提升风电接入弱电网暂态稳定性的风电场无功控制策略的制作方法

本发明涉及电力系统暂态稳定领域，具体涉及一种弱电网条件下大规模风电接入暂态稳定性能提升策略。

背景技术：

目前甘肃电网已经形成的远距离输电系统具有：“风光电比例高、送端负荷小、送端电网薄弱、外送线路距离长”几大特征，送端电网电源内部消化较小，主要依靠外送线路输送。在正常运行方式下，风电随机性、波动性已经造成电网无功电压的控制困难等问题。由于部分风电机组不具备低电压穿越能力，个别风电场的电压跌落直接导致在变电站并网的其他风电场机组大量脱网，风电场事故的相互影响问题更加突出。由于风电送出的750kv双回线路长达近1000km，属于典型的弱电网结构，风电机组的大规模脱网导致系统电压、频率的大幅度波动，直接威胁电力系统的安全稳定运行。对高比例风电集中接入弱电网的暂态失稳机理进行研究，并提出暂稳提升策略，是研究中的难点。现有并网标准中的风电场故障穿越相关指标是以强电网作为假设条件。因此仅仅按照电网标准提供无功电流并不能保证弱电网下风电场的电压稳定性。电网越弱，风电场电压静态稳定极限和有功功率传输极限越小。在故障清除后电网恢复的暂态过程中，风电机组可能因锁相环瞬态误差变大而暂时失控，从电网吸收无功功率。并且在恢复过程中，变压器以及鼠笼电动机等设备也会大量从电网吸收无功，系统很容易因为无功的失衡而发生电压崩溃现象。因此有必要对弱电网下风电场的故障穿越性能进行详细的研究，而直驱永磁风电机组是国内主流风电机组类型，其故障穿越性能较双馈类型更好，因此提出一种基于直驱永磁风电机组的暂态无功补偿策略。

技术实现要素：

提出弱电网条件下大规模风电接入暂态稳定分析方法，分析暂态电压稳定性和暂态功角稳定性的交互影响机理。弱电网一般传输线路长，电网内抗大，电压易受到电压源型变换器功率变化或电网扰动的影响，对并接的同步机组输出功率以及功角稳定极限产生影响。当扰动发生后，风机有功输出波动不大，从而不影响其余同步机组的暂态不平衡能量。线路扰动切除后，沿线路各点电压得不到强支撑，会使得暂态能量函数中的功率功角减速面积缩小，系统稳定裕度减小。提出一种提升大规模风电接入弱电网暂态稳定性的风电场无功控制策略，分为机组和风电场2个层面：在机组层面，风机采用无功优先控制，在网侧变流器输出的有功电流控制环节加入限流控制；在风电场层面，基于暂态能量法计算暂态不平衡能量预测值，并计算暂态电压稳定裕度，调整不同直驱风电机组无功出力，并将无功调节指令下达给各机组。

永磁直驱风电系统双pwm变换器在常规控制策略下发生暂态故障时，直流母线电压波动幅度较大、控制系统的响应速度较慢，并且无功补偿模块不能发挥最大效应，这将不利于系统的安全、稳定运行。提出了一种直驱风电机组的暂态无功补偿措施，直流电压在电网故障扰动前后始终由不受电网故障干扰的机侧变流器控制，稳定性更好；由于输出有功与无功功率的控制同在网侧变流器中完成，易于在故障穿越过程中对其协调控制；该控制策略无需增加直流卸荷电路。在电压下降后能发出一定的无功，无功值与风电场电压稳定裕度有关，使得电压快速恢复，增大同步机组减速面积，减小功角首摆值，传输线路阻抗增大后，采用所提附加控制策略的方式下的最大切除极限时间始终高于未采用附加控制策略的方式。将非同步电源占比高，导致交流系统旋转惯性低。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中:

图1为弱电网等效电路图；

图2为弱电网条件暂态能量函数特性曲线；

图3为直驱风电机组机侧变流器外环控制结构图；图中为d轴电流参考值。为q轴参考电流值。

图4为直驱风电机组网侧变流器外环控制结构图；为有功优先策略下定子d轴电流；为有功优先策略下定子q轴电流；vg为机端电压；为机端电压参考值；psel为最大功率控制参考功率值；iemax为定子电流上限值；为无功优先策略下定子d轴电流；为有功优先策略下定子q轴电流。为定子电流参考值。

图5为弱电网简化模型；

图6为2种运行方式下风电场输出无功功率；

图7为2种运行方式下母线b1电压；

图8为二种运行方式下火电机组g1的功角曲线；

图9为二种运行方式下火电机组g1的输出功率；

图10为专利流程示意图。

具体实施方式

弱电网和强电网通常依据短路比(scr)进行定义划分，一般认为scr值大于20～25时的电网为强电网，scr值小于6～10时的电网为弱电网，下式是scr的计算公式。

sn为电网的额定容量；ssc为短路容量；ug为风电场出口电压；xz为线路阻抗；pg为风电场容量。

弱电网一般有两方面特征：

1、传输线路长，导致电网内抗大；

2、非同步电源占比高，导致交流系统旋转惯性低。满足以上任一点就可以称为弱电网。

弱电网对应的电网阻抗通常较低，感抗变化较大，传输线路所受扰动较大，长线路使电网内抗增大、系统变弱，公共连接点电压受到电压源型变换器功率变化或电网扰动的影响，不是恒定量。风机控制系统影响功率输出从而影响到pcc电压，pcc电压的变化又可影响到风机控制系统的稳定性。相较鼠笼风电机组和双馈风电机组，直驱风电机组使用全功率背靠背变流器，能够为输出无功功率提供更大的容量支撑。当风电场通过弱电网向外输送功率时，风电机组电压稳定裕度随电网强度的变化而变化。忽略线路电阻，可得到风电机组有功p和无功q的传输公式为

p＝(vgugsinθwt)/x

vg为风电机组机端电压，θwt为电压相角，x为线路阻抗。

式中，x为风电场集电线路阻抗和电网阻抗之和。将θwt消去可得

定义风电机组电压稳定裕度

在电力系统稳定计算中，同步机组的运行方程以及功角曲线如下式。但风光接入会对同步机组系统的功角、电压产生影响，由于风电、光伏在暂态过程中几乎不产生加速能量，而火电机组会提供很大的加速能量。

ω为转子角速度和同步速的偏差，δ为转子角，pm为机械功率，pe为电磁功率，xz为系统总电抗，m为发电机惯性时间常数。

系统在稳态δ＝δ0,功角特性为初始运行点为δ0，当一回线路短路接地后，功角特性变为转子角δ增大,运行至δc时故障线路切除，功角曲线变为此时转子开始减速，δu对应最大减速面积，δc对应加速面积，如果最大减速面积大于加速面积,则系统功角经过振荡最终稳定在δ＝δs。风电接入系统后，导致同步系统的节点电压、功角特性发生变化。风电机组不存在功角稳定问题，当扰动发生后，风机有功输出波动不大，从而不影响其余同步机组的暂态不平衡能量。由于在大规模风机接入弱电网环境中，线路扰动切除后，沿线路各点电压得不到强支撑，会使得减速面积缩小至a，减小了稳定裕度。所以在扰动切除后，还应对无功进行适量补偿，以增加减速面积。而同步机组的功角动态行为由转子运动方程唯一决定，转子的物理位置与功角严格对应。

提出了一种直驱风电机组的暂态无功补偿措施，在电压下降后能发出一定的无功，根据无功使得电压快速恢复，增大同步机组减速面积，减小功角首摆值，传输线路阻抗增大后，采用所提附加控制策略的方式下的最大切除极限时间始终高于未采用附加控制策略的方式。图6为提出的永磁直驱风电机组新型控制策略图，其中机侧变流器控制直流电容电压及发电机定子交流电压，而网侧变流器实现最大功率跟踪及系统侧无功与电压控制。直流电压在电网故障扰动前后始终由不受电网故障干扰的机侧变流器控制，稳定性更好；由于输出有功与无功功率的控制同在网侧变流器中完成，易于在故障穿越过程中对其协调控制。风电场通过对每台直驱风电机组的电压稳定裕度计算，并以风电场电压最大稳定概率为目标函数，计算每台机组的最大无功补偿量。

为维持直流电压稳定，机侧变流器外环采用直流电压控制和定子电压控制。根据直流母线电压的偏差，直流电压环利用pi控制器调节输出电机定子有功电流参考指令使pmsg自动调整输出的电磁功率ps与网侧输出有功pg相等，进而将直流侧功率的不平衡转化为pmsg的机械功率pm和电磁功率ps不平衡，即将电容器充放电所引起的直流电压波动转化为pmsg动能变化引起的转速波动。该控制策略可有效抑制电网电压跌落时直流电压的波动，实现pmsg风电机组的低电压穿越，并且不必增加外部硬件电路和附加的直流电压控制环节。

网侧变流器通过判断电网电压vg实现网侧有功和无功功率的协调控制。当电网电压正常时，为有功优先的最大功率跟踪控制，即在对有功和无功电流限幅时，首先满足有功电流；电网电压发生跌落时，采用无功优先控制，在网侧变流器输出的有功电流控制环节加入限流控制，防止有功电流突变所引起的直流侧电容充放电电流的突变，从而有效抑制因网侧变流器工作模式切换而引起的直流电压的波动。

在电压跌落过程中风电机组只是对系统提供一定的无功支持，不能使并网点电压恢复到额定值，不再采用pi控制，而是根据风电场电压稳定极限水平k调节网侧变流器的无功电流，改善电压跌落情况。暂态过程中风电机组将自身出力电压等数据传输至风电场控制系统，风电场控制系统通过计算风电场内不同直驱风电机组的暂态电压失稳裕度，进行优化计算，调节各机组的无功补偿方式与补偿量，使得机侧控制系统快速做出响应,充分利用直驱风电机组自身的暂态控制能力。

在电压跌落中单台直驱永磁风电机组注入电力系统的动态无功电流为下式，iq≥1.3×(0.9-k)in，in为风电场额定电流，iq为无功电流。无功优先控制时的无功电流根据上式计算得到。

在简单弱电网下风机进行暂态稳定仿真，仿真使用电力系统分析软件psasp，基准功率为100mw。建立单机无穷大模型，如图5所示，系统通过升压变压器，由长线路接入大系统。系统参数：b1母线电压为38.5kv，b2母线电压为230kv,机组g1、g2额定有功出力为80mw，变压器1、变压器2阻抗为0.001+0.02j，变压器3阻抗为0.002+0.04j，线路z1、z2阻抗0.008+0.1j。b1为公共连接点。经计算短路容量为2.32，满足弱电网定义条件。

建立直驱风电机组模型，同步机组为考虑e″q、e″d、e′q电势变化的5阶模型。考虑2种运行方式：

方式1：g1为装机容量为80mw的火电机组。g2为出力为80mw的风电场，由40台2mw的直驱风机组成，不采用所提附加控制策略。风电机组出口电压为0.69kv。

方式2：g1为装机容量为80mw的火电机组。g2为出力为80mw的风电场，由40台2mw的直驱风机组成，采用所提附加控制策略。

根据《电力系统安全稳定导则》第一级安全稳定标准的规定，计算采取的故障集主要为元件n-1故障。1秒时一回线路50％处发生三相短路故障，1.2秒时故障线路三相跳开，之后单回线运行。二种情况的系统暂态响应如下图所示。

故障期间机端三相电压发生跌落，直驱风电机组进入低电压穿越模式，图6、图7为2种运行方式下风电场输出无功和b1母线电压。故障切除后，由于弱电网电压支撑弱，电压恢复较慢。通过网侧变流器注入无功，采用附加无功控制策略的直驱风机在故障发生后发出无功量多于同步机组,所以电压升高较快。

上述二种情况下同步机组g1的功角曲线代表了二种不同能源类型对电网的影响。图8、图9为g1火电机组的功角响应以及有功出力响应。故障切除后方式二下电压恢复较快，电压暂态性能更好。由于同步机组g1输出功率与电压的乘积成正比，有功输出升高速度较方式一更快。在第一个摇摆周期内g2机组有功输出高于方式一。由等面积法则可知，方式二的g1同步机组加速面积大于方式一，功角振荡幅度小于方式一，二种方式下功角第一摆分别为61.63°、47.04°。风电场采用附加控制策略后对功角可以产生有益的影响。

分别逐渐增大线路阻抗，计算最大切除时间。从结果可以看出，随着线路阻抗的增加，二种方式下最大切除时间均呈单调下降趋势，而采用附加控制策略的情况最大切除时间更少。

表1不同线路阻抗下的最大切除时间

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都应涵盖在本发明的保护范围之内。