光伏并网逆变器改进虚拟同步控制策略分析与测试

针对规模化光伏电站并网出现系统稳定性下降问题,提出光伏并网逆变器改进功率外环控制策略提高系统抗干扰能力。首先,推导分析了光伏电站改进控制策略增加系统正阻尼转矩机理,通过多目标遗传算法优化并设计了H_∞回路成形权函数,采用总体最小二乘/旋转矢量不变技术(total least squares/estimating signal parameter via rotational invariance techniques, TLS-ESPRIT)辨识得到系统振荡模态及开环模型。然后,设计了逆变器附加H_∞阻尼控制并对控制参数进行整定。最后,以某实际运行光伏电站为例,依托RT-LAB平台搭建光伏并网系统主电路模型并进行控制器硬件在环测试(hardware in the loop, HIL)。仿真结果表明,基于回路成形的附加控制策略提升了光伏并网系统稳定性。     

抑制双馈风电场次同步振荡的粒子群优化附加阻尼控制器设计

含双馈风电机组(DFIG)的风电场经串联电容补偿线路并网可能会引发次同步振荡,为了提高该系统的稳定性,在复转矩系数法分析的基础上,该文设计了采用粒子群优化策略的附加阻尼控制器来抑制振荡的发生。该控制器以转子转速偏差为输入信号,经增益移相等环节后加入转子变流器的外环中,采用电气阻尼最低点的频率和需要补偿的角度计算附加阻尼控制器移相环节的时间常数,然后采用粒子群寻优算法对控制器的时间常数和增益实现优化。结果表明,基于粒子群优化后的附加阻尼控制器可以更好地补偿系统的电气阻尼,有效地抑制双馈风力发电场的次同步振荡,使风力发电系统的稳定性得到改善,同时克服了传统阻尼控制器只对单一工况有效的缺点,增强了系统的自适应性。     

一种电流源型并网逆变器的有源阻尼控制策略

针对微网中电流源型并网逆变器中滤波器自身谐振问题,比较分析了无源阻尼和有源阻尼谐振抑制方法,提出了一种基于输出滤波电容谐波电压检测的有源阻尼控制策略,给出一种虚拟电阻计算方法.基于该控制策略建立了系统仿真模型.仿真结果表明,应用有源阻尼控制方案可很好地抑制滤波器自然谐振频率附近由逆变器输出高次谐波电流及由电网谐波电压在...     

基于VSG的大规模储能系统功率变换器并网控制策略与稳定性研究

大规模储能的应用能够平抑分布式电源输出功率的波动,提高电网对于分布式电源的消纳性。为提高大规模储能系统并网稳定性,利用传统同步发电机的旋转惯量、阻尼等特性,提出将"虚拟同步机"控制技术运用到储能功率变换器的控制中,实现系统的调压调频和功率控制。该文模拟了同步发电机的机械模型与有功下垂特性,建立了虚拟同步机的功频控制器结构,提出了并网预同步控制策略,实现虚拟同步机和电网的电压幅值与相位的一致,最后通过Matlab仿真验证了控制策略的可行性。     

促进光储协调并网的模型预测控制策略

为了通过协调储能的方式促进新能源高效消纳及利用与平滑光伏并网冲击,提出了促进光储协调并网的模型预测控制(MPC)策略。将MPC理论融入光储并网逆变器控制策略中,利用储能充/放电双向功率控制与光伏协调互动。根据母线电压和实时功率变化建立逆变器与直流侧的协调策略,缓解储能系统稳定母线电压的压力,同时减少系统功率不平衡对电压的影响。在MATLABSimulink中建立电磁仿真模型,分别对采用MPC和比例积分微分(PID)控制后的电压波形进行对比。结果显示：光伏出力波动时,采用MPC后,电压控制的波动水平明显降低,电压控制超调量显著减小,且电压控制到达稳态的时间也有所减小;发生负荷突变时,相较于PID控制的效果,采用MPC后电压波动明显降低。     

基于二次调频的孤岛微网自适应旋转惯量控制策略

传统的虚拟同步发电机(VSG)控制策略中引入同步发电机(SG)的旋转惯量和阻尼系数,解决了大规模分布式能源接入微网时缺少惯性的问题,然而固定的旋转惯量无法兼顾负荷扰动下功率振荡及频率波动.针对这一问题,提出一种基于二次调频的旋转惯量自适应控制策略,增强系统惯性,实现功率和频率的实时动态调节.首先,借鉴SG的外特性建立VSG的数学模型,分析孤岛模式下不同旋转惯量对系统动态响应的影响;然后,在旋转惯量控制中引入角频率偏移量和变化率形成自适应惯量控制,减少系统在负荷扰动时的超调量和振荡时间,并分析重要参数对系统稳定性的影响;最后,通过Matlab/Simulink仿真软件,将其与传统VSG控制策略进行对比分析,验证了所提新型VSG控制策略的可行性和优越性.     

基于虚拟同步发电机的孤岛微网主从控制下的稳压稳频

对于主从结构的独立微网系统,其稳压稳频的有效控制是系统稳定运行的有效保障。文中针对传统下垂控制存在频率和电压偏差较大的问题,将虚拟同步发电机控制策略引入到主逆变器控制中,使其具有与同步发电机相类似的外部特性,即具有虚拟惯性和阻尼特性,通过虚拟励磁控制中的端电压调节环节来缓解电压—无功下垂特性所引起的电压降。主逆变器采用电压电流双环控制,从逆变器则采用恒功率控制。在主逆变器电流环中加入电流补偿量对有功和无功进行解耦,并建立解耦下的虚拟同步发电机控制小信号模型,再根据根轨迹分析控制参数对主控单元动态性能和稳定性的影响。仿真和实验结果表明,相对于传统下垂控制,在孤岛微网主从控制下虚拟同步发电机控制能更好地稳压稳频。     

半波长交流输电点对网的并网特性分析和功率振荡阻尼

为研究半波长交流输电的点对网并网特性,通过PSCAD (power system computer-aided design)仿真,分析了并网点两侧电压存在幅值偏差、相角偏差或频率偏差时的并网特性。等值系统能将半波长线路另一端的发电机拉入同步,但并网后的功率振荡持续时间相对较长。通常,串联调谐器要比并联调谐器更适合于阻尼这些功率振荡,因此,仅对串联调谐器的控制策略进行修改。PSCAD仿真结果表明串联调谐器能有效地阻尼这些功率振荡,显著改善半波长交流输电线路的并网性能。     

户用直流微电网的建模与虚拟惯性控制

针对户用直流微电网的低惯性特点,研究分布式电源并网电力电子接口设备的潜在惯性支持能力,提高直流微电网的暂态稳定性.首先,构建基于光储的直流微电网模型,根据微电网直流母线电压变化量及微源接口电路的虚拟惯性控制系数确定能提供的惯性功率;其次,结合配电网的动态潮流约束及直流母线电压变化量的不同,分析加入虚拟惯性控制后直流微电网的暂态稳定性,研究虚拟惯性控制策略及虚拟电容值的选取范围;最后,基于PSCAD平台搭建仿真模型,仿真结果验证了所提虚拟惯性控制策略的有效性,并提高了直流微电网的暂态稳定性.     

附加转速优化虚拟惯性控制的双馈风机一次调频研究

双馈风机由于自身运行特性,不再具备同步发电机所具有的惯性响应能力,导致双馈风电机组大规模并网后,减弱电力系统中惯性响应能力,系统发生功率扰动后,不足以维持频率在规定范围内变动,对电力系统稳定运行产生不良影响。首先分析电力系统引入风电机组后,风机对电力系统的影响;提出双馈风电机组附加转速优化虚拟惯性控制策略,在传统虚拟惯性控制中添加转速优化模块,并与转子转速控制相结合,使风机转子释放或吸收能量更多且平缓,减少对电网的冲击,并在该控制策略中加入转子转速保护模块,防止转子转速过低或过高,从而导致风机切出电网或对风机造成损伤,使双馈风机组具有与常规同步发电机同样的特性;最后在电网发生负荷突变情况下,引入附加转速优化虚拟惯性控制和综合控制进行仿真,验证所提出控制策略在电网等效惯性进一步降低时的有效性。     

运用下垂控制的并网储能系统惯量阻尼特性分析

为了揭示并网型储能系统的惯量与阻尼特性,缓解分布式能源接入导致的电网稳定性降低的问题。本文通过构建并网型储能系统的直流电压时间尺度的动态模型,利用静止同步发电机模型分析了影响并网储能系统惯性效应、阻尼水平以及同步能力的内在机制、主要参数及其影响规律。同时,下垂控制模式的并网储能系统从物理本质上对应了原动机的下垂控制特征。研究结果表明:DC/DC变换器使用频率下垂控制策略、并网逆变器使用电压电流双闭环控制策略,则通过调节频率控制环和恒压控制环的PI参数即可等效改变储能系统的惯性效应、阻尼水平以及同步能力。本文的研究结论不但可以用于设计有效的并网储能系统控制策略,而且可以辅助提升分布式发电系统的惯性效应、阻尼水平以及同步能力。     

海上风电场直流并网系统小扰动稳定分析

利用静止同步补偿器提高系统的振荡阻尼,详细推导静止同步补偿器的数学模型,并在双闭环控制环节的基础上提出一种改进的提高系统振荡阻尼的方法,将同步发电机的转速差信号引入到静止同步补偿器的控制系统中,使静止同步补偿器输出与系统振荡相关的阻尼功率,减小系统在发生故障时功率振荡的幅度和时间.基于DIg SILENT建立双馈感应风力发电机、电压源变流器(VSC)、标准三机9节点系统的仿真模型.通过特征值分析法和时域仿真法对系统进行验证,均有效验证了改进方法能够提高系统的阻尼,增强系统在发生扰动时稳定性.     

光储充一体化充电站的建模与仿真

基于电力系统仿真软件建立某在建光储充一体化充电站的仿真模型,采用静止无功补偿器（static var compensator,SVC）对配电网进行补偿,抑制光储充一体化充电站并网时造成的电网电压波动。研究结果表明,所建立的仿真模型在最大功率点跟踪控制策略下,不仅能够实现光储充一体化充电站的基本功能,实现系统充放电的稳定性,且通过SVC补偿后,电网母线电压有效值的波动从227%降至43%。说明SVC对光储充一体化充电站并网时的电压波动具有良好的抑制效果,所设计的系统模型是合理、有效和稳定的。     

结合频率预测的虚拟同步发电机自适应参数控制策略

在基于虚拟同步发电机的逆变器控制模块中加入频率预测环节,得到系统受扰动后频率的最低值或最高值。基于预测的频率最值,在满足储能释放最大容量不变和逆变器输出功率不超过额定容量的前提下,利用逆变器参数能够实时调节的优势,增大虚拟转动惯量和阻尼系数的整定区间。结合更灵活的参数取值方法,提出转动惯量和阻尼系数协调控制策略,从而改善受扰动后系统频率和输出功率的恢复效果。根据二阶系统响应指标要求,给出参数整定方法。最后,利用Matlab/Simulink仿真,在孤岛和并网模式下验证所提控制策略的有效性。     

静止同步补偿器抑制电网功率振荡的机理研究

为了揭示静止同步补偿器抑制电网功率振荡的机理,基于电气转矩分析法通过建立含静止同步补偿器的单机无穷大电网的机电尺度数学模型,分析了静止同步补偿器在电网功率振荡抑制模式下影响同步发电机动态特性的物理机制,解释了不同控制策略影响电网等效惯性系数、同步系数与阻尼系数的原理。研究结果表明:反馈同步机功角时,P、D控制器分别等效地改变系统的等效同步系数和等效阻尼系数;反馈发电机转速时,P、I、D控制器则分别等效地改变系统的等效阻尼系数、同步系数、惯性系数;上述动态参数均随P、I、D控制器控制系数的增大而增加。为了充分发挥静止同步补偿器对电网功率振荡的抑制作用,进一步分析了影响振荡抑制性能的关键因素及其作用规律,可为静止同步补偿器控制策略的分析和设计提供理论基础。仿真结果验证了静止同步补偿器抑制电网功率振荡机理分析结论的正确性。     

基于双层优化结构的统一潮流控制器阻尼控制策略

针对统一潮流控制器(UPFC)阻尼控制器在镇定信号传输存在时滞时会导致电力系统阻尼性能降低甚至失稳的问题,建立计及信号传输时滞的UPFC阻尼控制模型,提出综合考虑阻尼比和时滞稳定裕度的UPFC阻尼控制策略设计方法,将该设计问题转化为约束优化问题,并提出求解该问题的双层优化结构算法(TLOSA),其内层采用基于自由权矩阵的线性矩阵不等式(LMI)方法求解电力系统时滞稳定裕度,外层采用粒子群优化算法获取最优阻尼控制策略。研究结果表明:该算法具有保守性低和易于实现等优点;利用该方法可以获得最优的UPFC阻尼控制策略,使得电力系统既能有效阻尼低频振荡,又能容忍一定的信号传输时滞。     

大规模光伏发电经串补输电线路并网系统强迫次同步振荡机制

大规模光伏经串补并网系统存在次同步振荡失稳风险,传统研究一般基于负阻尼振荡理论对此进行解释.本文将因最大功率跟踪控制(MPPT)导致的光伏间谐波作为扰动源,大规模光伏经串补并网系统作为受迫系统,采用强迫振荡理论揭示光伏发电基于扰动式MPPT与串补并网系统相互作用的次同步振荡机制,并在PSCAD/EMTDC仿真平台进行验证.结果表明：基于扰动式MPPT的光伏逆变器因交直流侧的调制耦合作用向系统输出间谐波电流,当该间谐波频率与系统固有弱阻尼模式频率接近时,可能导致严重的强迫次同步振荡问题,对系统稳定性造成冲击;算例仿真验证了所提理论的正确性.     

大规模光伏发电并网对互联电力系统阻尼特性的影响及其阻尼控制策略

针对未来大规模光伏发电系统并网对互联电力系统安全稳定性可能造成的影响,从系统阻尼特性角度展开详细研究。首先建立了适用于稳定分析的光伏发电系统的动态模型,然后搭建了含光伏发电系统的IEEE16机68节点测试系统,采用特征值分析法和模态分析法,研究了光伏发电的不同接入位置以及不同渗透率对互联电力系统阻尼特性造成的影响。结果表明:光伏发电系统不直接参与系统机电振荡,而主要通过对系统潮流的影响改变系统阻尼,并且由于阻尼控制环节的缺失可能对系统阻尼产生一定的负面影响;文中提出的光伏发电系统的阻尼控制策略可有效地抑制该负面影响,进一步提升了互联电力系统对光伏并网的接纳能力。     

储能辅助电网参与调频的控制策略研究

目的 研究储能电站在风光发电情况下保持电力系统稳态的调节原理与方法,并在此基础上设计了一种虚拟同步发电机三级模型用有源支持控制方式辅助火电机组维持电网频率稳定的主动支撑控制策略。方法 利用储能电池快速响应的特性,建立储能系统,对储能换流器的控制进行改进,在传统的控制架构的基础上改进为在电压中加入虚拟阻抗的外环调节器和基于准PR控制器的电流内环控制,深入分析控制策略的原理和同步发电机的对应关系。结果 随着新能源渗透率越来越高,在储能电站并网参与频率调节的情况下,频率波动的次数变少。结论 控制方法可以给新能源发电系统带来一定的惯性和阻尼,从而增强了系统的稳定性,并且证明了储能电站参与电网调频的必要性和可实施性,为储能电站的分布和储能电池的容量配置提供了一定的实际的参考意义。     

高压直流输电系统逆变站对次同步振荡的影响及鲁棒控制设计

基于复转矩系数法与特征根法,对交直流(AC/DC)并联系统的次同步振荡(SSO)阻尼特性进行了分析.结果表明,逆变侧交流系统的强度以及逆变站控制方式对SSO阻尼有显著的影响.运用H∞鲁棒控制理论设计了直流附加次同步阻尼控制器(SSDC),把逆变侧交流短路阻抗变化、逆变站控制方式的改变以及系统运行条件变化所引起的系统模型幅频特性的差异,看作系统模型的不确定性,把控制器的设计归结为H∞鲁棒控制理论中混合灵敏度问题的求解.特征根分析与仿真表明,SSDC具有良好的鲁棒性.