风电场快速调频技术的工程实践及关键参数取值

为加快推动风电场快速调频技术的工程应用,规范快速调频核心涉网参数的定值管理,首先,调研了国内外电网运行导则对风电场快速调频的技术要求,总结了国内外并网风电场快速调频实际采用的技术路线及现场实测调频能力,并提炼了有关启示,同时介绍了云南电网风电场快速调频的典型实施方案以及现场实测经验。然后,提出了以直流频率限制控制器死区和频率变化率为约束的风电场快速调频涉网参数设置方法。最后,以云南电网为例开展了仿真计算。研究结果表明:云南风电场快速调频死区宜设置在±0.03 Hz到±0.05 Hz之间,建议当风电装机占比为10%~30%时,将快速调频上调限幅设置为风电场额定功率的6%~8%,调差率设置为4%~6%;当风电占比在30%以上时,建议调频上调限幅最大为风电场额定功率的6%,调差率最大设置为8%。

基于MMC-BESS的风电场功率及电压综合调节策略

风电并网存在功率及公共耦合点(Point of Common Coupling,PCC)电压波动问题,常规方法为采用储能装置与无功补偿装置分别进行调节,但会导致系统结构复杂。文中研究了一种基于模块化多电平变换器拓扑的电池储能系统(Modular Multilevel Converter Based Battery Energy Storage System,MMC-BESS),可对风电场功率及电压进行综合调节。由于风速的随机性导致风电场输出功率波动,提出将风电场有功功率输入到一阶低通滤波器中,滤波器输出与输入的差作为MMC-BESS有功参考信号,以平滑风电场并网功率。由于风电场负荷突变导致PCC电压波动,提出将PCC电压的d轴分量与额定值作差,通过PI调节生成无功参考电流,实现PCC电压调节,在模拟风电场场景下进行实验,实验结果验证了风电场中MMC-BESS四象限功率补偿能力。

风电场接入地区电网的电压问题分析

风电场的有功功率具有间歇性和波动性,而无功功率则取决于风电场所使用的风电机组类型及其控制系统。大规模风电场接入地区电网后,将对电网的无功和电压控制带来一定的影响,研究风电场对电网无功/电压问题的影响十分重要。以多个风电场接入某地区电网为例,通过潮流计算分析了风电场引起的电压问题,给出了关键节点电压随风电场有功变化的P-V曲线。针对风电场引起的电网无功/电压控制问题,提出了无功补偿方案。结果表明:风电场升压站位置对无功补偿方案的影响不容忽视;在分析风电场接入地区电网引起的电压问题时,应考虑多个风电场之间的相互影响;系统无功补偿设计方案,应满足风电场不同出力状态下的要求。

基于虚拟同步发电机的风电场并网控制研究

随着风力发电容量占电网容量的比重不断加大,风电场对电网稳定性的影响也越来越大。同步发电机具有调节系统功率平衡,维持电网电压稳定的作用,并具有自同步特性,适于系统并联。通过在风电场交流侧配置储能电池,并对储能系统的逆变器采取基于同步发电机模型的控制策略,将风电场等效为虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator-VSG),使风电场向电网输送的功率平滑,并对大电网体现同步发电机的特性。根据负荷的波动,调节自身输出功率,维持系统频率与电压稳定,有效提高了大规模风电场并网性能。建立了由风力发电机组、储能电池及汽轮发电机组组成的系统仿真模型,仿真结果验证了控制策略的可行性。

含大型风电场的电力系统概率最大输电能力快速计算

针对含大型风电场的电力系统概率最大输电能力(total transfer capability,TTC)展开研究,建立了加入异步风力发电机模型的含参潮流模型,推导了含风电场注入功率项的全注入空间静态电压稳定域边界局部切平面解析式,在此基础上提出了将MonteCarlo仿真和电压稳定域方法相结合的综合考虑风电场风速、负荷、发电机出力和设备故障不确定性因素的概率TTC分层快速计算方法。利用该方法进一步分析了风速概率分布参数对TTC的影响,结果表明,准确获取风电场风速分布参数是准确计算概率TTC的前提。

参与电网调频的多端柔性直流输电系统自适应下垂控制策略

针对连接大型海上风电场的多端柔性直流(VSC-MTDC)输电系统,推导了传统直流电压下垂控制的功率分配机理,并分析了该控制策略对受端电网频率可能产生的不利影响。利用VSCMTDC系统的直流电容储能,将受端电网频率和VSC-MTDC系统直流电压耦合,提出了可参与交流电网频率调整的自适应下垂控制方法。该方法根据交流系统的频率偏差,实时调整直流电压下垂系数,使各换流站在无需站间通信的前提下,快速调整各自的输出功率,保证交流系统频率稳定在合理范围内。最后,基于DIgSILENT/PowerFactory仿真软件搭建了五端VSC-MTDC系统,通过3个算例验证了所提方法的有效性。

基于模糊控制的风电场群并网点电压调节方法

为改善电力系统电压跌落状态下双馈型风电场群的电压性能,采用模糊协调控制方法考虑风电并网系统同步发电机自动电压调节器(AVR)和电力系统稳定器(PSS)之间的同步调节问题,通过优化设计模糊控制器减轻电网扰动情况下AVR和PSS之间的相互制约,并调整二者增益使其提供最佳性能从而补偿并网点电压降落、降低双馈风力机的无功需求。仿真结果表明,通过AVR和PSS之间的模糊协调控制能够有效减少风电并网点电压跌落,加快稳态电压恢复,降低风场无功损耗,改善风电并网系统的电压稳定。

长线路弱电网情况下大型风电场的联网技术(英文)

对风力发电设备来说最为重要的几个技术挑战,包括电压控制、无功功率管理、动态功角稳定和电网扰动后风力发电机的行为等。集成到每台风力发电机电力电子装置中的电气控制以及机械控制,跟风电场控制系统结合在一起,已经具备控制大量风力发电机的能力,使这些风力发电机在电网连接点表现为一个统一的发电厂。这一先进的有功功率和无功功率分层控制的动态性能在大多数情况下超越了现代传统同步发电机。本文详细阐述了其中几个重要功能如下:①风力发电场控制功能,包括在准稳态和动态条件下的电网电压控制;②低电压穿越特性,包括风力发电机在严重电网扰动后的表现;③风力发电机的动态功率控制功能,包括针对功率摇摆的暂态和动态控制性能。

电网故障条件下风储联合系统无功自适应控制

针对电网三相对称故障条件下风电场电压不稳定的问题,文章提出了一种基于神经元的风储联合系统无功功率自适应控制策略,该策略以风储联合系统公共耦合点(Point of Common Coupling,PCC)的电压和电流为控制器的输入,采用Hebb学习算法作为自适应律,以获得准确的无功补偿。通过动态调整控制器的参数,使储能系统协调风电达到自适应输出无功功率的效果,提高系统在电网故障下的电压稳定性和风电故障穿越能力。最后,利用Matlab/Simulink仿真验证了该控制策略的有效性和正确性,与常规PI控制策略相比,文章所提出的控制策略可使风储系统迅速提供无功功率,PCC点的电压得到明显上升。

风电场动态无功补偿设备引发低频振荡实例分析及建议

随着国家对新能源开发与利用的大力支持,各风电基地风电装机容量不断增加。但是风电基地均处于电网末端,末端电网与主网联系较弱,短路电流水平较低,抗扰动能力低。目前风电场升压站引入动态无功补偿设备,可以有效缓解电网电压波动,提高末端电网稳定性。但是动态无功补偿设备配置及参数设置不合理可能进一步恶化系统稳定性,甚至引发系统低频振荡问题。因此分析动态无功设备动态调节特性及各参数对系统稳定性影响,以新疆某地区风电场动态无功补偿设备电厂引发低频振荡为例,重现了风电场动态无功补偿设备参数设置不合理引发低频振荡现象。分析结果表明动态无功补偿设备参数对电力系统动态稳定具有重要影响,动态无功补偿设备电压控制方式及相关参数设置不合理可能诱发电力系统低频振荡。对风电场动态无功补偿设备提出了相关建议和措施,有效指导了相关参数设置,对风电场动态无功补偿设备运行与管理具有重要的指导意义。

基于模型预测控制的双馈风电场无功电压快速优化控制

针对风电场单时间断面预测信息存在的无功控制滞后且电压指令跟随性差的问题,提出一种基于模型预测控制的双馈风电场无功电压控制策略,该策略以风电场并网点电压和机端电压偏差最小为目标。首先,基于时间尺度计算无功设备出力及负荷需求预测信息,建立无功电压预测控制模型。其次,在控制周期内划分更细化的预测控制点,修正预测模型,提前协调并分发双系统控制指令,有效降低反应时间。该策略在风速快速波动时可优化电压控制性能,提高跟随精度,使无功设备快速补偿无功以稳定并网点电压,并合理调控静止无功发生器的动态无功容量,实现无功储备最大化。在MATLAB/Simulink中建立双馈风电场模型进行仿真,结果表明,所提策略能够实现快速协调无功设备出力,有效降低反应时间,增强了风电场无功快速调节能力。

基于时延神经网络的风电场集总调压动态建模

风电场并网调压依赖于场内风电机组无功支撑能力,而机组分散运行及其工况差异使场级集总调压动态表征面临很大挑战,不利于场级调压特性监测及调压控制器的改进设计。针对这一问题,本文基于数据驱动时延神经网络算法提出一种风电场全工况下集总调压特性动态等值建模方法。首先,基于风电场集总调压原理及策略分析明确调压响应的输入和输出,根据多工况下调压实验数据,采用传递函数、子空间辨识的线性建模及间隙测度方法评估各工况下调压动态差异度。然后,根据场级调压动态超短时响应特点,提出基于时延神经网络的全工况集总动态等值建模方法。最后,根据东北某风电场调压运行数据进行仿真验证,仿真结果表明,所提方法可高精度逼近具有超短时采样周期的场级集总调压特性,有效提升风电场并网友好性。

海上全直流型风电场的电压源型控制

为解决风电场内网交流集电线路的无功充电电流及过电压问题,采用直流汇集和传输并网的全直流风场,将成为大型海上风场电力汇集与并网的一种可行方案。针对大规模全直流风场并网带来的惯量缺失问题,提出一种全直流风场的协调控制方法,包括岸上换流站的惯性同步控制、直流升压站的快速电压控制、直流风电机组的惯量响应及一次调频控制。在这种控制方式下,全直流风场对交流主网体现为一个具有惯量响应与一次调频能力的同步发电机,实现了全直流风场的电压源型控制。最后,通过PSCAD/EMTDC仿真软件构建全直流风场仿真算例,验证了所提控制方法的有效性。

考虑调峰与电压要求的最优限风电调节速率算法

当省级电网风电出力迅速增长,且火电已减至最小技术出力以下时,需应急调峰快速限风电,但对于电容器手动投切与STATCOM协同调压的大容量风电场升压站,过快的限风电速率将导致风电场高压侧电压高于合格范围,因此提出基于潮流计算的算法,求解适用于电网实际运行的最优限风电速率,以满足快速调峰与电压要求,先建立用于潮流计算的风电场节点模型,再通过各种限风电速率获取对应的电压曲线,从中分析选取最优限风电速率,最后采用修改后的IEEE-14节点系统作算例,利用求解结果,调度员可指定风电场的限风电速率,缩短风电场完成限风电指令的时长,并评估风电场内电容器检修对最优限风电速率的影响。

基于GOOSE通信的风电场快速调压控制策略研究

针对风力发电无功电压支撑能力不足的问题,分析了风电机组的无功电压支撑能力。然后基于电压下垂特性和系统阻抗提出了电压扰动时总无功需求的计算方法;接着基于风电机组无功支撑裕度和场内阻抗矩阵,提出了风电机组无功协调分配策略;最后引入通用面向对象变电站事件(generic object oriented substation event,GOOSE)快速通信,在风电场构建试验环境,进行了现场试验。试验结果表明,该策略能够快速提供无功电压支撑,响应时间可以缩短到50 ms以内。

双馈感应式风电场电网友好型功率控制系统技术改造

当前我国电网新能源装机渗透率高,迫切需要光伏电站、风电场深度参与电网调峰、调压,为此分析目前双馈感应式风电场功率控制系统结构复杂、功能重叠、信息传递环节多、故障率高、控制策略落后的现状,论证双馈感应式风电场进行电网友好型功率控制系统技术改造的必要性、可能性,提出包括优化系统结构、改进控制策略、简化通信网络、充分发挥双馈风电机组优良的有功/无功控制能力等各项改进措施,并以双馈感应式风电场功率控制系统技术改造实例加以说明,同时对新能源电站是否必须加装无功补偿装置进行讨论。性能验收试验表明,改造后的风电场功率控制系统无需配置无功补偿装置,其各项技术指标优于国家技术标准。该项技术的应用有利于电网的安全、稳定、经济运行,在新建风电场推广可降低造价昂贵的一次性投资,减少运行损耗,具有一定的社会效益和经济效益。

应用于海上风电柔性直流输电系统的灵活调压策略

设计了一种基于风功率的灵活调压迟滞控制策略,通过对风功率的特性进行分析,合理设定控制策略的相关参数,兼顾风功率波动对电压调节的影响,满足风电场半桥子模块柔性直流输电系统自主调压运行的需求。考虑半桥子模块MMC的控制特点,提出了调节直流运行电压同时调节子模块平均电压的控制方法,提高了降压运行情况下的调制比裕度。对降压前后控制保护特性进行比较,并提出基于保护特性的对比指标,降压运行后保护特性基本好于降压运行前,有效降低暂态过电压,常压运行下的控制保护配置可以兼容降压运行。