适合风电接入的直流输电辅助频率控制策略

针对含规模化风电接入的交直流电力系统的频率稳定问题,以抑制风电出力大幅度随机扰动引起的频率波动为目的,提出了高压直流输电(high voltage direct current transmission,HVDC)附加频率控制(frequency control,AFC)和自动发电控制(automatic generation control,AGC)配合的辅助频率控制策略。该策略在风电出力发生大幅度随机扰动时,AFC利用HVDC功率快速调制和短时过载能力快速平衡风电出力扰动中变化较快的分量,控制器基于TLS-ESPRIT算法和改进射影控制理论设计,阶数低,易于工程实现;基于传统PI控制的AGC自动跟踪电网功率波动,调整调频机组出力平衡变化较慢的有功功率扰动分量,维持系统有功功率平衡,保持电力系统频率稳定。最后,利用PSCAD/EMTDC在改造的四机两区域模型中进行了仿真分析,结果表明所提策略充分利用了交直流电力系统的频率调节能力,能较好地抑制风电出力引起的频率波动。     

大规模风电并网下的抽水蓄能机组调频控制研究

大规模风电接入对电力系统的频率造成影响。抽水蓄能机组由于其出力响应迅速、调节灵活等特性,在风电功率波动的调节中具有重要作用。该文针对短时风电功率波动对电力系统造成的频率扰动问题,提出抽水蓄能机组频率调节的鲁棒控制策略。通过建立电力系统整体状态方程,并考虑风电功率波动特性和抽水蓄能电站动态特性,采用基于线性矩阵不等式(linear matrix inequality,LMI)的H∞鲁棒控制算法,对抽水蓄能机组一次调频控制方程进行求解。利用IEEE39节点系统进行仿真验证,结果表明提出的鲁棒控制策略能有效地减小风电功率波动造成的系统频率偏差,提高了抽水蓄能机组对短时风电功率波动的调节响应性能。     

基于惯性/下垂控制的变速型风电机组频率协调控制方法

在高渗透风电接入的孤立电力系统中,由于传统调频资源不足,风电大规模波动可能导致系统频率波动,限制新风电的进一步接入。因此,提出一种基于惯性控制和下垂控制的变速型风电机组频率协调控制方法。首先对双馈异步发电机(Doubly Fed Induction Generator,DFIG)、永磁同步发电机(Permanent Magnet Synchronous Generator,PMSG)和有源失速异步发电机(Active-Stall Induction Generator,ASIG)三种类型变速风力发电机组(Variable Speed Wind Turbines, VSWTs)的频率控制特性进行分析。在此基础上,提出基于惯量控制和下垂控制的变速型风机频率协调控制策略,并分析在不同扰动条件下,不同惯性参数与下垂参数对孤立电力系统频率的影响,据此选择合适的控制参数。最后,在随机风速扰动和大扰动条件下对风电机组的稳态与暂态响应进行仿真,验证了所提频率抑制方法的有效性。结果表明,所提方法能显著提高孤立电力系统频率稳定水平。     

风电接入孤网后的频率控制策略

由于风电场容量相对于孤网系统容量较大,且不具备传统发电机组的调频功能,风电出力的随机波动特性势必会引起孤网系统频率的显著波动,严重影响孤网中设备的安全稳定运行。在总结及阐述孤网概念及已有频率控制方式基础上,研究并建立抑制风电接入后频率大幅波动现象的孤网频率控制策略,包括三次和二次频率调节策略,其中,三次调频考虑风电场短期和超短期出力预测进行含风电的协调调度,二次调频根据系统频率以及风电场出力趋势对常规电源和风电出力进行秒级至分钟级的调整。最后,通过建立含风电的孤网动态仿真模型,仿真验证所提出控制策略的有效性。     

基于改进型自抗扰控制器的独立微电网系统频率扰动抑制策略

光伏-风力-储能交直流混合独立微电网系统普遍存在暂态频率波动的问题,这一问题会严重影响电力线路及负载设备的使用安全。针对这一问题,在传统自抗扰控制器的基础上,提出一种基于改进型自抗扰控制器的独立微电网系统频率扰动抑制策略。这一策略将重复控制融入自抗扰控制器,基于重复控制能够周期性减小频率扰动的原理,最大限度抵消频率扰动造成的影响,提高独立微电网系统的供电可靠性。通过仿真验证了所提出的策略能够在系统存在频率扰动的情况下有效提高独立微电网对交流侧负载和直流侧负载供电的质量。     

集群光伏电站频率主动支撑自校正控制方法

现有光伏电站通过检测频率变化,采用下垂控制调节出力抑制源侧随机无规则出力波动,调频过程存在时间滞后性。基于自校正控制,提出一种可平滑光伏秒级出力波动的光伏电站频率主动支撑控制策略,根据受扰光伏电站光照波动情况,通过前馈补偿主动校正自身有功参考值,重新自适应分配各光伏电站有功给定值,实现在频率明显变化前主动补偿受扰电站的出力波动。基于Matlab/Simulink搭建仿真算例,仿真结果表明：相较下垂控制,自校正控制在扰动下可将频率最低点提高约0.04 Hz,并使得平均频率变化率降低约26.06%,有效提升了系统频率性能。     

集群光伏电站频率主动支撑自校正控制方法

现有光伏电站通过检测频率变化,采用下垂控制调节出力抑制源侧随机无规则出力波动,调频过程存在时间滞后性。基于自校正控制,提出一种可平滑光伏秒级出力波动的光伏电站频率主动支撑控制策略,根据受扰光伏电站光照波动情况,通过前馈补偿主动校正自身有功参考值,重新自适应分配各光伏电站有功给定值,实现在频率明显变化前主动补偿受扰电站的出力波动。基于Matlab/Simulink搭建仿真算例,仿真结果表明：相较下垂控制,自校正控制在扰动下可将频率最低点提高约0.04 Hz,并使得平均频率变化率降低约26.06%,有效提升了系统频率性能。     

独立微网中并网逆变器自抗扰控制辅助调频算法

针对独立微网系统暂态频率稳定性较差的问题,提出了典型光-风-储交直流混合微网中并网逆变器采用自抗扰控制的暂态辅助调频控制方法。首先,分析了常规PD控制辅助调频算法的结构和原理。然后,从抑制系统功率扰动的角度分析了微网同步发电机调频原理,推导了自抗扰控制器的设计。最后,通过仿真模型和实验平台进行验证,对比分析了无辅助功率调频、常规PD控制辅助调频和自抗扰控制辅助调频的系统频率扰动,得出所设计的自抗扰控制器的调频能力明显提升,且具有一定抗参数扰动能力,在独立微网辅助调频控制中有较强应用价值。     

含风电的交直流互联电网自适应SPMC调频策略

大规模风电接入交直流互联电网,对自动发电控制（automatic generation control, AGC）的控制性能及调频能力提出了更高的要求。在风电参与电力系统调频的基础上,提出基于功率调制控制器(supplementary power modulation controller,SPMC)的区域间功率补偿策略。首先,考虑到高压直流输电（high voltage direct current, HVDC）环节过载率变化的弹性特征,提出一种同时考虑功率与频率变化的自适应动态SPMC策略,使其在参与系统调频时,能有效提升HVDC中功率调整的快速性;其次,在HVDC链路主动参与系统调频的基础上,考虑风电的不确定性,利用综合惯性控制改变风电输出功率,以进一步提升系统调频性能指标。仿真结果表明,所提策略的动态功率调制特性可以有效提升区域间功率传输的针对性,并提高电网调频效果。     

基于云神经网络自适应逆系统的电力系统负荷频率控制

针对区域互联电力系统受到风电及负荷扰动后,系统频率会出现大幅度波动的问题,提出一种基于云神经网络自适应逆系统的多区域互联电力系统负荷频率控制方法。在分析单一区域电力系统有功输出特性的基础上,建立计及多区域有功输出的互联电力系统负荷频率控制模型。采用自适应逆控制有效解决系统响应和扰动抑制的矛盾。将云模型引入自适应逆系统构建云神经网络辨识器。利用云模型在处理模糊性和随机性等不确定性方面的优势,进一步提高神经网络的辨识能力。仿真结果表明,所设计的云神经网络自适应逆系统不仅可以得到好的动态响应,还可以使风电及负荷引起的扰动减小到最小。     

基于改进自抗扰控制的抑制光火打捆经直流送出系统的次同步振荡策略EI北大核心CSCD

高压直流输电有引发次同步振荡的风险,严重威胁发电机组及电力系统的稳定运行。与传统比例-积分-微分控制相比,自抗扰控制具有超调小、响应速度快、适应能力强等优点,提出将自抗扰技术应用到光伏、火电打捆经直流送出系统,并通过粒子群算法整定自抗扰控制器的参数,利用改进自抗扰附加阻尼控制来抑制HVDC可能引发的次同步振荡。基于PSCAD/EMTDC仿真软件,以加入光伏并网的IEEE次同步振荡第一标准模型作为仿真算例进行验证。结果表明,所设计的自抗扰附加控制在抑制HVDC引起的次同步振荡时,具有超调小、收敛快的优势,比传统PID控制的抑制效果更好,鲁棒性更强;在光伏逆变器配置附加控制,可以进一步提高电网的稳定性和可靠性。     

基于改进自抗扰控制的抑制光火打捆经直流送出系统的次同步振荡策略

高压直流输电有引发次同步振荡的风险,严重威胁发电机组及电力系统的稳定运行。与传统比例-积分-微分控制相比,自抗扰控制具有超调小、响应速度快、适应能力强等优点,提出将自抗扰技术应用到光伏、火电打捆经直流送出系统,并通过粒子群算法整定自抗扰控制器的参数,利用改进自抗扰附加阻尼控制来抑制HVDC可能引发的次同步振荡。基于PSCAD/EMTDC仿真软件,以加入光伏并网的IEEE次同步振荡第一标准模型作为仿真算例进行验证。结果表明,所设计的自抗扰附加控制在抑制HVDC引起的次同步振荡时,具有超调小、收敛快的优势,比传统PID控制的抑制效果更好,鲁棒性更强;在光伏逆变器配置附加控制,可以进一步提高电网的稳定性和可靠性。     

基于一阶LADRC控制的直驱风机次同步振荡抑制策略

针对直驱式风电机组接入弱交流电网诱发次同步振荡 (subsynchronous oscillation, SSO) 问题,提出一阶线性自抗扰控制(linear active disturbance rejection control, LADRC)策略抑制该现象,从而提高系统稳定性。首先,建立直驱式风电机组的并网数学模型,分析次同步振荡频率扰动分量的传播机理;然后,进行一阶LADRC电流内环控制器设计以及参数优化整定,分析表明：控制器对于次同步频率扰动分量有较强的抑制作用。最后,基于PSCAD/EMTDC仿真软件,建立传统PI和一阶LADRC控制的直驱式风电机组电磁暂态仿真模型。结果表明：所提方法能够阻断次同步频率扰动分量传播,有效抑制SSO。     

考虑源荷频率特性的含风电交直流系统概率连续潮流方法

针对传统连续潮流方法难以适应大规模风电接入交直流互联系统的实际情况,提出了一种含风电交直流系统概率连续潮流计算方法。该方法在兼顾常规机组调频特性和负荷电压/频率静特性基础上,进一步考虑风电出力随机性、直流控制方式和频率波动偏差约束,建立考虑电源调频和负荷电压/频率静特性的含风电交直流系统概率连续潮流方程;通过其修正方程的雅可比矩阵,推导能反映频率波动、风电出力和控制方式等因素的负荷裕度灵敏度指标;基于统一迭代法,结合蒙特卡洛方法和预估-校正方法获取系统N和N-1状态时多场景潮流解和负荷裕度。最后,修改的IEEE 39节点系统算例仿真结果验证了所提方法的正确性和有效性。     

高风电渗透率下变速风电机组参与系统频率调整策略

考虑负荷波动、风电有功输出的随机性,针对电力系统对大规模风电并网时电能质量、经济性、负荷支撑和快速响应等多方面的需求,提出了一种高风电渗透率下变速风电机组参与系统频率调整的多时间尺度协调优化策略。根据变速风电机组运行特性,制定不同风速工况下风电机组的减载控制,并在不同时间尺度对机组间的调频出力进行协调,使惯性与一次调频相结合,实现频率调整优化。结果表明该策略下变速风电机组不仅能够有效地为系统提供惯性支撑,并且具备灵活、可控的静态频率响应特性。     

双馈风电机组参与电网一次调频的控制策略

由于现有风电机组不能响应电网频率的变化,不增加电力系统的转动惯量,大规模风电接入将对电网频率稳定性构成威胁。基于双馈风电机组的控制特性,提出一种实用化的风电参与电网调频的控制方法。采用分段控制的方式,要求风电机组在一定的频率范围内参与调频。基于转子动能控制原理,在电网频率上升到该范围时通过吸收部分转子动能减少风电机组的有功出力,实现风电机组的频率控制。最后在电力系统仿真软件中搭建风电调频控制的电网模型并以大规模地区实际电网为例进行仿真,研究风电参与电网调频的作用。仿真结果表明,风电机组对频率变化具有快速响应能力,可有效改善电网的频率特性,为双馈风电机组安全稳定并网运行提供了可借鉴的理论依据。     

基于桨距控制的电力系统频率响应特性

风电一次调频辅助控制技术是解决高风电渗透率引起电力系统频率特性恶化的有效手段。基于桨距控制的一次调频辅助控制是实现风电机组高于额定风速时的一次调频方法,传统的SFR(System Frequency Response)模型已不能适应含该控制技术的系统频率特性分析计算需求。对此采用传递函数模型定量表征风电场一次调频响应,结合再热式火电机组和水电机组的原动机—调速器模型,并针对含多个风电场/火电机组/水电机组的电力系统,基于加权等值法对各类型机组模型聚合,最终提出了含风电场桨距控制一次调频响应及水电/火电等值机组机电暂态行为的改进SFR解析计算等值模型。仿真结果表明,改进SFR模型能更真实地描述含风电桨距控制一次调频响应作用的电力系统频率特性,为客观评估高风电渗透率下的电力系统频率稳定运行状态提供了理论基础。     

基于无模型算法和电动汽车辅助调节的新能源电力系统频率协调控制

为解决风电并网导致电力系统频率偏差过大的问题,设计了一种基于无模型负荷频率控制和电动汽车辅助调节的频率协调控制策略,能够在系统受到风电和负荷扰动时对其频率偏差进行快速调节。利用新能源电力系统的频率偏差设计了无模型自适应滑模负荷频率控制器,对传统机组进行二次频率调节。同时为充分利用电动汽车的快速响应能力,采用分频技术将区域控制高频偏差信号接入集群电动汽车控制中心作为调频参考指令,使得电动汽车参与辅助系统调频。最后通过Matlab/Simulink软件在不同的工况下进行对比分析,仿真结果验证了所提出策略的有效性。     

基于超级电容储能控制的双馈风电机组惯量与一次调频策略

双馈感应发电机在最大功率点跟踪控制下,发电机的输出功率难以响应电网频率波动,常规超速减载控制虽然可保留部分有功备用参与系统调频,但存在风电机组发电效益降低、转速调节范围减小及桨距角控制启动频繁等问题。为此,文中结合双馈感应发电机网侧变流器的控制特性,提出了基于超级电容储能控制的双馈风电机组惯量与一次调频策略。其中,虚拟惯量调节和一次频率调节都由超级电容控制实现,无须改变或增加风电机组额外附加控制,提高了单台风电机组的自稳性和抗扰性;根据实际超级电容模组的成本和充放电效率对储能单元容量进行优化配置。通过对比预留备用一次调频方案的经济性,表明所提方案具有较强的经济优势。最后,通过仿真实验表明其惯量支撑和一次频率调节能力及发电效益相较于常规一次频率控制具有明显提高。     

基于 DFIG风电机系统频率波动特征的惯性动态响应控制策略∗

现有双控风电机组在发电时的频率往往与电网频率解耦,致使风电机组本身缺乏自主参与电网调频的能力, 对此提出一种基于 DFIG风电机系统频率波动特征的惯性动态响应控制策略.该策略通过在风电机组控制环节添加频率-功率控制模块,使风电机组能有效针对电力系统频率的波动输出功率,达到控制风机功率的目的,在一定程度上避免了电力系统内部频率突变使电网能量传输失衡的现象.仿真结果验证了所提控制策略的可行性和有效性.