渝鄂背靠背柔性直流附加阻尼控制策略研究

针对渝鄂异步互联北通道及三峡近区大机组与常规直流和柔性直流强耦合动态问题,建立了包含三峡左一电厂、渝鄂背靠背柔性直流以及龙政直流外送通道的简化等值系统及其详细电磁暂态数学模型。仿真研究了暂态扰动下换流站近区机组的动态稳定特性。提出采用柔性直流有功无功解耦控制回路附加阻尼控制的方法平抑扰动后机组持续缓慢衰减的功率振荡问题,分别设计了基于有功调制和无功调制的阻尼控制控制器,比较研究了两者的作用效果。研究表明,采用有功和无功协同调制的阻尼控制策略可同时快速平抑功率振荡和电压波动,提高系统的动态稳定性,可为工程应用提供参考。     

应用附加励磁阻尼控制抑制HVDC引起的次同步振荡

大型汽轮发电机组经交直流混合送出的系统中,当高压直流输电（HVDC）控制与机组之间相互作用较强时,可能引发机组轴系的次同步振荡（SSO）问题。对此,研究了附加励磁阻尼控制（SEDC）抑制HVDC-SSO的有效性。在PSCAD/EMTDC仿真平台构建了典型的交直流混合输电系统模型,研究了HVDC引起SSO的系统运行条件,进而设计了多模式SEDC控制器,分别在大/小扰动下分析了SEDC改善模式阻尼和暂态响应的效果。结果表明：SEDC能大幅提高机组轴系多个模式的阻尼,在大/小扰动下均能有效抑制SSO,避免出现SSO发散风险,保障机组和电网的安全稳定运行。SEDC可望成为解决HVDC-SSO问题的有效方法之一。     

应用附加励磁阻尼控制抑制HVDC引起的次同步振荡

大型汽轮发电机组经交直流混合送出的系统中,当高压直流输电(HVDC)控制与机组之间相互作用较强时,可能引发机组轴系的次同步振荡(SSO)问题.对此,研究了附加励磁阻尼控制(SEDC)抑制HVDC-SSO的有效性.在PSCAD/EMTDC仿真平台构建了典型的交直流混合输电系统模型,研究了HVDC引起SSO的系统运行条件,进而设计了多模式SEDC控制器,分别在大/小扰动下分析了SEDC改善模式阻尼和暂态响应的效果.结果表明:SEDC能大幅提高机组轴系多个模式的阻尼,在大/小扰动下均能有效抑制SSO,避免出现SSO发散风险,保障机组和电网的安全稳定运行.SEDC可望成为解决HVDC-SSO问题的有效方法之一.     

基于附加阻尼控制的PMSG适应柔直送出策略优化

国内外多个风电工程在采用柔直进行远距离输送时出现了系统振荡现象,就该现象研究其判稳方法及优化策略。建立了直驱永磁同步风力发电机(permanent magnet synchronous generator, PMSG)和柔直输电系统的数学模型,推导了PMSG经柔直送出系统的Bode稳定判据,分别提取了PMSG及柔直的系统阻抗,并进行振荡评估。提出了提升柔直送出稳定性的PMSG附加阻尼控制器设计方案和参数整定方法。从频域角度分析优化策略的效果,研究结果显示,基于附加阻尼控制的PMSG经柔直送出的振荡抑制策略有效消除了振荡风险。采用频域分析中抑制效果良好的附加阻尼控制参数进行时域仿真,验证了附加阻尼控制对PMSG经柔直送出系统的振荡抑制效果。     

基于附加信号的VSC-HVDC系统改进有功功率控制策略

为了保证大扰动情况下电压源换流器型高压直流输电（VSC-HVDC）系统的直流电压控制和有功功率平衡,提出了一种基于附加信号的有功功率控制策略。首先简要地分析了故障情况下VSC-HVDC系统的有功功率平衡和直流电压变化特点;然后给出了改进有功功率控制器的功率特性曲线,推导了定有功功率控制端直流电压最大工作范围的计算公式;接着提出了外环有功功率控制器的设计方法,推导了有功功率修正值的计算公式,并分析了该控制器在正常运行和故障2种情况下的工作原理。PSCAD／EMTDC仿真研究表明,在电网电压跌落或主导换流站停运等暂态扰动情况下,所提控制策略能够维持直流电压在安全运行范围内。     

柔性直流输电系统交流侧中高频谐振附加阻尼抑制措施

中国鲁西背靠背直流异步联网工程和渝鄂直流背靠背联网工程均发生过高频谐振现象,柔性直流输电系统的链路延时是导致高频谐振现象发生的关键因素.文中针对柔性直流输电系统的中高频谐振问题,基于谐波线性化方法建立了柔性直流输电系统从交流侧端口看过去的等效详细阻抗模型,并分析了模块化多电平换流器(MMC)阻抗在中高频段呈现负阻尼特性...     

直流附加阻尼控制对于改善大型互联电网稳定性的作用

特高压试验示范线路建成投运后,华中电网内部发生故障时有可能引起特高压线路发生低频振荡。电力系统稳定器等传统防止电力系统功率振荡的措施并不能有效抑制华中电网和华北电网间可能存在的超低频振荡现象。考虑到华中电网中交直流并联运行的特点,利用直流系统快速调节能力,采用直流附加阻尼控制方法,提出适用于华中-华北互联系统的控制策略,并基于PSASP仿真平台对华中电网内部各种典型的交流大扰动故障进行暂态稳定仿真研究。仿真结果表明直流附加阻尼控制能有效抑制特高压线路功率振荡,提高互联系统稳定性。     

VSC-HVDC抑制电网功率振荡的控制策略

分析了PD控制器参数变化趋势对VSC逆变站功率输出的影响,研究表明增大PD控制器参数至极限时,VSC将运行于快速功率补偿模式(Rapid Power Compensation,RPC),即根据转子转速偏差的正负极性,以有功无功限值为基准快速调制功率输出。为此,提出了VSC-HVDC基于RPC模式抑制功率振荡的有功/无功协调控制策略。RPC模式使VSC快速吞吐功率,补偿系统所需功率缺额或抑制过剩功率;当转速偏差及其变化率符合安全要求后,利用阻尼控制使VSC退出RPC运行模式,并进一步提升VSC-HVDC抑制功率振荡的能力。仿真实验证明了所提优化控制策略的有效性。     

基于电压源换流器的高压直流输电系统的阻尼特性与阻尼控制

利用复数力矩分析方法近似推导了基于电压源换流器高压直流输电(voltage source converter HVDC,VSC-HVDC)系统的电磁力矩,定性分析了VSC-HVDC的快速功率控制可能会导致系统出现电气阻尼变弱或负阻尼现象。在建立包括VSC-HVDC及控制器在内的AC/DC混合系统的动态数学模型的基础上,应用最优控制理论设计了最优阻尼控制器,交直流并联系统数值仿真结果表明该附加阻尼控制方法的有效性。     

含双馈风电场的互联电力系统虚拟惯量与虚拟阻尼协调控制方法

风电场的大规模接入会同时降低互联电力系统的相对惯性和阻尼,虚拟同步发电机(VSG)技术能够有效支撑电网频率,目前对VSG技术虚拟阻尼方面的研究成果较少。为了更有效地利用VSG虚拟阻尼,进一步提升高风电渗透率电力系统的稳定性,推导了VSG控制器参数与虚拟惯量、虚拟阻尼之间的数学关系,针对VSG虚拟惯量与虚拟阻尼调节存在的矛盾,提出一种结合系统主导振荡模式在线辨识和粒子群优化算法的VSG控制器参数协调控制策略。最后通过含双馈风电场的两区域互联电力系统仿真模型验证了所提控制策略的有效性,仿真结果表明所提控制策略可实现系统频率稳定性和功率稳定性的综合优化。     

虚拟同步发电机转动惯量和阻尼系数协同自适应控制策略

虚拟同步发电机(VSG)控制将同步电机的转动惯量和阻尼系数引入到逆变器的控制中,改善了系统频率响应特性,增强了微电网抗干扰的能力,但是牺牲了一定的动态调节性能。在此基础上,提出了一种VSG转动惯量和阻尼系数协同自适应控制策略。建立VSG的数学模型,分析各参数对系统输出特性的影响;在VSG控制的基础上引入转动惯量和阻尼系数协同自适应控制策略,并给出相应参数变化情况下的稳定性分析;通过MATLAB/Simulink仿真对比定参数VSG控制与转动惯量和阻尼系数协同自适应控制策略的控制效果,验证了所提控制策略的可行性和有效性。     

基于自适应惯量阻尼综合控制算法的虚拟同步发电机控制策略

在逆变控制领域,虚拟同步发电机(VSG)控制策略可解决分布式能源并网系统缺少惯性的问题来有效支撑电网频率,然而现有VSG控制手段往往忽略了阻尼的作用。为进一步提升VSG对频率稳定性的贡献,在传统VSG控制策略的基础上,结合力学原理证实了VSG虚拟惯量可进行实时变化的可行性,分析了同步发电机转子惯量和阻尼系数与系统频率稳定性的关系,并设计了一种自适应惯量阻尼综合控制(SA-RIDC)算法,实现了虚拟转动惯量与虚拟阻尼的交错控制。通过MATLAB/Simulink仿真工具,将所提出的SA-RIDC算法与传统固定惯量阻尼控制和自适应惯量控制进行对比,结果表明SA-RIDC算法在改善系统频率稳定性方面有着显著的效果。     

海上风电经柔性直流联网系统受端交流故障穿越协调控制策略

针对海上风电经柔性直流联网系统受端交流故障导致的直流过电压问题,提出了直流过电压协调抑制策略。针对单极直流过电压,通过合理切换双极MMC控制模式,可使故障极MMC主动维持直流电压稳定。并设计了风电场精确减载控制策略,以保证非故障极MMC满载运行,从而降低单极MMC退出对受端交流电网的影响。针对双极直流过电压,设计了一种基于本地直流电压测量信息的风电场减载控制策略,即根据直流电压变化率及偏差量主动降低风电场有功出力,以抑制直流电压上升率及幅值。并提出了附加桨距角控制及其参数选取原则,使风电场与各换流站内电容共同维持直流电压稳定,提高系统故障穿越能力。最后,基于RTLAB OP5600实时数字仿真平台搭建了系统仿真模型。不同受端交流故障情况下的仿真结果表明,所提直流过电压协调抑制策略可保证直流电压在安全运行范围,维持系统安全稳定运行。     

具有阻尼和惯性的电流下垂控制研究

针对虚拟同步发电机控制策略的优良特性,研究了其在电流下垂控制中的应用。采用电流下垂控制算法取代虚拟同步发电机的有功/频率调节和无功/电压调节控制策略,保留其机械转动所具有的惯性和阻尼特性,舍弃其定子电气模块,使逆变器不仅具有电流下垂控制的优越性能,而且具备虚拟同步发电机的阻尼和惯性特征,增强电网频率和电压幅值的稳定性。通过在电压/电流双闭环控制器中引入虚拟阻抗,提升并网逆变器的鲁棒性。仿真实验结果验证了所提出控制策略的可行性和有效性。     

基于RBF的VSG虚拟惯量和动态阻尼补偿自适应控制

虚拟同步机(virtual synchronous generator,VSG)技术可以使并网逆变器具有与同步发电机类似的外特性。VSG系统暂态稳定性的主要影响因素是虚拟惯量和阻尼系数,但现有的控制策略在参数调节过程中存在灵活性不足的缺点,不能有效解决系统暂态稳定性和暂态恢复时间的问题。针对这一问题,提出动态调节阻尼补偿量的概念。将阻尼系数和阻尼补偿量共同作为系统的等效阻尼系数,设计了基于径向基函数(radial basis function, RBF)的VSG虚拟惯量和动态阻尼补偿自适应控制策略,实现了参数之间的解耦,使系统的阻尼随着系统频率的变化进行动态调整。通过建立VSG数学模型,确定了参数的具体取值范围。最后,在仿真平台上搭建VSG系统,分别在出力波动和低压穿越两种工况下验证了所提控制策略相较于传统RBF控制策略的优越性。     

Virtual synchronous generator model control of PV for improving transient stability and damping in a large‐scale power system

Because of the significant changes in environmental policies and electric power deregulation in the last decade, a lot of photovoltaic generations (PV) have been and will be installed into the power system in Japan and the ratio of PVs to other synchronous generators will be increased. As a countermeasure against the decrease in the rotational inertia in the whole power system, a virtual synchronous generator (VSG) model control of the PV has so far been proposed. However, the system stabilization effect of the VSG in large‐scale power systems has been unclear. In this paper, a virtual step‐out blocking method of VSG for improving the transient stability is proposed. In addition, the necessity of governor control of VSG in a large‐scale power system is discussed. Finally, the rated kw and kwh capacities of the battery required for realizing the VSG‐model control are evaluated.     

模块化多电平换流器型高压直流输电系统控制保护体系框架

在介绍了MMC-HVDC系统拓扑结构的基础上,阐述了MMC-HVDC控制保护系统的设计原则和主要功能,指出采用冗余配置和分层设计的必要性.控制保护系统是MMC-HVDC系统的核心之一,在搭建了MMC-HVDC控制保护系统总体结构的基础上,提出建立4层结构的MMC-HVDC控制保护体系框架,即直流系统控制层、极控制保护层、阀组控制层、子模块控制保护单元,并进一步阐述了各控制层的控制功能及各层相互关系.     

向海岛电网供电的MMC-HVDC有源/无源切换控制策略

基于模块化多电平换流器的直流输电系统(Modular Multilevel Converter based High-voltage Direct Current, MMC-HVDC)可为海岛电网等重要领域供电,当海岛电网处于有源和无源网络切换过程中时,存在有功功率不平衡、交流电压振荡等不稳定问题。因此,提出一种向海岛电网供电的MMC-HVDC有源/无源切换控制策略,该控制策略对外环功率控制和相角控制进行优化,消除切换时刻的瞬时有功功率不平衡,实现海岛电网的平稳切换。最后在PSCAD/EMTDC中搭建三相MMC仿真模型。仿真结果表明,在所提出控制策略的作用下,系统在有源、无源及两者切换时刻皆可正常运行,验证了所提控制方法的有效性和正确性。     

提升海上风电经柔直联网系统频率稳定性的协调控制策略

针对大规模海上风电经柔直联网引起的受端电网惯量降低、频率调节能力下降等问题,提出了海上风电与柔直主动支撑系统频率的协调控制策略。在惯量支撑方面,利用直流电容能量主动支撑系统惯量,并通过直流电压建立风机转速与频率的耦合关系,提出了基于差异化转子动能调节的风电场惯量支撑协调控制策略,以提升受端电网惯量水平。在频率偏差调节方面,根据本地直流电压偏差量,提出了基于风机变速控制与桨距角控制的风电场一次调频策略,并设计了基于附加桨距角控制的风电场二次调频策略,以提高系统的频率稳定性。最后,设计了多时间尺度频率支撑控制策略的协调配合流程,并基于RT-LAB OP5600实时数字仿真平台验证了所提策略可有效提升系统的频率支撑能力。