柔性低频输电系统宽频振荡研究现状与展望

柔性低频输电系统中含有交交换流器等电力电子设备,导致控制环节存在宽频带动态耦合,从而引发宽频振荡问题。同时,柔性低频输电系统相比于直流输电系统多出异频交互特性,其动态特性更加复杂,宽频带动态交互问题更为突出,解决系统宽频振荡问题是保证系统稳定运行的重要前提。首先阐述了柔性低频输电系统可适用于3种不同类型下的输电场景,并在此基础上分析不同应用场景下系统可能存在的宽频带动态交互过程和现有工程中存在的振荡现象。然后,对柔性低频输电系统宽频振荡问题和抑制策略进行概述和总结,指出目前研究在宽频振荡分析和抑制上存在的不足。最后,对柔性低频输电系统宽频振荡场景、机理和抑制方法等方面进行展望,为柔性低频输电系统宽频振荡问题的后续研究提供参考和借鉴。

多直驱风机经柔直并网系统相近次同步振荡模式参与因子的弱鲁棒性分析

多台直驱风电机组运行工况相似的情况下,直驱风电场经柔直并网系统中存在相近的次同步振荡(SSO)模式,这些SSO模式的参与因子对参数变化极为敏感,从而影响阻尼控制器的最优安装位置。针对这一特殊现象,首先基于矩阵摄动理论,揭示相近SSO模式的参与因子对参数变化敏感的原因;然后,呈现了这一特殊现象对阻尼控制器的不利影响,并提出了参与因子灵敏度的概念,分析了关键因素对多直驱风机经柔直并网系统相近SSO模式的参与因子灵敏度;最后,提出了存在相近SSO模式情况下消除/减小参与因子弱鲁棒性危害的多种方案。通过在PSCAD/EMTDC中搭建多直驱风机经柔直并网系统的时域仿真模型,验证了理论分析结果的正确性。

大规模海上风力发电直流输电新型混合整流阀拓扑及其控制策略

当功率达到吉瓦级时,基于模块化多电平变流器(modular multilevel converter,MMC)的海上风力发电输电系统的庞大的体积和巨大的重量极大地增加了海上平台建造难度和成本。为此,提出了一种基于全桥型模块化多电平变流器(full-bridge modular multilevel converter,FB-MMC)和12脉波二极管整流单元(diode rectifier unit,DRU)的直流侧串联、交流侧并联混合整流阀拓扑(series DC parallel AC hybrid rectifier valve,SDCPAC-HV)。该拓扑中,MMC维持海上风电场汇集母线(point of common coupling,PCC)电压,DRU单元在此电压下分担部分输送功率,各并网逆变器采用传统PQ控制模式。首先,探讨了为了维持PCC电压,MMC直流电压占发送阀总电压的比例(即MMC直流电压占比)与MMC调制比之间的关系。然后,分析了MMC无功功率、DRU无功功率和风电场无功功率的平衡问题。同时,给出了正常工况下MMC的控制策略以及直流短路故障和PCC母线短路故障恢复时的控制策略。最后,通过PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件搭建了完整的海上风力发电系统仿真模型,验证了所提拓扑及其控制策略的正确性。

基于背靠背变流器柔性互联的微网群分层协同恢复控制策略

柔性多状态开关丰富了微网群拓扑构型的多样性,提升了其调控手段和故障恢复能力。但柔性互联方式改变了传统交流微网群的扰动传递模式,导致各微网单元间频率/电压解耦,从而给扰动下的频率/电压无差恢复及有功均分控制带来了新的难题。该文以背靠背变流器柔性互联微网群为研究对象,设计全新的集中–分布式混合的分层协同控制通信网络架构,分别基于一致性理论和功率平衡方程组推导并提出柔性互联微网群的分层协调控制策略。在该策略下,能够实现集群全网的频率/电压无差恢复和有功出力按容量比率均分的控制目标。该文分析该控制策略下柔性互联微网群的稳定性,在Matlab/Simulink中搭建仿真模型,验证控制策略的有效性。

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。

基于反馈线性化滑模控制的直驱风电场经柔直并网系统次同步振荡抑制策略

由于风电场网侧换流器与柔直整流器之间存在次同步交互,直驱风电场经柔直并网系统存在发生次同步振荡(sub-synchronous oscillation,SSO)的风险。针对这一现象,考虑到系统的非线性和不确定性,提出一种基于反馈线性化滑模控制的SSO抑制策略,并将其应用在风机网侧变流器和柔直整流器上。所提出的抑制策略结合了反馈线性化控制(feedback linearization control,FLC)和滑模控制(sliding mode control,SMC)的优点。FLC主要通过坐标变换和反馈将非线性系统转化为线性系统形式,消除风机网侧换流器和柔直整流器控制环节的非线性;SMC主要通过设计滑模面和控制律,用于弥补FLC对参数摄动或外部扰动敏感的缺点。特征值分析和PSCAD/EMTDC时域仿真结果表明,相比于传统比例积分控制、次同步阻尼控制和FLC,所提出的非线性控制策略在不同运行工况下均具有良好的SSO抑制效果,且对参数摄动或外部扰动具有强鲁棒性。

连接弱交流电网的VSC-HVDC失稳机理及判据研究

为分析连接弱交流电网的柔性直流输电(VSC-HVDC)系统矢量控制环节与弱交流电网交互作用对系统稳定性的影响,分别建立了电压源换流器(VSC)不同运行方式下连接弱交流电网的VSC-HVDC系统线性化传递函数模型。通过研究线性化传递函数模型开/闭环传递函数的零极点分布,提出了系统失稳的解析判据。同时研究了VSC输出有功功率、无功功率和端电压幅值与注入电网的dq轴电流间的关系,揭示了连接弱交流电网的VSC-HVDC系统失稳机理,得出了失稳判据的物理意义。最后,在PSCAD/EMTDC中搭建了连接弱交流电网的VSC-HVDC系统仿真模型,对理论研究进行了仿真验证。

直驱风电场经VSC-HVDC并网的次同步振荡特性分析

针对直驱风电场经柔性直流输电(voltage source converter based high voltage direct current,VSC-HVDC)并网引发的次同步振荡(subsynchronous oscillation,SSO)问题,建立了并网系统的动态数学模型。利用特征值法分析了系统中存在的振荡模式,通过参与因子分析可知SSO模式是由直驱永磁风力发电系统和VSC-HVDC共同参与的,分析了直驱永磁风力发电系统直流侧电容、VSC-HVDC交流侧相电抗器、VSC-HVDC直流侧电容和电抗、风电场并网阻抗X/R的大小、等值风机台数对SSO阻尼特性和频率特性的影响。同时,建立了聚合等值风电场经VSC-HVDC并网的动态模型,利用特征值法分析了风电场的聚合特性对系统稳定性的影响。此外,将VSC-HVDC的接入分成源-网-控3部分,在3种不同的运行场景下利用特征值法分析得出VSCHVDC的控制特性和交流侧网络特性对系统SSO特性的影响。通过在PSCAD/EMTDC中搭建了直驱风电场经VSCHVDC并网的仿真模型,验证了理论分析的正确性。

基于组合趋近律的VSC-HVDC滑模电流控制设计和稳定性分析

针对柔性直流(VSC-HVDC)输电系统的稳定性问题,分析了矢量控制对VSC-HVDC系统稳定性的影响。针对存在的不稳定性现象,在基于趋近律的滑模电流控制(SMCC)下对VSC-HVDC的内环矢量电流控制进行了设计。同时针对基于指数趋近律的SMCC存在稳态抖振较大的不足,提出了一种适用于VSC-HVDC的基于组合趋近律的SMCC策略,分析了该策略对系统小干扰稳定性的影响。最后,在PSCAD/EMTDC中搭建了VSC-HVDC的仿真模型,对设计的基于组合趋近律的SMCC策略进行仿真验证。结果表明:设计的基于组合趋近律的SMCC相比于基于指数趋近律的SMCC减小了稳态时的抖振,同时SMCC对系统小干扰稳定性的影响可等效为一个内环比例系数随时间变化的比例环节,可消除传统矢量控制内环积分系数较小引起系统不稳定振荡的现象。

基于主导度分析的直驱风电场奇异摄动降阶方法

现有的奇异摄动降阶方法无法确保直驱风电场(direct drive wind farm,DDWF)降阶系统与全阶系统具有一致的次同步振荡(sub-synchronous oscillation,SSO)特性,故降阶系统无法应用于DDWF并入弱电网系统的SSO分析之中。针对这一问题,该文提出一种基于主导度分析的DDWF奇异摄动降阶方法。该方法以DDWF系统SSO模式保留为导向,以复现全阶系统动态特性和SSO特性为最终目标,实现DDWF系统的降阶。首先,在兼顾系统特征值和系统能控能观性的前提下,通过主导度分析,量化各振荡模式对DDWF系统动态特性的主导程度。然后,根据给出的保留模式确定原则,建立包含DDWF系统主导振荡模式和全部SSO模式的保留模式集合;再对各保留模式进行参与因子分析,完成DDWF系统多时间尺度划分。最后,建立10阶DDWF奇异摄动降阶系统,最大限度地提高系统仿真效率。以单DDWF和两DDWF并入弱电网系统作为仿真算例,验证所提降阶方法的有效性。

多直驱风机经VSC-HVDC并网系统场内/场网次同步振荡特性分析

针对多直驱永磁风机(direct-drive permanent magnetic synchronous generators, D-PMSGs)经柔性直流(voltage source converter based high voltage direct current,VSC-HVDC)输电并网引发的次同步振荡(sub-synchronous oscillation,SSO)问题,建立D-PMSGs经VSC-HVDC并网系统的动态模型,通过特征值分析研究系统中存在的SSO模式及相关参与因子。结果表明,系统中存在由风电场内风机之间相互作用产生的场内SSO1模式,以及风电场与外部柔直电网相互作用产生的场网SSO2模式。其中SSO1模式主要受D-PMSGs网侧换流器定直流电压控制环节的影响,SSO2模式主要受D-PMSGs网侧换流器定直流电压控制环节和VSC-HVDC送端整流器定d轴交流电压控制环节的影响。因此,SSO1模式和SSO2模式之间对于D-PMSG参数的变化存在阻尼耦合。进一步分析了D-PMSG参数变化对2种SSO特性的影响,表明阻尼耦合的影响趋同。在PSCAD/EMTDC中搭建D-PMSGs经VSC-HVDC并网系统的时域仿真模型,验证了理论分析结果的正确性。

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。

直驱风电场并入弱交流电网的次同步分量通路及阻尼特性分析

直驱风电场并入弱交流电网次同步振荡(sub-synchronous oscillation,SSO)威胁电力系统安全运行,分析其次同步分量通路能够揭示系统内部次同步交互作用特性,并能够分别针对每条通路进行阻尼特性分析,目前尚无文献开展相关研究。针对上述问题,该文首先建立直驱风电场并入弱交流电网系统闭环传递函数框图,并利用阻尼转矩法分析直驱风电机组直流电容主导的振荡模态。然后,基于传递函数框图,分析得到2条次同步分量通路:直驱风电场内部次同步分量通路以及直驱风电场和弱交流系统之间的次同步分量通路。最后,利用通路阻尼分析,结合时域仿真,分别分析直驱风电机组网侧控制器(grid side controller,GSC)参数对2条通路阻尼特性的影响。结果表明:GSC直流电压外环积分系数增大时,2条次同步分量通路的阻尼均减小;直流电压外环比例系数和电流内环比例、积分系数减小会导致直驱风电场内部次同步分量通路的阻尼减小。研究结果对阻尼控制器的设计有一定的指导意义。

基于自抗扰控制的直驱风电场次同步振荡抑制策略

近年来,我国西部地区频繁出现直驱风电场与弱交流电网之间相互作用引发的次同步振荡(SSO)问题。为解决该问题,首先从SSO发生机理出发,提出了基于自抗扰控制(ADRC)理论的直驱风电场SSO抑制策略。该策略针对直驱风机网侧换流器设计了ADRC控制器替换电流内环PI控制器抑制策略。然后,从数学形式上推导得ADRC控制器抑制机理是ADRC控制器通过实时估计与补偿直驱风电场接入弱交流电网产生的影响,阻断直驱风电场与弱交流电网之间的相互作用,从而达到抑制SSO的目的。最后,基于PSCAD/EMTDC仿真软件,建立基于PI控制器和ADRC控制器的直驱风电场接入弱交流电网的电磁暂态仿真模型,对比分析PI控制器与ADRC控制器对SSO的抑制效果。仿真结果表明,ADRC控制器不仅对SSO具有较好的抑制效果,且具有较强的鲁棒性与适应性。这也从侧面证明了直驱风电场接入弱交流电网引发的次同步振荡主导因素是直驱风机网侧换流器电流内环PI控制器。

柔性直流输电系统的振荡模式分析

针对柔性直流(voltage source converter based high voltage direct current,VSC-HVDC)输电系统的稳定性问题,分别在电压源型换流站(voltage source converter,VSC)采用不同控制策略时建立了两端VSC-HVDC详细的状态空间模型,全面分析了VSC-HVDC的振荡模式。在不考虑锁相环的情况下采用特征值法计算系统23阶状态矩阵的特征值和阻尼比,基于模态频率和参与因子分析,甄别出VSC-HVDC的主要振荡模式。结果表明,该系统主要包含直流侧的次同步振荡(subsynchronous oscillation,SSO)模式、q轴电流的SSO模式和定有功功率换流站交流侧d轴电流的超同步振荡模式。当换流站有功功率类控制为定有功功率时,考虑到VSC-HVDC的振荡模式最少、阻尼比最大,定交流电压控制要优于定无功功率控制;当换流站定直流电压控制时,定交流电压控制与定无功功率控制对振荡模式的影响基本相同;VSC-HVDC大部分振荡模式主要与定直流电压控制环节和定有功功率控制换流站的状态变量相关,主要受该侧换流站控制环节的影响。

基于相似变换理论的直驱风电场经柔直并网系统次同步振荡简化模型

直驱风电场经柔直并网系统阶数较大,适用于次同步振荡(sub-synchronous oscillation,SSO)研究的详细建模难以实现。针对这一问题,基于矩阵的相似变换理论,提出一种适用于分析直驱风电场经柔直并网系统场内/场网SSO的简化模型。简化模型基于相似矩阵具有相同特征值的原理,将多机经柔直并网系统SSO问题简化为两种不同结构的单机系统来研究,并给出降阶后两类单机系统的动态数学模型和物理简化模型。其中,第1类单机系统反映场内SSO模式,第2类单机系统反映场网SSO模式。最后,通过工程规划阶段、工程投运阶段和实际风电场算例验证所提简化模型的有效性。结果表明,所提简化模型具有严格的理论基础,有效降低系统维数的同时能反映场内/场网SSO模式,弥补了基于输出倍乘的单机等值模型(output multiplication model,OMM)无法反映场内SSO模式的不足。同时,理论上验证了OMM为第二类单机系统的特例,可有效反映场网SSO模式。

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。

H桥级联型SSSC的动态模型及小干扰稳定性分析

基于模块化建模的方法,考虑实际电路结构,建立了含H桥级联型静止同步串联补偿器(SSSC)的系统小信号模型。结合实际工程参数,通过对比小信号模型计算结果与PSCAD/EMTDC电磁仿真结果,验证了小信号模型的准确性。然后采用特征值分析法分析了该系统的振荡模态,并研究了控制器参数对系统小干扰稳定性的影响。研究结果表明随着解耦控制器以及均压控制器参数的增大,系统稳定性均增强。最后通过时域仿真算例验证了特征值分析结论的准确性。

光伏经LCC-HVDC外送系统的次同步振荡特性分析

随着我国西北地区光伏发电的持续增长,大规模光伏经电网换相型高压直流输电(LCC-HVDC)外送成为重要的外送方式。当光伏电站位于LCC-HVDC送端近区时,系统的次同步振荡(SSO)特性尚不明确,目前相关研究处于空白。针对上述问题,首先采用模块化建模方法,建立光伏经LCC-HVDC外送系统的状态空间模型;然后基于特征值分析法分析系统振荡模式,研究LCC-HVDC对系统SSO阻尼的影响;最后根据特征值根轨迹,分析系统参数对SSO特性的影响。研究结果表明,存在光伏电站和LCC-HVDC状态变量共同参与的SSO模式,且LCC-HVDC的接入会削弱光伏并网系统阻尼,增大发生SSO的风险;在光伏经LCC-HVDC外送系统中,光伏并网逆变器外环、LCC-HVDC整流器的比例系数减小或LCC-HVDC整流器的积分系数增大时,SSO对系统的威胁增加。研究结果可为实际工程提供理论参考。

煤系储层综合开发中的压裂射孔方案优化研究

针对鄂尔多斯盆地东缘临兴-神府区块3种典型的煤系储层岩性组合赋存模式,利用数值模拟方法,分析射孔位置与射孔打开程度对裂缝在层间、层内扩展延伸能力的影响,以裂缝穿层扩展能力和裂缝延伸长度为评价指标,研究了砂岩-煤层接触、砂岩-煤层-泥岩互层和煤层-砂岩-煤层多煤层3种模式下的多储层合层压裂射孔方案,提高煤系储层油气资源综合利用效率。结果表明:层间界面对能量的传播产生明显的负效应;煤层-砂岩-煤层多煤层与砂岩-煤层-泥岩互层式储层的射孔比例以50%~80%为宜;砂岩-煤层接触模式储层适宜采用间接压裂工艺,射孔方案为砂岩的70%~75%+煤层的25%~50%。该研究可为煤系多储层合层压裂射孔优化提供参考。