CN110048453A - 一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法。该方法包括步骤1：建立四机两区互联电网系统；步骤2：将四机两区互联电网系统等效为两台等值发电机，并根据互联电网联络线上有功功率的传输方向，划分区域1和区域2；步骤3：判断换流器的并网点处电网频率是否超出波动范围，是，转步骤4，否，转步骤3；步骤4：检测等值发电机SG1、SG2转子功角δ1和δ2；步骤5：根据风电机组并网点所接入的电气位置，判断风电机组是否接入区域1；步骤7：设置区域1中并网换流器功率控制环节的有功增量，转10；步骤8：确定区域2虚拟暂态能量；步骤9：设置区域2中有功增量。本发明提供的暂态稳定控制方法，提高系统暂态功角稳定性。
Description
技术领域
本发明涉及发电系统控制技术领域，特别是涉及一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法。
背景技术
随着高比例可再生能源的大规模并入，大型风电机组的接入对系统暂态特性的影响已受到广泛关注。目前，为获得最大能源利用率，各类形式的风电机组并网换流器采用独立于电网的功率调节方式，导致换流器的功率控制与电网频率解耦，使其失去了频率调节能力，不利于维持系统的功率平衡，进而引起更严重的暂态失稳问题。电力系统因风电机组渗透引起的暂态失稳问题将成为限制其大规模并网投运的重要因素之一。因此，仅考虑最大功率跟踪控制的风电机组尚无法实现在电力系统中的大规模投运。如何利用电力电子器件灵活的功率调节能力改善系统的暂态功角稳定，将是控制方法能否进一步推广应用工程实践，提高发电系统安全运行水平的又一关键问题。
发明内容
本发明提供一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法，利用风电机组并网换流器输出功率的可调节性，通过补偿虚拟暂态能量以减小暂态故障中积聚的暂态振荡能量，增强发电系统维持功率平衡的能力，提高系统的暂态功角稳定性。
为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法，包括以下步骤：
步骤1：建立包括同步发电机、双馈风电机组、并网换流器在内的IEEE 四机两区互联电网系统；
步骤2：将IEEE四机两区互联电网系统内各区域常规发电机组等效为两台等值发电机SG1和SG2，并根据互联电网联络线上有功功率的传输方向，划分区域1和区域2；
步骤3：判断所述互联电网系统中双馈风电机组侧并网换流器的并网点处电网频率是否超出允许波动范围Δfref，如果是，转向步骤4，如果否，转向步骤3；
步骤4：分别检测所述区域1中等值发电机SG1的转子功角δ1和区域2 中等值发电机SG2的转子功角δ2，并通过公式δS＝δ1-δ2计算所述互联电网系统的等值相对功角；
步骤5：根据风电机组并网点所接入的电气位置，判断所述双馈风电机组是否接入区域1，如果是，转向步骤6，如果否，转向步骤8；
步骤6：根据所述区域1网络的暂态能量函数确定所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量；
步骤7：根据所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量设置所述区域1中并网换流器的输入有功功率参考指令，从而输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量，并转向步骤10；
步骤8：根据所述区域2网络的暂态能量函数确定所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量；
步骤9：根据所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量设置所述区域2中并网换流器的输入有功功率参考指令，从而输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量；
步骤10：检测相对功角首摆阶段是否结束，如果相对功角仍然处于第一摆，则转向步骤4；若第一摆振荡阶段结束，则闭锁两侧发电区域的首摆功率控制器。
可选的，所述步骤6：根据所述区域1网络的暂态能量函数确定所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量，具体包括：
根据暂态能量函数理论，得出所述区域1网络的暂态能量函数为
根据区域1网络的暂态振荡能量最小的原理，得出所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量为
式中，Et1表示为区域1网络的暂态能量函数，EG1表示为区域1内等值发电机SG1产生的固有暂态能量，Ev1表示为区域1内的双馈风电机组产生的虚拟暂态能量，Uw1表示区域1中双馈风电机组的并网点电压，B'12表示为两台等值发电机内电势节点之间的等值电纳，G'33表示为区域1中双馈风电机组并网节点的等值自导纳，δs表示为两台等值发电机的相对功角，δ0表示为相对功角的初始值，E1表示区域1中等值发电机SG1的暂态电势，E2表示区域2中等值发电机SG2的暂态电势，ΔPv1表示为区域1中并网换流器功率控制环节的有功增量，ΔG1'1表示为同步发电机SG1节点的等值自电导增量。
可选的，所述步骤7：根据所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量设置所述区域1中并网换流器的输入有功功率参考指令，从而输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量，具体包括：
根据公式设置所述区域1中并网换流器功率控制环节的有功增量，从而平抑暂态故障中积聚的暂态振荡能量。
可选的，所述步骤8：根据所述区域2网络的暂态能量函数确定所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量，具体包括：
根据暂态能量函数理论，得出所述区域2网络的暂态能量函数为
根据区域1网络的暂态振荡能量最小的原理，得出所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量为
式中，Et2表示为区域2网络的暂态能量函数，Ev2表示为区域2内的双馈风电机组产生的虚拟暂态能量，Uw2表示区域2中双馈风电机组的并网点电压，B'12表示为两台等值发电机内电势节点之间的等值电纳，G'44表示为区域2中双馈风电机组并网节点的等值自导纳，δs表示为两台等值发电机的相对功角，δ0表示为相对功角的初始值，E1表示区域1中等值发电机SG1的暂态电势，E2表示区域2中等值发电机SG2的暂态电势，ΔPv2表示为区域1中并网换流器功率控制环节的有功增量，ΔG'22表示为同步发电机SG2节点的等值自电导增量。
可选的，所述步骤9：根据所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量设置所述区域2中并网换流器的输入有功功率参考指令，从而输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量，具体包括：
根据公式设置所述区域2内的双馈风电机组侧的并网换流器功率控制环节的有功增量，从而平抑暂态故障中积聚的暂态振荡能量。
一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制系统，包括区域1、区域2、双馈风电机组、并网换流器、变压器T1、变压器T2和变压器T3，所述区域1包括等值发电机SG1，所述区域2包括等值发电机SG2，所述等值发电机SG1通过变压器T1连接至母线B5上，所述等值发电机SG2通过变压器T2连接至母线B6上，所述双馈风电机组依次通过所述并网换流器、变压器T3连接至母线B5或母线B6上，所述母线B5和母线B6均连接至母线 B4上，所述双馈风电机组利用所述并网换流器输出功率的可调节性来减小暂态故障中积聚的暂态振荡能量。
可选的，所述并网换流器为电压源换流器。
该技术与现有技术相比，具有如下有益效果：
本发明提供的一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法，相比于传统控制方法，本发明根据两侧区域同步发电机在暂态过程中积聚的暂态能量，计算由不同发电区域中风电机组补偿的虚拟暂态能量，进而灵活设置两个区域电网中风电机组并网换流器的输入有功功率参考指令，有效提高互联系统的暂态功角首摆稳定性。利用风电机组并网换流器输出功率的可调节性，灵活输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量，通过补偿虚拟暂态能量以减小暂态故障中积聚的暂态振荡能量，增强发电系统维持功率平衡的能力，消除由于功角首摆失稳继而引发的功率振荡问题，提高系统的暂态功角稳定。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制的流程图；
图2是本发明实施例四机两区域系统仿真拓扑结构图；
图3是本发明实施例区域1中并网换流器功率控制结构图；
图4是本发明实施例区域2中并网换流器功率控制结构图；
图5是本发明实施例功角正向摆动时不同控制方案下的首摆对比曲线；
图6是本发明实施例功角反向摆动时不同控制方案下的首摆对比曲线；
图7是本发明实施例含风电并网换流器的两区域发电系统结构图；
图8是本发明实施例含风电并网换流器的两区域发电系统等效电路图；
图9是本发明实施例两侧区域发电系统的等值功率-转子功角特性曲线。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法，利用风电机组并网换流器输出功率的可调节性，通过补偿虚拟暂态能量以减小暂态故障中积聚的暂态振荡能量，增强发电系统维持功率平衡的能力，提高系统的暂态功角稳定性。
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，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是本发明实施例基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制的流程图，如图1所示，包括以下步骤：
步骤1：建立包括同步发电机、双馈风电机组、并网换流器在内的IEEE 四机两区互联电网系统；
步骤2：将IEEE四机两区互联电网系统内各区域常规发电机组等效为两台等值发电机SG1和SG2，并根据互联电网联络线上有功功率的传输方向，划分区域1和区域2；
步骤3：判断所述互联电网系统中双馈风电机组侧并网换流器的并网点处电网频率是否超出允许波动范围Δfref，如果是，转向步骤4，如果否，转向步骤3；
步骤4：分别检测所述区域1中等值发电机SG1的转子功角δ1和区域2 中等值发电机SG2的转子功角δ2，并通过公式δS＝δ1-δ2计算所述互联电网系统的等值相对功角；
步骤5：根据风电机组并网点所接入的电气位置，判断所述双馈风电机组是否接入区域1，如果是，转向步骤6，如果否，转向步骤8；
步骤6：根据所述区域1网络的暂态能量函数确定所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量；
步骤7：根据所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量设置所述区域1中并网换流器的输入有功功率参考指令，从而输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量，并转向步骤10；
步骤8：根据所述区域2网络的暂态能量函数确定所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量；
步骤9：根据所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量设置所述区域2中并网换流器的输入有功功率参考指令，从而输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量；
步骤10：检测相对功角首摆阶段是否结束，如果相对功角仍然处于第一摆，则转向步骤4；若第一摆振荡阶段结束，则闭锁两侧发电区域的首摆功率控制器。
图2是本发明实施例四机两区域系统仿真拓扑结构图，如图2所示，一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制系统，包括区域1、区域 2、双馈风电机组、并网换流器、变压器T1、变压器T2和变压器T3，所述区域1包括等值发电机SG1，所述区域2包括等值发电机SG2，所述等值发电机SG1通过变压器T1连接至母线B5上，所述等值发电机SG2通过变压器T2连接至母线B6上，所述双馈风电机组依次通过所述并网换流器、变压器T3连接至母线B5或母线B6上，所述母线B5和母线B6均连接至母线B4上，所述双馈风电机组利用所述并网换流器输出功率的可调节性来减小暂态故障中积聚的暂态振荡能量。所述并网换流器的表示符号为VSC，并网换流器为电压源换流器。
本实施例基于DIGSILENT/Power Factory仿真平台搭建风电场并入的 IEEE四机两区仿真系统，该仿真系统包括四个容量为900MVA的同步发电机和两个200台×2MW的双馈风电机组(DFIG1和DFIG2)。同步发电机G1和G2组成区域1，G3和G4组成区域2，双馈风电机组DFIG1、DFIG2分别通过母线B5、B11并入两侧发电区域。两侧区域中并网换流器的功率控制结构如图3和图4所示。由于两侧区域电网通过远距离联络线互联，系统动态过程中，区域1、区域2内的发电机组会各自形成同调机群，所以仿真系统会出现两机群间功角摇摆振荡。仿真过程中，设定初始风速为9m/s。
通过设置以下两种控制方案，验证两侧发电区域中并网换流器的功率调节对系统暂态功角首摆稳定的影响，说明本发明可以通过灵活的功率调节方法，提高故障后系统的功角首摆稳定。
方案1：两侧发电区域中风电机组的并网换流器VSC1和VSC2，均不进行功率调节；
方案2：故障发生时通过检测两侧发电区域的相对转子功角，判断风电机组所接入的发电区域，实施本发明所提的灵活功率控制方法。
在母线B8处设置一个在1.0s时刻发生、持续时间为0.2s的三相短路故障。当G1与G3的转子功角δ1与δ3之差δS正向摆动时，如图5所示，方案1 为最大功率跟踪控制，风电机组在故障过程中保持恒定的有功输出；与方案 1不进行功率调节相比，实施方案2后，由于故障后系统的频率偏差大于国家标准中的规定值，功率控制器通过检测两侧发电系统的转子相对功角，设置功率控制器的两个控制系数，系统功角首摆减小至6.8°，因此系统暂态稳定水平得到提高。
通过改变G3同步发电机的有功功率出力，使得系统潮流发生改变，造成故障后两侧区域电网间的功角δS反向摆动，如图6所示，与采用最大功率跟踪控制的方案1相比，当实施方案2时，执行图3和图4所示控制器的控制过程，功角首摆幅值减小至4.9°，系统稳定水平得到有效提高。采用本实施例后，通过灵活设置两侧发电区域的功率调节系数，降低了故障后系统功角的振荡幅度，有效增强了系统的暂态功角首摆稳定。
图7是本发明实施例含风电并网换流器的两区域发电系统结构图，如图 7所示，将IEEE四机两区域系统内各区域常规发电机组等效为两台同步发电机组SG1和SG2，风电机组并网换流器VSC1经母线B3接入互联的两侧发电区域，则两区域系统及其等效电路如图7和图8所示，图8中节点1至节点4分别表示两台等值同步发电机的内电势节点、风电机组的并网节点及恒功率负荷的负荷节点。
图8是本发明实施例含风电并网换流器的两区域发电系统等效电路图，如图8所示，根据图8所示的区域互联系统等效拓扑结构，可将系统的节点电压方程可列写为
由于负荷节点4的注入电流I4为零，将负荷节点4消去后，区域互联系统的节点电压方程可表示为
式中，Y's为经一次变换后系统的等值导纳矩阵，可表示为
在暂态分析过程中，将接入电网的风电机组并网换流器等效为注入电流源模型，以反映其对外功率特性。图7中附加功率控制的并网换流器等效为电流源模型，则VSC并网点的等值对地导纳表示为
式中，UWi表示风电机组的并网点电压；ΔPVi表示附加功率控制产生的有功增量；QSi表示风电机组的无功参考指令，一般QSi取0；i表示互联系统两侧发电区域的编号，i＝1，2。
将并网换流器的注入电流特性以式(4)等值对地导纳表示后，则并网节点3的注入电流为0，因此式(3)可进一步表示为
其中，Ys"可表示为
在图7中，风电机组DFIG1的VSC1经并网点接入区域1，因此，等值导纳矩阵YS"可进一步简化为
因此，G1”1＝G1'1-ΔG1'1，不计节点1与节点3之间的电导时，可将ΔG1'1可表示为
根据图8网络的功率平衡方程，可将两侧区域的等值同步发电机的电磁功率表示为
式中，E1和E2分别表示两侧区域的同步发电机的暂态电势；δS为两侧同步发电机的相对功角差，δS＝δ1-δ2。
当并网换流器实施附加功率控制，根据式(7)可知，互联系统等效导纳矩阵中同步发电机内电势节点的自导纳将发生改变，结合式(9)可知，将会影响等值同步发电机的电磁功率。
两侧发电区域中同步发电机的转子运动方程可分别表示为
式中，Hi表示同步发电机的惯性时间常数；ωi表示同步发电机的角频率； Pmi和Pei表示机械功率和电磁功率；Di表示阻尼系数；ω0表示额定频率。其中，
不计系统阻尼时，根据暂态能量函数理论，将公式(9)和带入公式(10)中，同时对公式(10) 的右端进行积分，则区域1网络的暂态能量函数可表示为
式中，EG1表示为同步发电机产生的固有暂态能量；EV1表示为风电机组产生的虚拟暂态能量。
当并入区域1中风电机组产生的虚拟暂态能量和同步发电机产生的固有暂态能量相抵消时，满足EV1＝-EG1时，区域1电网的暂态振荡能量最小。根据公式(11)和可得区域 1中风电机组产生的虚拟暂态能量EV1的表达式
根据和 EV1＝-EG1，得到
不计节点间的互电导时，同时根据公式(13)，可得到ΔPV1的表达式
为了简化控制参数的设计，可将区域1风电机组的有功指令ΔPv1近似表示为
同理，区域2网络的暂态能量函数及该区域中风电机组产生的虚拟暂态能量可分别表示为
区域2风电机组的有功指令ΔPv2可近似表示为
风电机组并网换流器的附加功率控制，通过调整其有功功率的参考值，进而会改变并网点的等效电导。下面依据扩展等面积法则，分析上述附加功率控制对功角首摆过程的改善原理。图8所示两区域系统的等值转子运动方程可表示为
式中，Heq＝H1×H2/HT，HT＝H1+H2；与两区互联系统等值导纳相关的其它参数可分别表示为
图9是本发明实施例两侧区域发电系统的等值功率-转子功角特性曲线，如图9所示，系统遭受暂态故障相对功角正向摆动时，从故障发生时刻到故障切除即期间，由于故障期间的电磁功率PeD远小于故障前的电磁功率Pe0，因此转子开始加速，相对功角δS开始增大，根据附加功率控制器的动态有功功率响应，在故障期间ΔPV1大于0且ΔPV2小于0时，由于GW1的增大使得G1”1增大，GW2的减小使得G'2'2减小，根据公式(20)可知，对应等值电磁功率增大，如图9所示曲线PeD1，根据扩展等面积法则可知，转子加速期间的加速能量 EA减小；在故障切除时刻到功角摇摆至最大值即[tc，tm]期间，系统的等值电磁功率大于机械功率，等值同步发电机的转子开始减速，转子角速度逐渐恢复到初始值ω0，相对功角δS继续增大，在此期间附加功率控制下，当ΔPV仍然大于0且ΔPV2小于0，GW1增大使得G″11增大，GW2的减小使得G'2'2减小，等值电磁功率曲线变为Pe1，对应减速期间的减速能量ED同样增大。等值系统的功角特性曲线如图9所示。
综上，风电机组并网换流器的功率调节方法通过检测功角摆动方向，灵活设置不同发电区域的功率调节系数，在相对功角不同摆向下，风电机组产生的虚拟暂态能量及其对首摆稳定的影响如表1所示。
表1
本发明提供的一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法，相比于传统控制方法，本发明根据两侧区域同步发电机在暂态过程中积聚的暂态能量，计算由不同发电区域中风电机组补偿的虚拟暂态能量，进而灵活设置两个区域电网中风电机组并网换流器的输入有功功率参考指令，有效提高互联系统的暂态功角首摆稳定性。利用风电机组并网换流器输出功率的可调节性，灵活输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量，通过补偿虚拟暂态能量以减小暂态故障中积聚的暂态振荡能量，增强发电系统维持功率平衡的能力，消除由于功角首摆失稳继而引发的功率振荡问题，提高系统的暂态功角稳定。本发明提供一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法，利用风电机组并网换流器输出功率的可调节性，通过补偿虚拟暂态能量以减小暂态故障中积聚的暂态振荡能量，增强发电系统维持功率平衡的能力，提高系统的暂态功角稳定性。为解决此问题，可将电网的暂态变化特征量引入电压源型并网换流器(Voltage Source Converter，VSC)的控制系统，由于并网换流器的功率控制与系统的暂态能量转化过程密切相关，利用电力电子换流器灵活可控的有功调节能力，使风电机组产生的虚拟暂态能量与同步发电机产生的固有暂态能量相抵消，从而降低系统的总暂态振荡能量。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (7)
1.一种基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1：建立包括同步发电机、双馈风电机组、并网换流器在内的IEEE四机两区互联电网系统；
步骤2：将IEEE四机两区互联电网系统内各区域常规发电机组等效为两台等值发电机SG1和SG2，并根据互联电网联络线上有功功率的传输方向，划分区域1和区域2；
步骤3：判断所述互联电网系统中双馈风电机组侧并网换流器的并网点处电网频率是否超出允许波动范围Δfref，如果是，转向步骤4，如果否，转向步骤3；
步骤4：分别检测所述区域1中等值发电机SG1的转子功角δ1和区域2中等值发电机SG2的转子功角δ2，并通过公式δS＝δ1-δ2计算所述互联电网系统的等值相对功角；
步骤5：根据风电机组并网点所接入的电气位置，判断所述双馈风电机组是否接入区域1，如果是，转向步骤6，如果否，转向步骤8；
步骤6：根据所述区域1网络的暂态能量函数确定所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量；
步骤7：根据所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量设置所述区域1中并网换流器的输入有功功率参考指令，从而输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量，并转向步骤10；
步骤8：根据所述区域2网络的暂态能量函数确定所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量；
步骤9：根据所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量设置所述区域2中并网换流器的输入有功功率参考指令，从而输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量；
步骤10：检测相对功角首摆阶段是否结束，如果相对功角仍然处于第一摆，则转向步骤4；若第一摆振荡阶段结束，则闭锁两侧发电区域的首摆功率控制器。
2.根据权利要求1所述的基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法，其特征在于，所述步骤6：根据所述区域1网络的暂态能量函数确定所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量，具体包括：
根据暂态能量函数理论，得出所述区域1网络的暂态能量函数为
根据区域1网络的暂态振荡能量最小的原理，得出所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量为
式中，Et1表示为区域1网络的暂态能量函数，EG1表示为区域1内等值发电机SG1产生的固有暂态能量，Ev1表示为区域1内的双馈风电机组产生的虚拟暂态能量，Uw1表示区域1中双馈风电机组的并网点电压，B'12表示为两台等值发电机内电势节点之间的等值电纳，G'33表示为区域1中双馈风电机组并网节点的等值自导纳，δs表示为两台等值发电机的相对功角，δ0表示为相对功角的初始值，E1表示区域1中等值发电机SG1的暂态电势，E2表示区域2中等值发电机SG2的暂态电势，ΔPv1表示为区域1中并网换流器功率控制环节的有功增量，ΔG′11表示为同步发电机SG1节点的等值自电导增量。
3.根据权利要求1所述的基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法，其特征在于，所述步骤7：根据所述区域1内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量设置所述区域1中并网换流器的输入有功功率参考指令，从而输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量，具体包括：
根据公式设置所述区域1中并网换流器功率控制环节的有功增量，从而平抑暂态故障中积聚的暂态振荡能量。
4.根据权利要求1所述的基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法，其特征在于，所述步骤8：根据所述区域2网络的暂态能量函数确定所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量，具体包括：
根据暂态能量函数理论，得出所述区域2网络的暂态能量函数为
根据区域1网络的暂态振荡能量最小的原理，得出所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量为
式中，Et2表示为区域2网络的暂态能量函数，Ev2表示为区域2内的双馈风电机组产生的虚拟暂态能量，Uw2表示区域2中双馈风电机组的并网点电压，B'12表示为两台等值发电机内电势节点之间的等值电纳，G'44表示为区域2中双馈风电机组并网节点的等值自导纳，δs表示为两台等值发电机的相对功角，δ0表示为相对功角的初始值，E1表示区域1中等值发电机SG1的暂态电势，E2表示区域2中等值发电机SG2的暂态电势，ΔPv1表示为区域1中并网换流器功率控制环节的有功增量，ΔG'22表示为同步发电机SG2节点的等值自电导增量。
5.根据权利要求1所述的基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制方法，其特征在于，所述步骤9：根据所述区域2内的双馈风电机组所需补偿的虚拟暂态能量设置所述区域2中并网换流器的输入有功功率参考指令，从而输出能够平抑系统振荡的虚拟暂态能量，具体包括：
根据公式设置所述区域2内的双馈风电机组侧的并网换流器功率控制环节的有功增量，从而平抑暂态故障中积聚的暂态振荡能量。
6.一种基于权利要求1所述的基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制系统，其特征在于，包括区域1、区域2、双馈风电机组、并网换流器、变压器T1、变压器T2和变压器T3，所述区域1包括等值发电机SG1，所述区域2包括等值发电机SG2，所述等值发电机SG1通过变压器T1连接至母线B5上，所述等值发电机SG2通过变压器T2连接至母线B6上，所述双馈风电机组依次通过所述并网换流器、变压器T3连接至母线B5或母线B6上，所述母线B5和母线B6均连接至母线B4上，所述双馈风电机组利用所述并网换流器输出功率的可调节性来减小暂态故障中积聚的暂态振荡能量。
7.根据权利要求6所述的基于虚拟暂态能量的风电电力系统暂态稳定控制系统，其特征在于，所述并网换流器为电压源换流器。
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| CN117200350A (zh) * | 2023-09-11 | 2023-12-08 | 国网江苏省电力有限公司电力科学研究院 | 一种多风机并网发电系统的阻尼贡献稳定评估方法及装置 |
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| CN108964130A (zh) * | 2018-08-16 | 2018-12-07 | 华北电力大学（保定） | 含可控惯量风电并网系统的功角首摆稳定控制方法 |
| EP3451481A1 (en) * | 2017-09-04 | 2019-03-06 | General Electric Company | System and method for preventing voltage collapse of wind turbine power systems connected to a power grid |
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2019
- 2019-04-23 CN CN201910327355.4A patent/CN110048453B/zh active Active
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