邊曉燕, 丁 煬, 買 坤, 周歧斌, 趙 耀, 唐隴軍

(1. 上海電力學院電氣工程學院, 上海市 200090; 2. 國網河北省電力有限公司滄縣供電分公司, 河北省滄州市 061000;3. 上海大學機電工程與自動化學院， 上海市 200444; 4. 國家電網華東電力調控分中心, 上海市 200120)

0 引言

近年來,隨著遠距離海上風電的規(guī)劃和發(fā)展,常采用基于電壓源換流器的柔性直流(VSC-HVDC)輸電技術向陸上交流系統(tǒng)輸送電能[1-3],這在提高輸電系統(tǒng)可控性的同時,也帶來了威脅系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的次同步振蕩(sub-synchronous oscillation,SSO)問題[4-6]:一方面,由于海上風電機組軸系各質塊的彈性系數相比傳統(tǒng)內陸風電機組而言較大[7],造成軸系的自然扭振頻率較高,在風速擾動或電網故障時,將引起風電機組軸系出現次同步扭振相互作用(sub-synchronous torsional interaction,SSTI)的風險;另一方面,由于VSC-HVDC控制裝置與風電機組控制裝置之間相互作用,削弱系統(tǒng)阻尼,由此產生機電耦合,還將引起線路功率出現次同步振蕩,對電網的穩(wěn)定運行造成新的沖擊,由于該現象是一種新型的次同步振蕩形式[8],本文將其定義為次同步裝置相互作用(sub-synchronous equipment interaction,SSEI),以便后續(xù)的研究。

與火電機組軸系扭振不同,近幾年出現的由于柔性高壓直流等快速功率調節(jié)裝置激發(fā)的SSTI是一種新型的軸系振蕩現象[9-10]。有報道稱,雙饋風電機組在實際運行中,其軸系關鍵部件齒輪箱損毀率高達40%～50%[11],軸系扭振將嚴重影響到軸系各部件的使用壽命,甚至出現軸承斷裂,造成長時間的停機[12-13]。至今,國內外關于風電機組軸系扭振的研究尚少,主要集中在形成原因及阻尼控制方面[14-17],同時,上述文獻均是針對雙饋風電機組本身出現扭振現象進行的研究。由于傳統(tǒng)風電機組軸系各質塊的彈性系數較低,軸系扭轉振蕩頻率通常處于低頻范圍,因此,目前對于海上風電場經VSC-HVDC等快速功率調節(jié)裝置并網引起的新型次同步頻率范圍內的軸系扭振方面的研究,基本屬于空白。

目前,國內外關于裝置引起的次同步振蕩的研究主要集中在火電機組領域,普遍的研究對象是由傳統(tǒng)高壓直流 (HVDC)輸電引發(fā)的汽輪發(fā)電機組的次同步振蕩問題,并已在產生機理、分析方法和抑制措施方面取得了一定的進展。但由于風電機組與HVDC和VSC-HVDC等其他有源快速控制裝置相互作用,引起功率振蕩的現象出現較晚,因此,其研究和成果還較為初步和欠缺。目前,僅在國內某柔性直流輸電示范工程調試過程中記錄過雙饋風電場接入基于模塊化多電平換流器的柔性直流(MMC-HVDC)系統(tǒng)時曾出現的振蕩頻率約為30 Hz的次同步振蕩現象[8]。文獻[8]針對此問題,理論分析并推導了次同步分量電流在MMC-HVDC系統(tǒng)中的傳播機制,但尚未對其產生機理和影響因素進行深入研究。此外,文獻[18-19]也針對風電機組經HVDC并網時出現的次同步振蕩進行了初步的討論,并得到該功率振蕩是由于風電機組變頻器與HVDC相互作用引起的結論,但缺少定量計算和定性的機理分析,無法準確揭露裝置引起的風電機組次同步振蕩特性。

基于此,針對現有研究的不足之處,本文將海上雙饋風電場與VSC-HVDC輸電系統(tǒng)相互作用引發(fā)的兩種次同步振蕩作為研究對象,對SSTI與SSEI的產生和抑制進行了定性的機理分析,揭示了兩種次同步振蕩的阻尼特性;并基于信號測試法提出了雙饋風電機組附加勵磁阻尼控制器(以下簡稱DFIG-SEDC)和柔性直流輸電系統(tǒng)次同步阻尼控制器(以下簡稱VSC-SSDC)的協(xié)同阻尼抑制措施;最后,通過DIgSILENT/PowerFactory仿真平臺,分別從風速擾動和系統(tǒng)故障兩個角度對所提抑制方法的正確性進行了驗證。

1 風電場與VSC-HVDC并網系統(tǒng)數學模型

由于SSTI和SSEI主要與風電機組軸系、變頻器控制以及VSC-HVDC系統(tǒng)之間相互作用有關,為準確研究SSTI與SSEI振蕩特性,建立風電機組軸系、轉子側變頻器以及VSC-HVDC系統(tǒng)數學模型,風電機組及VSC-HVDC控制等其余部分模型見文獻[20]和附錄A圖A1和圖A2及式(A1)—式(A4)。

1.1 雙饋風電機組數學模型

1.1.1風輪與傳動軸系模型

雙饋風電機組相較同步機而言,軸系剛度較低,屬于柔性連接,存在固有的扭振模式[16]。其中,風電機組機械傳動系統(tǒng)中的慣量源是風輪和發(fā)電機轉子,齒輪箱的齒輪僅占相對很小的一部分,在分析軸系振蕩時,常忽略齒輪慣性,僅考慮其變速比[21-22]。因此,本文采用傳動軸連接的雙質塊模型,即將風輪、輪轂和齒輪箱等效為一質量塊,將發(fā)電機等效為另一質量塊,同時,將齒輪箱微弱的轉動柔性等效至中間傳動軸來進行研究,其軸系結構見附錄B圖B1。

以標幺值系統(tǒng)的狀態(tài)方程描述風電機組軸系的兩質塊模型[23]為:

(1)

式中:Ht和Hg分別為風輪慣性系數和發(fā)電機慣性系數;ωt和ωr分別為風輪轉速和發(fā)電機轉速;θs為軸系扭轉角度;Ks為軸系的剛度系數;Tm和Te分別為風輪側機械轉矩和發(fā)電機側電磁轉矩;Dt和Dg分別為風電機組和發(fā)電機轉子的阻尼系數；fe為電網額定頻率;pn為發(fā)電機的極對數。

1.1.2轉子側變頻器和網側變頻器控制模型

轉子側變器采用定子磁鏈定向控制,對雙饋感應發(fā)電機(DFIG)定子輸出的有功功率(或電磁轉矩)和無功功率(或電壓)進行解耦[24]。本文采用有功功率和電壓的解耦控制進行建模,其控制框圖參見文獻[24],動態(tài)模型為:

(2)

(3)

式中:Ps和Pref分別為輸入轉子側變頻器的定子有功功率和有功功率參考值;sr為轉子滑差;ωs為同步轉速;Lm為定、轉子之間的互感;Lrr為Lm與轉子漏感之和;id,s和iq,s分別為發(fā)電機定子注入電流在d軸和q軸上的分量;id,r和iq,r分別為轉子電流在d軸和q軸上的分量;us為指定母線電壓;xλ為轉子側變頻器中間控制變量，λ=1,2,3,4;Kpλ和Kiλ分別為轉子側變頻器相應狀態(tài)變量的比例系數和積分系數;下標ref表示在相應分量上的控制參考值。

網側變頻器采用電網電壓定向控制對變頻器與電網間的功率進行解耦,其控制框圖見文獻[24],動態(tài)模型為:

(4)

(5)

式中:id,g和iq,g分別為網側變頻器電流在d軸和q軸上的分量;xλ(λ=5,6,7)為網側變頻器中間控制變量;Kpλ和Kiλ分別為網側變頻器相應狀態(tài)變量的比例系數和積分系數;uDC為變頻器直流環(huán)節(jié)兩端電壓;XTg為連接網側變頻器和網絡的變壓器電抗。

1.2 VSC-HVDC系統(tǒng)數學模型

將VSC-HVDC系統(tǒng)的交流電壓和電流通過Park變換轉到dq同步旋轉坐標系下,忽略諧波只考慮基波分量,在dq坐標系下建立VSC-HVDC數學模型為:

(6)

式中:下標γ代表換流站標號(γ=1,2);idγ和iqγ分別為兩個換流站輸出交流電流的d軸和q軸分量;us,dγ為交流系統(tǒng)1和2兩側的母線電壓(由于本文采用交流系統(tǒng)電壓基波定向矢量控制,故us,qγ=0);Ld和Rd分別為直流輸電線的等效電感和等效電阻；ud1和ud2分別為兩個換流站的直流母線正負極間電壓;id為兩個換流站間傳輸的直流電流;Kγ為直流電壓利用系數;δγ為換流站輸出電壓與系統(tǒng)電壓之間的夾角;ωγ為交流系統(tǒng)1和2兩側的角頻率。

針對風電場側和電網側的控制目標,本文風電場側VSC采用P-Q控制,網側VSC采用Q-Vdc控制,詳細的控制模型見附錄A圖A1和圖A2。

2 海上雙饋風電場經VSC-HVDC并網次同步振蕩機理分析

2.1 SSTI與SSEI特征值分析

當雙饋風電機組選用兩質塊模型時,軸的彈性系數計算如下:

(7)

式中:Dsh為軸的直徑;L為長度;G為剪切模量。

其軸系自然振蕩頻率為:

(8)

式中：ω0為系統(tǒng)同步角速度。

本文軸系參數見附錄B表B1。其中,基準頻率為50 Hz,極對數為2,其具體機械參數詳見附錄B表B2?？紤]到海上風電機組采用較大型的風力渦輪機,槳葉偏大,故軸系質塊間彈性系數相較傳統(tǒng)內陸風電機組有所增加[20]。本文彈性系數的標幺值Ks為5,經式(8)可計算得到風電機組軸系自然扭振頻率為5.56 Hz。

建立并網系統(tǒng)小信號分析的特征矩陣方程為:

(9)

式中:Asys為系數矩陣;Δx為狀態(tài)變量。

狀態(tài)變量Δx主要由兩部分組成,分別為雙饋風電機組部分狀態(tài)變量ΔxDFIG=[Δωt, Δωr,Δθs, Δψd，s,Δψq,s, Δψd,r,Δψq,r,Δid,r, Δiq,r,Δid,g,Δiq,g,ΔuDC,Δus,Δx1,Δx2,Δx3,Δx4,Δx5,Δx6,Δx7]T和VSC-HVDC的部分狀態(tài)變量ΔxVSC-HVDC=[Δid1,Δiq1,Δid2,Δiq2,Δud1,Δud2,Δid,ΔQw,ΔPw, Δid,w′,Δiq,w′,ΔQg,Δuac,Δid,g′,Δiq,g′,Δx8,Δx9,Δx10,Δx11,Δx12,Δx13,Δx14,Δx15]T,其中，ψd,s和ψq,s分別為定子磁鏈在d軸和q軸上的分量;ψd,r和ψq,r分別為轉子磁鏈在d軸和q軸上的分量。求解特征方程得到特征值,其中有7對為振蕩模式,如表1所示。

表1 主要振蕩模式Table 1 Main oscillation modes

表1中模式2的振蕩頻率為5.76 Hz,與計算得到的風電機組自然扭振頻率接近,因此對應系統(tǒng)的次同步軸系扭振模式,即SSTI;模式1,5,6的振蕩頻率分別為14.10 Hz,47.22 Hz,19.27 Hz,均屬于次同步振蕩范圍,但模式5和6的實部偏離虛軸較遠,阻尼比ξ>0.1,因此動態(tài)穩(wěn)定程度較好,滿足穩(wěn)定運行的要求,而模式1的實部偏離虛軸較近,且阻尼比ξ<0.1,發(fā)生次同步振蕩的風險較高[25],因此,是不穩(wěn)定的次同步振蕩模式。

對于第i對共軛特征值λi=σi±jωi,根據參與因子Pki=UkiVki,其模值|Pki|的大小代表了第k個狀態(tài)變量對第i個振蕩模式的參與程度[9]。Uki和Vki分別代表關于特征值λi的左右特征向量的

表2 次同步振蕩模式參與因子Table 2 Participation factors of subsynchronous oscillation modes

由表2可知,模式1與Δx1,Δx2,ΔQw強相關;模式2與Δωt和Δx2強相關,附錄C圖C1為兩種振蕩模式各自的參與因子分布圖。計算模式1關于Δx1,Δx2,Δx5,Δx10的相關比得ρi=1.007≥1;計算關于Δωt的相關比得ρi=0.115<1,說明參與模式1的主要是與風電機組和VSC-HVDC變頻器控制裝置相關的狀態(tài)變量,而與發(fā)電機軸系固有振蕩頻率無關。因此,模式1對應系統(tǒng)SSEI模式,即SSEI。

2.2 對海上雙饋風電場經VSC-HVDC并網次同步振蕩現象的解釋

由上述分析可知,海上雙饋風電場經VSC-HVDC并網,主要存在SSTI和SSEI兩種振蕩模式。當線路遭受頻率為fe的擾動電流Δisub時,一方面,雙饋風電機組定子側將產生頻率為f0-fe(其中f0為系統(tǒng)頻率)的次同步電流分量Δid,s,sub和Δiq,s,sub,該次同步頻率分量的電流一部分在發(fā)電機內建立次同步頻率的旋轉磁場,進而在轉子側感應出頻率為f0-fe的次同步電流Δid,r,sub′和Δiq,r,sub′,另一部分則會引起網側電壓和電流在d軸和q軸上的波動,產生Δud,g,sub,Δuq,g,sub和Δid,g,sub,Δiq,g,sub。Δud,g,sub,Δuq,g,sub和Δid,g,sub,Δiq,g,sub作為DFIG變頻器控制系統(tǒng)的輸入量,對轉子側變頻器控制系統(tǒng)產生影響,進而再次作用于發(fā)電機的轉子繞組,產生新的次同步振蕩電流,與之前直接在轉子繞組中感應的次同步電流相疊加,最終在轉子側形成頻率為f0-fe的次同步電流分量Δid,r,sub和Δiq,r,sub,同時也將引起頻率為f0-fe的交變電磁扭矩,若該交變扭矩的頻率與雙饋風電機組的軸系固有扭振頻率相接近,將引起強烈的軸系扭振現象,即SSTI。另一方面,擾動電流Δisub也將帶來有功和無功功率的波動,產生ΔPw,sub和ΔQw,sub,并作為控制環(huán)節(jié)的輸入量進入VSC-HVDC整流側,引起控制系統(tǒng)的快速響應,進而引發(fā)整流側電流波動,產生Δid1,sub和Δiq1,sub,電流的改變經過交流網絡的傳送將引起次同步振蕩形式的交流功率波動,即SSEI,同時也將導致發(fā)電機電磁轉矩ΔTe的變化,并最終反映到機組的軸系上,其具體傳播過程詳見附錄C圖C2。

2.3 次同步振蕩特性分析

由參與因子值可知,風輪轉速和轉子側變頻器有功功率控制環(huán)節(jié)比例—積分(PI)參數是影響SSTI和SSEI振蕩特性的兩個重要因素。其中,轉子側變頻器有功控制解耦側共有4個控制參數:外環(huán)有功功率控制的比例系數和積分系數Kp1和Ki1,內環(huán)電流控制的比例系數和積分系數Kp2和Ki2。選取其中一個為變量,其他參數保持不變,得到該參數改變下的系統(tǒng)兩個振蕩模式根軌跡,并通過根軌跡判斷風電場參數變化對SSEI和SSTI阻尼特性的影響。

2.3.1Kp1和Ki1對阻尼特性的影響

當風電機組穩(wěn)態(tài)運行時,Kp1=5,Ki1=50。保持其他參數不變,分別改變Kp1和Ki1的取值,其中,Kp1最小值取1,最大值取15;Ki1最小值取2.5,最大值取500,分別求得SSEI與SSTI模式的根軌跡變化曲線,如圖1(a)和(b)所示。由圖1(a)和(b)可知,SSEI與SSTI的振蕩頻率和阻尼水平基本不受Kp1和Ki1的影響。通過局部放大可知,隨著Kp1和Ki1的增大,SSEI與SSTI的特征根均小范圍地向虛軸靠近,系統(tǒng)穩(wěn)定性有一定的提高。

圖1 不同參數改變時各振蕩模式的根軌跡Fig.1 Root locus of each oscillation mode when different parameters are changed

2.3.2Kp2和Ki2對阻尼特性的影響

穩(wěn)態(tài)運行時,Kp2=0.2,Ki2=20。保持其他參數不變,分別改變Kp2和Ki2的取值,其中Kp2最小值取0.05、最大值取0.7,Ki2最小值取12、最大值取40,分別求得SSEI與SSTI模式的根軌跡變化曲線,如圖1(c)和(d)所示。由圖1(c)可知,對于SSEI,當Kp2增加時,特征根實部逐漸向虛軸靠近,正阻尼減小,系統(tǒng)穩(wěn)定性減弱,甚至當Kp2取最大值0.7時,特征根實部由負變?yōu)檎?呈現負阻尼水平;當積分系數Ki2改變時,系統(tǒng)特征根實部變化不明顯,振蕩頻率有一定程度的改變。由圖1(d)可知,對于SSTI,當比例系數Kp2和積分系數Ki2增加時,特征根實部也有所增加,但始終處于左半平面,保持在正阻尼水平,并且扭振頻率也有一定程度的改變。

由此可見,轉子側變頻器內環(huán)電流控制參數對系統(tǒng)振蕩模式阻尼水平的影響程度較大,并且隨著比例系數Kp2的增大,系統(tǒng)存在負阻尼的風險。

2.3.3ωt對阻尼特性的影響

穩(wěn)態(tài)運行時,ωt=2.3 rad/s。保持其他參數不變,改變ωt的取值,最小值取1.2 rad/s,最大值取4.5 rad/s,分別求得SSEI與SSTI模態(tài)的根軌跡變化曲線,如圖1(e)所示。由圖1(e)可知,風輪轉速的改變對軸系扭振模式的影響較大,而對次同步振蕩模式的影響較小。當ωt由大減小時,SSTI的特征根向虛軸移動,正阻尼減小,系統(tǒng)穩(wěn)定性減弱。說明風輪轉速只對與風電機組軸系相關的扭振模式產生影響,而對其他振蕩模式沒有影響。

3 協(xié)同阻尼控制器設計

為了抑制由海上雙饋風電場經VSC-HVDC并網引起的新型次同步振蕩,本文借鑒傳統(tǒng)火電機組阻尼控制器的控制原理,基于信號測試法設計了一種源—網協(xié)同附加阻尼控制器[25],即采用DFIG-SEDC與VSC-SSDC協(xié)調控制的方法來改變機組軸系的次同步扭矩關系,提高系統(tǒng)的電氣阻尼水平,抑制次同步振蕩。

3.1 源—網協(xié)同阻尼控制原理

DFIG-SEDC與VSC-SSDC是根據不同的原理對系統(tǒng)的次同步振蕩現象進行抑制。由第2節(jié)參與因子中強相關狀態(tài)變量可知:在風電場側,影響振蕩的主要是Δωt,Δx1,Δx2;而在VSC-HVDC側,影響振蕩的主要是ΔQw和Δx10。因此,通過強相關狀態(tài)變量進行初步選址,分別選在DFIG勵磁裝置和VSC整流站實施阻尼控制。DFIG-SEDC通過調節(jié)風電機組勵磁電壓信號,產生ΔTSEDC,來抑制電源側的軸系扭振。VSC-SSDC通過調節(jié)VSC整流側外環(huán)定功率控制的無功參考信號,產生ΔTSSDC,來抑制電網側的次同步振蕩。兩者產生的ΔTSEDC和ΔTSSDC與原電磁轉矩ΔTe合成可得到新的ΔTe′,使得ΔTe′與Δω的相位差恢復到0°～90°以內,即向系統(tǒng)提供一個正的電氣阻尼[26],以抑制次同步振蕩的發(fā)生。

3.2 DFIG-SEDC的設計

借鑒傳統(tǒng)火電機組勵磁系統(tǒng)附加阻尼控制器的設計思想[27],在雙饋風電機組轉子勵磁電壓的q軸分量上施加一個附加電壓控制信號,產生次同步頻率阻尼轉矩抑制次同步振蕩,DFIG-SEDC的控制原理和結構見附錄D圖D1和D2。

在DFIG-SEDC的結構確定后,需要確定適當的各環(huán)節(jié)參數。為使隔直濾波環(huán)節(jié)對相位補償的影響盡量小,一般取隔直濾波環(huán)節(jié)時間常數TW1=5 s;限幅環(huán)節(jié)取為±0.1(標幺值)[28];VSC-SSDC待補償相位的整定計算參考文獻[29],其中,相位補償環(huán)節(jié)超前/滯后時間常數T1和T2的確定參照下式:

(10)

式中:fc為模態(tài)頻率;φ為待補償頻率對應處的滯后相位。

3.3 VSC-SSDC的設計

選取整流站交流母線電壓作為輸入,經測量環(huán)節(jié)和鎖相環(huán)(PLL)環(huán)節(jié)得到系統(tǒng)的頻率偏差Δf,將采集到的Δf作為GVSC-SSDC的輸入信號,經隔直、相位補償、增益、限幅環(huán)節(jié)后得到輸出的無功附加控制信號QSSDC,并將其疊加到VSC-HVDC整流站外環(huán)控制器的無功參考值上,VSC-SSDC的控制原理和結構見附錄D圖D3和圖D4。VSC-SSDC的結構確定后,其各環(huán)節(jié)參數確定方法同DFIG-SEDC相類似,此處不再贅述。

4 仿真驗證

為驗證上述理論的正確性,本文采用工程中最典型的點對點供電方式進行等值,其系統(tǒng)模型見附錄E圖E1。利用DIgSILENT/PowerFactory平臺搭建如圖E1所示的系統(tǒng)仿真模型,其中,風電場采用18臺雙饋風電機組并行等效而成,每臺容量為5 MW;整流站和逆變站的額定容量分別為100 MW和200 MW;直流電壓等級為±150 kV。

4.1 測試信號法分析

采用復轉矩系數法的時域仿真實現,即測試信號法[30]進行仿真,計算系統(tǒng)在不同頻率擾動下的電氣阻尼系數De(f),判斷VSC-HVDC是否會與海上雙饋風電機組相互作用產生次同步振蕩。同時,計算得到發(fā)電機電磁轉矩變化量ΔTe相較轉速偏差Δω的滯后相位差φ,為下一步的協(xié)同阻尼控制器參數設定提供參考,計算結果見附錄E圖E1和圖E2。分析結果可知:在風電機組軸系自然扭振頻率(f=5.76 Hz)及系統(tǒng)次同步振蕩頻率(f=14.10 Hz)下,系統(tǒng)電氣阻尼系數De為負,因此,當系統(tǒng)遭受機械阻尼不足或擾動時,存在發(fā)生SSTI與SSEI的風險。同時,在14.10 Hz和5.76 Hz處的滯后相位分別為105°和159°。根據3.2節(jié)式(10),計算得到DFIG-SEDC與VSC-SSDC控制器相關參數,結果見附錄E表E1。

選擇典型的運行方式對電網進行特征值分析,驗證協(xié)同阻尼控制器DFIG-SEDC與VSC-SSDC的抑制效果,結果如表3所示?？芍?當系統(tǒng)中不含DFIG-SEDC和VSC-SSDC時,特征根的實部雖都為負,但偏離虛軸距離較近,系統(tǒng)的穩(wěn)定性較差;單獨加入DFIG-SEDC或VSC-SSDC時,特征根距虛軸距離有所增加,系統(tǒng)的穩(wěn)定性得到一定程度的提高;同時加入DFIG-SEDC和VSC-SSDC時,系統(tǒng)兩個振蕩模態(tài)特征根實部均明顯減小,距離虛軸較遠,系統(tǒng)的穩(wěn)定性得到顯著的改善。

表3 不同情況下模態(tài)頻率對應的特征值Table 3 Eigenvalues of modal frequency in different conditions

4.2 時域仿真

為了進一步分析比較源—網協(xié)同附加阻尼控制器DFIG-SEDC與VSC-SSDC對系統(tǒng)次同步振蕩的抑制效果,利用已搭建的時域仿真測試系統(tǒng),研究不同故障情況下風電場輸出有功功率的動態(tài)變化響應。

1)風速變化

設置海上風電場的初始風速為11 m/s,在1.25 s時施加大風速擾動,持續(xù)0.25 s。圖2(a)為加入阻尼控制前后,風電場輸出有功功率的變化曲線。由圖2(a)可知,當系統(tǒng)中無阻尼控制時,風電場輸出有功功率變化基本為等幅振蕩,衰減緩慢;與不采用阻尼控制相比,單獨加入DFIG-SEDC或VSC-SSDC時均有一定程度的抑制效果。同時加入DFIG-SEDC和VSC-SSDC時,風電場輸出有功功率能在最短時間內達到穩(wěn)定,顯著降低了系統(tǒng)發(fā)生SSEI和SSTI的風險,同時,也驗證了當電源側發(fā)生擾動,采用協(xié)同阻尼控制器能夠明顯提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

2)系統(tǒng)故障

設置在1.25 s時,母線U2(連接交流電網的母線)上發(fā)生三相短路,故障持續(xù)0.25 s后清除,圖2(b)為加入阻尼控制前后,風電場輸出有功功率的變化曲線。由圖2(b)可知,系統(tǒng)中無阻尼控制時,風電場輸出有功功率變化波動幅值較大,衰減較慢;單獨采用DFIG-SEDC或VSC-SSDC時,輸出有功功率收斂速度有所加快;同時加入DFIG-SEDC和VSC-SSDC時,輸出有功功率衰減速度明顯加快,與之前的特征值分析結果相一致。同時,驗證了當電網側發(fā)生故障時,采用協(xié)同阻尼控制器也能較好地改善系統(tǒng)的穩(wěn)定性,抑制次同步振蕩的產生。

5 結語

本文針對大型海上雙饋風電場經VSC-HVDC并網出現的新型次同步振蕩現象展開研究,得到以下結論。

圖2 不同擾動下采用阻尼控制和未采用阻尼控制的風電場輸出有功功率動態(tài)響應Fig.2 Dynamic responses of active power output in wind farm with and without damping control under different disturbances

1)海上雙饋風電場經VSC-HVDC并網的次同步振蕩問題主要表現為SSTI及SSEI兩種,主要與雙饋風電機組轉子側變頻器內環(huán)電流控制參數及風輪轉速有關。

2)當轉子側變頻器內環(huán)控制環(huán)節(jié)比例系數Kp2和積分系數Ki2增大時,SSTI和SSEI兩個振蕩模式的特征根均向虛軸移動,系統(tǒng)穩(wěn)定性降低;當Kp2取值較大時,甚至會出現失穩(wěn)。此外,風輪轉速ωt對SSTI的影響較大,隨著ωt的減小,SSTI模式的特征根實部向虛軸靠近,容易引起SSTI。

3)利用本文提出的協(xié)同附加阻尼控制器,當同時使用DFIG-SEDC和VSC-SSDC時,系統(tǒng)振蕩迅速衰減,比單獨使用兩者抑制效果更為顯著,并且適用于電源和電網側故障情況。

隨著多端直流輸電技術的逐漸發(fā)展以及電力電子裝置在電力系統(tǒng)中的廣泛應用,電力系統(tǒng)電力電子化的趨勢逐漸顯現。數量龐大的變流器以及機—網運行方式的多樣化將對系統(tǒng)建模和分析帶來新的挑戰(zhàn)。因此,下一步工作亟須探索一種適用于復雜電力系統(tǒng)建模的可循之徑,針對新能源參與的機—網多運行方式下多變流器大電網的次同步穩(wěn)定性問題開展進一步的研究。

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