基于阻抗分析的双馈风电场次同步振荡研究

以新能源为主题的新型电力系统大力发展的背景下,风力发电得到了显著的发展。风力发电成为可再生能源的主要来源之一。串联补偿法将电容器组与输电线路串联,可以有效提高输电线路传输能力,是大型风力发电厂并网的优选途径。但是,串联补偿法的缺点是增加了系统次同步振荡的可能性。为了研究次同步振荡的抑制方法,本文基于阻抗分析,主要针对双馈风电场中由感应发电机效应引起的次同步振荡问题,采用基于阻抗分析的广义奈奎斯特分析法对风电场的次同步振荡现象进行推导分析,并提出一种在系统转子侧加入积分系数以增加系统阻尼的次同步振荡抑制策略。最终在Matlab/Simulink搭建风电场等值系统,通过仿真验证所建理论分析与抑制策略的准确性。     

大规模双馈风电场次同步振荡的成因分析

为了探究大规模双馈风电场在无串补情况下发生次同步振荡现象的原因,文中在MATLAB/SIMLINK软件搭建了双馈风机无串补线路并网模型,结合时域仿真法研究了风机出力、RSC控制器参数、无功外环控制器参数和传输线路长度与次同步振荡的关系。结果表明:风速越大,并网台数越多,即风机出力越大,则更易发生次同步振荡。单独改变RSC内环电流控制器的Ki参数,不会产生系统振荡,然而调节Kp参数太大,系统更易发生次同步振荡。外环无功控制器比例系数Kp过大,控制器参数过于灵敏,会造成无功功率的超调,系统更易发生次同步振荡。传输线路的大小只影响电压波动的范围,不会造成系统发生次同步振荡。     

双馈风电场抑制系统次同步振荡分析及控制策略

为挖掘大容量风电场参与系统次同步振荡的抑制能力,提出双馈风电场抑制系统次同步振荡的机理研究及其附加阻尼控制策略对比分析。首先,建立汽轮发电机轴系多质量块的数学模型,引入风场输出功率与汽轮发电机转速之间的传递函数,推导了双馈风电场有功功率和无功功率调节对系统阻尼系数的表达式,并分析提供正阻尼的范围。其次,基于汽轮发电机转速信号以及系统正阻尼条件,对比例积分微分相位补偿控制环节及其参数进行优化,分别研究基于双馈风电场有功功率或无功功率环的附加阻尼优化控制策略。最后,以含双馈风电场的IEEE第一标准测试系统为例,对基于有功功率和无功功率附加阻尼优化控制策略的次同步振荡效果进行比较。理论分析和时域仿真结果表明,推导的基于风电场有功功率和无功功率的阻尼系数表达式可有效分析双馈风电场对系统次同步振荡的作用机理,且基于风电场的有功功率或无功功率附加阻尼优化控制策略都能在全次同步频段内提供有效正阻尼。     

双馈风电场并网次同步振荡分析与抑制方法研究

针对风电场引发的次同步振荡问题,研究了产生机理,并提出了抑制方法.建立了双馈风电场经串补线路并网的小信号模型,基于特征值分析法和相关因子对振荡模态和机理进行分析.结果表明,线路串补度过高是引起次同步振荡的主要原因.提出采用避开谐振点、提高电气阻尼的方法抑制次同步振荡.     

大规模双馈风电场次同步谐振的分析与抑制

已有的运行经验表明,风电场接入含有固定串补的系统时,存在诱发次同步谐振(SSR)的风险.因此,有必要对风电场发生SSR现象的机理做深入分析,以便提出相应的抑制措施.文中首先根据国内某地区风电场的实际参数建立了应用于SSR分析的等值模型,通过仿真呈现了该模型发生SSR的情形;然后,利用特征值法分析了风速、并网风力发电机台数以及双馈感应发电机(DFIG)控制参数等对系统SSR频率和阻尼特性的影响;并进一步推导了等值模型用于SSR分析的等效电路,详细分析了风速、发电机台数和DFIG控制参数等影响SSR特性的机理;综合所有的分析指出,风电场的SSR现象与轴系扭振无关,是一种特殊的电气谐振.最后,提出了抑制风电场SSR的方案,并通过仿真和特征值分析进行了验证.     

混合串补抑制双馈风电场次同步振荡研究

随着串联电容补偿输电在风电并网工程中的推广应用,国内外部分双馈风电场(doubly fed induction generator,DFIG)面临着严峻的次同步振荡(subsynchronous oscillation,SSO)问题。为抑制DFIG风电场所面临的SSO问题,文中利用由静态同步串联补偿器(static synchronous series compensatory,SSSC)和固定电容器组成的混合串联补偿装置来实现风电场的并网,并提出了一种混合串补装置换流器附加控制抑制风电场SSO的方法;最后,采用时域仿真的方法验证了混合串补装置附加控制抑制DFIG风电场SSO的有效性,仿真结果同时表明,所设计的附加控制器不会对混合串补装置的运行产生不利影响。文中研究可为DFIG风电场并网系统的设计及SSO抑制提供参考。     

基于双馈风机抗阻比的次同步振荡抑制策略

现有的抑制双馈风机次同步振荡(SSO)的方法大多以转子转速偏差信号作为输入,需要较大增益的同时可能会引起超同步振荡。利用双馈风电场-串联补偿输电系统的复频域阻抗模型,将基于双馈风机网侧变流器的阻尼控制等效为虚拟阻抗,解释了双馈风机在不同抗阻比以及不同补偿角度下的作用机理;基于以线路电流为输入的次同步阻尼控制方法,提出了改进的基于双馈风机抗阻比设计最佳补偿角度的阻尼控制策略及参数整定方法。以真实风电场SSO事件为算例,在MATLAB/Simulink平台搭建双馈风电场-串联补偿输电系统的等值模型,通过时域仿真验证了所提阻尼控制策略的效果。     

双馈风机附加次同步阻尼控制器抑制方法分析与优化设计

次同步阻尼控制器(SSDC)抑制次同步振荡(SSO)因具有良好的抑制效果和低廉的成本而得到广泛的认可,但是现有SSDC种类众多,缺乏系统性比较。为此梳理了常见的SSDC结构及其参数设计方法,在对动态性能、鲁棒性等指标的对比中发现转子电流反馈型SSDC具有最佳的抑制效果。进一步深入研究了该SSDC参数对SSO抑制性能的影响,从而优化了参数设计,并提出基于固有时间尺度分解算法的自适应振荡频率选取方法,实现SSDC的SSO精准抑制。对附加改进后SSDC系统进行根轨迹分析和硬件在环实验,结果表明,通过增加自适应振荡频率选取环节和优化设计参数,改进的SSDC具有更优的SSO抑制效果,且不会影响双馈风机的正常运行。     

双馈风电场串补送出系统次同步振荡及参数调整分析

针对双馈风电场经串补送出系统存在次同步振荡(sub-synchronous oscillation，SSO)问题，基于三相静止坐标系建立了考虑PLL的双馈风机正负序阻抗模型，并从带宽角度分析了转子侧变流器外环控制对阻抗特性的影响，对理论推导阻抗特性和频率扫描结果进行了对比验证；然后，分析双馈风电机组网侧变流器对风机总阻抗的影响；最后，基于奈奎斯特稳定判据定量分析了风机出力、电流环控制器控制参数、系统串补度以及风机台数等因素对送出系统稳定性及振荡频率、振荡风险大小的影响，并提出了抑制次同步振荡的参数调整措施，可以通过调整风机出力、减少并网风机台数、减小线路串补度、调节RSC电流环参数等措施来抑制SSO风险。     

风火打捆经直流送出的次同步振荡分析与抑制措施

传统火电机组与直流输电控制器相互作用会产生次同步振荡,大规模双馈风电机组接入对这种振荡产生的影响有待深入研究。本文建立了风火打捆经直流送出的典型模型,并对风火打捆经直流送出系统次同步振荡机理进行了分析,结果表明双馈风机接入能够缓解直流输电引起的火电机组次同步振荡,且风火打捆比例越高效果越好。分析了风机变频器特性与系统运行工况对火电机组次同步振荡的影响,结果表明,风机转子侧变频器内环增益系数增大、内环积分时间常数减小、直流输送功率上升、送端交流系统减弱、直流输电整流侧控制器积分时间常数减小、换流器触发角增大,会引起火电机组振荡加剧。对工程应用较多的直流附加宽带通式次同步阻尼控制器(SSDC)在风火打捆经直流送出系统中的适用性进行分析与验证,结果表明,宽带通式SSDC仍具有抑制效果。     

双馈风电场单机与多机等值模型对次同步振荡特性影响的对比

以2机系统为例,将大型双馈风电场划分为2个参数不同的子风电场,对比研究了2个子风电场在汇流线路阻抗不同、容量配比不同的情况下,采用单台风机等值模型与2台风机等值模型时整个风电场次同步振荡特性的差异。分析结果表明,在考虑不同影响因素的情况下,采用单台风机等值整个风电场会引入一定误差,但是风电场参数变化对次同步振荡的影响规律与2台风机等值是一致的。     

风电场内机群间次同步振荡相互作用

大型风电场内部包含大量控制参数各异、运行状态不同甚至类型多样的风电机组,其并网引发的次同步振荡问题日益凸显。研究了风电场内部不同风电机群之间次同步振荡相互作用及其影响因素,从而明确次同步振荡在风电场内的演化过程;建立了直驱风电场的并网导纳模型;应用广义奈奎斯特判据分析了风电场内不同风电机群并网的次同步振荡稳定性,在此基础上研究了风电场内不同风电机群之间的次同步振荡相互作用。结果表明,“振荡机群”能够引起“稳定机群”也发生次同步振荡,二者的并网机组台数比例对风电场次同步振荡特性具有显著的影响,“振荡机群”的锁相环参数对整座风电场的次同步振荡频率具有重要的影响。在MATLAB/Simulink中搭建了直驱风电场的并网仿真模型,时域仿真结果验证了上述理论分析的正确性。     

基于改进型LADRC的STATCOM抑制双馈风电场次同步振荡策略

针对双馈风电场经串联补偿线路送出引发的次同步振荡问题,提出了一种基于改进型线性自抗扰控制(LADRC)的静止同步补偿器(STATCOM),实现对系统次同步振荡的抑制。LADRC设计时考虑延时因素,在控制计算中消除由信号测量、传输等延时导致的输入量之间时间轴上的不匹配。基于改进型LADRC设计了STATCOM的附加阻尼控制器、电压外环、电流内环控制器以及锁相环,使STATCOM为系统提供正阻尼,同时增强控制系统的速动性和抗干扰能力,以适应次同步振荡工况,并从阻抗角度分析了STATCOM抑制次同步振荡的作用机理。在MATLAB/Simulink中搭建了系统的时域仿真模型,实验结果证实了所提出的抑制策略在动态性能和抗干扰方面的优越性。     

双馈风场串补系统次同步振荡紧急控制策略

在新能源侧振荡抑制措施失效的情况下,双馈风电场与串补相互作用诱发的次同步振荡会造成大量风机脱网,对系统稳定性产生不利影响。现有振荡抑制措施无法保证在任何情况下都能可靠抑制振荡,因此需要网侧主动对风场进行紧急控制。文中基于频域阻抗判据,针对辐射型网络网侧选切过程中实时计算量过大的问题制定紧急控制策略,以达到降低计算量,减少决策时间的目的。在极坐标系下推导新能源侧频域阻抗实部与支路阻抗模值相角的关系,根据实部变化量分三步进行判断:首先排除"切除无效机组";其次在余下的机组中筛选紧急控制作用有效的机组;最后根据复阻抗量的投影大小确定切除顺序以防过切。基于国内某风电场经串补送出电网实际参数,通过PSCAD仿真试验对所提策略的有效性进行仿真验证,仿真结果表明按照文中所述切除策略进行紧急控制可有效提升系统在次同步振荡过程中的系统阻尼,避免振荡快速发散。     

双馈风电场阻尼系统次同步振荡的无功功率控制策略

引入无功-转速型传递函数,推导了双馈风电场无功功率对系统贡献的阻尼系数大小和性质的表达式,并基于分析获得的提供系统正阻尼条件,优化设计无功功率环附加阻尼控制策略抑制次同步振荡。以双馈风电场接入IEEE第一标准测试系统为例,基于Dig SILENT/Power Factory仿真平台对双馈风电场无功功率附加阻尼控制时的系统运行性能进行仿真比较。理论分析和时域仿真结果表明,推导的阻尼系数表达式以及得到的正阻尼范围条件可以有效分析双馈风电场无功功率对系统次同步振荡的作用,提出的风电场无功功率附加阻尼控制策略能在全次同步频段内提供最优正阻尼,且抑制效果优于有功功率附加PSS阻尼控制。     

风电参与的电力系统次同步振荡机理研究综述和展望

风电参与的新型次同步振荡事故频发,严重影响了新能源电力系统的安全稳定运行。结合次同步振荡所对应的数学动力学模型、轨线特征,分析归纳风电参与的电力系统次同步振荡的机理分类,即负阻尼振荡、强迫振荡、切换型振荡和其他复杂振荡,并从参数变化角度给出对应的分岔类型;进一步地,基于上述风电参与的新型次同步振荡机理分类,分别阐述对应上述机理的分析方法研究现状;最后,针对目前研究较少的风电参与的切换型次同步振荡,从分段光滑模型及其动力学机理、非光滑分岔分析方法、物理特性、实测验证等角度,给出其研究展望。     

机侧与网侧多通道附加阻尼控制器参数协调综合抑制低频振荡和次同步振荡

由于低频振荡与次同步振荡存在阻尼耦合,针对一种特定振荡模式设计控制器,会对其他频段的振荡模式造成不利的影响。综合考虑低频振荡与次同步振荡这2种模式,基于模式分离方法设计机侧与网侧附加阻尼控制器,将阻尼耦合问题转化为控制器之间的参数协调优化问题。使各控制器之间以及对应同一振荡模式的各通道之间的参数协调配合,以综合抑制低频振荡与次同步振荡,最大限度地降低模式之间的阻尼耦合;在协调优化过程中,对次同步振荡模式的阻尼比阈值进行动态设定,即次同步振荡模式的频率越大,其所需阻尼比的阈值越小。特征值分析与时域仿真结果均表明,所提协调控制策略能显著地改善系统各频段的阻尼特性;相比于传统的阻尼控制策略,所提协调控制策略具有更好的阻尼效果。     

基于虚拟电阻的双馈风机次同步振荡分数阶PI控制

针对传统方法抑制双馈风机经不同串补电容并网引发的次同步振荡效果不佳的问题,文中提出一种基于虚拟电阻的风机分数阶比例-积分(FOPI)控制策略。首先,分析风电系统次同步振荡发生机理,并以风机并网电流为输入信号设计宽频带次同步电流滤波器,构建出虚拟电阻控制器以增强系统电气阻尼;之后,利用Oustaloup算法改进分数阶积分算子,以网侧变流器控制方程为底层模型重构FOPI电流控制环,分析积分阶次对电流跟踪动态特性的影响;然后,通过引入非线性迭代权重以及学习因子改进传统灰狼优化算法,优化控制策略参数;最后,利用Matlab/Simulink搭建仿真验证模型,结果表明所提策略能有效抑制不同串补度下的次同步振荡,表现出较强的鲁棒稳定性。     

考虑弃风的DFIG风电场动态等值模型

我国弃风现象严重,在此大环境下,为了得到更为准确的风电场模型,提出了一种考虑弃风的双馈感应异步发电机(DFIG)风电场的建模方法。该方法考虑了由于尾流效应导致风电场内各台风力机输入风速不同,兼顾调度部门向风电场下达的弃风指令,提出了以风能利用率Cp为分群指标,建立了DFIG风电场的多机等效动态模型,大幅度提高了仿真速度。该方法更贴近风电场实际运行情况,分群指标易于得到。通过PSCAD算例仿真及结果对比,表明该风电场等值模型的输出在稳态和故障情况下都能更好地拟合详细模型。