V/f控制下柔性直流换流器阻抗建模及中高频谐振特性分析

为研究交流侧电压控制,即V/f控制下柔性直流输电系统的中高频谐振问题,考虑正负序交流电压和电流内外环、电压前馈以及系统调制与控制链路延时等环节的作用,采用谐波线性化的方法建立了柔性直流换流器的交流侧正负序等效阻抗模型;分析了交流电压控制方式、电压前馈控制方式、控制系统参数、链路延时大小等因素对V/f控制下柔性直流换流器中高频阻抗特性的影响;通过对控制系统结构和参数进行优化,提出了柔性直流换流器中高频等效阻抗的改善措施,抑制换流器负阻尼。以66 kV交流汇集的海上风电柔性直流送出系统为例,分析了柔性直流换流器对系统中高频谐振特性的影响。最后,分别通过阻抗扫描和电磁暂态仿真验证了等效阻抗模型的正确性和阻抗改善措施的有效性。

多端柔性直流输电系统动态附加频率控制策略

附加频率控制利用基于电压源型换流器的多端柔性直流输电(VSC-MTDC)系统直流电压变化传递故障交流系统频率变动,促使非故障交流系统所连电压源型换流器(VSC)消纳不平衡功率参与频率调节。然而固定下垂系数灵活性不足,在不平衡功率分配时忽略VSC实时运行状态与交流网络稳定性,无法保证系统参与频率调整的同时安全稳定运行。通过研究频率变动造成的功率不平衡量分配和直流电压下垂系数的定量关系,提出一种计及系统运行状态的VSC-MTDC动态附加频率控制策略,将VSC功率裕度和交流网络频率变化量引入下垂系数,动态调整不平衡功率的分配比例。仿真结果证明,应用动态附加频率控制进行频率调节后,频率偏差较小的交流网络在所连VSC功率裕度较大时能承担更多不平衡功率,而频率偏差较大的交流网络所连换流站不平衡功率配比下降,VSC-MTDC系统安全稳定运行水平得到显著改善。

抑制交直流配电网间功率波动的控制策略

当直流配电网中可再生能源占比较高时,其随机波动的特性将劣化交流并网点的电压质量,甚至危害交流配电网正常运行。为了抑制这种功率波动对交流配电网的影响,提出一种计算直流配电网与交流配电网间功率波动最大值的方法,并建立交直流配电网间交换功率的波动越限幅值总和以及波动越限概率2个指标。基于这些量化指标,提出了利用储能和柔性直流换流器抑制交直流配电网间功率波动的联合控制策略。两端"手拉手"式直流配电网的仿真结果表明,该策略能有效减少交直流配电网间交换的有功功率波动越限的概率,提高直流配电网消纳可再生能源的能力。

考虑静态安全约束的含MMC-HVDC交直流混合系统最优潮流计算方法

提出了含模块化多电平换流器(modular multi-level converter,MMC)的柔性直流交直流混合系统最优潮流模型,考虑了换流器损耗及系统静态安全约束集,采用内点法求解电网中发电机组及柔性直流换流站的功率、电压最优控制值,从而达到整体电网优化的目的。另外,还结合实际物理电网的特点,提出了最优潮流计算过程中电网静态安全约束的实用化处理方法,并根据静态安全校核结果对优化模型约束条件进行修正。最后,通过测试算例及实际电网算例验证了上述方法的有效性。

基于直流高速开关的换流站在线投退策略

特高压多端直流工程中,采用直流高速开关(HSS)配合全/半桥混合模块换流阀的方式来实现直流故障清除和换流站在线投退是现有技术水平下的较佳选择,但HSS极弱的直流电流分断能力对控制保护设备提出了苛刻要求,且该方式下的换流站在线投退策略尚未见报道。基于HSS的电气特性和混合模块换流阀的能力,分析了多端直流系统中HSS的配置原则并设计了HSS典型电路;研究了基于HSS的换流站在线投退策略和多电压源换流器(VSC)换流站协同充电方案;为了保障系统和设备安全,提出了HSS的详细保护策略和动作结果。所提策略均已在昆柳龙混合直流工程中进行了应用,研究结果可为多端直流工程的单站投退方案提供借鉴和参考。

MMC-HVDC孤岛供电系统直流故障穿越协调控制策略

针对基于架空线输电的MMC-HVDC孤岛供电系统直流线路故障率较高的问题,配置直流断路器隔离故障是有效的解决方案之一。综合考虑了双极换流站灵活的运行方式、直流断路器的故障清除能力和双馈风机的快速响应能力,提出一种适用于MMC-HVDC孤岛供电系统的直流故障穿越协调控制策略,实现了自平衡和非自平衡工况下的功率协调。自平衡工况下,通过合理切换双极MMC的控制方式,可在维持交流电压稳定的同时提高非故障极MMC输出功率,使其自主平衡孤岛系统功率缺额;非自平衡工况下,设计了风电场精确提升其输出功率的控制策略,通过换流站与风电场间的协调配合维持孤岛系统的功率平衡。最后,基于Matlab/Simulink仿真模型验证了所提策略的有效性。

基于附加级联陷波滤波器的MMC-HVDC多频段谐振抑制策略

针对基于模块化多电平换流器(MMC)的柔性直流输电系统(MMC-HVDC)存在的中高频谐振问题,建立了MMC交流侧阻抗模型,分析了MMC呈现负阻尼特性的关键因素,即延时、电压前馈环节是主导MMC中高频段呈现负阻尼特性的主要原因,功率外环对中频段阻尼特性有较大的影响。对此,提出了附加级联陷波滤波器配置方法以最大限度地衰减电压前馈和功率外环对MMC的阻尼特性影响,在此基础上,针对正负序控制器引发的阻抗波动性问题提出了附加阻尼反馈环节和内环附加级联陷波滤波器2种抑制策略消除特定多频段的谐振风险。最后根据奈奎斯特判据分析了采用抑制策略的MMC与电网交互的谐振稳定性,并在电磁仿真软件中验证了理论分析和抑制方法的正确性与有效性。

MMC-HVDC系统冗余容错模型预测控制

当模块化多电平换流器柔性直流(modular multilevel converter-high voltage direct current,MMC-HVDC)输电系统子模块发生故障时,上、下桥臂处于不对称运行状态,此时会导致上、下桥臂子模块输出电压之和不均衡,造成换流器内部环流不仅含有二倍频负序分量,还增加了基频分量,导致直流侧电流波动。基于MMC桥臂子模块不对称运行时平均开关函数,阐述了上下桥臂子模块数目不对称运行时子模块数量不对称所在相上、下桥臂子模块输出电压之和,以及桥臂电流基频分量与桥臂正常运行子模块数量、环流直流分量和二倍频分量之间的关系。提出一种MMC-HVDC系统冗余容错模型预测控制策略,在实现交流电流跟踪、子模块电容电压均衡的同时,可以实现故障时对环流基频和二倍频成分的抑制,使正常运行子模块电压维持在给定值附近,维持直流侧电流稳定。仿真结果验证了所提控制策略的可行性和有效性。

MMC-HVDC系统桥臂阻抗不对称模型预测控制

针对模块化多电平换流器柔性直流(modular multilevel converter-high voltage direct current,MMC-HVDC)输电系统桥臂阻抗不对称运行环流问题,推导了上、下桥臂阻抗不对称运行时子模块输出电压与桥臂电流特性,阐述了此时桥臂电流基频成分,指出了换流器环流成分含有直流分量、基频分量、二倍频分量以及三倍频分量,直流侧电流会产生波动;提出一种MMC-HVDC系统桥臂阻抗不对称环流抑制策略,该策略将比例-积分控制与有限控制集模型预测控制相结合,计算换流器所有开关状态下综合目标函数,根据环流抑制目标函数最小值和环流抑制补偿电平调节综合目标函数最小值对应的开关状态。该控制策略能够很好地抑制环流交流成分,减小了直流侧电流波动,使得桥臂阻抗不对称所在相上、下桥臂子模块输出电压之和基频分量、二倍频分量以及三倍频分量对称分布。仿真结果验证了所提控制策略的可行性和有效性。

带频率-电压死区的VSC-HVDC系统一次调频控制策略

为使基于电压源型换流器的柔性直流(VSC-HVDC)互联系统中的新能源端整体参与交流电网的频率调整,提出一种带频率-电压死区的换流站端有功控制策略。该控制策略利用频率-电压死区限值,通过VSC-HVDC输出功率的实时控制,在系统侧交流电网发生频率变化时,风机转子的动能储备短时内增加或减少有功输出,使风机转速下降或增高,通过增加或减少风机转子中的动能储备来缓解交流系统端的不平衡有功功率,通过VSC-HVDC互联系统作出频率响应参与调频。最后,利用PSCAD/EMTDC对该控制策略进行仿真验证,结果表明所提策略提高了含新能源接入的两端VSC-HVDC互联系统的频率稳定性。

基于制氢协同阻尼控制技术的次同步振荡抑制研究

基于模块化多电平换流器的柔性直流输电(MMC-HVDC)技术是大规模、集群化海上风电场并网的理想解决方案。但是双馈风机(DFIG)与柔直系统之间的相互作用存在引发系统次同步振荡(SSO)的风险。针对此问题,提出一种利用制氢系统和双馈风机控制系统的协同阻尼控制器抑制海风经柔直并网引发次同步振荡的方法。首先,建立海上风电场、柔性直流输电系统和制氢系统模型;在此基础上,提出一种基于制氢系统协同阻尼控制方案,提高系统对次同步振荡现象的抑制能力;最后,在PSCAD/EMTDC仿真平台搭建海上风电场经MMC-HVDC并网模型,进行电磁暂态仿真分析。结果表明,提出的基于制氢系统协同阻尼控制方法可以有效抑制该系统引发的次同步振荡,为解决海风柔直并网系统的SSO问题提供了新的解决思路。