超导储能系统提高风电场暂态稳定性研究

应用超导储能系统(SMES)对提高风电场的暂态稳定性进行了研究。在深入研究超导储能系统运行原理的基础上,建立了基于电压型换流器(VSC)的超导储能系统模型,实现了有功功率和无功功率的解耦控制,并提出了有功、无功功率综合控制策略。利用PSCAD/EMTDC软件进行了仿真计算,结果说明超导储能系统不但能够在风速波动时平滑风电场的功率输出,而且能够提高风电系统的暂态稳定性。     

基于虚拟同步发电机的多区域交直流互联电网二次调频控制

通过模拟传统同步发电机的有功-频率响应特性,提出了基于虚拟同步发电机技术的交直流互联电网二次调频控制方法,使得VSC-HVDC主动响应频率变化。文章首先建立了含VSC-HVDC的交直流互联电网二次调频控制模型,通过优化虚拟同步发电机参数构建了多区域交直流互联电网的二次调频控制策略,并以4区域交直流互联电网二次调频控制模型为例进行了仿真。仿真结果表明,文章所提出的基于虚拟同步发电机的VSC-HVDC调频策略,能够保证互联系统频率在较小的范围内变化,其调频效果优于传统的直流调制控制,明显地改善了互联电网的频率稳定性。     

超导储能提高电力系统暂态稳定性理论探讨

超导储能装置(Superconducting Magnetic Energy Storage devices,SMES)现已在电力系统中获得了越来越多的应用。对储能装置串并联接入系统的2种情况进行分析,通过理论推导得出了储能装置的加入可以提高线路输送容量以及提高系统暂态稳定裕度的结论,探讨论证了储能技术提高电力系统暂态稳定性的理论依据。最后,在四机两区域系统上,进行了仿真研究,验证了超导储能装置在改善电力系统暂态稳定性,抑制系统振荡方面的效果。     

基于IDA-PBC的混合储能虚拟同步发电机功率协调控制

随着可再生能源在电力系统中的渗透率不断升高,虚拟同步发电机(VSG)技术广泛应用于现代电力系统的调频控制中。为了模拟同步发电机的惯性与阻尼特性,VSG需配备储能单元。针对VSG中蓄电池与超级电容混合储能系统(HESS),提出了基于互联阻尼分配的无源控制策略(IDA-PBC),通过控制超级电容快速补偿VSG惯性模拟环节引入的功率变化,蓄电池响应VSG一次调频相对缓慢的功率需求,减少蓄电池功率波动。最后,在Matlab/Simulink环境下仿真验证了所提控制策略的可行性。     

储能对含高风电渗透率系统暂态稳定性的影响

由于可再生能源并网会带来随机性和波动性,高比例可再生能源并网的暂态特性与传统电力系统有显著区别。因此,研究了在高比例可再生能源并网中加入储能装置对系统暂态稳定性的影响。首先建立了双馈风力发电机的模型和等值的双机群系统节点导纳矩阵,并对送端机组机械功率增量和双馈风机外特性的关系进行了理论推导,在此基础上分析了高比例风电渗透率对风火打捆系统功角稳定性的影响,然后建立储能模型,仿真分析了有无储能装置对风电渗透率的影响。结果表明,加入储能装置后,可使同步机的第一摆角度有效减小,且在风电渗透率增大的同时,更好地维持了系统的暂态稳定性。     

大规模储能系统控制模式研究

大规模储能系统是解决新能源并网和智能电网建设的有效途径和重要方案。文章首先介绍了储能系统的工作原理和组成,分析研究了储能系统的控制模式,包括波动平抑控制模式、调峰控制模式、调压调频控制模式、跟踪计划出力控制模式和孤岛运行控制模式,最后简要介绍了相关的支撑技术。     

考虑风电不确定性的交直流混联系统同质化能量函数模型

交直流混联电网是电网发展的新形态,如何有效保障交直流混联系统安稳运行是重大而紧迫的国家需求。文章针对含大规模风电的交直流混联系统稳定性问题,提出考虑风电波动不确定性的交直流混联弱送端系统同质化能量函数模型。首先,研究含大规模风电的交直流混联弱送端系统潮流方程;其次,建立含风电的交直流混联系统支路暂态势能函数模型,研究交直流混联系统功角稳定机理,建立基于同质化能量函数模型;在此基础上,提出基于同质化能量函数的电力系统稳定性评估模型,并推导交直流混联系统稳定性判据;最后,以北方某区域交直流混联系统为仿真算例,验证所提模型的有效性,为含大规模新能源的交直流混联系统的稳定性控制提供理论依据。     

考虑受端励磁系统的交直流稳定性分析

直流输电能否安全落地不仅与自身的控制方式与参数相关,还与受端系统紧密相联。在稳定分析时,受端系统戴维南等值模型固定,不能反映受端的调节能力,其支撑能力的强弱未能体现。考虑受端励磁系统的作用,详细分析了其对直流输电系统的影响,指出励磁达到极限时,受端系统负荷波动导致戴维南等值发生变化较大,随即影响直流输电系统的安全性。修改的IEEE39节点系统证明所提方法的有效性。     

考虑分布式光伏与储能联合的区域电网电压稳定性控制方法

针对分布式光伏大量并网对区域电网造成的电压波动问题,文章提出了基于分布式光伏与储能协调的区域电网电压稳定控制方法。首先建立分布式光储系统电压稳定性模型,在此基础上研究分布式储能对区域电网节点电压的影响特性;然后建立了光伏与储能系统之间的协调关系模型,在可再生能源不同出力条件下进行储能装置的协调优化;通过建立区域电网内系统电压波动的最小目标函数,以区域电网的线路潮流和电池储能的充放能功率为约束条件,采用粒子群算法快速计算得到分布式储能的荷电状态,根据荷电状态进行充放能判断。以某区域电网实际运行数据为例进行了仿真验证,结果显示文章所提出的基于分布式光伏与储能协调的控制方式,可有效提升区域电网的电压稳定性。     

基于储能装置的风火打捆直流输电系统稳定性研究

当电网侧发生故障或负荷突变时,大规模风电并网直流输电系统的可靠性和稳定性受到冲击。针对系统的安全、稳定运行,文章提出在受端配置超导储能装置(SMES)的风火打捆经直流输电并网拓扑结构。基于双馈风力发电机组和VSC-HVDC系统设计了SMES的控制策略。受端电网发生短路故障或负荷突变时,超导储能装置能保证电网受到干扰后快速恢复,在向系统补偿无功功率的同时提供一定有功支撑,克服故障带给系统的不利影响。通过DIg SILENT软件仿真结果表明:该方案能够有效控制电源侧和电网侧母线电压和频率,改善并网风电场暂态稳定能力以及故障穿越能力,能更好地保证并网系统可靠、稳定运行。     

直流调制策略对交直流混联系统的频率稳定性影响研究

在交直流混联电力系统中,交流侧系统发生故障将会引起互联系统区域间的频率振荡,从而导致常规机组的调频压力增大,机组阀门动作频繁。在不增加交流系统中常规机组调频压力的前提下,如何利用直流系统传输功率可进行快速调节和具有短时过载能力的特点进行直流输送功率的有效控制具有重要的意义。本文首先对直流输电系统的附加频率控制器进行建模,在此基础上对引入附加直流频率限制器后的两区域交直流电力系统进行仿真,重点分析交流系统发生故障时,附加直流频率控制器对系统频率稳定性的影响以及附加直流频率限制器控制参数对系统频率稳定性的影响。仿真结果表明,附加频率控制器可以有效减小系统频率波动,附加直流频率限制器的调频死区、比例增益K_(p1)和K_(p1)等参数能对电网频率产生影响。其中,调频死区的减小能有效的降低系统频率的波动,但死区值不能设置过小,以防直流频率限制器频繁动作。比例增益K_(p1)和K_(p2)越大,系统频率波动越小,调频效果越理想,但是由于限幅环节,比例增益有调频能力上限。     

电容储能型电磁轨道炮同步触发系统发射效率研究

电容储能型电磁轨道炮系统因其技术成熟、操作可靠、经济性强,得到了广泛的应用。基于现有电容储能型电磁轨道炮系统,在脉冲电源系统同步触发的发射条件下,推导出了系统效率与电容值、电容预充电压、电枢质量与导轨长度之间的关系表达式,并在此基础上研究了电枢质量与电容预充电压对电枢出膛速度和系统效率的影响。在高性能数值计算软件MatlabR○R2012a及系统仿真软件Simplorer R○V8平台下,对系统电路进行了理论分析与仿真比较,验证了提出的变量间关系表达式的正确性。     

风电交直流通道互联电力系统暂态稳定线性变参数鲁棒反馈控制

针对交直流系统中影响暂态稳定电磁转矩和机械转矩平衡控制问题变参数特性,结合大规模风电功率的不确定性,提出了将直流通道功率控制与互联系统内机械功率作为控制目标的互联系统暂态稳定的线性变参数鲁棒反馈控制方法,以提高经交直流风电通道互联的系统的暂态稳定性。针对互联系统暂态过程的强非线性特性,建立了线性变参数模型;根据暂态过程系统出现的功率差额和风电出力不确定度,将系统暂态过程设计为变参数的线性化模型。对线性变参数模型设计H∞鲁棒输出反馈控制器及其在线求解算法。根据线性变参数设计点和鲁棒控制器,提出了互联系统暂态稳定控制策略拓扑及传递函数。应用交直流联络线互联形成的4个等值电网互联系统进行数字仿真,结果表明,文章所提出线性变参数鲁棒反馈控制模型,具有较好的响应特性和暂态稳定控制效果。     

提高多机风力发电并网系统稳定性的研究

风电受自然条件的影响不能持续稳定地输出电能,当大量风电并入电网势必对电力系统稳定性产生不利影响.为确保电力系统的稳定运行,提出基于模糊逻辑控制的超级电容器储能系统(SCESS)结合双馈感应发电机(DFIG)的解决方案,采用Matlab/Smiulink软件对多机风力发电并网系统进行了仿真分析.仿真结果表明:所提出的SC...     

含MMC交直流输电系统短路电流计算方法

该文基于模块化多电平换流器（MMC）的工作原理和暂态特性,对比了故障时MMC输出的短路电流与同步机电源输出的短路电流的异同,提出MMC短路电流计算模型。在分析MMC参与交流系统短路电流计算的机理后,提出采用叠加原理的含MMC电网短路电流的迭代计算方法,最后,基于PSCAD/EMTDC验证了该文所提算法的有效性。     

基于稳压器系统的电力系统暂态稳定性改善

随着经济和用电负荷的快速发展,现代电力系统的稳定性改善越来越受到人们的关注,尤其是由于在电网中使用分布式发电。电力系统的稳定性是提高电力系统效率的主要挑战之一。电力系统稳压器(PSS)是一种经济高效的控制器和提高电力系统稳定性和可靠性的有效装置。本文通过励磁系统和PSS的集成,提高了IEEE 9节点系统的暂态稳定性。考虑相对功角来评估暂态稳定性。仿真结果表明,现有系统存在振荡。然而,当系统与励磁机STIA和PSS1A集成时,峰值功率角从132.1降低到103.7,稳定时间为5.53s。此外,当PSS连接到STIA时,速度偏差得到改善。     

含风电场的交直流互联电网协作式分布式模型预测控制

针对风电场输出功率的强波动性对交直流互联电网调频的影响,提出了基于协作式分布式模型预测控制的交直流互联电网调频控制方法,以提高风电经交直流通道外送互联系统的频率稳定性,克服集中式模型控制方法扩展性差的缺点,该控制策略具有全局最优解。文章建立了含风电场的交直流互联电网调频控制模型,构建了基于协作式分布式模型预测控制的含风电场交直流互联电网的经济性调频控制策略。以3区域交直流互联电网调频控制模型进行仿真,结果表明,文章所提出的协作式分布式模型预测控制方法,能够有效地改善风电场输出功率随机波动的频率稳定性,使系统频率及区域间交换功率在较小的范围内变化,其控制效果明显优于传统的分布式模型预测控制和分散式模型预测控制。     

提升光伏消纳的分布式储能系统控制方法

分布式储能具有分散灵活等特点,多分布式储能协同配合可以解决单一储能调节能力差、范围小的问题,可以进一步提高新能源消纳能力。提高新能源利用率。本工作通过建立一个光伏电站、两个分布式储能系统模型,并通过分析光伏电站出力,利用储能系统跟踪光伏出力的特点建立以分布式储能系统出力最小为目标的目标函数,结合发电系统的功率平衡要求、分布式储能系统的电池能量状态(state of energy,SOE)约束、分布式储能系统功率和容量约束,采用线性递减惯性权重粒子群优化算法,旨在在已有的约束条件下,寻求分布式储能系统的最佳效率。通过仿真分析该方法可以提高光伏消纳能力,减少储能系统动作次数,进一步增加储能系统的寿命。