直驱风电场经MMC-HVDC并网送端系统稳定性分析及振荡抑制

基于模块化多电平换流器MMC(modular multilevel converter)的高压直流输电HVDC(high voltage direct current transmission)因具有无源网络支撑等优势而被广泛应用于大容量新能源外送消纳。受电力电子设备交互作用等因素影响,送端系统易发生振荡失稳现象。首先,建立了直驱风电场经MMC-HVDC并网送端系统的小扰动线性化模型,分析了风场有功输出对系统稳定性的影响。然后,建立了MMC及风机并网变流器交流侧dq阻抗模型,从阻抗角度揭示了送端系统振荡失稳机理。进一步,提出了基于MMC交流电压控制外环q轴附加阻尼的振荡抑制策略,可满足系统满功率范围内的运行稳定性要求。最后,基于全比例模型的仿真结果验证了所提振荡抑制策略的有效性。

一种适用于深远海全直流风电汇集网络的保护方法

随着海上风电向深远海发展,全直流型风电场由于不存在过电压问题等优点逐渐受到重视。针对全直流海上风电场的汇集线路继电保护问题,首先分析了直流汇集网络在不同故障类型及不同故障位置下的故障特征,计算对应故障情况下的故障电流,并与仿真值进行对比验证。根据故障特征提出一种利用汇集侧暂态电流变化率的单端量故障选线方案,利用区内外故障的故障暂态电流变化率极性和幅值差异,可在换流器过流闭锁前快速识别故障类型、故障线路及极性。通过在母线处设置附加选线流程,使线路末端高阻接地故障时也能准确选线。在PSCAD/EMTDC平台中搭建了全直流海上风电场模型,进行多种故障场景下的仿真分析,验证了所提故障选线方法的有效性。

考虑海上风电与MMC阻抗耦合的柔性直流送出系统等效阻抗建模方法

海上风电经柔直并网系统的阻抗模型是其稳定分析的基础。然而,现有阻抗建模方法忽略海上风电与模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)间的阻抗耦合,可能导致系统稳定性判定失准。为此,该文提出一种考虑海上风电与MMC阻抗耦合的柔性直流送出系统等效阻抗精确计算方法。首先,采用谐波状态空间理论(harmonic state-space,HSS)建立MMC与风电机组的序阻抗模型;在此基础上,分析风电机组与MMC两者交流端口电压、电流与阻抗的相互耦合机理,以获得风电机组与MMC交流等效阻抗;最后,提出风电机组与MMC阻抗耦合度指标,以量化分析不同控制环节对风电机组与MMC的耦合程度的影响。在MATLAB/Simulink搭建海上风电经柔直送出系统仿真模型验证该文所建模型的精确性及阻抗耦合度的对系统稳定性的影响,并通过RT-Lab硬件在环实验证明该文所建模型在系统稳定性分析中有效性。

基于模块化隔离型DC/DC变换器的海上直流风电场并网方案

与传统的海上风电场采用中压交流系统汇集电能不同,海上直流风电场采用直流系统实现电能的汇集和远距离传输。为减小海上风电场的投资,提高其运行效率,设计了一种基于模块化隔离型DC/DC变换器(MIDC)的新型海上直流风电场并网方案。首先,对三种可能作为MIDC子模块的DC/DC变换器进行了参数设计和对比分析,最终确定了LLC串并联谐振变换器作为MIDC子模块的拓扑。在此基础上,设计了MIDC的控制系统,在实现MIDC子模块间均压和均流的同时,实现了对风力发电机组输出功率的最大功率跟踪。最后,通过仿真验证了所设计的海上直流风电场并网方案的可行性和所设计的MIDC控制系统的有效性。

大型风电场经VSC-HVDC交直流并联系统并网的运行控制策略

基于电压源换流器高压直流输电(voltage source converter based HVDC,VSC-HVDC)的直流系统存在与交流线路并联运行的情况。交直流系统之间相互切换的运行工况复杂,且切换过程存在切换依据难以确定、切换冲击大以及通信延时等问题。为解决该问题,在分析VSC-HVDC工作原理、数学模型及其控制策略的基础上,提出了一种大型风电场经VSC-HVDC交直流并联系统并网的运行控制策略,该策略在不改变换流站控制方式的情况下,可实现交直流并联系统运行方式的无缝切换。基于MATLAB/Simulink仿真软件,建立了系统仿真模型,对交直流并联系统稳态运行及动态切换过程进行了仿真分析。仿真结果表明,所提出的控制策略能够较好地实现交直流并联系统有功功率的精确分配和运行方式的无缝切换,算法简单,可靠性高。

海上风电场MMC-HVDC并网系统暂态行为分析

对于海上风电场模块化多电平换流器型高压直流输电(MMC-HVDC)并网系统,提出风电场侧模块化多电平换流器通过双维度单环直接控制风电场集电系统交流电压的方法,有效控制集电系统交流电压并保持稳定。基于PSCAD/EMTDC建立整个海上风电场直流并网系统模型,进行相应仿真研究,针对风速变化、风电场集电系统故障、电网故障以及MMC-HVDC直流单极接地故障等几种情况进行暂态分析,并与交流并网系统暂态结果进行比较。研究结果表明,采用所述控制方法的并网MMC-HVDC系统在发生相应故障时能够保持稳定运行,验证了海上风电场MMCHVDC并网系统及相应控制方法的正确性和有效性。

双馈风电场经LCC-HVDC送出的次同步振荡特性研究

双馈风电场经柔性直流输电并网或经串补线路送出时均发生过次同步振荡(subsynchronous oscillation,SSO),而双馈风电场经电网换相高压直流输电(line-commutatedconverter based high voltage direct current,LCC-HVDC)送出时是否会出现SSO尚不明确,亟需开展相关研究。该文采用模块化建模方法建立研究系统的小信号模型,并将其与PSCAD/EMTDC中的电磁暂态模型进行阶跃响应对比,验证小信号模型的正确性。然后,通过特征值分析及参与因子分析研究双馈风电场和LCC-HVDC间的相互作用,并分析系统参数改变对稳定性的影响。结果显示,不存在双馈风电场和LCC-HVDC的状态变量共同参与的振荡模式,表明双馈风电场和LCC-HVDC间的相互作用不明显,不会由此导致SSO;当并网风电机组台数或输电线路长度增加时,发电机模式阻尼增强,锁相环-直流电压外环模式阻尼减弱。

多端VSC-HVDC用于风电场联网时的控制策略

基于双馈感应电机(double fed induction generator,DFIG)控制策略,提出了多端电压源换流器高压直流输电(multi-terminal VSC-HVDC,MVSC-HVDC)用于风电场并网的联网方式,设计了相关的控制策略,通过与传统交流联网方式相比,指出了MVSC-HVDC的可行性和合理性。在PSCAD/EMTDC的仿真环境下,建立了相关的数学模型,研究了风电场之间及其内部机组在系统稳态和故障情形下的运行情况。仿真结果表明:DFIG的等效模型能够正常稳定的工作,所提出的并网方式和控制策略是正确和有效的;风电场之间以及风电场内部各机组之间都独立运行,互不影响;当逆变侧交流系统发生故障时,该控制策略有较快的恢复特性,可有效抑制风机投切带来的冲击。

VSC-HVDC系统风力发电结构分析与控制

针对基于电压源换流器的高压直流输电(voltage source converter based high voltage direct current,VSC-HVDC),提出了基于永磁同步风力发电机、不控整流和Boost电路的变速直流风力发电系统结构。首先给出先并后串的新型风电场结构;然后建立最小串联系统的简化模型,用一种基于直流电压电流乘积控制的最大风能跟踪控制算法解析出输出电压和输出功率的关系。仿真结果表明:最小串联系统中的2个机组可以互不影响地独立运行,输出电压按照输出功率的变化而变化,同时2个机组均具有较好的最大风能跟踪精度和速度。

海上风电VSC-HVDC系统的直接功率控制

为了解决传统直接功率控制存在开关频率不恒定问题,该文提出了一种适用于海上风电场并网的电压源型高压直流输电系统的改进直接功率控制。该方法在推导电压源型高压直流输电系统αβ坐标系下离散化数学模型的基础上,结合虚拟磁链定向、瞬时功率理论和空间矢量脉冲宽度调制,针对电压源型高压直流输电系统设计了相关的离散化控制器。风电场侧采用定有功功率和无功功率,电网侧采用定直流电压和无功功率,实现直流电压稳定以及有功、无功功率的解耦。在Matlab/Simulink构建的离散模型基础上,对有功、无功等工况进行了仿真分析。仿真结果验证了该方法的有效性和可行性,为海上风电场电压源型高压直流输电系统提供一种可行的控制方案。

接入LCC-HVDC的双馈风电场孤岛启动与并网控制策略

接入常规高压直流输电(LCC-HVDC)的双馈风电场系统,在直流送端无电压支撑的条件下无法孤岛启动,在传统并网控制方法下也无法稳定运行。为实现系统的孤岛启动及并网后的稳定运行,提出了一种接入LCC-HVDC的双馈风电场孤岛启动与并网控制策略,包括基于分布式储能的电路拓扑、孤岛启动的时序以及启动时序中每阶段系统的控制方法。在电路拓扑中,由配置于若干双馈风电机组变流器直流母线的储能为系统启动提供能量。基于此,风电机组采用空载启动方式,并网后风电机组采用基于无功功率的频率控制,直流系统采用基于有功功率的电压控制,两者共同维持送端交流母线电压及频率稳定。基于PSCAD/EMTDC的仿真结果表明,系统不仅能够顺利完成孤岛启动,而且在正常工况下电压和频率能够维持稳定,从而验证了所提孤岛启动与并网控制策略的有效性。

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。

抑制高压直流故障引起风电场暂态过电压控制策略

针对高压直流系统故障时引起送端风电场暂态过电压问题,分析了直流故障对送端暂态电压变化的影响机理,发现故障后交流系统无功盈余是造成电压骤升的根本原因。提出了一种基于分布式调相机和双馈风机(DFIG)无功电压协调控制策略,在风电场并网母线处配置新能源分布式调相机,利用其独特的无功调节特性稳定风电场并网电压,提高风电场的低压或高压穿越能力;在直流系统发生换相失败和直流闭锁严重故障时,DFIG通过改变网侧和转子侧变流器无功参考参与系统无功调节,配合分布式调相机改善故障期间系统电压,并在故障后稳态期间控制DFIG风电场退出无功调节,确保故障恢复后风电场的经济运行。通过PSCAD软件仿真结果表明:在系统发生换相失败和直流闭锁故障后,提出的无功协调控制策略可有效抑制故障后风电场暂态电压变化,提升了风机运行可靠性和经济性。

直驱风电场并网对直流输电引起的火电机组轴系扭振影响机理分析

火电机组与电网换相换流器高压直流输电(LCC-HVDC)间的次同步交互作用会引发火电机组轴系扭振(SSTI),而直驱风电场(DDWF)接入LCC-HVDC送端对SSTI阻尼特性的影响与机理尚未明确,相关研究有待开展。针对上述问题,该文基于DDWF与火电打捆经LCCHVDC送出系统,采用模块化建模法建立了小信号模型,使用特征值法分析了DDWF的接入与参数变化对LCC-HVDC引起的火电机组SSTI阻尼的影响;同时,针对特征值分析结果进行了机理分析。研究结果表明,DDWF会与火电机组共同承担LCC-HVDC的功率波动,削弱火电机组与LCC-HVDC间的次同步交互作用,从而增大SSTI阻尼,降低SSTI风险;当DDWF的容量增大、风速提升时,SSTI阻尼增大;当DDWF与LCC-HVDC整流站间电气距离增大时,SSTI阻尼降低;当LCC-HVDC整流侧由定电流控制转为定功率控制,或逆变侧由定电压控制转为定关断角控制时,SSTI阻尼降低。基于PSCAD/EMTDC平台进行了时域仿真,验证了特征值分析与机理分析的正确性。

基于ADMM的含风电场系统分布式DC-OPF计算

电网中的不同电力公司所管辖子系统具有相互独立且互联的特点,各子系统之间的互联给电网的分布式计算带来一定挑战,如何实现大系统的分布式计算备受关注。提出基于交替方向乘子法(alternating directionmethod of multipliers,ADMM)的含风电场系统分布式直流最优潮流(direct current optimal power flow,DC-OPF)计算模型,该模型考虑风电并网对系统分布式DC-OPF的影响,采用分解协调法实现系统的分区过程,通过引入全局变量处理边界节点问题,在信息传递过程中无需中心处理系统,只在相邻子区域之间进行复制边界节点的信息传递以减少信息通信量,实现系统的全分布式DC-OPF计算。以6节点系统、IEEE-39节点系统分析全局变量的个数对迭代收敛的影响,并讨论风电并网对优化收敛的影响,最后通过仿真验证该文所提模型的准确性和有效性。

Impact of Different AC Voltage Control Modes of Wind-farm-side MMC on Stability of MMC-HVDC with Offshore Wind Farms

Wind-farm-side modular multilevel converters(WFMMCs) used in modular multilevel converter based highvoltage direct current(MMC-HVDC) transmission systems must be able to control the AC grid voltage in offshore wind farms. Different AC voltage control strategies can significantly affect the dynamic characteristics of WFMMCs. However, existing studies have not provided a general methodology of controller parameter design, and few comparative studies have been conducted on control performance under varying operating conditions as well as the effects of different AC voltage control modes(AVCMs) on the stability of MMC-HVDCs with offshore wind farms. This paper provides a controller parameter design method for AVCMs, which is tested in various operating scenarios. Sequence impedance models of offshore wind farms and WFMMCs under different AVCMs are then developed. The effects of AVCMs on the small-signal stability of the interconnected system are then analyzed and compared using the impedance-based method. Finally, case studies are conducted on a practical MMC-HVDC system with offshore wind farms to verify the theoretical analysis.

面向低成本轻型化直流耗能装置的滞环控制策略

直流耗能装置是海上风电经柔直并网系统中的重要装备,用于受端电网故障时吸收风场馈入的盈余功率防止系统过压。该文针对模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)型和混合型两种工程主流耗能装置技术路线,提出一种通用的直流母线电压滞环控制策略,可显著降低耗能阀内部电容、电阻及绝缘栅双极晶体管(insulated-gate bipolar transistor,IGBT)的电气应力与选型规格参数,实现装备低成本和轻型化设计。建立融合耗能装置的柔直系统直流侧等效数学模型,揭示控制参数对系统暂态过电压和耗能装置热应力的影响机理,给出控制参数的详细设计方法。最后,搭建±250 kV/1 500 MW海上风电并网系统模型验证上述内容的正确性,仿真结果表明,所提控制策略具有良好系统特性,MMC型耗能装置无需额外配置37%的全桥子模块,电容值降低75%;混合型耗能装置内部电阻发热降低97.7%,不再需要水冷散热装置。

风电柔直并网虚拟阻抗次同步振荡抑制策略

直驱风电场经柔性直流输电系统并网送出存在次同步振荡风险。首先,在建立直驱风电经柔直并网系统模型的基础上,采用失稳特征根模态分析方法,研究了V/F控制模式下系统次同步振荡模态的参与变量与参与因子。其次,以抑制系统次同步振荡为目标,提出了在柔直换流站电压外环控制器中配置高通滤波器等不同形式下的虚拟阻抗控制策略,且解析了阻抗参数的选择范围及其原则,并采用阻抗分析方法研究了阻抗控制器对系统阻抗特性的影响以及规律。最后,基于MATLAB电磁暂态仿真验证了所提次同步抑制策略的有效性及其参数解析计算的正确性。

一种海上风电场柔直送出线单端保护方案

远海、大容量的海上风电场需要通过高压柔性直流系统并入大陆交流主网,柔直线路运行于海底,故障率高,需要配置快速、可靠的直流线路保护。目前,已实际应用于柔直工程的单端行波保护的暂态量幅值在高阻故障场景下会明显降低,其保护性能有进一步提升的空间。故障行波在传播过程中经过限流电抗,行波幅值变化受到抑制导致行波波形具有平滑特征,而区内故障下故障行波波形较曲折,突变明显。根据此特征,本文提出一种基于主成分分析(PCA)和支持向量机(SVM)的柔性直流线路单端保护方法,经仿真实验表明,该保护方法具有较好的耐过渡电阻及抗干扰能力。