CN108964130B - 含可控惯量风电并网系统的功角首摆稳定控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种改善含高渗透率风电的电力系统功角首摆稳定的控制方法，在故障发生至故障切除期间，启动前向机组的虚拟惯性控制器，并将惯性调节系数置为最大正值，当系统频率在安全范围内波动时，再启动后向机组惯性控制器虚拟出负惯性响应；故障切除后，将后向机组的惯性调节系数置为最大正值，并在系统频率进入安全波动范围之后，再将前向机组的惯性调节系数置为最小负值；在功角首摆结束时，将前向机组的惯性调节系数置为最大正值，闭锁后向机组的惯性控制器。本发明降低了系统在暂态失稳后所积聚的暂态能量，提高了系统的暂态功角首摆稳定性；提高了虚拟惯性控制的可实施性与安全性。

Description

含可控惯量风电并网系统的功角首摆稳定控制方法

技术领域

本发明涉及一种功角首摆稳定控制方法，尤其涉及一种含可控惯量风电并网系统的功角首摆稳定控制方法，属于风力发电系统控制技术领域。

背景技术

变速风电机组的虚拟惯性控制器正处于开发阶段，功能不断得到完善。通过附加df/dt微分环节，以及转速保护、桨距调节等辅助模块，风电机组提供惯性支持的可靠性已得到显著提高。在风电高渗透区域电网中，若虚拟惯性控制器推广应用于风电机组，大量虚拟惯量引入后，系统惯量将不再是无法改变的固有特性，而是会成为电力系统一种新的可控运行参数。尽管虚拟惯性控制可以有效解决风电并网引起的低惯性问题，但动态调节虚拟惯性会同时改变电网功角的暂态稳定特性，并且这一问题尚未得到重视。在实际电网中，风电机组不仅需要在频率调节时提供惯性支持，还需解决虚拟惯性调节对电网功角暂态稳定的影响，才能保证风电机组的惯性控制在动态过程中不会威胁系统稳定，具备改善系统暂态稳定的功能，才会使虚拟惯性控制器具有大规模推广应用的可能。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种含可控惯量风电并网系统的功角首摆稳定控制方法。

为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：

一种含可控惯量风电并网系统的功角首摆稳定控制方法，包括以下具体步骤：

步骤a：检测互联的两个电力系统的相对功角δ，开关信号S为相对功角δ的时间导数，S＝dδ/dt，判断相对功角δ是否发生相对摆动，如果是，则S≠0，转向步骤b；如果否，则S＝0，转向步骤a；

步骤b：识别相对功角δ的首摆方向，S>0时为正向摇摆，S<0时反向摇摆；转子功角超前的发电机组为前向机组，转子功角滞后的发电机组为后向机组，转向步骤c；

步骤c：检测故障是否切除；若故障尚未切除，启动前向机组的虚拟惯性控制器，将前向机组的惯性调节系数H_{vir_for}置为惯性调节系数最大正值H_{vir_max}，即H_{vir_for}＝H_{vir_max}；比较系统频率f与额定频率f_N，若频率在安全范围内波动，即|f-f_N|≤0.5Hz，再启动后向机组惯性控制器，将后向机组的惯性调节系数 H_{vir_back}置惯性调节系数最小负值H_{vir_min}，即H_{vir_back}＝H_{vir_min}；若故障已经切除，则转向步骤d；

步骤d：将后向机组的惯性调节系数H_{vir_back}改变为惯性调节系数最大正值H_{vir_max}，即H_{vir_back}＝H_{vir_max}，在系统频率进入安全波动范围时，再将前向机组的惯性调节系数H_{vir_for}改变为前向机组的惯性调节系数最小负值H_{vir_min}，即 H_{vir_for}＝H_{vir_min}；

步骤e：检测相对功角首摆是否结束；若尚未结束，转向步骤c，若首摆结束，转向步骤f；

步骤f：将前向机组的惯性调节系数H_{vir_for}置为前向机组的惯性调节系数最大正值H_{vir_max}，即H_{vir_for}＝H_{vir_max}，并闭锁后向机组的惯性控制器。

采用上述技术方案所取得的技术效果在于：

1、本发明减小了互联系统相对功角摆动幅度，提高系统暂态功角稳定性；改变了区域电网的暂态能量转化，增加系统的暂态减速能量；

2、本发明消除了传统虚拟惯性控制在频率调节过程中对系统功角暂态稳定产生的不利影响，提高了虚拟惯性调节的可实施性与安全性；

3、本发明通过改变风电机组所在子区域的惯性大小，同时协调其他区域风电机组的惯性控制，提高系统的暂态功角稳定。

附图说明

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

图1是本发明的流程图；

图2是本发明实施例中含风电的四机系统仿真拓扑图；

图3互联系统中前、后向机组的相对功角摆向示意图；

图4是本发明实施例中不同虚拟惯性控制策略下的功角正向摇摆曲线；

图5是本发明实施例中不同虚拟惯性控制策略下的功角反向摇摆曲线；

图6是本发明风电并入互联系统的等值拓扑结构图；

图7是本发明实施例中区域F风电机组的虚拟惯性控制器；

图8是本发明实施例中区域R风电机组的虚拟惯性控制器。

具体实施方式

实施例1：

如图1所示，一种含可控惯量风电并网系统的功角首摆稳定控制方法，包括以下具体步骤：

步骤a：检测互联的两个电力系统的相对功角δ，开关信号S为相对功角δ的时间导数，S＝dδ/dt，判断相对功角δ是否发生相对摆动，如果是，则S≠0，转向步骤b；如果否，则S＝0，转向步骤a；

步骤b：识别相对功角δ的首摆方向，S>0时为正向摇摆，S<0时反向摇摆；转子功角超前的发电机组为前向机组，转子功角滞后的发电机组为后向机组，转向步骤c；

步骤c：检测故障是否切除；若故障尚未切除，启动前向机组的虚拟惯性控制器，将前向机组的惯性调节系数H_{vir_for}置为惯性调节系数最大正值H_{vir_max}，即H_{vir_for}＝H_{vir_max}；比较系统频率f与额定频率f_N，若频率在安全范围内波动，即|f-f_N|≤0.5Hz，再启动后向机组惯性控制器，将后向机组的惯性调节系数 H_{vir_back}置惯性调节系数最小负值H_{vir_min}，即H_{vir_back}＝H_{vir_min}；若故障已经切除，则转向步骤d；

步骤d：将后向机组的惯性调节系数H_{vir_back}改变为惯性调节系数最大正值H_{vir_max}，即H_{vir_back}＝H_{vir_max}，在系统频率进入安全波动范围时，再将前向机组的惯性调节系数H_{vir_for}改变为前向机组的惯性调节系数最小负值H_{vir_min}，即 H_{vir_for}＝H_{vir_min}；

步骤e：检测相对功角首摆是否结束；若尚未结束，转向步骤c，若首摆结束，转向步骤f；

步骤f：将前向机组的惯性调节系数H_{vir_for}置为前向机组的惯性调节系数最大正值H_{vir_max}，即H_{vir_for}＝H_{vir_max}，并闭锁后向机组的惯性控制器。

本实施例搭建了如图2所示四机系统模型。该系统包括4个额定容量为 900MVA的同步发电机，分别由250台额定容量为2MW的双馈异步风力发电机并联形成的2个风电场，风电装机容量渗透率为35％；风电场分别从母线B₅及B₁₁接入系统，在区域#1和区域#2中，同步发电机G₁和G₃配置了具有下垂控制特性的转子调速器，实现对系统的一次调频，同步发电机G₂和G₄运行在恒定功率模式下，不参与系统频率的调节。仿真中设定风速为9m/s，风力机组运行在最大功率跟踪模式；风电机组惯性调节系数最大正值H_{vir_max}为30s，风电机组惯性调节系数最小负值H_{vir_min}为-30s；故障设置为B₈发生三相短路故障，故障时间为0.1s。

在不同的运行方式下，G₁和G₃的功角差曲线将出现正向摇摆和反向摇摆两种情况，如图3所示，为了叙述方便，将实线表示的曲线定义为功角正向摇摆，在这种情况下，暂态失稳时称G₁为前向机组，G₃为后向机组；虚线表示的曲线定义为功角反向摇摆，此时称G₃为前向机组，G₁为后向机组。

本文依据表1和表2列举的两种运行方式，对比分析惯性控制对不同运行方式下系统功角暂态稳定水平的影响。

互联系统内的风电机组分别考虑以下四种控制方案：

Case 1：无虚拟惯性控制，双馈风电机组DFIG₁和DFIG₂的虚拟惯性时间常数H_vir1、H_vir2为0，即H_vir1＝0，H_vir2＝0；

Case 2：故障发生时刻，双馈风电机组DFIG₁启动虚拟惯性控制器，将虚拟惯性时间常数H_vir1调节至最大正值，H_vir1＝30；闭锁双馈风电机组DFIG₂虚拟惯性控制器，H_vir2＝0；

Case 3：故障发生时刻，双馈风电机组DFIG₂启动虚拟惯量控制器，将虚拟惯性时间常数H_vir2调节至最大正值，H_vir2＝30；闭锁双馈风电机组DFIG₁虚拟惯性控制器，H_vir1＝0；

Case 4：实施本发明所提出的改进虚拟惯性控制策略，故障期间前向机组启动虚拟惯性控制器，虚拟惯性时间常数为其最大值H_{vir_max}＝30；当系统频率进入安全波动范围内[49.5,50.5]Hz，后向机组启动惯性控制器，虚拟惯性时间常数为其最小值H_{vir_min}＝-30；故障切除至首摆结束，前向机组的虚拟惯性时间常数为其最小值H_{vir_min}＝-30，后向机组的虚拟惯性时间常数为其最大值H_{vir_max}＝30。

如图4所示，系统在方式1运行状况下发生故障时，互联系统功角曲线正向摆动，区域#1内发电机组为前向机组，区域#2内发电机组为后向机组，初始功角差δ₀＝37.2°；此时，风电机组在控制方案2下启动虚拟惯性控制，方式1 中功角首摆幅度由44.3°减小至40.5°；DFIG₂在控制方案3下，启动虚拟惯性控制后，功角首摆幅度增加至48°，系统暂态稳定降低；当风电机组实施控制方案4时，方式1中功角首摆幅度减小至37.8°，使得功角首摆幅度进一步减小，系统暂态稳定水平得到有效提高。如图5所示，系统在方式2运行状况下发生故障时，互联系统功角曲线反向摆动，区域#2内发电机组为前向机组，区域#1内发电机组为后向机组，初始功角差δ₀＝43°；此时，DFIG₁在控制方案2 下，启动虚拟惯性控制后，功角首摆幅度由32°变为为26°，系统暂态稳定水平降低；风电机组在控制方案3下，增加了区域#2电网的虚拟惯性，系统功角首摆幅度由32°变为36°，减小了功角偏差；当风电机组实施控制方案4，功角首摆幅度变为39.5°，功角偏差进一步降低，系统暂态稳定水平进一步提高。

本实施例原理分析如下：

图6为风电接入互联电网的拓扑结构图。由双馈风电机组DFIG_F、常规发电机组G_F及负荷L₁组成区域#F电网；由双馈风电机组DFIG_R、常规发电机组G_R及负荷L₂组成区域#R电网。多机电网若受到大扰动，同调机群间的同步发电机非同步运行，其相对功角会出现明显摆动，常表现为两个机群的相对摇摆。

将双馈风电机组的动态有功功率响应定义为P_Wfi，考虑风机接入的区域i 的转子运动方程为

式中，P_Gmi,P_Gei,H_i,δ_i和ω_i分别为等值发电机G_i的机械功率、电磁功率、惯性时间常数、功角以及系统角速度；P_Wfi为区域i风电机组输出的有功功率。

风电机组在虚拟惯性控制下，转子运动方程可表示为

式中，P_Wmi,P_Wei,ω_i,H_Wi和H_viri分别为区域i的变速风电机组的等值机械功率、电磁功率、系统角速度、固有惯性时间常数和虚拟惯性时间常数。

由式(2)可知，通过调节风力机组的转子转速，改变风电机组的输出功率，可以获得不同的虚拟惯性响应，风电机组的虚拟惯性H_viri可以表示为

式中，λ为虚拟惯性调节系数；ω_r0为转子的初始转速；ω_e为风力发电机的同步电角速度。

考虑风电机组转速调节能力的限制，虚拟惯性时间常数的取值范围为

-λH_Wi≤H_viri≤λH_Wi (4)

为分析虚拟惯性对电力系统功角暂态稳定性的影响，可将各区域网络的转子运动方程表示为

由公式(5)可知，风电机组实施虚拟惯性控制策略，将具备可控的惯性响应能力。某等值区域接入配置虚拟惯性控制器的风力机组后，风力机组所产生的虚拟惯性响应将会影响系统的等值惯量。不同于常规同步发电机的固有惯量，风力发电机的虚拟惯性响应是可调节的，因此，考虑风电机组接入并实施虚拟惯性控制的系统等值惯量将作为一种新的参数，对系统的功角暂态稳定性产生重要影响。

具备惯性调节能力的双馈风电机组与同步发电机的转子运行特性相似，可将其等值为惯量为H_vir的同步发电机组。因此，含虚拟惯量的风电机组也可视为等值发电机，将风电机组的虚拟惯性时间常数归算至所在区域电网，则该互联电网区域#F和区域#R的转子运动方程分别为

式中，P_GmF,P_GmR,P_GeF,P_GeR,H_F,H_R,δ_F和δ_R分别为等值发电机G_F和G_R的等值机械功率、电磁功率、惯性时间常数以及转子功角。

为分析系统的功角首摆稳定特性，忽略系统阻尼，可将风电机组接入后的互联电网进行等值建模，等值系统对应的转子运动方程为

式中δ_S＝δ_F-δ_R，为等值同步发电机G_F和G_R的功角差，P_Sm和P_Se分别表示为等值机械功率和电磁功率，P_Sf为配置虚拟惯性控制器的风电机组所产生的有功功率响应。

根据暂态能量函数法，定义暂态过程中系统的能量函数V_T表达式为

式中，V_k、V_p分别定义为系统的加速能量和减速能量；δ₀为系统相对功角初始值；δ_c为故障切除时刻的相对功角；δ_u为故障切除后的相对功角；P′_Se为等值发电机组故障期间电磁功率；P″_Se为等值发电机组故障清除后的电磁功率。

对式(9)进一步整理，可将暂态能量函数的表达式简化为

式中，V_A为由等值发电机驱动转矩所产生的加速能量，V_D为由等值发电机制动转矩所产生的减速能量，V_W为由配置虚拟惯性控制器的风电机组所产生的暂态虚拟能量。

由式(10)可知，系统发生故障期间存在三种形式的暂态能量V_A、V_D和V_W；其中V_A和V_D的值由传统同步发电机的输出功率所决定，在不计系统阻尼时，V_A和V_D保持恒定。根据李雅普诺夫稳定性判断准则，系统暂态能量V_T值越大表示系统暂态不平衡能量越大，暂态稳定性则越低。风电机组的虚拟惯量引入系统后，两侧区域电网的等值惯量均会成为可变参数，V_W的值与等值惯量大小密切相关。由公式(10)，如果V_W>0，V_T增大，系统的暂态功角稳定性削弱；反之，V_T减小，系统的暂态功角稳定性增强。

结合式(8)和式(9)，故障期间系统的暂态虚拟能量V_W1可表示为

其中，等效惯性时间常数H'_F＝H_F×(H_R-H_F)/H_R，H'_R＝H_R×(H_R-H_F)/H_F；当系统中的发电机参数确定时，H'_F、H'_R为与发电机参数相关的恒定常数。

故障切除到功角摆至最大值δ_m的过程中系统的暂态虚拟能量V_W2可表示为

式中，P_WfF和P_WfR分别表示区域#F和区域#R内风电机组所产生的动态有功功率响应。

由式(11)、(12)可知，系统的暂态虚拟能量由转子的首摆摆向dδ_S/dt、虚拟惯性时间常数H_virF和H_virR所决定。下面针对功角正、反摆两种不同情况，分析风电机组的惯量控制系数对系统功角暂态稳定的影响。

当功角正摆即dδ_S/dt>0时，区域#F电网的机组的前向机组，区域#R电网的机组为后向机组。此时ω₀<ω_c且ω_m＝ω₀，系统故障期间应当满足H_V1<0的条件才能确保V_W<0，此时系统的暂态虚拟能量表达式为

当系统故障切除后，应当满足H_V2>0，即

由式(13)、(14)可知，为了减小系统功角首摆的幅度，提高系统的暂态功角稳定性，在故障期间区域#F电网的风电机组需提供正虚拟惯性响应，区域#R 电网的风电机组需提供负虚拟惯性响应；故障切除后，两端电网的控制策略同故障期间的控制策略相反。

同理，当功角反摆即dδ_S/dt<0时，区域#R电网的机组的前向机组，区域#F 电网的机组为后向机组。此时ω₀>ω_c且ω_m＝ω₀，应当满足H_V1>0的条件才能确保 V_W<0，此时系统的暂态虚拟能量表达式为

当系统故障切除后，应当满足H_V2<0，即

由式(15)、(16)可知，受扰系统的相对功角反向摇摆时，在故障期间并入区域#F电网的风电机组需提供负虚拟惯性，区域#R电网的风电机组需提供正虚拟惯性；故障切除后，两端电网的控制策略同故障期间的控制策略相反。

综上，区域#F及区域#R电网内的风电机组提供虚拟惯性支持对系统暂态能量大小的影响规律如表3所示。

由表3可知，当系统功角差曲线正向摇摆时，当功角变化区间为[δ₀,δ_c]，区域#F的风电机组DFIG_F的正惯性响应和区域#R的风电机组DFIG_R的负惯性响应，降低了系统的暂态虚拟能量；当功角变化进入区间[δ_c,δ_m]，区域#F的风电机组DFIG_F的负惯性响应和区域#R的风电机组DFIG_R的正惯性响应，减小了功角首摆期间的暂态虚拟能量。当功角差曲线反向摇摆时惯性控制系数对系统暂态能量的影响同功角正向摇摆时的情况相反。

图7和图8分别为区域#F和区域#R的风电机组所配置的虚拟惯性控制器，根据系统功角摆向及故障阶段，启动相应的虚拟惯性控制器，保证虚拟惯性控制能够降低系统功角首摆幅度。在系统功角正向摆动的情况下，WT_F的功角摆向检测信号为S₁＝1，在故障期间，开关信号S₂＝1，经异或门计算后，开关信号 S₃＝0，区域#F风电机组DFIG_F启动虚拟惯量控制器，将控制器参数H_virF置为最大正值。在此期间，当区域#R风电机组DFIG_R检测到系统频率在[49.5,50.5]Hz 范围内波动时(K₄＝1)，启动其虚拟惯量控制器WT_R(K₅＝0)，虚拟负惯量响应，此时系统暂态虚拟能量减小，系统总暂态能量减小。系统故障切除后，区域#R风电机组DFIG_R的故障检测信号K₂＝1，将其控制器参数H_virR改变为最大正值，并当系统频率在安全范围波动时(S₄＝1)，WT_F的开关信号值置于S₅＝0，风电机组 DFIG_F虚拟负惯量响应，提高系统的暂态功角首摆稳定性。同理可分析，系统功角反向摆动时，两侧风电机组的惯性参数选择情况。

与传统电力系统暂态功角稳定控制方法相比，本发明策略能够根据互联区域电网相对功角的首摆方向，通过实施相应的惯性控制方法，减小故障后的功角摆动幅度，提高系统暂态功角稳定性。在此控制策略下，互联电网内同调机群中风电机组利用灵活可调的可控惯量，改变其所在区域的暂态能量转化，提高系统的功角暂态稳定。与当前主流的风电机组虚拟惯性控制相比，本发明策略消除了传统虚拟惯性控制在调频时对系统功角暂态稳定产生的不利影响，进而提高虚拟惯性调节的可实施性与安全性。

上述实施例仅用于解释说明本发明，而非对本发明权利保护的限定，凡是在本发明本质方案的基础上进行的任何非实质性的改动，均应落入本发明的保护范围内。

表1

表2

表3

Claims (1)

1.一种含可控惯量风电并网系统的功角首摆稳定控制方法，其特征在于：包括以下具体步骤：

步骤a：检测互联的两个电力系统的相对功角δ，开关信号S为相对功角δ的时间导数，S＝dδ/dt，判断相对功角δ是否发生相对摆动，如果是，则S≠0，转向步骤b；如果否，则S＝0，转向步骤a；

步骤b：识别相对功角δ的首摆方向，S>0时为正向摇摆，S<0时反向摇摆；转子功角超前的发电机组为前向机组，转子功角滞后的发电机组为后向机组，转向步骤c；

步骤c：检测故障是否切除；若故障尚未切除，启动前向机组的虚拟惯性控制器，将前向机组的惯性调节系数H_{vir_for}置为惯性调节系数最大正值H_{vir_max}，即H_{vir_for}＝H_{vir_max}；比较系统频率f与额定频率f_N，若|f-f_N|≤0.5Hz，即频率在安全范围内波动，再启动后向机组惯性控制器，将后向机组的惯性调节系数H_{vir_back}置为惯性调节系数最小负值H_{vir_min}，即H_{vir_back}＝H_{vir_min}；若故障已经切除，则转向步骤d；

步骤d：将后向机组的惯性调节系数H_{vir_back}改变为惯性调节系数最大正值H_{vir_max}，即H_{vir_back}＝H_{vir_max}，在系统频率进入安全波动范围时，再将前向机组的惯性调节系数H_{vir_for}改变为前向机组的惯性调节系数最小负值H_{vir_min}，即H_{vir_for}＝H_{vir_min}；

步骤e：检测相对功角首摆是否结束；若尚未结束，转向步骤c，若首摆结束，转向步骤f；

步骤f：将前向机组的惯性调节系数H_{vir_for}置为前向机组的惯性调节系数最大正值H_{vir_max}，即H_{vir_for}＝H_{vir_max}，并闭锁后向机组的惯性控制器。

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