含可控惯性风电的区域互联电网的暂态功角稳定控制方法技术

本发明专利技术公开了一种含可控惯性风电的区域互联电网的暂态功角稳定控制方法，包括判断含可控惯性风电的两区域互联电网的功角是否发生振荡步骤，如果没有发生振荡，继续监测，如果有振荡，判断送电侧发电机组GS的等值有功功率输出与功率设定区间的位置关系，若大于该区间，输出HSvir＝HSvir_max，HRvir＝0；若小于该区间，输出HSvir＝0，增大HRvir至惯量设定范围；若位于该区间内，则无需调节。与传统暂态功角稳定控制相比，本发明专利技术能够根据发电机的有功输出状态以及互联电网功角首摆方向，采用相应的惯性调节方法，使其有效解决风电场并网及系统故障引起的发电机群间功角振荡问题，改善电网暂态稳定水平。互联电网借助风电场改变其所在子区域系统的惯量大小，提高系统的暂态稳定性。

Transient power angle stability control method for interconnected power grid with controllable inertia wind power

The invention discloses a transient with controllable inertia wind power grid interconnected angle stability control method, including the judgment of two area interconnected power system with controllable inertial wind power angle is oscillation steps, without oscillation, continue to monitor, if there is oscillation, judge the position relationship between the equivalent active power transmission side the output of the GS power generating units and set the interval, if larger than the output interval, HSvir = HSvir_max, HRvir = 0; if the interval is less than the output, HSvir = 0, HRvir increased to inertia setting range; if located within the interval, there is no need to adjust. With the traditional transient stability control, the invention can according to the output power state of generator and power angle of the first swing direction of interconnected power grid, the corresponding inertia adjustment method, which effectively solve the fault caused by wind power system and generator group between the power angle oscillation problem, improve the transient stability level of power grid. The transient stability of interconnected power system is improved by using the wind farm to change the inertia of the subsystem.

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及一种互联电网的暂态稳定控制方法，尤其是一种含可控惯性风电的区域互联电网的暂态功角稳定控制方法，属于发电系统控制

技术介绍
随风电技术逐步成熟，风电并网规模不断增大，风电场接入对电力系统的影响越来越显著，其中接入风电场后的电力系统在暂态功角特性方面呈现出更为复杂的特性。以变速风电机组为例，通过独立有功调节，机组即可虚拟出可控的惯性响应为系统提供惯性支持，有效避免系统惯性削弱的不利影响。但变速风电机组具备的大量可控虚拟惯量，将显著改变联络线两端发电机群的惯量大小，可能引起发电机群间功角剧烈摇摆，改变电网暂态稳定水平，使得电力系统的安全稳定运行变得更加严峻。因此，在增加了惯性这一控制参数后，研究风电机组虚拟惯量对两区域互联电网的暂态功角稳定影响，以及利用虚拟惯量改善功角振荡问题，将是控制方法能否更具实际应用价值，进而提高可控惯性互联电网安全运行水平的又一关键问题。
技术实现思路
本专利技术要解决的技术问题是：提供一种含可控惯性风电的区域互联电网的暂态功角稳定控制方法。本专利技术所采取的技术方案是：一种含可控惯性风电的区域互联电网的暂态功角稳定控制方法，包括以下步骤：步骤a：判断所述含可控惯性风电的区域互联电网的功角是否发生振荡， 如果是，转向步骤b；如果否，转向步骤a；步骤b：设置功率设定区间为设置惯量设定范围为 式中，PSmt、PRmt分别为送电侧发电机组GS、受电侧发电机组GR的等值有功功率输出；HSvir为送电侧风电机组的虚拟转动惯量，满足0≤HSvir≤HSvir_max；HRvir为受电侧风电机组的虚拟转动惯量，满足0≤HRvir≤HRvir_max；HSt＝HS+HSvir，为送电端发电机的等值惯性时间常数，满足HSt_min≤HSt≤HSt_max；HRt＝HR+HRvir，为受电端发电机的等值惯性时间常数，满足HRt_min≤HRt≤HRt_max；HS、HR分别为送、受电端发电机系统惯性时间常数；HSvir_max为送电侧风电机组的虚拟转动惯量的最大值；HRvir_max为受电侧风电机组的虚拟转动惯量的最大值；Hst_max和Hst_min分别为送电端发电机的等值惯性时间常数的最大值和最小值；HRt_max和HRt_min分别为受电端发电机的等值惯性时间常数的最大值和最小值；步骤c：如果送电侧发电机组GS的等值有功功率输出PSmt大于功率设定区间的位置关系，转向步骤d；如果送电侧发电机组GS的等值有功功率输出PSmt小于功率设定区间的位置关系，转向步骤e，如果送电侧发电机组GS的等值有功功率输出PSmt处于功率设定区间内，转向步骤f；步骤d：输出HSvir＝HSvir_max，HRvir＝0；步骤e：输出HSvir＝0，增大HRvir至惯量设定范围；步骤f：无需调节。本专利技术的有益效果是：与传统暂态功角稳定控制相比，本专利技术策略能够根据发电机的有功输出状态以及互联电网功角首摆方向采用相应的惯性调节方法，抑制互联电网在 故障时的功角振荡现象，提高系统暂态功角稳定性。在此控制策略下，互联电网借助风力发电机组具备的虚拟惯性灵活改变其所在子区域系统的惯量大小，同时协调其他区域可控风力发电机组的惯量，提高系统的暂态功角稳定。附图说明下面结合附图和实施例对本专利技术作进一步说明。图1是本专利技术的流程图；图2是本专利技术实施例中含风电场的四机两区域系统仿真拓扑结构图；图3是本专利技术实施例中送端网络加入虚拟惯性前后首摆均正向摆动时系统功角对比曲线；图4是本专利技术实施例中送端网络加入虚拟惯性前后首摆均反向摆动时系统功角对比曲线；图5是本专利技术实施例中通过受端虚拟惯性协调配合对系统功角影响曲线；图6是本专利技术实施例中含可控惯性两区域发电系统结构图；图7是本专利技术实施例中含可控惯性两区域发电系统等效电路图；图8是本专利技术实施例中双机系统的功角摇摆曲线；图9是本专利技术实施例中功角加速度αδ与送电端等值惯性时间常数HSt间的关系曲线；图10是本专利技术实施例中调节受电侧惯性HRt后功角加速度αδ与送电端等值惯性时间常数HSt间的关系曲线；图11是本专利技术实施例中送电侧风力发电机组的虚拟转动惯性控制结构图；图12是本专利技术实施例中受电侧风力发电机组的虚拟转动惯性控制结构图。具体实施方式实施例：如图1所示，一种含可控惯性风电的区域互联电网的暂态功角稳定控制方法，包括以下步骤：步骤a：判断所述含可控惯性风电的区域互联电网的功角是否发生振荡，如果是，转向步骤b；如果否，转向步骤a；步骤b：设置功率设定区间为设置惯量设定范围为 式中，PSmt、PRmt分别为送电侧发电机组GS、受电侧发电机组GR的等值有功功率输出；HSvir为送电侧风电机组的虚拟转动惯量，满足0≤HSvir≤HSvir_max；HRvir为受电侧风电机组的虚拟转动惯量，满足0≤HRvir≤HRvir_max；HSt＝HS+HSvir，为送电端发电机的等值惯性时间常数，满足HSt_min≤HSt≤HSt_max；HRt＝HR+HRvir，为受电端发电机的等值惯性时间常数，满足HRt_min≤HRt≤HRt_max；HS、HR分别为送、受电端发电机系统惯性时间常数；HSvir_max为送电侧风电机组的虚拟转动惯量的最大值；HRvir_max为受电侧风电机组的虚拟转动惯量的最大值；Hst_max和Hst_min分别为送电端发电机的等值惯性时间常数的最大值和最小值；HRt_max和HRt_min分别为受电端发电机的等值惯性时间常数的最大值和最小值；步骤c：如果送电侧发电机组GS的等值有功功率输出PSmt大于功率设定区间的位置关系，转向步骤d；如果送电侧发电机组GS的等值有功功率输出PSmt小于功率设定区间的位置关系，转向步骤e，如果送电侧发电机组GS的等值有功功率输出PSmt处于功率设定区间内，转向步骤f；步骤d：输出HSvir＝HSvir_max，HRvir＝0；步骤e：输出HSvir＝0，增大HRvir至惯量设定范围；步骤f：无需调节。如图2所示，本实施例采用四机两区域互联系统，该系统包含2个同步发电机G1、G2，有功输出分别为PG1＝800MW、PG2＝700MW，以及2个容量为200台×1MW的双馈风电场，L1和L2分别为区域1和区域2的负荷。将风电场DFIGS、DFIGR分别经母线B5、B11接入网络。其中，同步发电机G1、风电场DFIGS构成区域1，为送电端；同步发电机G2、风电场DFIGR则构成区域2，为受电端。仿真中设定风速为11m/s，考虑母线B8发生三相接地故障，故障时间0.1s，通过改变风力发电机的虚拟惯性进行仿真校验分析，说明本专利技术可以使两区域互联系统通过灵活的惯性调节，提高系统暂态功角稳定。图3、图4为接入送电端网络的风电场附加虚拟惯性前后系统功角对比曲线。当接入送电端网络的双馈风电场附加虚拟惯性时，若系统功角首摆均正向摆动，如图3所示，系统功角首摆偏差减小，表明该侧附加虚拟惯性提高系统暂态稳定性；当系统功角首摆均反向摆动，如图4所示，此时系统功角首摆偏差增大，表明送电端附加虚拟惯性不利于系统暂态稳定。由此可见，当风电场所在区域机组为前向机组时，可以通过该区域电网内的变速风电机组虚拟出惯性响应，抑制系统功角振荡；反之，送端区域等值发电机作为后向机组时本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种含可控惯性风电的区域互联电网的暂态功角稳定控制方法，其特征在于：包括以下步骤：步骤a：判断所述含可控惯性风电的区域互联电网的功角是否发生振荡，如果是，转向步骤b；如果否，转向步骤a；步骤b：设置功率设定区间为设置惯量设定范围为式中，PSmt、PRmt分别为送电侧发电机组GS、受电侧发电机组GR的等值有功功率输出；HSvir为送电侧风电机组的虚拟转动惯量，满足0≤HSvir≤HSvir_max；HRvir为受电侧风电机组的虚拟转动惯量，满足0≤HRvir≤HRvir_max；HSt＝HS+HSvir，为送电端发电机的等值惯性时间常数，满足HSt_min≤HSt≤HSt_max；HRt＝HR+HRvir，为受电端发电机的等值惯性时间常数，满足HRt_min≤HRt≤HRt_max；HS、HR分别为送、受电端发电机系统惯性时间常数；HSvir_max为送电侧风电机组的虚拟转动惯量的最大值；HRvir_max为受电侧风电机组的虚拟转动惯量的最大值；Hst_max和Hst_min分别为送电端发电机的等值惯性时间常数的最大值和最小值；HRt_max和HRt_min分别为受电端发电机的等值惯性时间常数的最大值和最小值；步骤c：如果送电侧发电机组GS的等值有功功率输出PSmt大于功率设定区间的位置关系，转向步骤d；如果送电侧发电机组GS的等值有功功率输出PSmt小于功率设定区间的位置关系，转向步骤e，如果送电侧发电机组GS的等值有功功率输出PSmt处于功率设定区间内，转向步骤f；步骤d：输出HSvir＝HSvir_max，HRvir＝0；步骤e：输出HSvir＝0，增大HRvir至惯量设定范围；步骤f：无需调节。...

【技术特征摘要】
1.一种含可控惯性风电的区域互联电网的暂态功角稳定控制方法，其特征在于：包括以下步骤：步骤a：判断所述含可控惯性风电的区域互联电网的功角是否发生振荡，如果是，转向步骤b；如果否，转向步骤a；步骤b：设置功率设定区间为设置惯量设定范围为式中，PSmt、PRmt分别为送电侧发电机组GS、受电侧发电机组GR的等值有功功率输出；HSvir为送电侧风电机组的虚拟转动惯量，满足0≤HSvir≤HSvir_max；HRvir为受电侧风电机组的虚拟转动惯量，满足0≤HRvir≤HRvir_max；HSt＝HS+HSvir，为送电端发电机的等值惯性时间常数，满足HSt_min≤HSt≤HSt_max；HRt＝HR+HRvir，为受电端发电机的等值惯性时间常数，满足HRt_min≤HRt≤HRt_max；HS、HR分别为送、...

【专利技术属性】
技术研发人员：张祥宇，王爽，付媛，
申请(专利权)人：华北电力大学保定，
类型：发明
国别省市：河北;13