风电场柔性直流并网与传统直流外送的源网协调控制策略

针对西部高原地区风电场采用柔性直流并网与传统直流外送导致送端电网频率变化敏感的问题,提出传统直流、柔性直流、风电场参与送端电网频率调节的源网协调控制策略。首先,在传统直流和风机中引入一次调频特性和惯性控制环节的变功率附加控制,在柔性直流电网侧换流站引入变电压附加控制,风电场侧换流站引入变频和直流电压偏差附加控制;其次,协调了发电机、传统直流、柔性直流、风电场参与送端电网频率调节的时序;最后,在PSCAD/EMTDC中搭建仿真模型。仿真结果表明:该源网协调控制策略能增加送端电网的惯量,提高系统频率稳定性;能有效减小送端电网故障期间柔性直流的直流电压波动幅度。     

基于储能的风电柔直并网系统直流故障穿越协调控制策略

采用具有明显技术和经济优势的架空线柔性直流输电是大规模可再生能源并网的理想方案。然而,架空线故障率较高且直流系统故障发展迅速，仅靠直流断路器隔离故障线路并不能完善地解决系统的故障穿越问题。为解决该问题，针对大规模风电场经柔性直流输电并网系统的直流线路故障工况，充分利用风电场中广泛配置的储能系统，提出从故障定位隔离到故障类别判断，再到储能系统与换流站、风电场之间协调控制的一套完整直流故障穿越策略，并从能量角度展开故障特性分析。与现有工程中采用的耗能电阻方式相比，所提策略调节系统不平衡功率的灵活性更高，控制效果更优，且对所储存能量可以再利用，避免能量浪费。此外，为降低对储能系统的功率及容量需求，提出风电机组转子加速控制以减少风电场出力的方案。最后，在PSCAD/EMTDC仿真平台验证了所提方法的有效性。     

具有储能功能的模块化多电平换流器的控制方法

研究具有储能功能的模块化多电平换流器的控制方法,将模块化多电平换流器与电池储能系统相结合,适用于离岸风电场接入电力系统等柔性直流输电应用。系统在模块化多电平换流器的基础上,在子模块直流侧加入蓄电池实现储能。换流器两侧均可等效为受控电压源,可在储能容量范围内对直流侧馈入功率起到平滑作用。运行时,换流器交流侧有功无功电流解耦控制实现交流功率控制,换流器直流侧直流电流控制实现直流功率控制,给出子模块SOC控制方法和子模块组SOC控制方法实现系统中大量蓄电池SOC的平衡控制。计算机仿真分析表明,提出的系统可实现交直流功率控制和储能功能。     

风电场交直流混合输电并网中VSC-HVDC的控制

为提高风电场交直流混合输电并网的系统性能,提出一种更加灵活的电压源换流器高压直流(voltage source converter based high voltage direct current,VSC-HVDC)控制策略。对于风电场侧电压源换流器,设计了一种新的交流电压–功角控制方法。对于交直流混合输电模式,该方法通过调节风电场交流母线电压与电压源换流器输出电压间的功角来实现定有功功率控制。对于纯柔性直流输电模式,风电场交流母线电压自动被调节为具有恒幅恒频的交流电压,实现了对波动风电的同步输送。该方法中输电模式的变化无需切换控制;另外,通过附加电流高通滤波器增强了对系统谐振的阻尼作用。对电网侧电压源换流器,采用一种新的直接电流矢量控制,使直流电压稳定在参考值上。运用PSCAD/EMTDC仿真软件对分别接入笼型感应发电机(squirrel cage induction generator,SCIG)风电场和双馈感应发电机(doubly fed induction generator,DFIG)风电场的交直流混合输电系统建模仿真。一系列运行条件下的仿真结果验证了控制方法的有效性与可行性。     

交直流混合微电网直流母线电压稳定控制技术

交直流混合微电网的直流母线电压的稳定控制对整个交直流混合微电网系统十分重要。针对交直流混合微电网中直流母线电压控制方式,提出一种实用、高效的交直流混合微电网直流母线电压自主偏差控制方法。在并网模式下,采用具有空闲模式下的直流母线电压下垂稳定控制方法,通过AC/DC变换器实现直流母线电压的稳定控制,避免了AC/DC变换器的频繁充放电操作;离网模式下,直流母线电压的稳定控制由接储能侧的DC/DC变换器控制。为了保证系统离网模式下可靠运行,直流母线侧可以接多路DC/DC储能类蓄电池,通过自主稳定控制既提高了分布式能源的利用率,又提高了空闲模式下电力电子设备的使用寿命。经试验验证,该方法具有很好的控制效果,为交直流混合微电网的发展提供了技术基础支撑。     

多端柔性直流输电系统接入某海岛电网的研究

多端柔性直流输电系统是理想的风电场与电网的联接方式。根据规划,将在某海岛建设多端柔性直流输电工程。岛上风电场及岛上负荷将经交直流混合输电线路与陆上交流电网实现互联,电网运行特性复杂。根据建设坚强智能电网的要求,需详细分析多端柔性直流输电系统的接入对电网影响。在PSCAD/EMTDC中搭建含多端柔性直流输电系统的交直流混合输电模型,分析混合输电方式下电网运行的稳定性。仿真结果表明多端柔性直流输电系统的接入增强了风电场出口处电压的稳定性,确保了风电的可靠输出。若交流线路由于故障或检修退出运行,与其并列运行的换流站改变功率传输模式,承担整个风电场功率的传输,提高了系统运行的稳定性。     

基于储能装置的柔性直流输电技术提高大规模风电系统稳定运行能力的研究

大规模风电集中接入电网对直流输电技术提出了更高的要求。为此,提出了基于储能装置的柔性直流输电并网传输系统拓扑结构。根据dq同步旋转坐标系下VSC-HVDC(Voltage Source Converter HVDC)系统的数学模型,设计了相应的换流器直接电流控制策略。其中送端换流站解耦控制器实现了风电场输出有功功率和无功功率的独立控制,受端换流站采用将储能装置充放电功率偏差值作为直流电压控制器附加信号的控制策略。最后,以配备双馈风电机组的风电场经柔性直流输电系统接入电网进行仿真分析,针对风电场在噪声风引起的输电功率波动、受端换流站侧交流系统短路故障等情况进行仿真验证,结果表明该控制方案有效可行。     

海上风电场柔性直流送电并网控制研究

针对大型风电场并网难题,分析了适合大型海上风电场送电并网方式。针对应用柔性直流方式送电并网方式,研究了柔性直流输电系统的数学模型和控制策略。应用变速恒频风机的海上风电场随风速变化而功率输出变化,海上换流站的控制需要保持电压频率稳定,根据其暂态方程提出了改进的直接电压控制来控制风电场母线电压频率。对电网侧换流站采用双闭环直接电流控制,控制直流电压和无功。基于PSCAD/EMTDC仿真平台搭建了海上风电场等效模型以及通过柔性直流送电系统仿真模型,对风电场风速变化、当地负荷切入以及无功指令变化进行了仿真,验证了控制策略的正确有效。     

风电场VSC-HVDC并网不平衡运行改善控制策略

风电场柔性高压直流输电(VSC-HVDC)系统交流不平衡运行时,并网输出功率存在二倍电网频率波动,并网电压、电流波形畸变,恶化风电场并网的电能质量。为改善风电柔性高压直流输电系统在交流不平衡状况下的并网性能,针对双馈风电场侧交流不平衡运行状况提出了一种改善控制策略。该改善控制策略在计及相关平波电抗器、变压器等值阻抗影响的基础上,建立了风电场VSC-HVDC系统不平衡运行数学模型,并提出基于正负序双dq解耦轴系下的正负序控制给定电流策略。最后,通过Matlab/Simulink仿真平台对比仿真引入改善控制策略前后的系统运行性能,对比结果表明所提改善控制策略可以有效抑制风电场并网功率波动,改善系统并网电压、电流波形。     

面向风电场并网的VSC-MTDC频率控制策略研究

文中建立了基于VSC-MTDC的风电场并网三端系统,充分利用直流响应可控性强,速度快的优点,根据柔性直流输电对有功功率和无功功率独立、快速控制的特点,提出了用VSC-HVDC与发电机调速器协调控制的方法,通过对给定有功功率控制器附加频率控制来提高交流系统频率稳定性。理论分析和仿真结果表明该控制策略能提高多端柔性直流输电系统的频率调整能力,当系统受到扰动时,能有效的改善系统频率稳定性。     

用于海上风电场并网的多模块变压器耦合型VSC-HVDC技术

给出了海上风电场并网系统结构,提出了一种新型的多模块变压器耦合型VSC-HVDC系统,各模块交流输入端通过多绕组变压器进行相互隔离,直流输出端由多个功率模块串联构成,通过灵活地增减模块数目,以获得不同的直流电压,各功率模块可以独立控制;建立了VSC-HVDC在两相同步旋转坐标系下的数学模型;研究了VSC-HVDC的基本...     

电压源型直流输电变流器的直接功率控制研究

针对风电场并网电压源直流输电系统,在αβ坐标系下VSC-HVDC系统离散化数学模型基础上,结合瞬时功率理论和空间矢量脉冲宽度调制,提出了一种适用于VSC-HVDC系统的新开关表的直接功率控制。其中,风电场侧采用定有功功率和无功功率,电网侧采用定直流电压和无功功率,利用MATLAB/Simulink搭建相应的仿真模型,通过对有功、无功阶跃突变工况的仿真分析,验证了该方案的有效性和可行性,为风电场并网电压源高压直流输电系统提供了一种可行的控制方案。     

采用中频不控整流直流系统的远海风电送出方案

远海风电场具有更加丰富和稳定的风能资源,是未来风电发展的主要趋势,目前远海风电主要通过柔性直流系统并网。整流侧采用二极管不控整流单元（diode rectifier unit, DRU）具有明显的经济优势和发展前景,是学术界和工业界的研究热点。为了进一步提高远海风电送出系统的经济性,以整流侧采用DRU的高压直流输电系统为基本拓扑,提出采用中频不控整流直流系统的远海风电送出方案,通过把风电场交流电网的运行频率选为100~400 Hz,可以大幅度减小升压变压器和交流滤波器的体积和重量。同时,提出适用于中频不控整流直流系统的风电机组控制策略,其中,机侧换流器采用定直流电压控制,网侧换流器在全局统一参考坐标系下同时实现定功率控制和定交流侧电压控制。最后,通过PSCAD/EMTDC进行算例仿真,对所提方案的可行性进行验证。     

基于VSC-HVDC的风力发电场交直流混合并网技术

提出了一种基于电压源换流器的直流输电系统的交流、直流混合风力发电场并网技术。分析了风力发电机的变桨距控制原理和电压源换流器的直流输电系统的控制策略,讨论了并网风电系统的潮流控制,建立了基于PSCAD/EMTDC的风力发电场模型、电压源换流器的直流输电系统模型以及控制系统模型,研究了风力发电场输出功率变化条件下,整个并网系统的动态响应。理论分析和仿真结果表明,电压源换流器的直流输电系统风力发电场并网系统能够解决并网风力发电场对本地电网稳定安全性、电能质量方面的影响,还能够提高并网风力发电场的输送容量,更加方便地实现对风电潮流的控制。     

混合三端直流输电系统在风火打捆并网中的应用及其控制策略

针对大规模风电外送可靠性问题,提出风火打捆经混合三端直流输电并网系统拓扑结构并设计各换流器的控制策略。混合三端直流输电系统的发电端由两个自然换相(LCC)整流器组成,受端由一个电压源型逆变器(VSC)与外电网相连。风电场群侧LCC1换流器采用定有功功率的控制策略,可以追踪最大功率;火电厂侧LCC2换流器采用定直流电流控制策略,可以平抑风功率波动。受端换流站控制器VSC采用定直流电压和定无功功率控制策略,能有效应对换流站侧交流系统短路故障和负荷突变等工况。仿真结果表明所提控制方案的有效性。这种输电模式能够综合利用常规直流输电和轻型直流输电各自的优点,有效扩展常规风火打捆直流输电系统的适用范围。     

VRB储能系统对风电场LVRT特性影响分析

为满足电网规定的并网风电场必须具有低电压穿越能力（LVRT）要求,提出一种在风电场并网点加入直接功率控制的钒液流电池（VRB）储能系统的拓扑结构来提高风电场LVRT.根据目前风电机组发展趋势风电场采用基于全功率双脉宽调制AC/DC/AC控制策略的逆变器的永磁直驱风电机组（PMSG）,VRB储能系统逆变器采用DC/AC双向功率流动的控制策略.所提出的控制策略通过协调控制风电机组机侧整流器、网侧逆变器和VRB变换器,实现平抑风电场出力和电压跌落时PCC点电压稳定控制及向电网提供一定的无功补偿.仿真结果表明,风速波动和系统电压跌落时,提出的方案可以有效平抑风电场出力波动,提高风电场LVRT能力,减小对系统安全稳定运行的负面影响.     

基于VSC-HVDC的风电分散并网下垂控制策略

海上风电的大规模开发使得柔性直流(VSC-HVDC)输电技术得到了越来越广泛的关注与应用。文中通过引入交流电压下垂控制,提出了基于VSC-HVDC的适应送端交流分散模式下的风电场多端并网的协调控制策略。在柔性直流输电传统控制策略的基础上,保留配电网侧逆变器的定直流电压控制,以保证系统功率平衡;而使风电场侧整流器采用交流电压下垂控制,以代替原有的恒功率控制,从而引入下垂控制的无需通信联系和合理动态分配等优势。仿真分析表明所提控制策略不仅能保证有功出力灵活自动跟踪系统额定值,而且还具有一定的负荷波动容忍度和交直流故障隔离功能,且在风电场采用送端交流分散模式同时向多端配电网供电时,能在风电机组切出系统的情况下快速实现潮流反转,以保证系统供电可靠性,并能自动按照额定比例在各配电网间合理分配动态功率,为风电分散并网的协调运行提供了有效的解决途径。     

多端柔性直流输电系统在风电场中的应用

基于电压源型换流器(voltage source converter,VSC)的多端直流输电系统(VSC-MTDC)是理想的风力发电与电网联接的输电方式。分析基于双馈感应发电机的风电场输出特性以及VSC-MTDC的基本原理与控制方法,提出适用于风电场的VSC-MTDC系统的多点直流电压控制策略。利用PSCAD/EMTDC对该控制方法进行仿真,结果表明,该控制方法能实现定功率与定直流电压控制模式间的自动转换,确保定直流电压控制的换流站故障退出以及其他故障后直流电压的稳定控制与风电场的可靠输出。