CN108631338B - 一种用于抑制双馈风电场并网次同步振荡的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种用于抑制双馈风电场并网次同步振荡的方法，首先，根据并网双馈风电场的数值模型确定可能发生次同步振荡的频率范围；然后运用相位补偿技术设计相应的带阻滤波器；最后，将设计好的带阻滤波器接入双馈风机转子侧变流器电流内环的电流反馈环节。本发明方法能够有效抑制双馈风电机组的次同步控制相互作用，进而对双馈风电场并网次同步振荡有明显的抑制作用，对保障电力系统的安全稳定运行有着重要的现实意义。
Description
技术领域
本发明属于电力系统领域，涉及双馈风电场并网外送电能的稳定性领域，具体涉及一种用于抑制双馈风电场并网次同步振荡的方法。
背景技术
目前双馈式风力发电机在新能源发电领域中获得了十分广泛的应用，双馈风电场并网外送电能已成为实现风能大规模开发与利用的主要方式。双馈风电场并网外送电能往往采用输电线路串联补偿技术，用以缩短电气距离，提高电能输送能力，提高电力系统稳定性。然而，因为双馈风机控制和结构的特殊性，这种大规模、远距离、点对网经串联补偿线路外送电能的方式却可能带来另一种稳定性问题——次同步振荡。
双馈风电场并网次同步振荡问题主要由感应发电机效应(IGE)和次同步控制相互作用 (SSCI)引起。其中，次同步控制相互作用(SSCI)涉及到转子侧变流器的控制和定转子之间的感应关系，导致并网双馈风电场在遭受电网次同步干扰时易引发次同步振荡问题。
发明内容
为解决上述由次同步控制作用引发的双馈风电场并网次同步振荡问题，本发明提供一种用于抑制双馈风电场并网次同步振荡的方法，能够抑制风电场遭受次同步干扰时可能引发次同步振荡的次同步控制相互作用，从而可有效减小双馈风电场并网次同步振荡的风险。
为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案如下：一种用于抑制双馈风电场并网次同步振荡的方法，步骤如下：
S1，确定风电场并网次同步振荡的频率范围。
具体为：S1.1，根据风电场的参数和工况，建立风电场数值仿真模型。
S1.2，根据建立的风电场数值仿真模型，确定双馈风电场并网次同步振荡的频率范围。
确定方法包括以下两种方法：一种是计算双馈风电场并网运行时最可能遭受的干扰频率fsub，干扰频率fsub为自然L-C谐振回路的谐振频率，所述自然L-C谐振回路是由双馈风电场的并网输电线路上的补偿电容与电网系统中等效电感元件相连形成，谐振频率为fsub的计算公式为：
式中，f1表示工频频率，XC为工频下串联补偿电容，XLΣ为工频下电网系统等效电感对应的电抗值。
另一种是运用外阻抗扫描法，即在双馈风电场并网点施加待研究频率的次同步小电流源模拟次同步扰动，并同时测量并网点的电压，根据电流和电压求解得出风电场的等效外阻抗，根据对应频率下的等效电阻和等效电抗来判断待研究频率是否为可能的次同步振荡频率，如果等值电抗为零或者接近零，所对应的等值电阻为负，则待研究频率为可能的次同步振荡频率，进而确定双馈风电场并网次同步振荡频率范围。
S2，根据步骤S1得到的次同步振荡的频率范围，设计滤波器，并设计考虑相位补偿环节。
滤波器的类型和阶数因具体工况不同而异，以二阶高通滤波器的通式为例，其通式为：
式中，ωn为对应中心频率的角频率，ζ为阻尼系数。
S3，将设计好的滤波器与相位补偿环节接入双馈风机转子侧变流器电流内环的反馈环节。具体步骤为：S3.1，确定双馈风机转子侧变流器电流内环的控制策略。
S3.1.1，对双馈式感应发电机转子电压方程进行变换，得到：
式中，
表示发电机的漏磁系数，ωslip＝ω1-ωr表示转差电角速度。
S3.1.2，基于电网电压定向的矢量控制条件，将坐标系d轴定向于发电机定子电压矢量上，并忽略定子电阻Rs，得到双馈式感应发电机定子输出功率与转子d、q轴电流之间的关系：
双馈式感应发电机的有功、无功功率获得了解耦，即可通过控制转子电流d轴分量控制其有功功率，实现最大风能追踪，通过控制转子电流q轴分量控制发电机输入电网的无功，保证电网的平稳运行。
S3.1.3，根据步骤S3.1.1和步骤S3.1.2，得到双馈风机转子侧变流器电流内环的控制策略。
所述控制策略如下：
根据电网运行要求的有功和无功功率得到对应转子电流的d轴和q轴分量(即转子电流参考分量)，并通过电流反馈环节得到实际转子电流的d轴和q轴分量，将参考分量和实际分量的差值作为输入，通过PI调节器进行计算，并对所得结果进行前馈补偿以实现d、q轴分量的解耦，进而计算得出所控转子电压的d、q轴分量，从而通过变流器对实际转子电压进行控制以达到电网运行要求。
S3.2，根据步骤S3.1确定滤波器和相位补偿环节在双馈风机转子侧变流器电流控制内环的接入点；所述接入点为双馈风机转子侧变流器电流控制内环的电流反馈环节。
本发明通过设计的滤波器和相位补偿环节接入到双馈风机转子侧变流器电流控制内环的电流反馈环节，能够滤除对应次同步频率分量滤波器能够阻断次同步控制相互作用，可以抑制次同步控制相互作用，从而对并网双馈风电场次同步振荡进行有效抑制，有效减小双馈风电场并网次同步振荡的风险，提高电网运行的稳定性。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明双馈风电场并网送出模型。
图2是采用本发明方法前后输电线路的次同步功率振荡对比图。
图3是本发明的流程图。
图4为本发明双馈风电场转子侧变流器电流内环控制示意图。
图5为本发明SSCI作用机理示意图。
图6为本发明在双馈风电场转子侧变流器电流内环的接入示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有付出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图3所示，一种用于抑制双馈风电场并网次同步振荡的方法，步骤如下：S1，确定风电场并网次同步振荡的频率范围。
具体为：S1.1，根据风电场的参数和工况，建立风电场数值仿真模型，如图1所示。
S1.2，根据建立的风电场数值仿真模型，确定双馈风电场并网次同步振荡的频率范围。
确定方法包括以下两种方法：一种是计算双馈风电场并网运行时最可能遭受的干扰频率 fsub，干扰频率fsub为自然L-C谐振回路的谐振频率，所述自然L-C谐振回路是由双馈风电场的并网输电线路上的补偿电容与电网系统中等效电感元件相连形成，谐振频率为fsub的计算公式为：
式中，f1表示工频频率，XC为工频下串联补偿电容，XLΣ为工频下电网系统等效电感对应的电抗值。
另一种是运用外阻抗扫描法，即在双馈风电场并网点施加待研究频率的次同步小电流源模拟次同步扰动，并同时测量并网点的电压，根据电流和电压求解得出风电场的等效外阻抗，根据对应频率下的等效电阻和等效电抗来判断待研究频率是否为可能的次同步振荡频率，如果等值电抗为零或者接近零，所对应的等值电阻为负，则待研究频率为可能的次同步振荡频率，进而确定双馈风电场并网次同步振荡频率范围。
S2，根据步骤S1得到的次同步振荡的频率范围，设计滤波器，并设计考虑相位补偿环节。
滤波器的类型和阶数因具体工况不同而异，以二阶高通滤波器的通式为例，其通式为：
式中，ωn为对应中心频率的角频率，ζ为阻尼系数。
滤波器的设计应该根据实际工况和风电场具体参数来确定，一般考虑用带阻滤波器或者高通滤波器，由于滤波器的接入可能对通带内工频分量的相位产生影响，因此应对滤波器产生的工频相移进行相位补偿。
S3，将设计好的滤波器与相位补偿环节接入双馈风机转子侧变流器电流内环的反馈环节。具体步骤为：S3.1，确定双馈风机转子侧变流器电流内环的控制策略。
S3.1.1，对双馈式感应发电机转子电压方程进行变换，得到：
式中，
表示发电机的漏磁系数，ωslip＝ω1-ωr表示转差电角速度。
S3.1.2，基于电网电压定向的矢量控制条件，将坐标系d轴定向于发电机定子电压矢量上，并忽略定子电阻Rs，得到双馈式感应发电机定子输出功率与转子d、q轴电流之间的关系：
双馈式感应发电机的有功、无功功率获得了解耦，即可通过控制转子电流d轴分量控制其有功功率，实现最大风能追踪，通过控制转子电流q轴分量控制发电机输入电网的无功，保证电网的平稳运行。
S3.1.3，根据步骤S3.1.1和步骤S3.1.2，得到双馈风机转子侧变流器电流内环的控制策略，如图4所示。
所述控制策略描述如下：
根据电网运行要求的有功和无功功率得到对应转子电流的d轴和q轴分量(即转子电流参考分量)，并通过电流反馈环节得到实际转子电流的d轴和q轴分量，将参考分量和实际分量的差值作为输入，通过PI调节器进行计算，并对所得结果进行前馈补偿以实现d、q轴分量的解耦，进而计算得出所控转子电压的d、q轴分量，从而通过变流器对实际转子电压进行控制以达到电网运行要求。
S3.2，根据步骤S3.1确定滤波器和相位补偿环节在双馈风机转子侧变流器电流控制内环的接入点；所述接入点为双馈风机转子侧变流器电流控制内环的电流反馈环节，如图6所示。
本发明的核心是将设计好的滤波器与相位补偿环节接入双馈风机转子侧变流器的控制器内部，具体为接入电流控制内环的电流反馈环节。本发明能够抑制次同步振荡的具体原理如下：
双馈风机的转子侧变流器是风机并网外送电能的核心，用以实现对双馈风机的功率解耦控制，从而实现对风力发电机及整个风电系统的运行控制。双馈式风电系统的主要运行目标如下：
(1)在变速恒频前提下实现最大风能追踪，其关键是对双馈式感应发电机转速(即有功功率)的控制；
(2)对双馈式感应发电机输出无功功率进行控制，从而控制输入功率因数，以保证电网的稳定运行。
对双馈式感应发电机转子电压方程进行变换，可得：
式中，
表示发电机的漏磁系数，ωslip＝ω1-ωr表示转差电角速度。
基于电网电压定向的矢量控制条件，即将坐标系d轴定向于发电机定子电压矢量上，并忽略定子电阻Rs，得到双馈式感应发电机定子输出功率与转子d、q轴电流之间的关系：
双馈式感应发电机的有功、无功功率获得了解耦，即可通过控制转子电流d轴分量控制其有功功率，实现最大风能追踪，通过控制转子电流q轴分量控制发电机输入电网的无功，保证电网的平稳运行。
由以上两式可得图4所示控制转子侧变流器电流内环控制策略。
而次同步控制相互作用(SSCI)的本质是双馈式感应发电机变流器控制系统对电网中次同步分量所表现出的负阻尼特性。而这种负阻尼特性是由输电线路串联补偿电容与发电机变流控制器的相互作用引起的。
双馈式感应发电机定、转子电流之间，转子电流、电压之间可通过以下方式互相影响：
(1)定、转子电流之间有感应关系；
(2)转子电流的改变会通过转子侧变流器的电流控制内环的电流反馈环节影响转子电压，而转子电压的变化又会通过外电路改变转子电流。
SSCI对系统中次同步扰动分量的放大正是基于以上两种影响关系，如图5所示。
当输电线路中装设串联补偿电容时，存在频率为fsub的次同步自然谐振频率。在双馈式风电场并网系统中，此次同步扰动分量存在于线路电流即双馈式感应发电机定子电流中。定子中的次同步电流分量会通过电磁感应在转子中产生相应频率的次同步电流分量，当转子侧变流器检测到转子中的次同步电流分量后会控制改变转子电压，改变的转子电压又会通过外电路的作用在转子中产生新的次同步分量电流，而转子中新的次同步电流分量反过来会在定子绕组(线路)中感应出相应的新的次同步电流分量。经过了上述过程，定子(线路)电流中原有的次同步电流分量会与新的次同步电流分量相叠加，若两分量矢量夹角小于90度，次同步电流分量就会发散，即发生了SSCI引发的次同步振荡。
因此，在双馈风机转子侧变流器电流控制内环的电流反馈环节接入能够滤除对应次同步频率分量滤波器能够阻断次同步控制相互作用的一个环节，可以抑制次同步控制相互作用，从而对并网双馈风电场次同步振荡进行有效抑制。具体接入位置图6所示。
下面以一个具体事例进行验证说明本发明的有效性。
如图1所示，等值风电场为一个100MW的双馈式风电场，经含有串联补偿电容的长距离输电线路和变电站与大系统相连。
对建立好的等值模型进行分析，假设此系统串补度为50％，则自然谐振频率约为35Hz，同时对系统外阻抗的分析也得出了相似的结论，结合实际发生过的双馈风电场次同步振荡事故，确定需要滤除的次同步频率分量为5Hz-40Hz。
这里选用3阶的巴特沃斯高通滤波器，截至频率为40Hz，将其接入双馈风机转子侧变流器电流内环的电流反馈环节，观察接入前后输电线路的功率振荡情况，如图2所示，其中图 (a)为接入前输电线路的功率振荡情况，图(b)为接入后输电线路的功率振荡情况。由图 2可看出，采用本发明中的方法，有效抑制了此实施例的次同步振荡情况，说明了本发明方法的有效性。
上面所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (5)
1.一种用于抑制双馈风电场并网次同步振荡的方法，其特征在于，步骤如下：
S1，确定风电场并网次同步振荡的频率范围；
S2，根据步骤S1得到的次同步振荡的频率范围，设计滤波器，并设计考虑相位补偿环节；
S3，将设计好的滤波器与相位补偿环节接入双馈风机转子侧变流器电流内环的反馈环节；
在步骤S3中，具体步骤为：S3.1，确定双馈风机转子侧变流器电流内环的控制策略；
S3.1.1，对双馈式感应发电机转子电压方程进行变换，得到：
式中，
表示发电机的漏磁系数，ωslip＝ω1-ωr表示转差电角速度；
S3.1.2，基于电网电压定向的矢量控制条件，将坐标系d轴定向于发电机定子电压矢量上，忽略定子电阻Rs，得到双馈式感应发电机定子输出功率与转子d、q轴电流之间的关系：
双馈式感应发电机的有功、无功功率获得了解耦，即可通过控制转子电流d轴分量控制其有功功率，实现最大风能追踪，通过控制转子电流q轴分量控制发电机输入电网的无功，保证电网的平稳运行；
S3.1.3，根据步骤S3.1.1和步骤S3.1.2，得到双馈风机转子侧变流器电流内环的控制策略；
S3.2，根据步骤S3.1确定滤波器和相位补偿环节在双馈风机转子侧变流器电流控制内环的接入点；所述接入点为双馈风机转子侧变流器电流控制内环的电流反馈环节。
2.根据权利要求1所述的用于抑制双馈风电场并网次同步振荡的方法，其特征在于，在步骤S1中，具体步骤为：S1.1，根据风电场的参数和工况，建立风电场数值仿真模型；
S1.2，根据建立的风电场数值仿真模型，确定双馈风电场并网次同步振荡的频率范围；确定方法是计算双馈风电场并网运行时最可能遭受的干扰频率fsub或外阻抗扫描法。
3.根据权利要求2所述的用于抑制双馈风电场并网次同步振荡的方法，其特征在于：当采用计算双馈风电场并网运行时最可能遭受的干扰频率fsub时，由于干扰频率fsub为自然L-C谐振回路的谐振频率，所述自然L-C谐振回路是由双馈风电场的并网输电线路上的补偿电容与电网系统中等效电感元件相连形成，谐振频率为fsub的计算公式为：
式中，f1表示工频频率，XC为工频下串联补偿电容，XLΣ为工频下电网系统等效电感对应的电抗值。
4.根据权利要求2所述的用于抑制双馈风电场并网次同步振荡的方法，其特征在于：所述外阻抗扫描法，是在双馈风电场并网点施加待研究频率的次同步小电流源模拟次同步扰动，并同时测量并网点的电压，根据电流和电压求解得出风电场的等效外阻抗，根据对应频率下的等效电阻和等效电抗来判断待研究频率是否为可能的次同步振荡频率，如果等值电抗为零或者接近零，所对应的等值电阻为负，则待研究频率为可能的次同步振荡频率，进而确定双馈风电场并网次同步振荡频率范围。
5.根据权利要求1所述的用于抑制双馈风电场并网次同步振荡的方法，其特征在于，所述步骤S3.1.3中的控制策略如下：
根据电网运行要求的有功和无功功率得到对应转子电流的d轴和q轴分量，即转子电流参考分量，并通过电流反馈环节得到实际转子电流的d轴和q轴分量，将参考分量和实际分量的差值作为输入，通过PI调节器进行计算，并对所得结果进行前馈补偿以实现d、q轴分量的解耦，进而计算得出所控转子电压的d、q轴分量，从而通过变流器对实际转子电压进行控制以达到电网运行要求。
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