构网型风电并网暂态支撑特性和小扰动稳定性分析与实证

孙素娟2024年10月13国电南瑞科技股份有限公司NARITechnologyDevelopmen主要内容构网型技术的研发背景同步机/构网型风电并网暂态支撑特性跟网型/构网型风电并网小扰动稳定性分析构网型风电测试与特性总结 21研发背景国电南瑞科技股份有限公司NARITechnologyDevelopmentC1研发背景同步发电机跟网型新能源(风/光)TUTU10@@合成PP。矢量合成转子惯性时间常数Tj=2~10s;电网频率受转子的惯性制约，体现相角支撑、惯性支撑；百毫秒级),快速跟随电网频率/相角；电流环、锁相环决定电压同时励磁增磁提升内电势；Xd"=0.1~0.25,Xd'=0.14~0.3;为限制电流保护IGBT,电压跟随网压，高频、次超同步-随SCR降低风险增加1研发背景1研发背景国电南瑞科技股份有限公司跟网型新能源当前问题的历史原因：源>需要全控型电力电子装备进行变频，灵活捕捉风/光能源；装>早期电力电子装备造价高、新能源占比少，不需要较大裕量提供支撑；备>按满足稳态发电需求选型，暂态过流能力弱(≤1.5p.u.)。问题控>基于PLL的矢量控制可控度高，可保护器件、实现最优风/光能利用；制>跟随型控制依赖电网强度，阶数高、控制频带宽、几乎不体现惯性；问题伴随新能源占比逐渐提高，在电力系统中由从属角色向主导角色转变：>宽频振荡、调频能力不足、系统惯量降低、暂态过压脱网；宽频带振荡问题系统调频能力下降区域电网转动惯量下降暂态过电压脱网向题4宽频带振荡问题系统调频能力下降1研发背景1研发背景国电南瑞科技股份有限公司构网型控制研发背景：什么是构网(what)为什么要构网(why)怎样构网(how)范围小了受短路故障影响的电网范围。出大量无功电流(<5p.u.),减缓>在两种系统的大扰动场景(短路/切机)下，同步机如何支撑；>构网型新能源如何借鉴同步机优点，依据自身灵活/快速的特点规避同步机的缺点。参考文献：袁小明《动态过程的幅频调制统一本质与系统稳定问题分类及新能源发电构网能力创新众号·电虎圈秦晓辉《大电网中虚拟同步发电机惯量支撑与一次调频功能定位辨析》51研发背景国电南瑞科技股份有限公司1研发背景跟网型控制/构网型控制：跟网型控制跟网型控制P量合成矢基于锁相环的矢量控制：自身功角、幅值。有功偏差经转子运动方程形成相角，电压偏差经励磁环节形成幅值，合成内电势电压矢量。9对电网表现出惯量属性，减小9支撑电网来抑制频率的波动；系统阶数低，易于实现基于惯量控制的阻尼，改善宽频带振荡现象；负序暂态和负序控制；负序控制算法复杂；1研发背景1研发背景国电南瑞科技股份有限公司两类机型：双馈风机、全功率风机1.双馈风机(陆上70%):GG网侧构网型经励磁环节控电压/无功构网控制中风同步02.全功率风机(直驱/半直驱，海上+陆上30%):网侧构网型1构网型2经励磁环革控电压/无功构网控制79主要内容国电南瑞科技股份有限公司主要内容88国电南瑞科技股份有限公司短路故障—同步机支撑特性：以调相机为例，系统短路时暂态无功支撑分两部分：一是基于物理特性的自发无功响应，故障时三个阶段支撑时间/无功电流近似值：2.暂态Td"至Td'(0.5~1s),最大无功电流1/Xd3.稳态(时间较长，稳态特性由励磁控制主导);无功支撑由降低到升高的拐点大约在100ms附励磁电流达到2.5倍需要500ms左右(励磁电压到3.5倍只需50ms左右，但励磁绕组时间常数较大0无励磁控制时的无功输出国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司2.1短路故障—电压支撑物理特性同步机短路电流的交流分量：双馈电机：X,'≈X+X。器控制会影响其在0+时刻10ms以后的动态行定子过载能力2倍15s3.5倍15s对比同步机在故障发生百毫秒内无功电流支撑料，耐流能力主要呈现反时限特性。性有要求，构网型电力电子装备的经济性更国电南瑞科技股份有限公司2.1短路故障一电压支撑2.1短路故障一电压支撑同步机(调相机)1、支撑倍数：无功电流可达5~10倍；2、支撑速度：0+时刻开始支撑，上升时间小于20ms;labcSC三相电流国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司2.1短路故障一电压支撑短路故障—构网型风电支撑特性：构网型风电：支撑外特性-现场测试22600定子电流a国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司2.1短路故障一电压支撑2.1短路故障一电压支撑短路故障—负序控制：上升时间撤出时间矢量合成矢量合成控制框图TU8六D@0②矢量合成PP贵D无功U控制@控制特性对比PI—故障前风机超速；以方便地改变短路期间的有功指令，避免内电势超速、避免暂稳风险；>与同步机比，构网型风机暂态失稳风险小，因以提升。同步机在系统短路时机械功率大于电磁功率，转子加速、功角增加，如故障切除不及时，加速面积大于减速面积，有NARITechnologyDevelopment2.1短路故障一内电势电压/频率/相角2.1短路故障一内电势电压/频率/相角短路故障—构网型风电内电势：条件：短路比1.3,电网发生短路，PCC内电势幅值：内电势频率/相角：V为附近的跟网型机组提供频率/相位可以跟随。蓝色：内电势相角蓝色：内电势相角6.56.544NARITechnologyDevelopment2.1短路故障一有功支撑与功角稳定2.1短路故障一有功支撑与功角稳定短路故障—功角稳定：国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司2.1短路故障一有功支撑与功角稳定远端短路-纯构网型场站/纯跟网型场站/跟构混合或含调相机具国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司2.1短路故障一有功支撑与功角稳定2.1短路故障一有功支撑与功角稳定远端短路一含调相机跟网型场站(≈跟构混合场站):和变同步机群 风场变线路路含调相机风场，调整低穿功率策略:基地相角、t临调相机无功含调相机风场，常规低穿策略调相机无功调相机有功国电南瑞科技股份有限公司短路故障恢复过程一传动链安全：国两明眼貌两明眼貌大风，35%对称低电压测试，转速波动峰峰值<50转。现场经过多次低电压测试后，检查联轴器未发生打滑现象。测试尚未触及联轴器打滑力矩。Wo国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司构网型技术的研发背景同步机/构网型风电并网暂态支撑特性2.1短路故障—次暂态/暂态/稳态电压支撑、功角稳定2.2切机故障—相角/惯性/频率支撑跟网型/构网型风电并网小扰动稳定性分析3.1跟网型风电次同步振荡分析3.2构网型风电低频振荡分析构网型风电测试与特性总结…2.2切机故障一相角/惯性/频率支撑 47切机故障—同步机支撑特性：47撑功率的大小由与电压参考点距离、机组容量等有关。最大10%左右，<500ms组开始减速，向系统进行惯量支撑。各机组率、在系统中的位置、自身Tj等不同，机组间相不同，机组间会出现转子位置的相对"摇摆",随时间逐最大3%左右，<10s增发有功；同时由于负荷的频率调节效应，系渐回升，一次调频是有差调节。后面要依靠系统二次调频使频率恢复到50H最大6%左右，<20s这三个阶段导出构网型标准的3项测试内容：相角变化、df/dt、一次调频。·电虎圈2.2切机故障一相角/惯性/频率支撑第一阶段(0+～100ms):相角支撑构网型风机内电势相角/频率均不突变，0+时PP2.2切机故障一相角/惯性/频率支撑第二阶段(10ms第二阶段(10ms～5s):惯性支撑实际3个阶段是重叠的，测试时将第2个阶段和1、3阶段解耦开，关掉一次调频，系统频率按一定斜率下降。构网型因运动方程特性自然支撑有功，跟网型可以叠加在有功指令上支撑有功，需要进行频率检测。以Tj=5为例，频率在2秒、5秒内下降1Hz。国国49.4492风机内电势频率o 2.2切机故障一相角/惯性/频率支撑2.2切机故障一相角/惯性/频率支撑第三阶段(2s～20s):一次调频与风电机组机械特性、备用情况有关。 从风轮惯性一次调频支撑时间较长、能量较大，导致转速下降，风能利用系统频率2次系数Cp下降，风功率获取效率下降。因转速不能下降到脱网转跌落风险速，一般支撑10%、10s,支撑后需要减发以完成风机转速恢复。减发能量约为支撑能量的1.5~2.5倍。预留备用通过变桨每台风机压功率10%Pn运行，达到很好调频效果损失发电量整场配置储能调频效果理想，且速度较变桨备用更快。额外投资有备用(惯性+系统频率(无调频)无备用借用风轮惯性调频系统频率(无调频)无备用借用风轮惯性调频主要内容国电南瑞科技股份有限公司主要内容公众号·国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司NARITechnologyDevelopmentCo,Lt跟网型(分析仿真/测试/风场)构网型(分析仿真和测试)高频谐振300-1500Hz高P高么G矢1矢CR.[A;节耦合振荡；D1控制对电网进行惯性支撑(虚拟转子运动方程),弱阻尼源于其他控制环节(如调压)的影响； 风险，但仍需找出长远的解决方案。增加阻尼时要平衡稳定性和惯性国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司法，这两种方法相对严谨。>采用基于工程视角的传递函数法：便于分析控制环节之间的耦合关系(是平衡宽频带阻尼、兼顾暂态需求之后多控制环耦合的结果);直流电容系统总电感(La=L1+Lg)直流电容3.1跟网型风电次同步振荡分析3.1跟网型风电次同步振荡分析SCR<1.7,复现/分析典型振荡问题：开环传函Nyquist图包围(-1,j0),Bode图幅频>0时相频穿越-π线(蓝色);闭环传函Bode图在23Hz存在较大的谐振同样系统结构和参数下，电磁暂态仿真(200台2MW直驱风机接入电网),有功、无功功率出现23Hz振荡，电压、电流出现73Hz、振荡分量：0L08o23Hz,对应闭环传函Bode图中的谐振峰0电压电流有两个分量：锁相环和直流电压环使得逆变器在d/q轴上的控制结构不同，振荡分量在d/q轴上不平衡(不是标准的幅值相等、相位差90度),同时包含正序和负序23Hz分量。根据坐标变换，静止坐标系下的电压、电流将同时存在：国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司 跟网型风电次同步振荡分析：为避免影响系统高频段阻尼，电压前馈一般经过滤波引入控制，此时电流内环的控制对象不仅是逆变器内感，而是系统总电感：La=L1+Lg。>随着SCR降低，La增大，电流内环带宽逐渐降低，与电压环、锁相环带宽接近，控制环节的耦合程度加深带宽电流环带宽/Hz电压环带宽/Hz网压前馈滤波截止频率/Hz系统随着SCR降低，系统在10~40Hz(电压电流上为60~90Hz),因控制耦合开环传函产生不理想的相频的下移，系统稳定性变差；电流环带宽降低、锁相环带宽升高、电压环带宽升高,稳定性变差——国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司3.1跟网型风电次同步振荡分析跟网型风电次同步振荡抑制：投入抑制策略后相频特性有很好的改善，可以实现SCR1.5~1.1振荡抑制时间(ms)3投入抑制策略后机群的阻尼特性：PP2W555虎虎国电南瑞科技股份有限公司NARITechnologyDevelopme跟网型风电次同步振荡-机群特性：电网等效电感电网等效电感1网侧电感箱变漏感2不同型号风机本机振荡频率不同，由于避免了共振，并联送出时可适应的短路比更低。跟网型风电基地，如果机组振荡频率不同，不投入阻尼策略已可以适应较低的短路比(1.1~1.4)。投入阻尼策略后，可适应的短路比更低(0.8~1)。相比之下，如何保证暂态(大扰动)稳定是弱电网中跟网型机组控制的难点。国电南瑞科技股份有限公司NARITechnologyDevelopme构网型风电低频振荡分析：>跟网型存在次同步振荡风险，构网型存在低频振荡风险；——不同的控制结构有适配其控制结构和需求的控制参数，有不同的宽频阻尼特性，都有自己的阻尼薄弱点。使用典型控制结构，同等Tj和D参数下，强网相比于弱网更容易振荡；电气距离近的两机，有两个振荡模态：两机与电网之间、两机之间。内电势频率43内电势频率431国电南瑞科技股份有限公司国电南瑞科技股份有限公司3.2构网型风电低频振荡分析构网型风电低频振荡分析及抑制：借鉴常规同步机低频振荡分析方法，建立小信值实部逐渐增大直至大于0,解释了时域仿真当参数设计难以兼顾控制系统快速性、稳抑制低频振荡。强网易振、近距离机组易振现象。—0大—0大国电南瑞科技股份有限公司3.2构网型风电低频振荡分析3.2构网型风电低频振荡分析构网型风电-同步机-低频振荡特性对比：特点：往往发生在弱联系的区域之间，同区之内是同调的；振荡原因：长线送电、负荷较重时，电压调节器提供的附加磁链产生了负特点：往往发生在弱联系的区域之间，同区之内是同调的；振荡原因：长线送电、负荷较重时，电压调节器提供的附加磁链产生了负阻尼转矩，抵消了原系统阻尼转矩；为何弱联系的机群容易互振：同步机组电磁阻尼系数，在强互联系统可到100数量级，弱互联系统下降至10左右[1]——源于转子/阻尼绕组的作用。同步型2阶转子运动方程+励磁系统+调速器+原动机；构网型转子运动方程+励磁系统；阻尼近似用阻尼系数D模拟构网型风电只借鉴了同步机模型中体现“构网”的部分，即转子运动方程和励磁系统，两者的阻尼形成方式不同：口同步机简化模型中等效阻尼系数“D”主要由阻尼绕组等提供的电磁阻尼决定：口构网型风机阻尼系数“D”主要由构网模型中设置的D参数决定：风能利用效率；必要时构网型机组需配置PSS。参考文献：[1]余贻鑫《大区电网弱互联对互联系统阻尼和动态稳定性的影响》国电南瑞科技股份有限公司构网型技术的研发背景同步机/构网型风电并网暂态支撑特性跟网型/构网型风电并网小扰动稳定性分析构网型风电测试与特性总结国电南瑞科技股份有限公司4构网型风电测试与特性总结4构网型风电测试与特性总结现电压源特性，维持系统的频率相角和电压：磁转矩平滑过渡、避免突变。与支撑性能的前提下折中。低电压/高电压(含零电压!)无功支撑上升时间20ms左右短路恢复时无功撤出时间30ms内有功支撑上升时间20ms左右有功支撑上升时间<20