平。该文首先建立了含有锁相环动态特性的双馈风电机组–无穷大系统的动态模型;采用特征值分析研究了风机不同运行状态下其接入电网强度变化对风电系统中各个振荡模式的影响规律;然后通过复转矩分析理论解释了风电系统的失稳机理,研究结果表明:锁相环振荡是导致风电系统并入弱电网系统发生小扰动失稳的主要原因。最后,提出一种基于相位补偿的风电机组阻尼控制器来抑制该振荡现象,仿真验证了其有效性。     

弱电网下双馈风电机组电网电压扰动补偿控制策略

针对弱电网下双馈风电并网系统的稳定性问题,文中提出了一种基于电网电压扰动补偿的双馈风电机组补偿控制策略。首先,在同步旋转坐标系下建立双馈风电机组,包括转子侧变换器和网侧变换器的统一阻抗模型。然后,基于所建立的阻抗模型分析了并网点电压扰动到控制器输出的传递关系,分别在转子侧电流环和网侧电流环引入了电压扰动补偿对变换器进行改进控制,并通过广义奈奎斯特判据证明了该方法能有效提高双馈风电机组在弱电网下的并网稳定性。理论分析表明,基于并网点电压扰动补偿的转子侧和网侧补偿控制能很好地改善双馈风电机组的输出阻抗特性,从而提高其在弱电网下的稳定性。最后,通过仿真分析验证了该补偿控制方法的有效性。     

双馈风电机组虚拟惯量控制对电力系统机电振荡的影响分析

虚拟惯量控制能使双馈风电机组为电网提供类似同步发电机的调频特性而得到广泛关注,但同时这种有功—频率外特性将不可避免地使双馈风电机组参与到同步发电机的机电振荡模式中,导致系统动态变得更为复杂。为了揭示双馈风电机组中虚拟惯量控制对电力系统机电振荡模式的影响规律,文中建立了基于虚拟惯量控制的双馈风电机组并网系统小信号模型,采用模态分析法分析了虚拟惯量控制相关控制回路(即虚拟惯量模拟环、锁相环和有功控制环)对同步发电机间机电振荡模式的影响规律。基于改进四机两区域系统的研究表明,增大下垂系数和适当增大滤波时间常数能改善系统阻尼,锁相环带宽和功率外环带宽过小将使双馈风电机组有功控制延迟,从而无法提供正向的阻尼转矩,导致系统阻尼减小。     

双馈风电机组动力学特性对电力系统小干扰稳定的影响分析

风力发电是目前最有效的一种利用可再生能源的方式。大规模风电接入高压输电网后对系统小干扰稳定的影响机理是亟待回答的问题。利用特征分析方法,研究了工作在最大功率点跟踪模式以及含附加虚拟惯量控制的最大功率点跟踪模式下,双馈风电机组动力学特性对电力系统小干扰稳定的影响,提出可利用双馈风电机组的功率注入模型进行含风电电力系统小干扰稳定分析。仿真计算验证了结论的合理性。     

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。     

直流电压时间尺度下光伏并网控制系统稳定性分析

随着光伏发电并网规模的扩大,由其换流器控制系统动态特性引起的小干扰稳定性问题愈加突出。而单台光伏发电单元容量较小,故并网光伏发电系统中往往包含大量光伏发电单元,系统模型阶数较高,极大地增加了稳定性分析的复杂程度。因此,为提出一种较为简单有效的稳定性判别方法,文中首先通过时间尺度分解建立并网光伏发电系统在直流电压时间尺度下的小干扰稳定分析降阶模型;随后,在该模型的基础上,由劳斯-赫尔维茨判据推导得到系统的小干扰稳定判据,并结合判据分析直流电压时间尺度下影响系统小干扰稳定性的关键因素,辨识出3个影响稳定性的不利因素：重负荷、弱连接、不恰当的控制参数设置;最后,通过仿真算例验证该稳定性判据的正确性和有效性。结果表明：所得出的稳定性判据能有效评估并网光伏发电系统在直流电压时间尺度下的小干扰稳定性,并且不需要建立复杂高阶的系统模型,极大地简化了计算和分析过程。     

面向低频振荡分析的直驱风电机组阻尼转矩建模

针对直驱风电机组直流电压环和锁相环失稳问题,基于直驱风电机组电流源型线性化模型,分析了电网强度、直流电容输入功率以及控制参数对直驱风电机组稳定性的影响;建立了适用于直流电压环和锁相环稳定性分析的电流源型阻尼转矩模型,通过阻尼转矩法揭示了直驱风电机组失稳机理;进一步地将阻尼转矩法拓展至多机并联系统。研究结果表明：电网强度的减小、直流电容输入功率的增加、控制参数(直流电压环比例参数、锁相环比例参数)的减小会降低直驱风电机组低频振荡模式(直流电压环模式、锁相环模式)的阻尼系数,当阻尼系数小于0时,该模式下系统失稳,表现为直驱风电机组发生低频振荡。     

弱电网下基于锁相控制并网变换器小扰动同步稳定分析

该文对弱电网下基于锁相控制并网变换器的小扰动同步稳定问题进行研究。首先,以机理化揭示并网变换器同步特性为目标,通过将其和传统同步机的同步动态进行类比等效,建立适用于并网变换器同步稳定分析的类Heffron-Phillips动力学模型。进而借鉴传统电力系统低频振荡分析思路,采用复转矩系统法分析思想,将锁相环主导的同步振荡模式阻尼分为两部分:锁相环自身固有阻尼分量和弱电网下复杂控制耦合引入的附加阻尼分量,进而从阻尼特性的角度揭示弱电网下并网变换器同步稳定机理,并从影响固有或附加阻尼分量的角度,研究电网阻抗、控制器参数等因素对小扰动同步稳定性的影响。该文研究结果清晰揭示了弱电网下并网变换器同步失稳机理,并为后续同步稳定控制指明了思路。     

基于大规模风电机组的虚拟惯量控制技术对江苏电网频率稳定性的影响研究

同步机转动惯量对于系统稳定具有关键的作用.随着直流馈入容量和省内新能源装机的不断增加,传统同步发电机将逐渐被取代.与此同时,江苏电网的惯量也将显著降低,对系统安全稳定性产生重大而复杂的影响.通过电力电子设备引入虚拟惯量是增强电网频率稳定性的有效方法.基于双馈感应电机的变速风电机组能够对其有功与无功分别进行解耦控制,具有控制灵活、响应速度快等优点.通过在风机中增加一个附加的控制环节,控制风电机组发出的功率,使其释放出风机叶轮、转子轴系中储存的动能,参与电网频率稳定性调节.本文首先从频率稳定性角度,简要分析惯量降低对江苏电网频率的影响;其次,具体分析了风电机组实现虚拟惯量控制的方式;最后通过实例仿真,总结提出大规模风电机组采用虚拟惯量控制对江苏电网频率稳定性的影响.     

序阻抗视角下虚拟同步发电机与传统并网逆变器的稳定性对比分析

传统新能源并网逆变器接入弱电网易发生谐波振荡等交互稳定性问题。该文采用谐波线性化方法建立虚拟同步发电机的小信号序阻抗模型,对比分析虚拟同步发电机和传统并网逆变器的序阻抗特性。传统并网逆变器的序阻抗在中频段显容性且阻抗幅值较大;而虚拟同步发电机的序阻抗基本呈感性且阻抗幅值较小,与电网的阻抗特性基本一致。基于序阻抗模型和奈奎斯特稳定判据分析电网强弱、逆变器并网台数和锁相环带宽对虚拟同步发电机和传统并网逆变器并网系统稳定性的影响。稳定性分析结果表明,在弱电网下或者高渗透率新能源发电下,传统并网逆变器容易失稳,而VSG并网系统依旧可以稳定运行且无锁相环的约束。因此,从系统稳定性的角度来说,VSG比传统并网逆变器更适合应用于弱电网下或者高渗透率新能源发电中。最后,通过实验验证该文分析的正确性。     

基于弱电网的光伏储能系统小干扰稳定性分析

建立了接入弱电网的光伏储能系统小信号模型,解决了其小扰动稳定性问题。基于特征值分析法,分析了电网强度、光伏系统输出功率、控制环参数对光伏储能系统稳定性的影响。结果表明,弱电网下控制环路的带宽对系统稳定性的影响很大。随着储能系统锁相环带宽的增大,系统的稳定性先下降后提高;随着光伏系统直流电压环带宽的增大,系统的稳定性先增大后减小再增大。最后,在Matlab/Simulink中搭建了光伏储能系统接入弱电网的时域模型,验证了小干扰稳定性分析的正确性。