直流受端馈入站与近区风电场系统振荡特性分析

随着高压直流输电工程的不断投产,以及风电项目的增多,越来越多的风电场出现在电网换相换流器高压直流输电(line-commutated-converter based high voltage direct current,LCC-HVDC)受端换流站近区,两者构成的系统存在振荡风险。为此,该文针对直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡特性展开研究。首先,建立并验证系统的状态空间模型,基于该模型计算出系统特征值,确定LCC-HVDC与风电场共同参与的振荡主导模式并进行参与因子分析。进一步地,通过对比是否接入LCC-HVDC的主导模式,得到LCC-HVDC的接入会削弱系统阻尼的结论。最后,从系统额定容量、交流系统短路比、风电场并网线路长度等方面探究系统稳定性的影响因素,并分析系统的不同短路比、潮流比对风机网侧换流器(grid-side converter,GSC)外环控制和换流站定电流控制器性能的影响。

构网型并网逆变器状态空间建模及稳定性分析

随着“双碳”目标的提出与逐步实施,作为新能源发电单元接入电力网络的重要接口元件的并网逆变器稳定性问题凸显。目前,电网大部分采用跟网型并网逆变器,然而弱电网中跟网型并网逆变器与锁相环、电网间存在耦合,严重影响系统稳定性。构网型并网逆变器在弱电网中较跟网型并网逆变器表现出更强的适应性,但现阶段构网型并网逆变器状态空间模型的相关论述较少,基于状态空间模型的构网型并网逆变器稳定性分析也不够深入。针对这一空缺,首先详细呈现构网型并网逆变器状态空间建模的相关细节,包括功率控制环、电压控制环、时滞环节和LCL滤波环节;然后,复现构网型并网逆变器失稳现象,并基于所提模型开展参与因子分析,验证模型有效性;其次,基于模型对构网型并网逆变器主要环节参数变化引起的失稳问题进行分析;最后,在Matlab/Simulink中搭建改进的IEEE 4节点三相平衡电网系统进行仿真,进一步验证模型有效性和实用性。

线路阻抗对构网变流器降阶模型精度影响及次同步振荡分析

在大部分关于构网变流器(GFM)次同步振荡稳定性的研究中,GFM通常被简化为只含有功率外环的三阶模型,这种降阶方法虽然简便,但其精确度会受到线路阻抗特征的影响,因此需要对GFM降阶模型适用性问题展开讨论,并提出更加精准的降阶模型。分析电网线路阻抗特征变化对降阶模型精度的影响,结果表明线路阻感比变化或短路比变化时三阶模型不能精确反映系统特性的变化,会对系统稳定性产生错误判断,其原因在于线路阻抗参数会影响电压环与功率环的耦合特性,2个控制环路均会对GFM次同步振荡稳定性产生影响。提出一种更加准确的包含电压环的降阶模型,可以精确表征线路阻抗特征变化对系统特性的影响,更加适合复杂电网下GFM的稳定性分析。基于MATLAB/Simulink仿真验证了理论分析的正确性及所提模型的有效性。

考虑惯量增益与电网强度的VSC稳定性分析

在高比例新能源并网的背景下,电网的低惯量问题备受关注。虚拟惯量控制策略使得逆变器系统具备向电网提供惯量支撑的能力,然而其与控制环节与电网间存在耦合,对系统稳定性有一定影响。在目前的应用场景中,惯量增益和系统稳定的平衡点难以权衡。针对这一问题,首先根据系统主电路结构及相应控制策略建立采用虚拟惯量控制的并网VSC状态空间模型;其次利用特征根轨迹法及参与因子法对系统关键参数变化对系统稳定性的影响进行分析;最后在Matlab/Simulink中构建系统并进行仿真验证,进一步说明了模型的有效性和分析的正确性,为探索虚拟惯量控制的VSC系统适用场景做出了一定贡献。

D-PMSG经LCC-HVDC送出系统的次同步振荡特性分析

当直驱风机(direct-drive permanent magnet synchronous generator,D-PMSG)位于电网换相换流器高压直流输电(line-commutated-converter based high voltage direct current,LCC-HVDC)整流站近区时,系统的次同步振荡(subsynchronous oscillation,SSO)特性尚不清晰,相关研究有待开展。针对上述问题,基于D-PMSG经LCC-HVDC送出系统,利用模块化分块建模法建立小信号模型,用特征值与参与因子研究了系统SSO模式中D-PMSG与LCC-HVDC的参与情况,并用特征值分析了系统参数对SSO阻尼的影响。研究结果表明:存在D-PMSG与LCC-HVDC共同参与的SSO模式,且LCC-HVDC接入为系统SSO提供负阻尼;当D-PMSG输电线路阻抗、GSC控制器外环积分系数增大时,SSO模式阻尼减小;当GSC控制器外环比例系数、D-PMSG直流侧电容、D-PMSG的风速、LCC-HVDC定电流控制器的比例系数增大时,SSO模式阻尼增大。基于PSCAD/EMTDC时域仿真结果,验证理论分析的正确性。

基于模型预测控制的光伏并网系统次同步振荡抑制策略研究

随着中国光伏装机容量的不断增加,规模化光伏并网会引入大量电力电子设备,光伏并网系统存在发生次同步振荡的风险。为解决其潜在的次同步振荡问题,提出基于模型预测控制的光伏并网系统次同步振荡抑制策略。首先,建立考虑逆变器控制延时的光伏并网系统小信号分析模型,采用参与因子分析法选取具有良好可观性和可控性的模型预测控制信号。其次,建立合适的目标函数及约束条件,通过模型预测控制器求解光伏并网系统的最优输入序列,使系统输出达到期望值,从而抑制系统振荡。最后,通过仿真验证该抑制策略的有效性和鲁棒性。

联接弱交流电网MMC系统小信号稳定性分析

模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)直流输电技术相比于传统直流输电更适用于向弱交流电网供电。该文建立MMC联接低短路比(short circuit ratio,SCR)交流电网系统小信号模型,重点研究联接弱交流电网MMC系统与电压源换流器(voltage source converter,VSC)系统之间的稳定性差异;该文同时首次建立MMC联接低转动惯量的发电机系统小信号模型,研究交流电网惯性对系统稳定性的影响。采用特征根分析法和参与因子分析法对小信号模型进行分析,得到影响联接弱交流电网MMC系统稳定性的关键因素。最后,在PSCAD/EMTDC中搭建201电平联接弱交流电网MMC系统仿真模型,仿真结果验证了小信号模型的准确性。通过理论分析与仿真验证共得到两个结论:1)当SCR极低、交流电网极弱时,锁相环(phase-locked loop,PLL)控制器参数与子模块电容相互影响导致联接弱交流电网MMC系统易发生高频失稳;2)较小的交流电网转动惯量与外环控制器会发生相互作用,导致联接弱交流电网MMC系统小信号失稳,而通过优化外环控制器参数能够提高系统稳定性。

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。