双馈风力发电机串补输电系统全运行区域的次同步特性分析

针对双馈风力发电机串补输电系统中出现的次同步谐振(subsychronous resonance,SSR)问题,现有研究多是针对风机处于最大功率跟踪运行区域的情况进行的,不够全面;风机还有恒转速运行区域和定功率等其它运行区域。对双馈风机全部运行区域进行了分析,以华北地区某风电场实际的风机参数及运行方式为原型,建立了双馈风机与无穷大系统的线性化模型和PSCAD仿真模型,进而利用特征值分析和时域仿真方法对双馈风机串补系统全运行区域的次同步特性进行了研究,得到了SSR稳定区。结果表明:在低风速条件下,风机无论运行于最大功率跟踪状态还是其他运行状态都会发生SSR现象;随着风速增大,风机稳定运行区域的面积逐渐增大。据此,对实际风电场的稳定运行提出建议。     

D-PMSG经LCC-HVDC送出系统的次同步振荡特性分析

当直驱风机(direct-drive permanent magnet synchronous generator, D-PMSG)位于电网换相换流器高压直流输电(line-commutated-converter based high voltage direct current,LCC-HVDC)整流站近区时,系统的次同步振荡(subsynchronous oscillation,SSO)特性尚不清晰,相关研究有待开展。针对上述问题,基于D-PMSG经LCC-HVDC送出系统,利用模块化分块建模法建立小信号模型,用特征值与参与因子研究了系统SSO模式中D-PMSG与LCC-HVDC的参与情况,并用特征值分析了系统参数对SSO阻尼的影响。研究结果表明：存在D-PMSG与LCC-HVDC共同参与的SSO模式,且LCC-HVDC接入为系统SSO提供负阻尼;当D-PMSG输电线路阻抗、GSC控制器外环积分系数增大时,SSO模式阻尼减小;当GSC控制器外环比例系数、D-PMSG直流侧电容、D-PMSG的风速、LCC-HVDC定电流控制器的比例系数增大时,SSO模式阻尼增大。基于PSCAD/E...     

永磁直驱同步风电系统并网运行仿真

针对永磁直驱同步风电机组(D-PMSG)并网问题,构建了经背靠背双PWM全功率变流器并网的D-PMSG仿真模型,包括电网电压正常情况下的稳态并网模型和电网电压跌落情况下的并网模型.在系统稳态并网时,运行于最优功率模式,控制逆变器运行于单位功率因数,使风电场有功出力最大;在电网电压跌落时,系统运行于无功补偿模式,为电网提供无功支持,提高系统低电压穿越能力.仿真结果表明所建立的D-PMSG模型不但可以实现最优功率并网而且具有良好的低电压穿越能力.     

大规模直驱风电场次同步振荡的影响因素分析

针对哈密地区大规模风电场在无串补情况下发生的次同步振荡现象。文中在PSCAD/EMTDC软件上搭建了多机直驱风电场无串补输电系统模型,结合特征值分析法研究了风速、网侧控制器参数、风电汇集点短路比和火电机组出力对次同步振荡特性的影响,并进行仿真验证。结果表明:无串补情况下,风电场在各风段均有可能发生次同步振荡,风速小,振荡频率高,风速大,振荡频率低。网侧控制器比例增益越大,振荡频率越小,积分增益越大,振荡频率越大。短路比越小,系统发生次同步振荡的可能性越大。低功率运行时,火电机组出力在50%～80%范围内,系统发生次同步振荡的可能性最大。     

直驱永磁同步风电机组在全风速范围内的控制策略研究

为实现直驱式永磁同步风电机组在全风速范围内的高效、稳定运行,提出了一种基于最优转速给定的最大功率点跟踪控制策略与一种变桨距控制策略。当风速波动时,发电机转子转速的参考值将根据风电机组运行状态的不同选择不同的计算方式,使得风力机功率系数最大或稳定在额定转速不超速。而桨距角的大小将根据发电机的输出功率变化,当输出功率小于额定值时保持为0,大于额定值时增大使得输出功率稳定在额定值附近。最大功率点跟踪控制系统及桨距角控制系统都以发电机的输出功率大小作为控制方式的切换条件,无需复杂的切换规则。在Matlab/Simulink仿真平台上全风速范围内的风电机组的运行结果验证了所提出的控制策略的正确性与有效性。     

双馈风电系统参与频率调节的小扰动稳定性分析

为了分析风电系统并网后对电网频率的影响,建立考虑调频的双馈风电系统小扰动稳定性分析的数学模型.根据风速的变化,研究功率控制策略,额定风速以下采用最大功率追踪控制,实现输出功率最大;额定风速以上采用恒功率控制,保证整个系统安全稳定地运行;考虑负荷动态模型时,分析风速变化对系统特征值的影响;利用Matlab建模进行时域仿真.理论研究和仿真结果表明,在全风速变化区间,能实现输出功率调节,系统能保持较好的小扰动稳定;增加频率调节环节后,风电系统在一定程度上能参与电网频率调节,有效地改善电网的频率特性,仿真结果验证了该方法的可行性和有效性.     

直流附加阻尼控制在灵宝背靠背工程中的应用

经过系统小信号稳定分析发现 ,河南与湖南电网之间存在弱阻尼的区域振荡模式 ,河南电网还有次弱阻尼的局部振荡模式。位于河南电网的灵宝背靠背直流系统可发挥直流快速调节特性的优势改善交流系统的稳定性 ,其中对交流系统振荡的附加阻尼控制是直流可采用的措施之一。     

永磁同步风电机组功率平滑控制策略研究

大型风电机组普遍采用转矩-转速控制实现最大风能跟踪,传统控制策略下风机输出功率随着风速的变化而剧烈波动,影响了电网的稳定运行。在分析永磁同步风电机组运行特性的基础上,提出全风速范围内基于变桨的风电机组功率平滑控制策略,结合变桨和转矩控制实现风机跟踪给定功率,同时控制发电机低转速运行,抑制阵风时风电机组超速。基于MATLAB/Simulink,对一台2.5 MW高速永磁同步风力发电机进行仿真研究。结果表明,提出的控制策略能够有效抑制功率波动。     

直驱风机风电场与交流电网相互作用引发次同步振荡的机理与特性分析

近年来,国内许多地区的直驱风机风电场在附近电网没有串补的情况下出现了持续的次同步频率范围的功率振荡。为深入研究该问题,该文建立典型直驱风机风电场接入交流电网的等值系统模型,通过电磁暂态仿真、阻抗模型和小信号分析研究次同步振荡产生的机理;分析接入交流电网强弱、风机出力、并网风机台数、风机控制参数及动态无功补偿设备对振荡特性的影响;结果表明,多台直驱风机通过弱交流系统并网时会出现次同步振荡模态,直驱风机在该振荡模态频率上表现为"具有小值负电阻的容性阻抗",与交流电网的电感构成谐振回路,并因负电阻效应而导致危险的功率振荡现象。最后,讨论了这种次同步振荡问题的潜在危害及其防范措施。     

双馈风电场经柔直并网系统次同步振荡机理及特性分析

双馈风电场经柔直接入交流电网可能成为未来"三北"地区大规模风电外送的输电方式。但是双馈风机与柔直系统之间的相互作用存在引发次同步振荡的风险。为此,该文在建立双馈风电场经柔直接入交流电网的系统等值模型的基础上,通过阻抗法分析次同步振荡产生的机理;研究风电场并网机组台数、风速、负荷等因素对次同步振荡特性的影响;同时引入变流器控制器参数的灵敏度指标,分析各控制器参数对系统虚拟阻抗的影响。结果表明,特定运行条件易引发系统的次同步振荡,双馈风电机组在次同步振荡频率上表现出"负电阻、感性电抗"性质,与柔直风场侧变流器("正电阻、容性电抗")构成等效的负电阻谐振电路,并因负阻尼效应引起系统的次同步振荡;最后仿真验证理论分析的正确性。     

直驱风电场与LCC-HVDC次同步交互作用的扰动传递路径及阻尼特性分析

当直驱风电场距离电网换相型高压直流输电(line-commutated-converter based high voltage direct current,LCC-HVDC)的整流站较近时,两者间的次同步交互作用机理及特性尚不明确,现有分析方法难以揭示扰动传递过程及子系统间的耦合关系。针对上述问题,该文首先建立直驱风电场经LCC-HVDC送出系统的线性化模型,并基于系统闭环互联传递函数框图揭示次同步频率扰动在直驱风电场与LCC-HVDC之间的传递路径。然后,通过阻尼重构分离出次同步交互作用对次同步振荡(sub-synchronous oscillation,SSO)模式阻尼的影响,并分析控制器参数对SSO模式阻尼的影响。结果表明,直驱风电机组直流电容主导的SSO模式存在不稳定风险;直驱风电场与LCC-HVDC之间的扰动传递路径呈现"8"字型耦合关系,导致两者间存在次同步交互作用;直驱风电机组外环、LCC-HVDC定电流控制器的比例系数增大或积分系数减小时,SSO模式阻尼增大。     

基于电容能量的模块化多电平换流器次同步振荡抑制及其阻抗分析

针对模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)易与风机和弱电网相互作用导致次同步振荡的情况,文中提出一种基于MMC电容能量控制的次同步振荡抑制方法。该方法通过控制环流的零序分量来调制MMC中储存的电容能量,使得电容能量根据公共连接点频率对次同步振荡进行阻尼。基于谐波状态空间理论建立考虑能量控制的MMC序阻抗模型,从交流侧阻抗角度分析能量控制对MMC动态的影响,并研究MMC与风机和弱电网相互作用导致次同步振荡的机理。分析结果表明,能量阻尼控制抑制了MMC阻抗中次同步频段的谐振峰;风电出力过大或电网短路比过小时,MMC易出现次同步振荡;在MMC采取定交流电压与定功率控制两种情形下,文中提出的能量阻尼控制都能有效阻尼次同步振荡。此外,理论阻抗建模及控制器性能都在电磁暂态仿真中得到验证。     

双馈风电机组并网次同步振荡研究

首先基于次同步振荡理论,研究了双馈风电机组在弱电网并网情况下的机组脱网问题。研究发现,输电线路的串补投入和变流器控制策略对低频振荡敏感的因素导致了次同步振荡的发生;然后提出一种在网侧变流器中加入带阻尼特性的特定滤波器策略,该策略能够有效抑制风电机组与电网之间的振荡;最后,仿真结果验证了该方法的有效性。     

直驱式风电场功率协调控制策略

针对因风速扰动、负荷变化等引起的缓慢且幅度较大的电压波动,提出了一种基于直驱式风电场的功率协调控制策略。通过调节桨距角降低有功出力,从而增加风电场无功功率的调节能力,维持风电场出口电压水平,从而预防或避免由于电压偏差较大引起风电机组进入低电压穿越模式,造成其对电网更大的冲击。仿真结果表明,上述方法能够合理协调控制风电场的有功和无功出力,有效为风电场出口电压提供无功支持,从而维持接入点电压的稳定性。     

用于次同步振荡分析的直驱风电场等值模型

实际风电场具有风电场数量多、运行工况呈分散性等特点,对风电场进行恰当的等值建模具有实际工程意义。针对由电流内环主导的直驱风电场次同步振荡的等值建模问题,参考同步发电机组建模研究工作,结合K-means分群方法与相似变换原理建立多机并联直驱风电场主导振荡特性保持的等值模型。通过改变电流内环控制参数,对比分析详细模型（考虑风机并网台数,集电线路差异）与等值模型振荡特性差异。研究结果表明:基于相似变换原理搭建的直驱风电场等值模型可以准确反映系统主导振荡特性,有效降低模型阶数,提高仿真速度。     

VSC-HVDC串并联型D-PMSG风电场机组功率—电压协调控制

针对串并联型D-PMSG风电场中同一串联簇机组在不同风速下最大功率追踪控制存在过电压、过调制问题,分析基于柔性直流输电的串并联型D-PMSG风电场机组的运行特性,提出一种适用于该拓扑型风电场机组的功率—电压协调最大功率追踪控制方法,并探讨直流母线电压上限值的设定原则。该方法不仅可以将同一串联簇中其他各机组直流母线电压都钳制在安全范围内,还减少限压期间下的机组的弃风。搭建相应的仿真模型,仿真结果表明所提出的方法可确保各机组在安全范围内寻找最佳功率点。     

不同输电方式下风电接入对传统火电次/超同步振荡影响研究

随着风电等新能源并网容量的增加,电网中风电的大规模接入为系统的稳定性带来了新的挑战。当风电机组接入火电系统时,风电机组与传统火电因交互影响产生的次同步振荡的机理尚未明确,因此值得进一步来探讨。文中采用特征值分析法建立了风火混合经交流串补及柔性直流输电并网外送系统的状态空间模型,并通过对比分析研究了风机的接入对传统火电固有振荡模式的影响,进一步地,通过改变并网距离等参数来分析系统结构参数对风机与火电交互作用引发的次/超同步振荡模式的影响;在此基础上,揭示了交流输电与直流输电两种不同输电方式下风电接入对传统火电次/超同步振荡的影响机理与因素;并利用PSCAD/EMTDC平台进行时域仿真证实了所建立系统的正确性。     

采用VSC-HVDC并网的直驱风电场次/超同步振荡特性

风电、光伏经由高压直流输电系统并网外送已经成为大规模可再生能源基地的主要输送方式。对于风电引发的次/超同步振荡问题,尤其是直驱风电机组与柔性高压直流(VSC-HVDC)输电系统之间相互作用引发的次/超同步振荡问题值得深入研究。首先,分别建立直驱风电机组与VSC-HVDC的动态模型,并深入分析与推导两者之间的接口矩阵与接口动态方程,进而得到直驱风电机组经VSC-HVDC并网外送的完整动态模型。在此基础上,采用特征值分析法计算得到各振荡模式的参与因子,并根据模式参与因子判断出次/超同步振荡模式之间存在阻尼耦合。通过PSCAD/EMTDC进行时域仿真,验证了模型与特征值分析结果的正确性。进一步深入分析风电并网距离/阻抗、直驱风电机组机/网侧控制器与VSC-HVDC送/受端控制器参数对次/超同步振荡阻尼特性的影响,结果表明:同一个控制器参数可同时影响多个次/超同步模式,同一个次/超同步模式可同时受多个控制器参数影响,并且这种阻尼耦合的影响可能趋同(调节控制器参数,耦合的两种模式的阻尼比同向变化),可能趋反(调节控制器参数,耦合的两种模式的阻尼比反向变化),也可能趋同与趋反同时存在。     

构网型直驱风电机组间控制相互作用研究

构网型风电控制技术具有很好的弱电网适应性,可以有效避免风电并网次超同步振荡问题。但是虚拟同步控制引入固有的低频特征模式,接入强电网时会发生低频振荡,同时多台构网型风电机组并联运行时存在控制器相互作用。针对此问题,采用特征模式分析方法,研究了基于虚拟同步控制方法的构网型直驱风电机组并联运行时的控制相互作用及主导低频特征模式稳定性。揭示了虚拟惯量控制参数及系统运行方式对构网型风电机组并联运行低频振荡特性的影响。通过详细时域仿真验证了分析结果的正确性。     

直驱风电场经交流并网系统dq阻抗模型及稳定性分析

为研究直驱式风电场经交流并网系统中,由变流器控制器与电网互相作用而引发新的次同步振荡问题,综合考虑变流器内部控制动态特性、交流动态响应和功率传输特性,推导了直驱风电机组经交流并网系统dq等效阻抗模型。结合系统阻抗行列式稳定判据,分析了直驱风电机组网侧变流器内部控制参数变化对次同步振荡的影响。研究表明,随着网侧变流器中内、外环的PI控制参数（Kp、Ki）的减小,发生振荡失稳的风险增加,系统稳定性下降。最后,通过PSCAD/EMTDC环境下时域仿真验证了模型与理论分析的正确性。