基于配电网无功优化的变速恒频双馈风电机群控制策略

针对接入地区配电网络的大规模变速恒频双馈风电机群与系统运行状况,基于单台风电机组的分段分层控制及配电网的无功优化思想,提出了变速恒频双馈风电机群并网运行的实时控制策略。并以北方某风电场及其接入系统为例,针对风速发生渐变扰动及系统侧某节点发生无功突变2种情况,对风电机群及其接入系统在该控制策略下的运行特性和关键节点的电压特性进行了仿真和分析。仿真结果说明该控制策略不但能保证风电机群最大限度地、安全地捕获风能,同时也能充分发挥机群的无功调节能力,平衡无功扰动,提高风电机群和接入系统的电压稳定性,实现全网的无功优化。

风电机群对公共汇集点的电压波动贡献分析

风电机群因其采用的机型不同、与汇集点距离不同、接入形式各异等因素,对其公共汇集点处的电压影响大小也有差别。提出用敏感因子来衡量不同情况下风电机群对汇集点电压的影响程度大小,通过分析电压波动曲线和计算敏感因子等来阐述风电接入容量、机群类型、传输距离、接入网架结构、静止无功补偿器对汇集点电压的影响。对新疆某地区风电机群按不同方式组合进行了PSASP仿真,验证了文中结论的正确性。

用于小信号稳定性分析的风电机群单机等值模型

针对风电并网系统小信号稳定性分析,基于线性化状态空间模型,推导了风电机群单机等值模型的表示形式,并进一步推广至多风电场并网系统、得到其动态等值表示形式。为此,首先对各风电机组采用详细模型,建立了风电机群全阶线性化状态空间模型。然后,在风电机群内风电机组型号相同、且运行状态相似的条件下,假设各风电机组线性化状态空间模型相同,进而引入变量变换,由全阶模型推导得到了风电机群单机等值模型的表示形式。在此基础上,进一步拓展至多风电场并网系统,得到了其动态等值模型的表示形式。对于一具体的风电机群或多风电场并网系统,可根据其具体形式和条件,代入建立其等值模型。最后通过仿真算例,验证了所提等值模型的有效性。

基于内模原理的海上风电机群干扰抑制研究

海上风力发电系统在运行中,因非线性电力电子设备使用等受到非谐波干扰的影响,对风电机组受非谐波干扰问题进行控制研究。首先,基于Hamilton能量理论,对单机系统进行Hamilton实现;其次,针对单机系统模型,设计内模控制器,使得风电机组在输入扰动的情况下能够稳定运行;然后,考虑受扰风电机群的网络化模型,在内模控制的基础上,设计分布式控制策略,调节系统稳定输出,保证整个风电机群在受非谐波干扰情况下,能够保持稳定运行。最后,通过仿真验证了基于内模的分布式协同控制策略能够有效地抑制干扰,提高风电机群的稳定性及可靠性。

故障情况下海上风电机群领导者-跟随者分布式控制策略研究

针对风电机组单机故障和风电场网络通讯故障,以分布式控制取代集中控制,设计2种故障情况下的领导者-跟随者分布式控制策略,减小故障对系统的不利影响。首先,基于Hamilton能量理论,将单机系统模型扩展为风电机群系统模型;然后针对机组故障情况,提出领导者-跟随者分布式控制策略,使得风电机群在领导者或跟随者单机故障下能够保持稳定运行;继而考虑通信故障情况,设计弱连通拓扑下的领导者-跟随者控制策略,以使系统稳定且有功功率输出稳定。最后,通过仿真验证,在机组故障停机和网络通信故障下,领导者-跟随者控制策略能够增强系统的稳定性与可靠性。

输入时滞的海上风电机群分布式控制

随着海上风电的大规模发展,以及电网互联范围的不断扩大,时滞主要产生在风电场广域测量系统的信号测量和传输中,从而导致风电机组系统性能下降甚至不稳定,严重影响了风电场的正常运行.因此,该文基于Hamilton能量理论,研究了双馈风电机群的分布式时滞控制问题.首先,该文对双馈风电系统进行Hamilton实现,得到风电机组PCH–D模型;然后,针对单机系统PCH–D模型,引入Casimir函数设计控制律,使得风电系统在输入时滞下能够稳定运行;进而,将风电机组网络化,设计分布式时滞控制策略,使得整个风电机群在30~300 ms的时滞范围内整体保持稳定.最后,通过仿真验证了所提控制策略能有效地解决系统的输入时滞问题,同时减小了时滞引起的系统误差,提高了风电机群的稳定性和控制精度.

基于观测器模型的海上风电机群干扰抑制系统设计

目前研究的海上风电机群干扰抑制系统干扰信号采集能力较差,导致抑制效果较差。为了解决上述问题,基于观测器模型研究了一种新的海上风电机群干扰抑制系统,对系统的硬件和软件进行设计。系统硬件主要设计了单片机、采集器、控制器,SD64A21单片机可以快速存储由采集器采集的信号数据,并通过与引脚上的分线相连,极大地减少了单片机内部的连线数量,使系统的稳定性得以提高,并选取SDM8201型号的控制器以降低系统功耗。通过上电启动、命名海上风电机群的文件并保存、显示干扰画面等软件流程,完成海上风电机群干扰抑制系统的整体设计。实验结果表明,基于观测器模型的海上风电机群干扰抑制系统能够有效提高采集能力,增强抑制效果。

双馈风力发电机群短路电流实用计算方法

近年来以双馈风电机组为主的风电场大规模并网,对电网的安全稳定运行构成了很大的挑战。而具备了低电压穿越能力的双馈风电机组的故障特性发生了改变,同时当多台双馈风电机组同时运行时,其不同的组成型式和繁多的集电线路使得整个拓扑结构变得复杂,导致短路电流的实用计算变得困难,且难以保证其准确性。针对上述问题,在研究建立含撬棒（Crowbar）保护的双馈风电机组短路电流实用计算模型的基础上,推导了双馈风电机组的等效阻抗模型,同时计及集电线路的转移阻抗,进一步推导了风电机组不同组成型式下的短路电流计算等效阻抗模型,最终提出了双馈风力发电机群在其集电母线处短路时的短路电流实用计算方法。采用PSCAD/EMTDC建立多台双馈风电机组的精确仿真模型,验证了所提实用计算方法的准确性,并在此基础上与国家标准计算方法进行了比较分析。研究结果对风电机群的电气安全设计具有重要意义。

基于Hamilton能量理论的海上风电场双馈机群分布式互补控制

针对2个海上风电场中双馈风电机群的控制问题,基于Hamilton能量理论,提出了一种分布式互补控制策略,该控制策略不仅能够保证单个机群内风电机组的同步运行,而且可以使2个机群之间实现输出互补。对双馈风电机组单机模型进行Hamilton实现,获得端口受控耗散Hamilton模型;研究2台风电机组的互补控制问题,基于能量成型的方法设计Hamilton能量控制策略;提出2个风电机群间的分布式互补控制策略,使得2个风电场分别保持同步运行,且它们之间的输出之和及有功输出之和均能保持恒定,即实现输出互补。通过仿真验证了风电机群分布式互补控制策略的有效性。

大规模风电场有功功率控制策略

一般大规模风电场拥有多个厂商提供的多种型号风电机组,其有功控制特性不同,出力也存在较大差异;大部分大规模风电场通常分期建成,不同期风机的上网电价不同,给风电场有功控制带来了困难。针对此情况,以实现最大风能利用和风机最小调节频度快速响应有功功率指令为目标,提出了一种大规模风电场风电机群间以及风电机组间有功功率分配策略。该策略在实际运行过程中实现了风电场有功出力的快速稳定调节,降低了风电机组的调节频度。

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。