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基于虚拟功角-励磁双环架构的构网型 虚拟 PSS 控制方法

发布时间:2022-11-20 16:29
目 录
摘 要 I
Abstract II
第 1 章 绪 论 1
1.1课题背景及研究的目的和意义 1
1.2课题研究现状 2
1.2.1主动支撑控制研究现状 2
1.2.2电力系统低频振荡研究现状 4
1.3论文主要工作及章节安排 6
第 2 章 基于同步发电机三阶模型的主动支撑控制策略 8
2.1引言 8
2.2同步机标准三阶模型的主动支撑控制框图 8
2.2.1同步机标准三阶模型 8
222虚拟调速器环节 10
223虚拟阻抗环节 10
2.2.4内环控制器框图 11
2.3单机无穷大系统线性化模型 14
2.4四机两区系统仿真验证 11
2.5本章小结 13
第3章 基于虚拟功角-励磁双环的虚拟PSS控制方法 14
3.1引言 14
3.2主动支撑型VSC附加虚拟双PSS方法 17
3.2.1无附加阻尼控制系统功率振荡分析 17
3.2.3虚拟励磁PSS原理 19
3.2.2虚拟功角 PSS 原理 20
3.3主动支撑型VSC附加虚拟双PSS参数配置 21
3.4虚拟双PSS控制对系统振荡模式的影响 24
3.4.1无附加阻尼控制系统模式分析 24
3.4.2装设虚拟双PSS后对系统振荡稳定性影响 25
3.4.3不同增益系数对系统振荡稳定性影响 26
3.5虚拟PSS控制变系数控制环节 26
3.6本章小结 31
第4章 基于虚拟功角PSS的多机电力系统功率振荡分析 33
- IV -
4.1引言 33
4.2多机系统线性化模型 33
4.3多机系统单台新能源机组虚拟功角PSS参数配置方法 37
4.4算例分析 38
4.4.1三机环网系统仿真算例 38
4.4.2四机两区系统仿真算例 41
4.5本章小结 44
45
参考文献 46
攻读硕士学位期间发表的论文及其它成果 49
东北电力大学学位论文原创性声明和使用权限 50
《中国优秀博硕士学位论文全文数据库》 51
和《中国学位论文全文数据库》投稿声明 51
52
 
 
第 1 章 绪 论
1.1课题背景及研究的目的和意义
如今我国在经济、科技等各个领域蓬勃发展,随之而来我国对能源的需求也逐渐增大。 但是,传统以化石能源为主的发电形式,在运行中会产生大量的二氧化碳,这将使温室效 应进一步恶化,使全球变暖加速,进而对全球气候产生不利影响。其次,大量采用煤炭为 主体的化石能源,会产生大量的有毒气体,如二氧化硫和二氧化氮。同时伴随大量烟尘排 放,是雾霾、酸雨等大气污染问题产生的主要原因,对环境治理工作带来了严重的挑战。 另一方面,传统化石能源具有不可再生性,随着社会发展对化石能源的消费不断增加,化 石能源的储量势必走向枯竭,不利于人类的可持续发展。为应对上述问题,迫切需要对现 有能源结构进行改革,向低碳化,清洁化能源体系转型。通过利用丰富的风能和太阳能资 源逐步代替传统化石能源,使可再生能源在能源生产消费中占比逐渐增大,进而实现碳中 和,碳达峰等国家战略性目标。
大力发展新能源是我国能源革命的战略思想之一,其中由于风能、太阳能相较于其他 能源发电形式资源更为丰富,获取难度较低,且场站运行维护简单,得到了广泛的发展。 截止2021年底,全国发电装机容量达23 亿千瓦,同比上年增长7.9%。其中,并网风机装 机容量 3 .2亿千瓦,同比上年增长 16.6%;并网太阳能发电装机容量 3 亿千瓦,同比上年 增长 20.9%。根据国家发改委发布的《中国风电发展路线图 2050》显示,中国风电装机规 模在2020年前有望突破20亿千瓦,中国的风电装机容量在2030、2050年将达4 亿和10 亿千瓦,满足国内电力市场供电需求的 8%和 17%。根据第 25 届气候大会发布的《中国 2050 年光伏发展展望》报告显示,预计到 2035 年和 2050 年,光伏新增装机成本将下降50%和 70%,光伏发展将步入规模化部署阶段,装机容量有望达到 30 亿千瓦和 50 亿千瓦,成为 国内的规模最大、发电量最多的能源结构。图 1-1 为 2017-2021 年我国发电机装机容量占 比图。
2017-2021年装机容量占比图
 
图 1-1 2017-2021 年我国发电机装机容量占比图
可再生能源的发展是必然趋势,随着我国能源结构的转变,电力系统将逐渐从传统以
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同步发电机为主导,转变为以可再生能源作为主导,这在一定程度上减少了化石能源的使 用,有利于环境治理与能源充分利用,但是由于传统同步发电机运行方式与新能源机组运 行方式具有很大差异,高比例可再生能源并入电网会给电力系统稳定性带来很大影响。首 先,传统同步发电机具有能够储存动能的转子,在电力系统发生扰动时,能够自发通过释 放转子动能,为系统提供一定程度的惯量支撑,同时能够为系统提供一次调频,具有良好 的频率调节能力。然而新能源机组主要通过电力电子设备接入电网,不具备惯量能力,由 于大量电力电子设备取代了传统同步发电机,导致系统整体惯量水平减弱,在系统发生扰 动时,能够加剧频率波动速度,降低系统稳定性。其次,传统同步发电机具有励磁调节系 统,当电压出现跌落时,励磁系统通过控制励磁电流,调节无功功率的输出,进而维持输 出电压的稳定。而新能源机组一般只通过简单的无功下垂环节对端口电压进行控制,当系 统发生大幅电压跌落时,新能源机组无功/电压线性调节所提供的电压支撑能力有限。由此, 大规模新能源机组接入电网,容易削弱系统整体的调频调压能力,削弱系统鲁棒性,给系 统运行带来更大的风险[1-2]。
综上所述,亟需研究一种能够提供惯量支撑与电压支撑能力的电压源型变流器 (Voltage-sourced Converter, VSC)控制策略。本课题采用一种基于同步机标准三阶模型的主 动支撑控制策略[44],有功环通过模拟传统电机转子运动方程,使主动支撑控制策略具有与 同步发电机类似的惯量特性,在系统发生扰动时能够提供一定的惯量支撑能力,减缓故障 期间频率的跌落,使系统有充足的时间过渡到调频阶段,增强系统的抗扰动能力[3-6]。同时 利用同步发电机暂态电压方程及简化的励磁调节系统,对传统VSC控制中的无功调压环节 进行改进,通过模拟同步发电机的暂态调压过程,使得新能源并网逆变器具有同步机的励 磁及调压特性,提高新能源场站的故障期间的电压调节能力。然而,由于基于三阶模型的 主动支撑策略模拟了传统电机的机电暂态特性,引入了高增益系数、低时间常数的虚拟励 磁调压环节,易产生负阻尼转矩,导致新能源机组功率振荡问题。同时为适应未来电网大 规模接纳新能源的发展需求,新能源机组抑制功率振荡的能力也日益受到重视。因此,需 优化现有的逆变器控制策略,本文通过引入虚拟电力系统静态稳定器(Power System Stabilizer, PSS),进而抑制系统间的功率振荡问题,为未来大规模新能源接入电网提供理论 基础。
1.2课题研究现状
1.2.1主动支撑控制研究现状
随着我国清洁能源的蓬勃发展,分布式发电在电力系统中占比不断提高。电力系统将 逐渐展现出惯性低、欠阻尼等特性,系统的稳定性问题会愈发突出。由于采用了主动支撑 控制策略能够模拟传统电机的运行机制,改善系统稳定性,因此,主动支撑控制策略已逐 渐被人们所重视,并且有着广阔的发展空间[7-10]。目前主动支撑控制技术主要以虚拟同步 发电机控制技术为主。虚拟同步发电机技术(Virtual synchronous generator,VSG)起初在
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2007年“VSYNC”项目中VSG概念首先被提出[11],通过模拟同步发电机的相关特性,将有 功功率与频率响应相耦合,同时使用储能装置来模拟转动惯量与阻尼特性,从而在端口特 性上等效了同步发电机的摇摆方程和调速器模型,但其并未等效同步发电机的励磁调节能 力。该概念得到了国内外学者的普遍认可,随着VSG技术的发展,国内和国际上越来越 多的学者开始对VSG进行了深入的研究,并对VSG的理论基础及其工程实践进行了深入 的探讨。
依托欧洲的 VSNYC 项目,鲁汶大学提出将转子运动方程引入到逆变器的功率控制回 路中,从而对同步发电机的惯量和调频作用进行等效。同时,在直流侧配置储能单元,以 确保直流电压的稳定,并为系统提供调节所需要的能源。该 VSG 方案只模拟了同步发电 机的有功环节,并未对其励磁和其电压特征进行模拟。这使得该方案不能适用于孤岛运行 的VSC装置;劳斯克塔尔工业大学的贝克教授提出了“VISMA”,其不仅模拟了同步发电 机的机械部分和有功频率下垂部分,而且虚拟了发电机的励磁模型,虚拟了同步发电机的 无功控制部分[12];加拿大多伦多学院所提出的 VSG 控制方案将同步发电机的惯量、阻尼 和调频特性全部引入到有功环节中,使之能充分的模拟同步电动机的有功调整。同时,该 方案将VISMA方案中的定子电气方程替换为与同步发电机励磁控制相应的励磁和无功调 节环节,使 VSG 能够在并网与孤岛模式之间无缝转换;英国利物浦大学钟庆昌教授等人 也提出了一种虚拟同步发电机的新型控制方法,即采用电压控制的 VSG 控制策略[13-14], 其控制框图如图1-2所示。该VSG所输出的有功、无功功率都是由频率和电压经下垂控制
产生。它不但适用并网控制,而且适用于孤岛控制,目前 VSG 控制大部分都基于该控制 策略而展开设计。
 
随着理论研究的不断深入,在VSG控制策略方面取得了许多成果。文献[15]通过建立 多机并联系统小信号模型,利用特征根法分析了线路阻抗,输出功率以及有功环参数对系 统稳定性的影响,单台 VSG 阻尼系数的减小、虚拟惯性的增大以及功率调频系数的减小 恶化 VSG 之间的交互影响,降低系统抗扰动能力。文献[16]提出了一种自适应惯量、阻尼 控制原理,通过采集振荡过程中的转子角频率信号,在振荡加剧时增大转动惯量与阻尼系 数,在振荡减小时,减小转动惯量以加快恢复速度,能够在一定程度上改善频率响应特性。 文献[17]通过对光伏机组并入电网进行模态分析,结果表明光伏机组并网后会产生新的模 态,可能会削弱系统阻尼特性,导致系统稳定性下降,其中 VSG 控制参数对系统阻尼特 性影响较大,提出一种VSG参数优化方法。文献[18]简化了有功环惯量模拟环节,省略了 锁相环环节,不需要故障期间考虑锁相环精度的问题,同时同步发电机模拟负荷分配的思 想,提出了一种多机VSG惯量匹配方法,实现各VSG能够按容量合理分配负荷。文献[19] 通过分析机电振荡与虚拟惯量之间的数学关系,提出了一种虚拟惯量优化配置方法,由于 不需要测量难以获取的惯量中心,相较于传统方法具有更高的实用性。文献[20]通过建立 定子侧戴维南与转子侧诺顿模型,分析了风电机组并入电网对系统振荡模式的影响,同时 发现弱电网下锁相环环节会降低 VSG 控制环节阻尼比,降低系统稳定性。综上所述,目 前主动支撑技术现已成型,但是还在不断开发与完善之中,针对新能源机组并网稳定问题 与 VSG 控制参数的分析得到了很多有用的结论,为后续主动支撑控制理论的发展起到了 推动作用。
1.2.2电力系统低频振荡研究现状
电力系统中的低频振荡是一种常见的有功振荡,其振荡频率通常在 0.1~2.5Hz 之间。
目前国内外已有许多关于电力系统的低频振荡和阻尼控制的研究,有学者认为由于电力系 统为典型的非线性系统,其运行过程中具有一些非线性振荡模式,由此低频振荡现象可能 与电力系统非线性模型有关[21];或者也有文献指出,低频振荡是由于电力系统受到周期性 的干扰,而产生的一种强迫振荡[22];在这个方向上还有许多研究成果,但是目前都有一定 的针对性与局限性,还有待理论的进一步深入。本文主要基于负阻尼理论作为低频振荡产 生的机理。
当电力系统受到扰动时,发电机转子角上会产生相对摇摆,进而使联络线上发生功率 波动。当扰动消失后,如果联络线上的功率振荡能够很快平复,则认为系统处于振荡稳定 状态;如果联络线上功率波动平复时间较长,甚至振荡幅值不断增大,最终导致系统解列, 则认为此时系统处于振荡不稳定状态。对于系统稳定状况,若转子角摇摆能够很快平息, 则认为系统具有较好的阻尼特性;反之则认为系统处于弱阻尼状况或者阻尼为负。
随着我国能源发展的不断推进,电网规模不断扩大,能源互联逐步进行,电网中低频 振荡现象不断出现。 2001 年以来,由于南方电网强受端、长距离、重负荷送电的布局,低 频振荡现象时有发生,严重的危及电网的安全稳定运行[23-24]。在全国互联的背景下,东北 系统、华北系统、三峡等独立的大规模区域电网之间呈现弱互联结构,电网稳定性较低, 低频振荡现象频生[25-26]。低频振荡已经成为阻碍远距离功率输送的一个主要的原因,由此 对该问题的研究一直以来备受关注,具有很强的现实意义。
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1969 年, F. P deMello 和 C. Concordia 在单机无穷大电力系统 Heffron-Phillips 模型的 基础上,分析了电力系统低频振荡产生的机理,指出引起低频振荡主要原因是由于系统的 负阻尼力矩。当采用高增益、低时间常数的励磁调节时,当系统负荷增大时,会产生一定 的负阻尼转矩,当系统负阻尼转矩过大,而正阻尼转矩不足时,系统会呈现负阻尼或弱阻 尼特性,当系统发生扰动时,引起系统功率振荡[27]。由于该机理易于理解,便于应用,并 且物理意义清晰,是目前最成熟的低频振荡理论,为之后低频振荡的相关研究提供了理论 依据。在随后的研究中发现,通过对同步发电机励磁控制的进一步分析,提出了一种采用 转速和频率偏差作为反馈信号的控制方法,能够有效抑制电网的低频振荡。该方法被称作 电力系统稳定器[28]。文献[29]证实了该稳定装置在实践中的有效性。然而,由于发电机的 转速偏移信号,会引起轴系扭转振动,因此应慎重选取信号测量点[30]。针对电力系统稳定 器的参数调整问题,相位补偿方法被首先提出并在实践中得到了广泛的应用[31]。同时,最 优控制方法通过利用状态反馈与输出反馈优化控制器,也可以为电力系统稳定器进行参数 配置[32]。M. J. Gibbard在文献[33]中分析稳定器对多机系统中各台机组的阻尼贡献度, 同时分析了稳定器参数对系统振荡模式的影响程度,并推导了阻尼转矩的数学表达式。 2000年,M. J. Gibbard对多机电力系统稳定器的机理作了较为清晰的阐述,并从理论上 论证了模式分析法与阻尼转矩法之间的一致性[34-35]。
综上可知,目前针对传统同步发电机低频振荡问题的研究相对完善,然而随着新能源 在电网中渗透率不断提高,可再生能源并网对电力系统振荡稳定性影响越发重要。近年来, 针对新能源机组低频振荡问题进行一系列研究,并且取得了很多成果。文献[36]从新能源 系统阻尼特性的角度触发,分析光伏机组并网对系统阻尼特性的影响,经分析得出,大容 量光伏机组并入电网能够在一定程度上抑制系统机电振荡,与此同时,通过将转速信号经 过比例环节附加到有功环和无功环上,能够对有功环节和无功环节进行附加阻尼控制,增 强系统的阻尼特性。文献[37]阻尼转矩法分析VSG接入电网对电力系统振荡稳定性的影响, 利用特征值分析得到VSG并网有利于系统稳定,其与状态变量3和5密切相关。文献[38] 分析了 VSG与同步电机系统振荡模态的区别,由于VSG模拟了传统同步电机的转子运动 环节,导致原本不涉及振荡模态的新能源机组开始参与系统低频振荡。同时发现 VSG 调 频速度对系统阻尼特性影响较大,基于储能的 VSG 的调频速度较快,有利于系统的振荡 稳定性,而基于风机的调频速度较慢,对系统振荡模态影响较小。文献[39]对电力电子化 系统振荡问题作了详细的探讨,指出来目前针对该问题的研究方向,可以通过增加虚拟阻 尼、减小测量装置的延时环节和设计专门的电力电子装置来抑制振荡。文献[40]通过建立 VSG小信号模型,分析了 VSG并网所产生的功率振荡机理,同时研究了在线路参数,输 出功率变化的情况下, VSG 无功-电压下垂环节对系统振荡稳定性的影响规律。不过上述 文献只在单机无穷大系统进行仿真求证,忽略了多机系统新能源机组之间的动态交互作 用。
文献[41]利用阻尼转矩法分析了 VSG并入电网对系统小干扰稳定的影响,相对于传统
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分析中只考虑VSG功率环节,搭建VSG低阶小信号模型,该文献建立包含锁相环、电压 电流环在内的完整的小信号模型,使后续 VSG 阻尼特性分析更为完善。同时提出一种状 态矩阵消元方法,通过消去不需要的状态变量,把高阶状态方程矩阵转化为只含功角与角 速度的两阶增广矩阵,由此推导出VSG阻尼转矩,并在此基础上分析了 VSG控制参数对 系统稳定性的影响。文献[42]建立了 VSG并联小信号模型,并对其进行模式分析,研究了 下垂系数、VSG参数对系统振荡模式的影响,并通过灵敏度分析,揭示上述参数对系统对 应模式的贡献度。文献[43]分析了线路电感对VSG机组动态稳定性的影响,发现线路电感 通常会在系统中等效产生负阻尼转矩,影响系统稳定性,同时提出一种虚拟电力系统稳定 装置设计方法,可以实现虚拟励磁等效力矩的补偿,但只能将负阻尼力矩补偿到零,不能 额外提供阻尼力矩,同时在补偿阻尼转矩时可能会引入不必要的同步转矩。
1.3论文主要工作及章节安排
针对全球能源危机与环境问题,我国提出要构建以新能源为主体的新型电力系统,而 高比例可再生能源、高比例电力电子装备接入电网是新型电力系统的典型特征。随着高比 例可再生能源并网运行取代为系统提供惯量支撑的传统机组,将导致系统整体刚性惯量下 降,给电力系统安全稳定运行带来巨大挑战。而主动支撑控制的引入也带来了同步发电机 动态稳定性问题。由于主动支撑控制模拟了虚拟励磁调压环节,在控制回路中容易产生负 阻尼力矩,在系统受到扰动时,存在机电振荡风险。由此,本文旨在结合主动支撑控制技 术,使新能源机组具有一定程度的惯量支撑能力与阻尼控制能力,提高新能源机组的抗扰 动能力。同时,在此基础之上设计虚拟PSS环节,为系统提供一定程度的阻尼力矩,抑制 系统功率振荡风险。各章节具体研究内容如下:
第一章阐述了课题研究的背景和意义,主要介绍了当今能源发展形势,以及新形势下, 电力系统在发展过程中所遇到的问题与挑战。同时介绍了主动支撑控制、电力系统低频振 荡等研究内容的发展历程,并且结合目前新能源占比不断增高的形势,论述了该研究方向 上所取得的研究成果,为课题后续章节的研究奠定基础。
第二章主要介绍了主动支撑控制策略的数学模型及其控制框图,其中相较于传统VSG 控制策略,主动支撑控制调压环节模拟了传统同步发电机的一阶励磁方程与自动电压调节 装置;其次通过搭建四机两区仿真模型,分析基于主动支撑控制策略与传统 VSG 控制策 略的新能源机组,在发生故障情况下的电压、功率支撑能力,仿真结果验证了主动支撑控 制策略的优越性。最后推导了单机无穷大系统线性化Phillips - Heffron模型,为后续章节 主动支撑控制策略阻尼特性研究做铺垫。
第三章旨在研究主动支撑型新能源机组功率振荡问题,首先本章基于阻尼转矩法,论 述了主动支撑三阶模型功率产生功率振荡的原理。并在此基础之上通过模拟传统同步电机 PSS装置,提出了一种虚拟功角与虚拟励磁的虚拟PSS双环控制结构,能够向在一定程度 上改善系统阻尼特性,从而抑制系统功率振荡。同时,为优化虚拟PSS控制效果,本章设
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计一种虚拟PSS变系数控制环节,通过在振荡过程中灵活配置虚拟PSS增益系数,进一步 改善虚拟 PSS 的振荡抑制能力。最后在仿真软件中搭建单机无穷大系统进行仿真验证,分 析未配置PSS、配置虚拟励磁PSS、配置虚拟功角PSS和配置虚拟双PSS四种工况下系统 的振荡抑制效果,同时分析了虚拟PSS增益系数对系统稳定性的影响。最后,利用仿真验 证变系数控制环节的有效性。
第四章主要深入探讨了虚拟功角PSS在多机电力系统中的控制效果。通过搭建单台机 组附加虚拟功角 PSS 的多机系统状态方程,分析系统的振荡模式,并通过在仿真软件中搭 建三机九节点环网模型和四机两区系统模型,分析了虚拟功角PSS在传统VSG控制策略 中的控制效果,并对比了在多机系统中虚拟功角PSS与虚拟励磁PSS的控制效果,验证虚 拟功角 PSS 在多机电力系统中的有效性。
第 2 章 基于同步发电机三阶模型的主动支撑控制模型
2.1引言
上一章主要介绍了如今能源发展形势,以及主动支撑控制的发展现状。本章首先将主 要介绍主动支撑型新能源机组建模过程,对其中同步发电机三阶模型、虚拟调频环节、虚 拟励磁环节进行详细介绍。其次,构建单机无穷大系统PhiHips-Heffron模型,为后续研究 新能源机组阻尼控制机理做铺垫。
2.2基于三阶模型的主动支撑控制系统模型
基于同步机标准三阶模型的主动支撑控制策略模拟了同步发电机外特性,使得新能源 并网逆变器的励磁和调速系统控制方式与系统传统机组的自适应调节过程相吻合。相比于 传统PLL锁相环控制策略,主动支撑控制策略使得变流器的功角控制不依附于电网角速度 的变化而变化,增加了新能源并网的自主性和抗扰性[44-45]。基于同步机三阶模型的主动支 撑控制框图如图 2-1 所示。
 
图 2-1 基于三阶模型的主动支撑控制框图
 
2.2.1同步机标准三阶模型
为了使得新能源并网逆变器具有同步发电机的调频调压特性,根据同步发电机的二阶
转子运动方程及一阶暂态电势方程,建立同步机标准三阶模型,模型如下:
 
 
dE ,
Td =Efd - Eq- id (xd- xd )
式中:H为虚拟惯量,D为阻尼系数,rn为标么值下的发电机角速度,Ae为额定转速与 实际转速的偏差,Pref为参考功率,Pe为电磁功率,0为发电机功角;TdO,为同步发电机励 磁绕组的时间常数,Eq为暂态电动势,Efd为强制空载电动势,id为直轴电流分量,Xd为直 轴同步电抗,Xd'为直轴瞬变电抗。主动支撑控制有功环模型如图2-2所示。
 
 
 
图 2-2 主动支撑控制有功环模型
主动支撑三阶模型有功环与传统 VSG 二阶模型相似,通过模拟传统同步机转子运动 方程,能够使新能源机组的惯量和阻尼特性与传统同步发电机近似。主动支撑控制励磁环 模型如图 2-3 所示。
 
图 2-3 主动支撑控制励磁环模型
传统VSG二阶模型无功环节一般采用无功下垂环节,在稳态运行点附近,VSC端口 电压与输出无功功率可以近似成一种线性关系,但是在系统发生故障时,单纯的线性关系 可能不满足系统电压调节的需要。其次无功下垂环节类似于一次调频,是一种有差调节, 一般不能在故障后使电压恢复到其额定值。主动支撑三阶模型励磁环引入了一阶暂态电压 方程,同时模拟了同步发电机自动电压调节器,能够比较机端电压参考值与实际值,根据 其偏差量进行相应,改变VSC励磁电压,从而调节VSC输出的无功功率。在系统出现不 平衡功率冲击时,虚拟励磁调节器可自动调整VSC的端口电压,可以有效提高系统的动态 电压稳定性,其虚拟励磁调节器可简化为用电压偏差量作为输入信号的等值一阶惯性环
节,表达式为:
K
(U_-Uf)xr = A"f (2-2)
1+ Tes
式中:Umeas为出口端电压,Uef为电压参考值,AEf为励磁电压偏差量。
222虚拟调速器环节
为了使新能源机组能够在扰动后自发调节功率,实现多机之间功率的自行分摊,通过 模拟同步电机一次调频原理,设计 VSC 虚拟调速环节。虚拟调速器为有功/频率线性关系, 通过频率变化量修正有功功率参考值,进而控制VSC有功输出。其输出有功功率和系统频 率之间满足如下关系:
KG (fref -fmeas )=Pref -Pe
式中:fref为频率参考值,fmeas为频率实际响应值,Pbref为功率参考值,Pe为实际输出的有 功功率,Km为调差系数。具体控制框图如图2-4所示。
 
 
 
2.2.3虚拟阻抗环节
由于在系统发生故障时,将导致新能源机组VSC端口电压下降,产生过大的故障电流, 容易对新能源机组VSC安全稳定运行造成危害,所以在新能源机组的内电势F与外部节 点电压Eref之间引入虚拟定子绕组环节,具体控制框图如图2-5所示。
 
 
 
具体数学表达式如下:
(Edref + jEqref ) -(id + jiq)(r +jx) =Udref + jUqref (2-4)
将式(2-4)实虚部分离得:
Uref = Edref _ + iqX
<
U , = E . -i,x — i r
I qref qrf d q
式中:Udref为直轴电压参考值,Uqref为交轴电压参考值,Edref为直轴内电势,Eqref为交轴 内电势,r为虚拟电枢电阻,X为虚拟同步电抗。
2.2.4内环控制器框图
内环控制器为 dq 解耦的电压外环与电流内环控制。通过上层功率环控制产生电压指 令,将实测电压指令与电压参考的差值输入的PI环节中,其输出值作为电流内环的电流参 考,其与实测电流值的差值再经过一个PI环节,得到VSC所需的占空比指令。内环控制 器框图如图 2-6 所示。
 
 
 
2.3四机两区系统仿真验证
为验证当系统发生故障时,主动支撑控制策略与传统 VSG 控制策略的无功电压支撑 能力及其并入电网对系统阻尼特性的影响,在仿真软件中搭建典型的IEEE四机两区系统 进行分析验证,四机两区系统中,第二台发电机组采用采用同等容量的主动支撑型 VSC 代替,其余发电机组采用传统同步发电机。其中,恒功率负荷Loadl、Load2分为 967MW-jl00Mvar,1716MW+j250Mvar。主动支撑控制与传统VSG控制有功环中虚拟惯量 H设为10,阻尼系数D设为15,输电线路的电压等级为220kV,发电端电压等级为10kV。
 
传统 VSG 控制策略其有功环节模拟发电机转子运动方程,与主动支撑策略有功环节
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相同,其无功环节模拟传统发电机在稳态运行点的电压-无功下垂特性,在稳态运行点新能 源机组VSC输出的无功功率与端口电压可近似为一种线性关系。传统VSG电压-无功下垂 环节的数学表达式为:
T = Ku (uref — "meas ) + Qref 一 Qe
式中:Eqref为q轴内电势参考值;K为电压-无功下垂比例系数,"ref为逆变器出口电压参 考值,"meas为逆变器出口电压的实测值,Qref为逆变器出口无功功率参考值,Qe为逆变器 出口无功功率实测值,T为积分环节时间常数。传统VSG电压-下垂环节如图2-8所示。
 
为验证主动支撑控制策略相较于传统控制策略的优越性,在t=700s时,在节点8处设 置三相短路故障,在t=700.6s时故障切除,对比两种控制策略的功率-电压支撑能力。四机 两区系统中新能源机组VSC端口电压对比图如图2-9所示。
 
由仿真波形图2-9 (b)可知,在故障发生瞬间,相较于传统VSG控制,主动支撑控 制电压跌落程度更低,具有更强的电压支撑能力。由仿真波形图2-9 (a)可知,主动支撑 控制策略在故障切除后能够快速恢复到电压参考值,实现暂态电压的无差调节。而传统 VSG控制策略在故障切除后,VSC端口电压持续进行等幅振荡,系统不能保持稳定,由此 可见,传统 VSG 控制策略在一定程度上会恶化系统阻尼特性,使系统陷入弱阻尼或负阻 尼情况,电压调节能力并不理想。四机两区系统中新能源机组VSC无功功率与有功功率出 力对比图如图 2-10,图 2-11 所示。
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(a) VSC无功功率输岀波形 (b)故障瞬间VSC无功功率输岀波形
图2-10四机两区系统中新能源机组VSC无功岀力对比图
 
 
 
图2-11四机两区系统中新能源机组VSC有功岀力对比图
 
由仿真波形图2-10 (b)可以看出,主动支撑控制策略相较于传统VSG控制策略在系 统故障发生瞬间能够提供更多的无功岀力,能够在一定程度上防止端口电压跌落太大所造 成的系统解列,具有更强的无功支撑能力。同时由仿真波形图2-10 (a)、图2-11可以看出, 在系统故障发生后,主动支撑控制策略新能源机组VSC并网的有功与无功的控制能力更为 有效。在故障切除后,基于主动支撑控制的新能源机组VSC有功无功输出能更快恢复到稳 定状态。而传统 VSG 控制策略在故障切除后,相较于主动支撑控制呈现有功、无功功率 等幅振荡状态,影响系统安全稳定运行。
2.4本章小结
第二章主要介绍了基于三阶模型主动支撑控制的建模过程,对其中同步发电机三阶模 型、虚拟调频环节、虚拟励磁环节、虚拟阻尼环节以及底层电压电流双环进行了详细介绍。 其中基于三阶模型的主动支撑控制相较于传统 VSG 控制改进了无功下垂环节,通过在仿 真软件搭建四机两区仿真模型进行对比,分析了采用基于三阶模型的主动支撑控制策略与 采用电压-下垂环节的传统VSG控制策略在系统发生故障期间,新能源机组的电压支撑能 力、有功功率与无功功率的调节效果,仿真结果验证了在有功环节参数相同的情况下,主 动支撑控制策略相较于传统VSG控制策略具有更强的电压支撑能力,同时,传统VSC控 制在故障后会降低系统阻尼特性,引起端口电压与输岀有功无功功率等幅振荡,降低了系 统稳定性。最后,本文介绍单机无穷大系统线性化Phillips - Heffron模型,为后续分析新 能源机组阻尼控制机理做铺垫。
- 13 -
第3章 基于虚拟功角-励磁双环的虚拟PSS控制方法
3.1引言
为维持新能源机组VSC端口电压稳定,提高新能源系统的电压与无功功率调节能力, 在主动支撑型VSC中引入了传统同步发电机的励磁调压环节,然而传统励磁环节在可能会 恶化系统阻尼特性,在振荡回路中等效产生负阻尼转矩,易引起系统功率振荡。因此本节 利用阻尼转矩法对无附加阻尼控制系统功率振荡进行分析,研究系统附加阻尼力矩机理。 其次,介绍一种虚拟功角-励磁双环架构的构网型虚拟 PSS 控制方法,首先通过模拟传统 PSS控制思路,在主动支撑虚拟励磁回路中构建虚拟励磁PSS环节,同时,由于单机无穷 大系统功率振荡问题受功角影响较大,本文利用电力电子器件灵活配置的特点,在有功控 制环节创建虚拟功角 PSS 环节,该方法通过虚拟功角 PSS 控制与虚拟励磁 PSS 控制同时 作用,弥补单一阻尼力矩不足的问题,使系统呈现出较强的阻尼特性。最后,设计一种变 系数控制环节,改善虚拟PSS的振荡抑制效果,并搭建仿真模型,验证该控制策略的正确 性。
3.2单机无穷大系统 Phillips-Heffron 模型
单机无穷大系统的VSC采用三阶实用模型,以兼顾励磁系统动态和发电机凸极效应, 励磁系统为静止励磁系统并用一阶惯性环节描述,机械功率恒定,线路忽略分布电容及损 耗,用电抗X表示,无穷大系统电压为U=UZ0°,U=const。
主动支撑型VSC无穷大系统的线路电压方程为
Ut= jXtIt+ Ub (3-1)
式中,Ut为VSC端电压,Xt为线路电抗,I为线路电流,Ub为无穷大母线电压。图 3-1为主动支撑型VSC无穷大系统的结构示意图。
Ut Ub
I fF——I
VSC It
图3-1主动支撑型VSC无穷大系统的结构示意图
在 d-q 坐标系下,式(3-1)可表示为
Utd +jUtq =jXt(Id +jIq)+Ud +jUq (3-2)
式中:Utd、Utq为VSC端电压Ut的d轴分量和q轴分量:Ud、Uq为无穷大母线电压的d 轴分量和 q 轴分量。
主动支撑型VSC内部的电压电流方程为
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[Utd = XI
tdqq
Ut = E' - X:I.
tq q d d
式中:Xq为交轴同步电抗,X'd为直轴瞬变电抗。Id、Iq为线路电流I的d轴分量和q轴分 量。
由式(3-2)-式(3-3)可得d-q坐标轴下线路电流和VSC端电压的表达式为
 
 
 
电磁功率Pe和空载电动势Eq可以表示为:
P=UI+UI
e dd qq
E=E +(X-X ) I
q q d dd
由式(3-4)-式(3-5)可得
 
 
 
X t E ub X dcosd
t q + b d X + X: X + X: tdtd
将式(3-6)在系统稳态运行点线性化,除变量丈、AE;外,其余变量用K〜K表示,可 以得到
'比=K 空 + K AE'
t12q
< AE = K3AE' + KA (3-7)
q3q4
AU = KA + K AE '
式中系数K1~K6是和系统结构、参数、运行工况有关的常数。其中,K1~K6分别为:
Eq 0Ub Ub2(Xq- Xd )
K1 = qr b cos50 cos250 (3-8)
Xd工 Xd工Xq工
- 15 -
 
 
K3 =独sin氏
XdZ
(Xd — x'd )Ub .
K4 = 一f b sin 8q
xdY
UtdoXqUb COs 氏 UtqoUb0>Xd sin 氏
K5 =
Xt 0 xq E UtoXdT.
K = Utdo X^
6 % Xl
(3-9)
(3-10)
(3-11)
(3-12)
(3-13)
式中:XqE=Xt+Xq; XdE=Xt+Xd; X,dE=Xt+X,d;下标为0表示该响应变量在系统稳态运行点时的 数值。
将式(3-7)带入式(2-1)、式(2-2)中,建立单机无穷大系统的 Heffron-Phillips 模 型如下所示:
A(5 = &oAa
A<n = + (—KA — K2 AE; — DAe)
AE;= £(—K4 A8 — KA'q+AE'f ) 丄d0
=— T AEf - T (K5Ad + K6 AEf)
(3-14)
式中,其中系数 K1~K6 是和系统结构、静态运行工作点有关的参数。 达式为:
其状态空间表
0
0
e0
D
0
M
K
Tdo
KeK6
A5
AE
q
AE:
(3-15)
根据式(3-1)可得全系统的传递函数框图为:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
图 3-2 单机无穷大系统 Phillips-Heffron 模型
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.3主动支撑型VSC附加虚拟双PSS原理
针对系统负阻尼转矩可能导致的功率振荡现象,传统同步发电机组通常会依靠PSS来 进行调节,由此VSC控制结构中也可通过设计虚拟PSS来附加阻尼控制。对此,本文提 出一种虚拟功角与虚拟励磁的 PSS 双环控制结构,使系统的阻尼特性得到进一步提升。附 加虚拟功角与虚拟励磁的PSS双环控制结构的PhiHips-Heffron模型,具体如图3-3所示。 接下将主要结合图3-3,利用阻尼转矩法分析虚拟PSS双环控制原理。
 
图3-3附加虚拟功角与虚拟励磁的PSS双环控制结构的Phillips-Heffron模型
3.3.1无附加阻尼控制系统功率振荡分析
为探究无附加阻尼控制时,系统的阻尼特性,首先利用阻尼转矩法,分析无附加阻尼
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控制时系统的阻尼转矩[46],设图3-3中丈到乩的传递函数为F (s),其式如下
K2K (sT + 】)+ k*
K6Ka + (sTfo + K3)(sTA + 1)
设无附加阻尼控制时,主动支撑型VSC励磁环节提供的电磁转矩为 4,由图2-8可 知,NTe由K支路与K支路产生的阻尼转矩两部分组成,可表示为
ATe(s) = MA(s) + ATb(s) (3-17)
其中,ATA为K支路所提供的转矩,ATb为K支路所提供的转矩,ATA和ATb的式分 别如下
 
 
 
由于ATa受参数K影响,在系统发生扰动过程,系统稳态运行点的功角%变大,K 可能为负,导致ATA产生负的阻尼力矩,K5的表达式如下
U oXqUboCOs* UqXIUbosi叭
U X + Xt) Ut0 (X + Xt)
当K为负时,基于式(3-18),在A5和Ae相平面上对转矩ATa进行分析,如图3-4
所示。
 
图3-4 ATa的转矩矢量图
图中①为(sTdo+1)(sTA+1),②为ATb(s )的分母矢量。由图3-4可知,通过对ATa作正 交分解,分解成横轴的同步转矩ATs和纵轴的阻尼转矩ATd,可以看出在当参数K5取负值 的情况下,其合成转矩ATA位于矢量图的第四象限,且纵轴的阻尼转矩ATd为负数,负阻 尼转矩的引入会降低系统阻尼转矩,使系统陷入弱阻尼或负阻尼情况,当负阻尼转矩大于 正阻尼转矩时易产生振荡失稳,降低系统稳定性。
在复频域下,电磁力矩可表示为:
ATe(入)=F (入)A0(入) (3-20)
式中,A=-ds+jes为系统的机电振荡模式。
同时,在复频域下,Ae可以表示为
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A血aj =亠姑⑷+ - (3-21)
®0 ®0
假设电磁力矩可以做如下分解: 00
F(兀)AJ(I ) = TAJ(兀)+ T 手 AJ(入)+ jTd 牛 A顽) (3-22)
由式(3-22)可得阻尼转矩可表示为
T =牛 Im [F(初 (3-23)
3.3.2虚拟励磁PSS原理
针对励磁环节可能导致的低频振荡现象,传统电机通常会依靠PSS来抑制系统的负阻 尼转矩,由于主动支撑控制与同步电机在物理和数学上存在一定的等效性,因此,主动支 撑控制策略同样可以通过模拟传统同步发电机PSS装置,进而对电力系统进行稳定性调节, 由此本文设计了虚拟PSS控制策略,由于该虚拟PSS环节作用于励磁回路,为防止与后文 混淆,将该虚拟PSS环节称为虚拟励磁PSS环节。其通过将A®作为控制信号,使其经过 传递函数Gupss(s)后反馈到励磁回路,最终在系统中产生附加电磁转矩ATpss。附加虚拟励 磁PSS控制框图如图3-5所示。
F (-)= 一
小丿 KK (sT:0 + K.)(sTa +1)
虚拟励磁PSS提供的附加电磁转矩ATupss为
ATupss = Fupss (s) Gupss (s) A® (3-25)
在稳态时,转子角速度偏差量为零,PSS输出附加电压信号Aupss为零,因此仅在动态 过程中发挥作用,并不会影响原系统的稳定运行状态,无需另加复位环节。将式(3-24) 带入到式(3-25)中可得:
 
 
AT =(】+ QTe ) KGss (E)
"桦(1 + 皿)(K + j^Tfo) + K K
3.3.3虚拟功角PSS原理
传统电力系统功率振荡问题,本质上是由负阻尼引起的功角持续增幅振荡的小干扰功 角稳定性问题,由此,通过直接对功角进行控制可得到较好的控制效果。但传统同步发电 机无法直接控制功角,只能通过调速器对功角进行间接控制。在系统功率振荡的早期研究 中,将频率偏差作为反馈信号引入到原动机中取得了一定的振荡抑制效果,但由于调速器 响应时间较慢,对振荡的抑制效果较差。而主动支撑型控制策略利用电力电子器件配置灵 活、响应快速的优势,可以将控制信号直接附加到功角上进行控制,与传统机组功率振荡 抑制方法相比具有更好的响应速度及控制效果。虚拟功角 PSS 控制可将转子角速度偏差量 Ae转变成AS量。附加虚拟功角PSS的后控制框图,具体如图3-6所示。
 
由图3-6可以看出,虚拟功角PSS通过在系统整体控制框架中引入功角AS的修正量 ASpss作为附加阻尼控制,本文主要分析ASpss对系统阻尼特性的影响,为防止符号混淆, 后文中ASpss统一用Gspss (s) Ae表示。由图3-3可知,附加虚拟功角PSS向功率振荡回 路额外贡献的阻尼转矩分为两部分(为简化讨论,此处忽略K4支路的影响),既K1通路的 ATspss1和K通路的ATspss5,其表达式如下:
ATSpss1 = K1GSp(ss s)Ae
ATSpss5 = FSp(ss s)GSp(ss s)Ae
式中:Fspss(s)为Gspss (s) Ae从K支路到达ATspss的前向通道的传递函数。式如下
KK (1 + sTa ) + KKK
KK (sTfo + K3)(sTa +1)
虚拟功角PSS提供的附加电磁转矩ATsps为
ATSpss = FSpss(s)GSpss(s)Ae+ K1GSp(ss s)Ae (3-30)
将拉普拉斯算子s = jG代入上式可得:
- 20 -
 
3.4主动支撑型VSC附加虚拟双PSS参数配置
上节主要讲述了虚拟双pss的控制结构,但要保证附加电磁转矩能提供正的阻尼力矩, 进而提高系统振荡模式中的阻尼,还需要对虚拟双PSS参数进行配置。因此,本节利用留 数法对GpSS(s)参数进行配置,通过设置合理参数,改善系统的振荡模式,提高虚拟双PSS 的可控性[47]。含功角 PSS 的 Heffron-Phillips 状态方程表达式可以写成如下形式:
fsAX = &AX + b Au
0 dp— pss
<y = C ax
Adpss = H d(s) y
式中,A0和C0T分别为开环系统的状态矩阵和输出向量,bdpss为附加功角PSS后系统的控
制向量,H(s)为功角PSS的传递函数。 其中,
 
式中:A,为闭环系统状态矩阵。
定义Kdpss为反馈控制器的传递函数Hd(-)中的一个参数变量。则该参数对系统振荡模 式的影响可表示为
 
式中,V.为矩阵A0对应于各特征值的右特征向量;wT为矩阵A0对应于各特征值的左特征
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向量。
其中,可控指数可叽与可观指数cT耳相乘为留数,即
R = wTb cTv. =R Zp
iiS pss 0 i i i
由于PSS通常由超前滞后环节构成,设功角PSS的传递函数为
Hs(s) = %" Kp : + ;;阳总
由式(3-35)、式(3-37)可得:
d& = r (1 + sT2 )(1 + sT4 )
兀s = R (1 + ST)(1 + ST)
设装设虚拟功角PSS以后,闭环系统的目标振荡模式为几,由于希望系统装设虚拟PSS 后机电振荡模式的频率保持不变,而阻尼控制得到增强。设振荡模式的虚部近似不变,可 以得出:
 
 
 
后的状态空间表达式为
 
 
 
同理功角PSS,含励磁PSS的Heffron-Phillips状态方程表达式可以写成如下形式:
f sAX= AAX+ b Au
0 upss pss
< y = cT AX (3-49)
Aup- = Hu(s) y
式中,bupss为含功角PSS开环系统的控制向量,Hu(-)为功角PSS的传递函数。
其中,
 
 
 
励磁PSS与功角PSS除状态方程不同外,其参数配置方法基本相同,具体步骤略去,
最终得到装设励磁 PSS 后的状态空间表达式为
 
式中:Kupss、T1'、T2、T3'、T4为励磁PSS配置的参数。
结合式(3-48)与式(3-51),可得附加虚拟双 PSS 后系统的状态空间表达式为
 
 
3.5虚拟双PSS控制对系统振荡模式的影响
本节主要研究虚拟双PSS控制参数对单机无穷大系统振荡模式的影响,一方面验证 虚拟双 PSS 参数配置的有效性,另一方面为分析不同增益系数对系统小干扰稳定性的影 响。
3.5.1无附加阻尼控制系统模式分析
对单机无穷大系统进行模式分析,系统参数如表3-1 所示,表中参数均为标幺值。
表3-1 系统参数
参数 数值 参数 数值
直轴同步电抗Xd 1.8 电压调节器增益Ta 0.05
交轴同步电抗Xq 0.1 电压调节器时间常数Ka 50
直轴暂态电抗x'd 0.2 线路电抗 Xt 0.15
转子惯性常数 M 8 稳态运行点输出功率 Pt0 0.9
阻尼系数D 16 稳态运行点端电压U 1.05
励磁绕组时间常数Tdo 5 无穷大母线电压Ub0 1
 
单机无穷大系统状态空间表达式如式(3-15)所示,将表1 参数带入到式(3-15)中, 可求得系统原始特征值,如表3-2所示。可见系统特征值实部均为负,系统小干扰稳定。
表 3-2 无附加阻尼控制系统特征值
序号 特征值实部 特征值虚部 自然振荡频率 阻尼比
1 -9.0389 0 0 1
2 -12.1572 0 0 1
3 -0.9589 12.8248 2.04 0.07456
4 -0.9589 -12.8248 2.04 0.07456
 
由表3-2可知,原始系统的振荡模式为-0.9589±12.8248j,由式(3-53)可知,系统原
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3.5.2装设虚拟双PSS后对系统振荡稳定性影响
为验证虚拟双PSS参数配置的有效性,设目标振荡模式九为-1.9589+12.8248j,在原 始系统的基础上配置功角PSS参数,可得:时间常数T1、T3取值为0.09,时间常数T2、 T4取值为0.084,虚拟功角PSS增益系数KSpss取值为4.1 ;将虚拟功角PSS参数带入式(3-48) 中, 通过计算其状态矩阵的特征值,得到附加功角 PSS 后系统的振荡模式: -1.9648±12.7881j。同理配置励磁PSS参数:时间常数T1、T3取值0.09,时间常数T2、T^ 取值为-0.51,虚拟励磁PSS增益系数Kupss取值为1.68。将虚拟励磁PSS参数带入式(3-51) 中,通过计算其状态矩阵的特征值,得到附加励磁PSS后系统的振荡模式:-2.239±12.8756j。 将上述双PSS参数带入可得附加虚拟双PSS后系统的振荡模式为-3.67±12.97i。
由此可知,通过附加虚拟功角PSS和虚拟励磁PSS,能在一定程度上改善系统的机电 振荡模式,同时在单机无穷大系统下,虚拟励磁PSS和虚拟功角PSS能够起到叠加作用时, 让系统小干扰稳定性进一步提高,弥补附加单一阻尼控制引起的补偿转矩不足的问题,验 证了虚拟双 PSS 参数配置的有效性。
在仿真软件中搭建单机无穷大电网仿真算例,负荷额定功率为500MW,新能源机组 逆变器额定功率为700MW,虚拟双PSS参数如上述所示,系统参数如表1所示。设置扰 动为:在t=200s时,系统负荷有功突增20%,观察系统频率波动和有功输出的变化。附加 不同PSS控制策略下系统频率响应波形与功率响应波形图如图3-7、图3-8所示。
 
 
 
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由图3-7、图3-8可知,仿真结果表明相对于无附加阻尼控制系统,附加虚拟PSS控 制有功输出与频率响应振荡幅度更小,受扰动后功率振荡平复时间更短,有更好的振荡抑 制效果。其中,在同一振荡模式下,虚拟功角PSS控制比虚拟励磁PSS控制的有功、频率 振荡幅值更小,在扰动后虚拟功角 PSS 控制能更快到稳态值,具有更优的振荡抑制效果。 虚拟双 PSS 控制相较于虚拟功角 PSS 控制和励磁 PSS 控制有更大的阻尼转距,振荡抑制 效果更好,仿真结果与之前的理论分析结果保持一致。
3.5.3 不同增益系数对系统振荡稳定性影响
将表1中参数带入式(3-48)的状态矩阵中,超前滞后环节时间常数T1-T4取3.5.2节 中的值,可得其特征方程,状态方程特征根主要受Kdpss的影响,Kdpss取不同的值会对系统 振荡稳定性产生不同效果,图3-9为虚拟功角PSS增益Kdpss从0变化到20时的特征根轨 迹图,分析了虚拟功角PSS增益Kdpss变化对系统特征根轨迹的影响。初始状态时,系统特 征根s1和s2是离虚轴最近的共轭特征根,而s3-s8为只有实部的负实根,与系统振荡模式 无关,因此系统的机电振荡模式为s1和s2,随着增益系数Kgpss的增加,s1和s2逐渐远离 虚轴,系统呈现较强的阻尼特性。
 
图3-9 Kpss=1: 1: 20的特征值轨迹图
 
表3为Kpss取不同值时所对应的机电振荡模式与阻尼比。由表可得,随着增益系数Kpss 的逐渐增加,系统机电振荡模式的虚部和自然振荡频率基本保持不变,阻尼比逐渐增加, 系统受到扰动后的恢复速度增强。
表 3-3 不同增益下的系统机电振荡模式
Kdpss 机电振荡模式 自然振荡频率/Hz 阻尼比
1 -1.2±12.8j 2.04 0.0934
5 -2.19±12.8j 2.04 0.169
10 -3.43±12.6j 2 0.262
15 -4.7±12.4j 1.97 0.355
20 -5.99±12j 1.91 0.446
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通过时域仿真对上述结论进行验证,设置扰动为:在t=200s时,负荷有功突增20%。 对比Kpss取不同参数下,主动支撑型VSC输出功率变化情况。不同增益系数Kpss下主动 支撑型VSC功率响应波形如图3-10所示。
 
 
由仿真结果可以看出,当增大KdpSS的取值时,主动支撑型VSC输出功率的振荡频率 几乎不变,振荡幅值不断衰减,在Kp-取20时,功率振荡能够在2s之内恢复到稳态值, 恢复稳定所需时间逐渐减少,仿真结果与上述结论保持一致。由此可知,在单机无穷大系 统中,增大虚拟功角PSS增益系数Kpss,有利于提升系统振荡稳定性。
同理于虚拟功角PSS。图3-11为虚拟励磁PSS增益KupSS从0变化到20时的特征根轨
 
系统存在 s1 和 s2、 s3 和 s4 两组共轭特征根,初始状态时,系统特征根 s1 和 s2 是离 虚轴最近的共轭特征根,随着增益系数Kupss的增加,系统特征根s1和s2先远离虚轴,系 统阻尼特性增强;但随着KupSS不断增大,系统特征根s3和s4持续靠近虚轴,系统稳定性 开始下降。
表4为增益系数KupSS变化时,系统的机电振荡模式与阻尼比。由表4可知,当增益系 数KupSS从1增大5时,系统机电振荡模式实部绝对值逐渐增大,系统阻尼比逐渐增强,扰 动后恢复能力增强。当增益系数Kupss继续增大时,系统机电振荡模式靠近虚轴,系统阻尼
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比明显下降趋势,弱化了系统的阻尼特性。
表 4 不同增益下的系统机电振荡模式
Kupss 机电振荡模式 自然振荡频率/Hz 阻尼比
1 -1.64±12.8j 2.04 0.127
5 -2.72±8.3j 1.32 0.311
10 -1.35±7.35j 1.17 0.181
15 -0.7±6.84j 1.09 0.102
20 -0.291±6.47j 1.03 0.0449
为验证上述结论,对系统进行时域仿真分析。设置扰动为:在t=200s时,负荷有功突 增20%。对比不同参数下,KupSS对主动支撑型VSC输出功率的影响。不同增益系数KupSS 下主动支撑型VSC功率响应波形如图3-12所示。
(F/p.u.)
0.92 0.91 0.9
0.89
0.88
0.87
200 202 204 206 (t/s)
图3-12不同增益系数Kupss下主动支撑型VSC功率响应波形
由仿真结果可得,当增益系数KupSS逐渐变大时,主动支撑型VSC输出功率的振荡幅 值先不断衰减,振荡摆动时间逐渐减少,但当Kupss增大到一定程度时,振荡幅值衰减幅度 减小,振荡恢复时间变长,仿真结果与上述结论趋势一致。
综上所述,增益系数KSpss , Kupss在一定范围内增大能减少系统功率振荡的幅值,增强 系统的恢复速度,但存在一定的临界值,超过这个界限将导致系统不稳定,同时,相对于 虚拟励磁PSS,虚拟功角PSS的增益增大对系统稳定性的不利影响较小。
3.6 虚拟 PSS 变系数环节
为充分发挥虚拟PSS的振荡抑制效果,本文设计了虚拟PSS变系数控制环节,由于 虚拟励磁 PSS 与虚拟功角 PSS 控制环节原理较为相似,为简化分析过程,暂时仅在虚拟 励磁 PSS 上进行分析。虚拟 PSS 控制变系数控制环节其原理如下:主动支撑型 VSC 转 子角振荡周期示意图如图 3-13 所示,其大致将一个振荡周期分为如图所示的四个时间 段:t1, t2, t3, t4。在t1、t3区间内,Ae不断增大,为尽可能快速的抑制振荡,需增 大阻尼转矩以防止振荡加剧;在 t2、 t4 区间内, Ae 减小,不需要增大阻尼转矩,虚拟 PSS系数恢复到整定值即可,但当A®趋近于0时,为防止下一周期振荡加剧,需减小 阻尼转矩。
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图3-13主动支撑型VSC转子角振荡周期示意图
为实现上述控制效果,设K*为变增益系数;K0为3.3节经相位补偿法配置的初始增 益系数;K(t)为当前时刻虚拟PSS增益系数,K(t)的表达式如下:
K(t)= K*K0
(3-54)
通过对有功环中的Ae状态进行识别,进而调节变增益系数K*,主动支撑型VSC 变系数控制环节增益系数K*选取规则,由四部分组成,具体如下:
(1)首先判断当前处于振荡上半周期还是下半周期:
上半周期 Ae > 0
< (3-55)
、下半周期 Ae < 0
(2)其次判断当前处于振荡上升阶段还是下降阶段:
上升阶段
下降阶段
de
> 0 dt de
< 0 dt
(3-56)
3)如果处于下降阶段,判断当前是否处于 Ae 趋近于 0 的区间:
趋近于0 0 < < £
不趋近于0 > £
(3-57)
式中:£为一个极小的正数。
(4)通过上述式(3-55) -(3-57)判断振荡所处的时间段,不同时间段变增益系数 K*选取规则如下:
K*
*
a t u t], t3
< 1 t u tptq n > £
b t u t^tq n 0 < < £
(3-58)
式中:a为增强系数;b为削弱系数。变增益系数K*选取流程如图3-14所示。
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
图3-14变增益系数K*选取流程图
为验证虚拟 PSS 控制变系数控制环节对系统振荡的抑制效果,在单机无穷大系统中进 行仿真验证,系统参数如表1所示,虚拟PSS参数与3.5.2节相同,此处增强系数a取值 为2,削弱系数b取值为0.5, s取值为0.00002,暂时仅考虑虚拟励磁PSS的影响。设定 在t=200s时,系统负荷有功功率突增20%,分别对比未装设虚拟PSS、装设定参数虚拟 PSS、装设变参数虚拟PSS下新能源机组的频率波动和有功输出情况。图3-15为新能源机 组功率响应波形图,图 3-16为新能源机组频率响应波形图。
(P/p.u.)
0.96
0.94
0.92
0.9
0.88
0.86
0.84
图3-15 负荷有功突增20%时新能源机组功率响应波形
(fHZ)
50.02
50.01
50
49.99
49.98
200 202 204 206 208 210 212 (t/s)
图3-16 负荷有功突增20%时新能源机组频率响应波形
- 30 -
由图 3-15、图 3-16分析可得,负荷有功突增 20%的情况下,通过对比不同控制方法 新能源机组的功率响应与频率响应,可看出未装设虚拟PSS的情况下,系统阻尼特性较弱, 有功输出与频率响应振荡幅度较大,且持续十几秒系统振荡依然没有平复,受扰动期间系 统稳定性较差;装设定系数虚拟PSS后,能抵消虚拟励磁环节负阻尼力矩的影响,通过额 外附加阻尼力矩,系统振荡幅度减小,受扰动恢复速度增强,能够更快的恢复到稳定状态, 提高了系统的振荡抑制效果;装设变系数虚拟PSS 后,通过根据当前振荡状态合理改变增 益参数,振荡幅度进一步减小,具有更快的振荡恢复速度,相比于定系数虚拟PSS有更强 的振荡抑制效果,验证了该控制策略的有效性与合理性。图 3-17为振荡期间系统增益系数 变化图。
 
 
图 3-17 振荡期间系统增益系数变化图
由图3-17仿真结果可得,虚拟PSS增益系数K*能够在振荡加剧时增大阻尼系数, 在振荡减弱时维持增益系数不变,且在 Ae 趋近于 0 时减少阻尼转矩,经仿真验证,控制 效果与理论趋于一致。
3.7 本章小结
本章主要面向主动支撑型新能源机组并网过程中所产生的功率振荡问题展开研究, 首先,利用阻尼转矩法分析主动支撑型VSC产生功率振荡的原理,由于主动支撑标准三阶 模型模拟了传统同步发电机的励磁调压环节,通过阻尼转矩法分析,该控制策略在重负荷 下易产生负阻尼转矩,从而引发系统功率振荡。其次,本文详细阐述了虚拟励磁PSS环节 和虚拟功角PSS的设计方法,提出了一种基于虚拟功角与虚拟励磁的虚拟PSS双环控制结 构,能够向系统的功率振荡回路贡献一定的阻尼转矩,通过对比四种工况下系统的振荡行 为可得,配置虚拟双PSS能够更优的补偿系统的负阻尼转矩,弥补了单一配置虚拟励磁PSS 补偿阻尼转矩不足的问题,从而更好的抑制系统振荡。同时,虚拟PSS参数Kupss和Kgpss 需设定在合理的区间内,参数过大将会影响系统的稳定性,使得系统的暂态调节过程持续 时间增长;同时,虚拟功角PSS的增益增大对系统稳定性的影响要优于虚拟励磁PSS。为 进一步改善虚拟PSS的控制效果,本文设计了一种虚拟PSS变系数控制环节,通过识别振 荡会回路中Ae状态,在振荡加剧时,增大虚拟PSS增益系数,以提高系统阻尼转矩,抑
- 31 -
制功率振荡;在振荡减弱且趋近于0时,减小阻尼转矩以避免下一周期振荡加剧。最终, 通过搭建仿真模型,验证了该控制环节的有效性。
- 32 -
第4章 基于虚拟功角PSS的多机电力系统建模与参数配置
4.1引言
上一章主要介绍了虚拟励磁PSS和虚拟功角PSS的控制结构及其对功率振荡的抑制 机理,但仅通过单机无穷大系统进行分析,具有一定的局限性,随着电力系统机组数量的 增多,系统的数学模型将发生很大变化,亟需分析虚拟PSS对多机电力系统功率振荡影响。 本章主要讨论在多机电力系统中,新能源机组虚拟功角 PSS 环节的振荡抑制效果及参数整 定问题。首先推导了多机电力系统模式分析所需要的状态方程,之后将单机无穷大系统中 的参数配置方法推广到多机,利用留数法配置系统参数。最后搭建仿真模型,验证多机系 统中虚拟功角 PSS 的控制效果。
4.2多机系统线性化模型
在构建多机电力系统线性化模型过程中,首先需要将各台机组的 d-q 坐标轴参数转 化为公共 x-y 坐标轴参数,在 dq 坐标系下,各发电机的端电压方程可表示为
U 讥-jX'Jti +(Xqi (4-1)
式中,U”为第i台发电机的端口电压;乙为第i台发电机的端口电流。多机电力系 统中 x-y 同步坐标轴与 d-q 旋转坐标轴的示意图如图 4-1 所示。
 
 
图 4-1 多机电力系统中 x-y 同步坐标轴与 d-q 旋转坐标轴的示意图
由图4-1可知,在x-y同步坐标轴下,Eq的相角为(Xiq-XId) Iqi的相角为齐90°。 由此,将式(4-1)从自身旋转d-q坐标轴转化成公共x-y坐标系下,式(4-1)可写成
U = E 武-jX'Jti + (Xqi -X®qj (4-2)
系统网络方程为:
- 33 -
 
'0 ] Yi Y2 -
Ut」 Yi Y22 _ Ut _
 
式中,百为多机系统中各网络节点形成的自导纳矩阵;y22为发电机端口节点的自 导纳矩阵;y12、y21为各网络节点与发电机端口节点之间形成的互导纳矩阵;Um为多机系 统中各网络节点电压向量;其中,I为各发电机端口节点输出电流矩阵;U为各发电机端 口节点电压向量矩阵。其表达式如下:
(4-4)
Ut = [1 U 2 …U ] (4-5)
只保留发电机端口节点,消去网络其他节点,即消去式(4-3)中的Um ,式(4-2 )可 改写成
1=(£1耳1% + Y22)U (4-6)
结合式(4-2)、式( 4-3)可得
I=Y( E;ej+(Xq-Xd)Iejjj°) (4-7)
其中
Y = ((££% +E)-1 +JX^ (4-8)
由式(4-5)可知,在x-y坐标轴下,第i台发电机端口输出电流可表示如下: 儿 tiW+Xq-Xj)严旳) (4-9)
j=1 将式(4-9)从x-y轴转换成d-q坐标轴下,可得
〜 N _
1 =工y,j (-Ej sm© - ® + aj)+ (Xq - Xd)jq cos© -① + aj))
< JN _ (4-10)
Iqi = £ % (Ej C0S© - © +aj ) + (Xq - X'djlq Sin© - © + al}))
j=1
式中,y = y武为矩阵Y中的第i行第j列元素。将式(4-10)进行线性化可得:
[Aid = H AEq+Jdd A© + Ldd Mq 〈 (4-11)
[Al。= HqqAE;+JqqA©+Lqq AIq
其中,式(4-11)中Hdd, Jdd, Ldd, Hqq, Jqq, Lqq为矩阵形式,其矩阵内元素如下 所示:
- 34 -
Hddij = -yij sin(-j0 --i0 +bij) , Hqqij = yij cos(-j0 --i0 + bij )
Jddij = -yE'q0 COS—0 --0 + bJ - yy (Xq - Xdj)Iqj0 sin—° - -° + j i 丰 j Jqqj = - yE 0 Sin—0 -— 0 + bj ) + yj (Xqj - Xdj ) 1 qj 0 COS(-j0 - - 0 + bj,i 丰 j Jddii = - Jddij , Jqqii = - Jqqij
ddii ddij qqii qqij
Lddij =yij (Xq — Xdj )cOs(-j 0 - - 0 + bj, 对式(4-11)进行进一步化简,可得
Lqqi = ytj (Xq - X'dj )sin(-^-0 一 -0 + bj
Hqq Jqq
厂汁)A;+J心卄)A-
1-Lqq 1-Lqq
HJ
AIq = (—^ )AE; + (-^ )A-
q 1-Lqq q 1-Lqq
qq qq
(4-12)
同步电机线性化模型可表示为
dA—i
L = ©A©
dt
2H^ = Pmi- Pei — DA©
dt
dAEq:i
Td0. q = AErfd. -AEr.
d 0 i dt fdi qi
dE fdi
TA 鱼=-Ef,. + KA AU,
Ai dt fdi Ai "
(4-13)
附加功角 PSS 的主动支撑三阶模型线性化可表示为
警=%込 + +^( - Pei - DA©) dt 2 H
d A©
2H - = Pmi - Pei - DA(°i
dt
,dAE' ,
Td:于= AEfdi 7
F dEfdi
亠Ai
Tai 亍= -Ed +KaiAU
在式(4-13)、式(4-14)中,AP、AEq、AUt可表示如下:
AP =Ud 0AId +Uq 0AIq +AUd Id 0+AUq Iq 0
AEqi =AE;i+( Xdi - X'dl )AIdi
AUtl = U0 AUdi + U0 AUqi
Uti0Ut
AUdi =XqiAIqi
AUqi =AE;i - X'dlAldi
ti0
(4-14)
(4-15)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
将式(4-13)转换成矩阵形式可写成:
 
 
= Pm- Pe- DA®
=AEjfd -AEqj
dEjfd
T^d/r = -E'a + KaAU,
同时,将式(4-16)转换成矩阵形式并消去等式右边的电压向量,可写成:
[AP=Ud0AId +Uq0AIq+XqAIqId0+(AEqj-XdjAId)Iq0
<AEq= AEq + (Xd-Xj)AId (4-17)
AU = UdoUo 1X. Aiqi + UqoU" (AEq - XjAId)
上式中,M=diag (Mi), D=diag (Di), Tdo=diag (T'doi), TA=diag (Ta), K4=diag (KA ), Id0=diag(Id 0), Iq0=diag(Iq 0), Ud0=diag(Ud 0), Uq0=diag(Uq 0), Ut0=diag(Ut 0), Xd=diag (X'di), Xq=diag (Xq), Xd=diag(X*)。
由式(4-12)可知,Aid和AJq可写成由AEq'、A3组成的函数。由此,将式(4-14) 带入到(4-17)中,可消去无关变量,只保留状态变量。由此可知, N 机电力系统状态方 程可写成:
同理于式(3-33),将式(4-13)带入到式(4-18)中,可以得到单台机组附加虚拟 功角 PSS 的 N 机电力系统状态方程为
- 36 -
 
 
b
-d
M
0
0
M _T4D
t3m
K辭2 (M-T4D)
ttm
-Kl
M
Kl
Tdo
-KK
Te
K2T4
t3m
K沁T2KT4
ttm
 
其中:
KSpssT KT
TJM
b=
K-PT (M - T4 d ) “
TTM 0
K-pssT2 KJ4 0
-_TTM
K-pss(T3 — T2 ) 0
TT…
T
©0
(4-20)
可将式(4-19)简化成
sAXg=AAXg
式中:
(4-21)
AXg
[A A斗冋d伞7 ]
(4-22)
通过求解式(4-21)的状态矩阵,可计算该状态矩阵的特征值,进行相应的模态分 析,即可判断多机系统小扰动稳定情况。
4.3多机系统单台新能源机组虚拟功角PSS参数配置方法
附加虚拟功角 PSS 后,系统状态方程可写成如下形式:
- 37 -
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
0®0 0
Ad
Ad>
ae q
_Ki
M
Kl
T;°
KeK
DK2
Tdjo
(4-23)
 
 
 
 
 
 
 
Ad
AEqj
AEjfd
式中,Ay是系统中装设的虚拟功角PSS的反馈信号。虚拟PSS关于振荡模式的可 控性、可观性表示如下:
b = wT
(4-24)
c = [0 CT 0 0 ] v
式中,bl、cI衡量了 PSS环节对振荡模式的可观性与可控性。留数为|b|、cI相乘, 衡量了虚拟角度PSS对振荡模式的影响程度。
R = bc (4-25)
如第三章 3.3 节所示,设虚拟功角 PSS 传递函数为
G ( s) = k (1 + sT2)(1 + sT>)
3川丿-3pSS (1 + 珥)(]+st3) 同理于单机无穷大系统虚拟功角 PSS 配置方法,可得
R=R 8,G3pss (s) %ss厶Ph (4-27)
使得pr = -ph,由于多机电力系统相较于单机无穷大系统稳定性更弱,KSpss取值过 大会对系统稳定性影响较大,本文采用临界增益法来确定虚拟功角 PSS 的临界增益,虚拟 功角 PSS 的运行增益取临界增益的 1/2[48]。
4.4算例分析
4.4.1三机环网系统仿真算例
为验证虚拟功角PSS控制方法在多机系统中的有效性,搭建如图4-2所示的3机9节 点环形电网作为仿真算例。由于本课题目前主要针对于新能源机组抑制功率振荡方法研
- 38 -
究,为简化分析过程,暂不考虑多机系统中同步发电机组的PSS装置。
 
 
 
230kV
G2
图 4-2 三机九节点环网系统拓扑图
其中,将环网系统中一台同步发电机组替换为等额定容量的新能源机组接入电网,其 额定容量为81MVA。环网3机9节点系统的各负荷参数如表4-1所示。
表 4-1 环网 3 机 9 节点系统负荷参数
负荷 线号 有功功率/MW 无功功率/Mvar
LOad 1 Line1-2 125 50
LOad 2 Line3-4 90 30
LOad 3 Line5-6 100 35
为验证虚拟功角PSS抑制振荡效果的适用性,首先在传统VSG控制策略中附加虚拟 功角控制环节,分析其在多机系统中的控制效果。在t=400s时,使系统负荷Load 1有功 需求突减20%,分别对比新能源机组VSC未配置虚拟PSS和配置虚拟功角PSS的运行工 况下,多机系统的振荡抑制效果。其中,传统 VSG 控制策略与基于三阶模型的主动支撑 控制策略参数整定方法类似,不过多赘述,计算可得:时间常数T1、T3取值为0.09,时间 常数T2、T4取值为1.3,虚拟功角PSS增益系数Kspss取值为1。其仿真结果如下:
(f/Hz)
50.5
50.4
50.3
50.2
50.1
50
390400410420430440450460470480490(t/s) 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 (t/s)
(a)新能源机组VSC输岀有功功率图 (b)传统VSG控制系统频率响应图
图 4-3 新能源机组 VSC 有功输出 /频率响应对比图
- 39 -
 
新能源机组VSC输出有功功率图、传统VSG控制系统频率响应图如图4-3所示,由 图4-3可以看出,在扰动发生后,未配置PSS的情况下,新能源机组VSC输出功率振荡幅 度较大。而配置虚拟功角 PSS 的情况下,新能源机组 VSC 输出有功功率和频率响应的振 荡幅度更小,同时有效的缩短了振荡恢复时间,提高了系统的抗扰动能力。
 
如图4-4为新能源机组VSC端口电压/无功功率对比图。由图图4-4可知,配置功角PSS 相较于未配置PSS情况下,在扰动瞬间端口电压/无功功率突增量减小,且能够更快的恢复 到系统稳定值。由此可知,虚拟功角PSS控制方法在传统VSG控制策略中也具有一定振 荡抑制效果。
为了进一步验证本文所提基于主动支撑的虚拟角度PSS在多机系统的有效性,在三机 环网系统中模拟系统连续负荷波动事件。其中,虚拟功角PSS参数配置如下:时间常数T1、 Ta取值为0.09,时间常数T2、T4取值为1.798,虚拟功角PSS增益系数 S 取值为1。在 /=400s时,设定负荷Load 1有功功率突减20%事件,在t=55Os时,设定负荷Load 1有功 功率突增 20%事件。
 
(a)主动支撑型VSC输岀有功功率图 (b)主动支撑型VSC频率响应波形图
图 4-5 主动支撑型 VSC 有功功率/频率响应对比图
如图4-5 (a)、(b)分别为主动支撑型VSC输出有功功率图、频率响应波形图。通过 对比环网系统中主动支撑型 VSC 输出功率和频率响应仿真波形,可以看出配置虚拟功角 PSS 后,对系统有更好的振荡抑制效果,验证了在多机系统中虚拟功角PSS控制方法的有 效性。主动支撑型 VSC 端口电压、无功功率对比图如图 4-6 所示。
- 40 -
 
 
由图4-6(a)可知,通过对比环网系统中有无配置虚拟功角PSS情况下主动支撑型VSC 端口电压的变化,可以看出虚拟功角PSS能够在一定程度降低扰动瞬间端口电压的突增量, 但是其余时刻对电压影响较小。不过主动支撑控制能在扰动后将电压恢复到参考值,相较 于传统VSG控制有更好的电压支撑能力。由图4-6 (b)可知,附加虚拟功角PSS有更好 的阻尼特性。
4.4.2四机两区系统仿真算例
为了验证多机系统中主动支撑型新能源机组对系统振荡稳定性的影响,在仿真软件中 搭建典型的 IEEE 四机两区系统进行分析验证,四机两区系统中,第二台发电机组采用采 用同等容量的主动支撑型VSC代替,其余发电机组采用传统同步发电机。本节主要讨论新 能源机组虚拟PSS环节的振荡抑制效果,暂时忽略传统同步发电机组的PSS装置,不计及 PSS选址及特征值飘移问题。四机两区系统结构图如图4-7所示,分别采用主动支撑型VSC 附加虚拟功角 PSS 与未配置虚拟功角 PSS 并入电网。
 
图 4-7 四机两区系统结构图
为探究新能源机组有功岀力对系统稳定性的影响,首先先逐步增大或减小新能源机 组有功岀力,并相应减小或增大发电机组1的有功岀力,以保持四机两区系统的功率平衡, 通过模式分析法研究新能源机组有功岀力变化对系统振荡模式的影响。新能源机组有功岀 力变化对系统特征值与阻尼比的影响如图4-3所示。
- 41 -
 
-0.094
-0.098
-0.102
-0.106
-0.110
-0.114
图 4-8 新能源机组有功出力对系统振荡模式的影响
由图 4-8 可得,随着新能源机组有功输出的增大,系统特征值实部逐渐靠近虚轴, 且系统阻尼比逐渐减小,整体阻尼特性呈现下降趋势。可以看出主动支撑型新能源机组接 入电网在一定程度上会降低系统稳定性,增大功率振荡风险。
为验证附加虚拟PSS后,新能源机组在多机系统中的振荡抑制效果。在t=400s时, 使系统负荷Load1突增20%,对比未配置虚拟PSS,配置虚拟励磁PSS和配置虚拟功角 PSS下,主动支撑型VSC的有功功率输出情况。根据4.3节内容,可得功角PSS参数为: T1、T3取值为0.09, T2, T4取值为2.2;励磁PSS参数为:T\、T3取值为0.09, T2, T4取值 为0.45。对比虚拟PSS增益系数同时取0.5的情况下,不同控制策略的振荡抑制效果。不 同控制策略下主动支撑型VSC有功输出情况如图4-9所示。
 
如图4-9、图4-10所示,在系统负荷Load1发生有功突增时,为维持功率平衡,新 能源机组VSC输出的有功功率从0.9p.u.逐渐升至1.075p.u.。在未配置虚拟PSS情况下, 新能源机组阻尼性能较弱,发生负荷突增时新能源机组有功输出与频率响应振荡幅度较 大,恢复速度较慢。附加虚拟励磁PSS后,能够为系统附加额外的阻尼力矩,有功输出及 频率响应振荡幅度减小,能够更快的恢复到稳态值,由此可见,虚拟励磁PSS控制环节及 参数配置在多机系统中是有效的。附加虚拟功角PSS后,主动支撑型VSC的阻尼特性得 到提升,其振荡抑制效果要优于虚拟励磁PSS。发电机G1与发电机G4在负荷突增情况下
 
图4-11发电机G1与G4的功率输岀和转子角振荡图
设定发电机 G3 为参考发电机,当系统负荷发生扰动时,各台发电机组会重新分配功 率输出。由图4-6可知,当负荷load1发生负荷突增时,主动支撑型VSC能够独自承担系 统中的不平衡功率,在系统恢复稳定后,G1和G4发电机输出有功功率不变。同时在图4-6 的(a)和(c)中可以看出,附加虚拟PSS同样会对G1和G4发电机功率输出产生效果, 能够有效抑制其功率振荡,且虚拟功角PSS控制效果优于虚拟励磁PSS控制效果。由图(b) 和(d)可以看出,发电机G1和G4相对于参考电机G3的转子角振荡幅度也会减小,有 利于维持系统稳定。
为探究多机系统中,虚拟功角 PSS 增益系数对系统功率振荡的影响,同样在 t=400s 时,使系统负荷Load1突增20%,对比配置不同的增益系数下,虚拟功角PSS对系统阻尼 特性的影响。不同增益系数下主动支撑型VSC输出功率与频率响应如图4-12所示。
- 43 -
 
(a)不同增益系数下的VSC输岀功率 (b)不同增益系数下的频率响应
图4-12不同增益系数下主动支撑型VSC输岀功率与频率响应
 
由图 4-12 可以看出,随着系统增益系数从 0 增至 1,主动支撑型 VSC 的有功输出与 系统的频率振荡逐渐减小,系统阻尼特性在逐渐增强,但当系统参数设置过大时,将导致 系统直接失稳。
4.5本章小结
本章通过结合系统导纳矩阵,同时搭建发电机数学模型,推导了多机电力系统的状态 方程,进而对多机电力系统进行模式分析,同时利用留数法,将单机无穷大虚拟PSS配置 方法推广到多机,对虚拟功角 PSS 进行参数配置。之后通过仿真软件搭建三机九节点环网 模型,验证了虚拟功角PSS环节在传统VSG控制中也具有一定的控制效果,并不只局限 于主动支撑控制。其次通过搭建四机两区系统,验证在多机系统中虚拟角度PSS的有效性 同时,相较于虚拟励磁PSS有更好的控制效果。
- 44 -
结 论
本文针对主动支撑型新能源机组并网过程中所产生的功率振荡问题展开研究,旨在提 高新能源机组的阻尼特性,抑制系统扰动期间所产生的功率振荡现象。本文主要分析了新 能源机组并网对阻尼特性的影响,并且提出了一种基于虚拟功角-励磁双环架构的构网型虚 拟 PSS 控制方法,同时搭建仿真模型对该控制策略进行仿真验证。其主要结论如下:
(1)基于同步机标准三阶模型的主动支撑控制策略优化了传统VSG的电压无功下垂 环节,通过在仿真软件中搭建仿真模型进行验证可知,相较于主动支撑控制策略,传统VSG 控制策略无功电压支撑能力较弱,且接入电网后会恶化系统的阻尼特性,在系统发生故障 后振荡幅值相对较大,造成系统不稳定。由此,相较于传统 VSG 控制策略,基于三阶模 型的主动支撑控制策略具有一定的优越性。
(2)基于虚拟功角-励磁双环架构的构网型虚拟PSS控制方法能够有效抑制系统功率 振荡,通过虚拟励磁PSS和虚拟功角PSS相互配合,可以在一定程度上弥补单一配置虚拟 PSS阻尼转矩不足的问题。同时虚拟PSS参数对系统影响较大,参数设置过大会影响系统 稳定性,在单机无穷大系统中,虚拟功角PSS增益系数对系统稳定性的影响要优于虚拟励 磁 PSS。
(3)在多机系统中,基于主动支撑三阶模型的新能源机组引入会恶化系统整体阻尼 特性,使系统陷入弱阻尼或负阻尼情况。同时,虚拟功角PSS在传统VSG控制策略与多 机系统中均有一定的控制效果,且在多机系统中虚拟功角 PSS 控制效果要优于虚拟励磁 PSS。
本课题在接下来的研究中将围绕以下方向进行深入探讨:(1)目前将新能源机组直流 侧等效为储能型无穷大电源,下一步将结合风机、光伏源端特性,探讨虚拟PSS双环控制 结构对对低频振荡的控制效果。(2)目前只考虑主动支撑型VSC附加虚拟PSS的控制效 果,未考虑多机PSS装置的相互作用规律,下一步将结合多机多变流器,研究虚拟PSS环 节参数配置方法。
- 45 -
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