CN111541242A - 一种混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，所述方法包括：建立混合型风电场的数学模型；获取所述混合型风电场的控制参数，基于所述控制参数，预测所述混合型风电场的谐振频率点；根据预测到的谐振频率点对所述混合风电场系统进行调整，以抑制混合风电场次同步谐振的发生。本发明基于模型降阶思想去建立混合风电场模型，并通过混合风电场的数学模型以及控制器参数预测混合型风电场的谐振频率点，并根据所述谐振频率点提前在系统中添加保护措施，以避免发生次同步谐振，保证混合风电场并网系统持续安全稳定运行。

Description

一种混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法
技术领域
本发明涉及风电场技术领域，特别涉及一种混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法。
背景技术
近些年来，随着能源的日益紧张，对于电力行业而言，可再生能源发电的应用不断增加，到目前为止，在全球范围内已经具有了两种可以大规模可再生能源发电的形式，分别是太阳能的光伏发电和风力发电。根据国家能源局发布的通告可以知道，2020年我国可再生能源装机总容量将达到3.3亿千瓦，2030年将超过8亿千瓦，其中，将会有2/3以上位于我国的“三北”地区。“三北”地区的特殊的地理位置环境，使得我国的可再生能源资源和负荷需求具有明显的逆向分布特点，明显的特点就是资源的中心距离中心负荷长达1000-4000公里，基于此，大基地、远距离传输是我国可在再生能源发展必须克服的难题。随着可再生能源的发展，电压源换流器(Voltage-source Converter,VSC)也越来越在电力系统中扮演更加重要的角色，VSC和传统的电机相比较，VSC可以更加优越的实现高效率的能源转换，同时VSC具有更宽的带宽控制范围，但是，造成了电网和VSC之间的动态作用可能在很宽的频率范围内引起系统的振荡。
目前，风力发电系统中主要是变速恒频双馈感应发电机(doubly-fed inductiongenerator,DFIG)、永磁直驱同步发电机(permanent magnet synchronous generator,PMSG)和恒速恒频异步发电机(constant speedconstant frequency WTGS)三大风力发电机型，其中因为变速恒频双馈感应发电机(DFIG)和永磁直驱同步发电机(PMSG)的风力发电系统的桨距角可调，因此，能够在风电变化较大的范围内均可以保持最佳叶尖速比和实现最大功率跟踪(maximum power point tracking,MPPT)运行，而且两种机型都具有有功功率和无功功率解耦控制等优良特性。DFIG风力发电系统还具有励磁变频器容量小、变速运行范围宽和电机体积小等优势，同时，DFIG转子侧经过背靠背变流器实现交流励磁，使得发电机定子侧输出恒定频率的交流电，同时是电功率也可以通过定、转子侧双向通道与电网进行能量交换，但是，DFIG风力发电系统的定子端是直接与电网相连接的，这就使得变速恒频双馈感应发电机对电网的扰动异常敏感且非理想电网条件下的控制策略也会非常的复杂。与DFIG风力发电系统相比较，风力机不经过齿轮箱直接与永磁直驱同步发电机想连接的PMSG风电机组通过全功率换流器与电网间接相连，PMSG风力发电系统的变流器的容量大且无需电网提供励磁电源，其机侧变流器(motor side converter,MSC)将同步机发出的交流电整流为电压恒定的直流电，再经网侧变换器(grid side converter,GSC)逆变成交流电馈入电网，减少了发电机齿轮箱故障及电刷滑环损耗的同时，在电压不平衡及故障等非理想电网条件下的控制策略也相对简单，因此具有比DFIG风电系统更加优秀的电网适应能力及控制性能，但该类发电系统的永磁机极对数较多，导致发电机的体积庞大，从而增加了制造成本与难度。由此可以预见，双馈型风力发电技术和永磁直驱型风力发电技术作为两大主流风电技术，必定将会在未来更高容量的风电系统构成中占据一席之地。同时，若根据两大主流风电机型的各自优势对其进行合理配置形成相邻或混合风电场群还有望提高整个大容量风电场的运行稳定性及所并电网的电能质量。
然而，无论是DFIG风力发电系统，还是PMSG发电系统，都曾经发生过次同步振荡(Sub-synchronous Oscillation,SSO)现象，从而造成了巨大的经济损失。基于此，对于混合风电场，如何确定在不同模态下造成其产生次同步振荡的主导影响因素，以及如何进行次同步振荡进行预测与抑制，成为关键问题。
发明内容
本发明要解决的技术问题在于提供一种针对直驱—双馈混合型风电场的次同步谐振频率的预测方法及终端设备。
本发明所采用的技术方案如下：
一种混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其中，所述方法包括：
建立混合型风电场的风电场的数学模型；
获取所述混合型风电场的控制参数，其中，所述控制参数包括风电场风速、控制器参数、输电线路的串补度以及混合型风电场中各风电机组的比例系数；
基于所述控制参数，预测所述混合型风电场的谐振频率点；
根据预测到的谐振频率点对所述风电场系统进行调整，以抑制次同步谐振。
所述混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其中，所述混合型风电场包括双馈感应发电机组以及永磁直驱同步发电机组，并且所述双馈感应发电机组中发电机的数量与所述永磁直驱同步发电机组中发电机组的数量按照所述比例系数配置。
所述混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其中，所述风电场模型包括双馈感应发电机组线路、永磁直驱同步发电机组线路以及并网串补线路；所述双馈感应发电机组线路与所述永磁直驱同步发电机组线路并联后，经过并网串补线路并入电力系统。
所述混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其中，所述建立混合型风电场的风电场模型具体包括：
建立双馈感应发电机组的第一控制模型，以及永磁直驱同步发电机组第二控制模型；
基于所述第一控制模型和第二控制模型确定并网串补线路的串补模型；
基于所述第一控制模型、第二控制模型以及所述串补模型确定所述风电场模型。
所述混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其中，所述基于所述控制参数，预测所述混合型风电场的谐振频率点具体包括：
获取混合型风电场的风电场模型的状态空间模型的特征根；
根据所述特征根确定所述混合型风电场的谐振频率点，以得到所述混合型风电场的谐振频率点。
所述混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其中，所述状态空间模型为18阶状态空间模型。
所述混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其中，所述方法还包括：
依次调整所述风电场系统的控制参数，并获取所述状态空间模型的特征根模态的变化趋势，其中，所述控制参数包括电场风速、控制器参数、输点线路的串补度以及混合型风电场中各风电机组的比例系数；
根据所述变化趋势确定控制参数对谐振频率影响，并根据谐振频率选取控制参数以优化风电场系统。
一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有一个或者多个程序，所述一个或者多个程序可被一个或者多个处理器执行，以实现如上任一所述的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法中的步骤。
一种终端设备，其包括：处理器、存储器及通信总线；所述存储器上存储有可被所述处理器执行的计算机可读程序；
所述通信总线实现处理器和存储器之间的连接通信；
所述处理器执行所述计算机可读程序时实现如上任一所述的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法中的步骤。
有益效果：与现有技术相比，本发明提供了一种混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，所述方法包括：建立混合型风电场的风电场模型；获取所述混合型风电场的控制参数，基于所述控制参数，预测所述混合型风电场的谐振频率点；根据预测到的谐振频率点对所述风电场系统进行调整，以抑制次同步谐振。本发明基于模型降阶思想去建立的风电场模型，并通过风电场模型以及混合型风电场的控制参数预测混合型风电场的谐振频率点，并根据所述谐振频率点提前在系统中添加保护措施，以避免发生次同步谐振，保证系统持续安全稳定运行。
附图说明
图1为本发明提供的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法的流程图。
图2为本发明提供的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法的风电场控制系统的结构示意图。
图3为本发明提供的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法中永磁直驱同步发电机组的控制系统中锁相环控制结构的示意图。
图4为本发明提供的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法中双馈感应发电机组的引起的次同步振荡过程示意图。
图5为本发明提供的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法中双馈感应发电机组的RSC转子电流控制系统的结构示意图。
图6为本发明提供的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法中双馈感应发电机组中定子电压锁相环模型的结构示意图。
图7为本发明提供的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法中双馈感应发电机组中旋转坐标系示意图。
图8为本发明提供的终端设备的结构原理图。
具体实施方式
本发明提供一种混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，为使本发明的目的、技术方案及效果更加清楚、明确，以下参照附图并举实施例对本发明进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
本技术领域技术人员可以理解，除非特意声明，这里使用的单数形式“一”、“一个”、“所述”和“该”也可包括复数形式。应该进一步理解的是，本发明的说明书中使用的措辞“包括”是指存在所述特征、整数、步骤、操作、元件和/或组件，但是并不排除存在或添加一个或多个其他特征、整数、步骤、操作、元件、组件和/或它们的组。应该理解，当我们称元件被“连接”或“耦接”到另一元件时，它可以直接连接或耦接到其他元件，或者也可以存在中间元件。此外，这里使用的“连接”或“耦接”可以包括无线连接或无线耦接。这里使用的措辞“和/或”包括一个或更多个相关联的列出项的全部或任一单元和全部组合。
本技术领域技术人员可以理解，除非另外定义，这里使用的所有术语(包括技术术语和科学术语)，具有与本发明所属领域中的普通技术人员的一般理解相同的意义。还应该理解的是，诸如通用字典中定义的那些术语，应该被理解为具有与现有技术的上下文中的意义一致的意义，并且除非像这里一样被特定定义，否则不会用理想化或过于正式的含义来解释。
下面结合附图，通过对实施例的描述，对发明内容作进一步说明。
本实施例提供了一种混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，如图1所示，所述方法包括：
S10、建立混合型风电场的风电场模型。
S20、获取所述混合型风电场的控制参数。
S30、基于所述控制参数，预测所述混合型风电场的谐振频率点；
S40、根据预测到的谐振频率点对所述风电场系统进行调整，以抑制次同步谐振。
具体地，所述混合型风电场包括双馈感应发电机组和永磁直驱同步发电机组，双馈感应发电机组和所述永磁直驱同步发电机组均通过并网串补线路并入电力系统；其中，所述双馈感应发电机组和永磁直驱同步发电机组通过同一并网串补线路并电网。可以理解的是，混合型风电场的发电机组中部分为双馈感应发电机组，部分为永磁直驱同步发电机组，并且各双馈感应发电机组和各永磁直驱同步发电机组均通过并网串补线路并入电路系统，也就是说，各双馈感应发电机组和各永磁直驱同步发电机组并联后，与所述并网串补线路串联。在本实施例中，所述双馈感应发电机组可以为变速恒频双馈感应发电机组。
基于此，所述风电场模型包括双馈感应发电机组线路、永磁直驱同步发电机组线路以及并网串补线路，其中，所述双馈感应发电机组线路、永磁直驱同步发电机组线路并联后经过并网串补线路并入电力系统。可以理解的是，双馈感应风力发电机组和永磁直驱风力发电机组将会在公共耦合点(common coupling,PCC)并联起来，共同进入并网串补线路。由此，并网串补线路的电流包括双馈感应风力发电机组的电流和永磁直驱风力发电机组的电流。
进一步，由风电场模型的组成可以知道，所述风电场模型可以如图2所示，并且在根据建立混合型风电场的风电场模型时，可以分别建立双馈感应发电机组线路和永磁直驱同步发电机组线路，其中，所述双馈感应发电机组和永磁直驱同步发电机组均包括机侧变流器、网侧变流器以及锁相环。所述风电场模型的建立过程可以为，首先分别建立双馈感应发电机组线路和永磁直驱同步发电机组线路的电机微分方程，网侧变流器的微分方程、机侧微分方程、系统的锁相环微分方程，以得到双馈感应发电机组的第一模型和永磁直驱同步发电机组的第二模型，其次，确定并网串补线路的第三模型，最后将第一模型、第二模型以及并网串补线路的第三模型确定混合型风电场的风电场模型。此外，所述双馈感应风力发电机组和永磁直驱风力发电机组均可以采用背靠背式变流器。
在本实施例的一个实现方式中，所述建立混合型风电场的风电场模型具体包括：
建立变速恒频双馈感应发电机组的第一控制模型，以及永磁直驱同步发电机组第二控制模型；
基于所述第一控制模型和第二控制模型确定并网串补线路的串补模型；
基于所述第一控制模型、第二控制模型以及所述串补模型确定所述风电场模型。
具体地，对于永磁直驱风力发电机组PMSG，由于线路中直流母线的滤波作用，使得PMSG风力发电场运行控制系统对风电场的并网控制特性的影响小到可以忽略。因此，在d-q轴坐标系下建立的PMSG风电场经串补并网的系统的次同步振荡模型的时，可以忽略机侧变流器的，由此，PMSG风电场线路包括网侧变流器模型、锁相环模型和控制器系统模型。
进一步，所述PMSG风电场线路中的网侧变流器模型的微分方程可以为：
Figure BDA0002468784900000081
其中，Vgd表示网侧变流器d轴输出电压实际值，Vgp表示网侧变流器q轴输出电压实际值，Vpccd表示电压信号在d轴的分量，Vpccq表示电压信号在q轴的分量，R1表示网侧变流器滤波电阻，igd表示电流信号在d轴的分量，igq表示电流信号在q轴的分量，idc表示流出直流母线电流，L1表示网侧变流器滤波电感，ωg表示电网电压的角速度，c表示母线电容参数，dd表示d轴平均占空比，dq表示q轴平均占空比。
所述PMSG风电场线路中的锁相环模型的微分方程为：
Figure BDA0002468784900000082
其中，θpll表示锁相环相角角度，
Figure BDA0002468784900000083
表示参考电压信号在d轴的分量，
Figure BDA0002468784900000084
表示参考电压信号在q轴的分量，δ表示扰动因子，kipll表示锁相环积分控制参数，kppll表示锁相环比例控制参数，ωg表示电网电压的角速度。
所述PMSG风电场线路中控制系统模型的微分方程可以为：
Figure BDA0002468784900000085
其中，
Figure BDA0002468784900000086
表示网侧变流器d轴输出电压的参考值，
Figure BDA0002468784900000087
表示网侧变流器q轴输出电压的参考值kp1表示电流内环比例控制参数，kp2表示电流外环比例控制参数，ki1表示电压内环积分控制参数，ki2表示电压外环积分控制参数，
Figure BDA0002468784900000088
表示直流母线参考电压信号，Udc表示直流母线电压信号，igd表示电流信号在d轴的分量，ωg表示电网电压的角速度，L1表示网侧变流器滤波电感，igq表示电流信号在q轴的分量，
Figure BDA0002468784900000089
表示参考电流信号在q轴的分量，Vpccq表示电压信号在q轴的分量。
进一步，在本实施例中，所述锁相环模型的微分方式是根据锁相环的控制结构得出，其中，所述锁相环控制结构可以采用如图3所述的结构，在所述锁相环控制结构中，Ua,Ub,Uc,是三相电压的a,b,c相电压。对于所述锁相环控制结构，在平衡状态下当电网波动时，电网相位也会随着变化，这里假设平衡状态下电网电压相位角为θ*，扰动状态下为电网电压相位角为θ，并且两个电网电压相位角的关系在d-q变换过程中的旋转矩阵可以表示为：
Figure BDA0002468784900000091
假设θ＝θ*+δ，δ→0，那么根据等价无穷小可以将旋转矩阵T简化为下式：
Figure BDA0002468784900000092
从而，电网电压波动瞬间可以表示下式：
Figure BDA0002468784900000093
因此，由锁相环控制结构可以的得出锁相环的模型微分方程表示为：
Figure BDA0002468784900000094
进一步，在得到网侧变流器模型的微分方程、锁相环模型的微分方程以及网测变流器的微分方程后。对网测变流器的微分方程后进行优化，在优化过程中忽略脉冲宽度调制算法的瞬时性，可以得出
Figure BDA0002468784900000095
那么根据网侧变流器控制器模型的控制结构以及网侧变流器控制器模型的微分方程可以转换公式为：
Figure BDA0002468784900000096
Figure BDA0002468784900000101
进一步，在对网侧变流器控制器模型的微分方程优化后，根据两个电网电压相位角的关系在d-q变换过程中的旋转矩阵可以得出电流信号的转换关系式为：
Figure BDA0002468784900000102
那么根据网测变流器模型的微分方程、锁相环模型的微分方程、转换公式以及电流信号的转换关系式可以得到永磁直驱同步发电机组第二控制模型：
Figure BDA0002468784900000103
其中，A1为状系数矩阵，B1控制参数矩阵,x为状态变量，u为输入变量；
Figure BDA0002468784900000104
Figure BDA0002468784900000105
Figure BDA0002468784900000111
进一步，对于双馈感应风力发电机组DFIG，次同步控制相互作用是指双馈风力发电机控制器引起的次同步振荡现象，如图4所示，当DFIG定子电流存在次同步频率的振荡分量的时，DFIG转子侧换流器(rotor side converter,RSC)采集到的瞬时功率计瞬时电流ir都会发生变化，经RSC控制后会导致逆变器输出电压，即DFIG的转子电压ur发生变化，而ur的变化反作用于转子电流ir，使得感应定子电流发生变化，从而产生新的此功能同步振荡的电流。此外，对于双馈感应风力发电机组引起的次同步振荡问题主要是由双馈感应风力发电机组的机侧转子侧控制器的参数引起的，而网侧的控制器参数对次同步现象的影响非常小，由此，对于DFIG风力发电场模型忽略网侧控制器的影响，在DFIG风电场经串补并网的系统的次同步振荡模型的时可以忽略网侧变流器的影响，从而达到对混合风电场模型降阶的目的。
进一步，双馈感应风力发电机组的RSC控制器采用双闭环积分控制(proportionalintergral,PI)调节的矢量控制方式，其中，外环为功率环，内环为电流环。同时，为了实现转子侧的电压能够对转子电流的d、q轴分量实现解耦，RSC控制器的控制系统中会引入扰动补偿的量，由此，如图4所示，RSC控制器控制系统中Pref为有功公率的参考值，Qref为无功功率的参考值，Xσ为双馈发电机电感值，Ws为基准角速度，Wr发电机角速度，iqr为网侧q轴电流分量，uqr网侧q轴电压分量，idr为网侧d轴电流分量，udr网侧d轴电压分量。Ψs为永磁体磁通，xm为转子侧互感，xs为转子侧自感，Rr为转子侧电阻值。
此外，在本实施例的一个实现方式中，所述RSC控制器的控制系统可采用如图5的转子电流控制系统，其中，Ir_ref为转子电流参考值，Cr为转子电流之间的交叉耦合项，Crc为转子电流控制的前馈补偿项。其中，所述Cr可以与Crc相等，这样使得前馈补偿的支路与电路中固有的支路相互抵消，实现了d、q轴完全解耦控制，从而实现了对转子电流的解耦控制。
进一步，由双馈感应风力发电机组的RSC控制器的控制系统可以知道，所述双馈感应风力发电机组的RSC控制器的微分方程可以为：
Figure BDA0002468784900000121
iqr_ref＝Kp1(Pref-Pmeas)+Ki1X1
Figure BDA0002468784900000122
Figure BDA0002468784900000123
idr_ref＝Kp1(Qref-Qmeas)+Ki1X3
Figure BDA0002468784900000124
uqr＝Kp2(Kp1ΔPs+Ki1X1-iqr)+Ki2X2+sXmids+sXridr
udr＝Kp2(Kp1ΔQs+Ki1X3-idr)+Ki2X4-sXmiqs-sXrids
s＝(ωn-ωm)/ωn
其中，X1、X2、X3和X4为中间状态变量，Kp1为电流内环比例常数，Kp2为电流外环比例常数，Ki1为电流内环积分常数，Ki2为电流外环积分常数，Wn为基准频率，Wm为同步角频率；Pref为有功公率的参考值，Pmeas实际有功功率，Qref为无功功率的参考值；Qmeas为实际无功功率；iqr为网侧q轴电流分量，idr为网侧d轴电流分量，iqs为机侧q轴电流分量，ids为机侧d轴电流分量，uqr为网侧q轴电压分量，udr为网侧d轴电压分量，ωn为电网频率。
进一步，所述双馈感应风力发电机组如图6所示的锁相环模型中引入状态变量XPLL，并状态变量作为定子dz轴的电压误差累积，那么双馈感应风力发电机组的锁相环跟踪方程为：
Figure BDA0002468784900000125
则d-q轴运动方程为：
Figure BDA0002468784900000126
其中，δPLL为d-q轴坐标系和同步坐标系的x-y坐标系的夹角，ω1为d-q轴坐标系的旋转速度，ω2为双馈电机定子电气角速度。在本实施例的一个实现方式中，所述d-q轴坐标系和同步坐标系的x-y坐标系转换过程可以如图7所示，其中，usq为机侧q轴电压分量，usd为机侧d轴电压分量，us为机侧电压；δu为并网电电压相角基值。
由此，所述DFIG风电场部分系统的基于锁相环控制的d-q坐标系旋转速度方程为：
ω1＝-kp4uds+ki4XPLL
其中，kp4和ki4为控制器参数,uqr为网侧q轴电压分量，usd为机侧d轴电压分量。
由此，所述DFIG风电场部分系统的锁相环模型可以为：
Figure BDA0002468784900000131
Figure BDA0002468784900000132
ω1＝-kp4uds+ki4XPLL。
由上所述，所述双馈感应发电机组的第一控制模型可以为：
Figure BDA0002468784900000133
y＝Cx+Du
其中，
Figure BDA0002468784900000134
Figure BDA0002468784900000135
Figure BDA0002468784900000136
Figure BDA0002468784900000137
D＝0
进一步，当DFIG风电场和PMSG风电场在PCC点结合后，共同通过串补线路并入电网中的时候，则可以得到串补线路的微分方程为：
Figure BDA0002468784900000138
Figure BDA0002468784900000139
Figure BDA00024687849000001310
Figure BDA00024687849000001311
其中，id为总串补输电线路上d轴上电流分量，iq为总串补输电线路上q轴上电流分量；id1为PMSG风电场上电流的d轴分量，id2为DFIG风电场上电流的d轴分量；iq1为PMSG风电场上电流的q轴分量，iq2为DFOIG风电场上电流的q轴分量；Ucd、Ucq分别为总串补输电线路串补电容两端电压的d轴分量和q轴分量；Ubd、Ubq分别为总串补输电线路大系统电压的d轴分量和q轴分量；Xc:串补电容的容抗值；ωr为同步角频率。
综上所述，双馈-直驱混合风电场经串补线路并网系统的数学模型可以写成：
Figure BDA0002468784900000141
y＝Cx+Du
其中，A是系统状态矩阵，为18阶矩阵。
进一步，所述控制参数包括电场风速、控制器参数以及混合型风电场中各风电机组的比例系数。其中，所述控制器参数包括双馈感应发电机组的控制参数以及永磁直驱同步发电机组的控制参数。在获取到风电场的控制参数后，将控制参数输入风电场模块，通过风电场模型可以预测所述混合型风电场的谐振频率点。在预测到谐振频率点后，根据所述谐振频率点增设保护设备以对所述风电场系统参数进行调整，从而可以抑制风电场系统的次同步谐振。
在本实施例的一个实现方式中，所述基于所述控制参数，预测所述混合型风电场的谐振频率点具体包括：
获取混合型风电场的风电场模型的状态空间模型的特征根；
根据所述特征根确定所述混合型风电场不同频率点下的模态，以得到所述混合型风电场的次同步谐振频率点。
具体地，在获取到控制参数后，获取所述混合型风电场的风电场模型的状态空间模型的特征根，并对所述特征根进行分析以得特征根模态的实部和虚部，并根据所述特征根模态的实部和虚部确定风电场谐振频率。
进一步，在本发明的一个实施例中，当建立所述次同步谐振频率预测模型后，可以通过所述次同步谐振频率预测模型对风电场系统中的各控制参数进行优化。相应的，所述混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法还包括：
S40、依次调整所述风电场系统的控制参数，并获取所述状态空间模型的特征根模态的变化趋势，其中，所述控制参数包括电场风速、控制器参数、输电线路串补度以及混合型风电场中各风电机组的比例系数；
S50、根据所述变化趋势确定控制参数对谐振频率影响，并根据谐振频率选取控制参数以优化风电场系统。
具体地，在获取到混合风电场的风电模型后，可以调整次风电模型包含的控制参数，并根据分别获取调整前和调整后的控制参数对应的状态空间模型的特征根的特征根模态变化的趋势，根据特征根模态的变化趋势，可以选取优选控制参数，从而优化风电场系统。
进一步，由于对于混合型风电场，风电场中各风电机组的比例系数是影响整个系统次同步振荡现象的重要因素，并且在不同的占比下，影响次同步振荡的主要因素不同，当风电场处于不同发电机占比的时候，输电线路串补度和风机控制器参数等均会对振荡现象产生较大的影响。由此，可以在控制参数和电场风速设定情况下，调整各风电组的比例系数，并确定风电场模型预测得到的谐振频率点，并根据预测得到的谐振频率点可以对各风电组的比例系数进行评定进而确定各风电组的最优比例系数，这样在建立混合风电场时，可以根据设定的电场风速以及电场的控制参数，通过该风电场模型确定混合风电场中各风电组的比例系数，以使得该混合风电场发生次同步谐振的概率最小。例如，在电场风速以及电场的控制参数设定的情况下，当双馈感应发电机组以及永磁直驱同步发电机组各占50％时，由特征根分析可以知道每个振荡模式的特增根实部均为负值，风电场系统呈现小干扰稳定。
进一步，通过风电场模型对各控制参数的测试确定，混合风电场的次同步振荡频率随各风电组的比例系数变化的规律不受输电线路参数、永磁直驱同步发电机组以及双馈感应发电机组的影响，并且混合风电场系统的次同步振荡频率均随着双馈风机的占比的下降而减弱，由此可知，双馈感应发电机组以及永磁直驱同步发电机组经串补线路并网的系统中的次同步振荡现象主要有双馈感应发电机组决定，从而在建立直驱-双馈混合风电场，可以在满足需求的情况下，降低双馈感应发电机组的占比。例如，当双馈感应发电机组以及永磁直驱同步发电机组的比例为2:1时，混合风电场的次同步振荡现象与风机的控制参数相关性较大，并且当增大双馈风机的RSC控制器的比例环节的增益、锁相环比例增益、直驱风机GSC控制器比例增益的时候，混合系统次同步振荡强度在明显减弱，且锁相环对振荡的减弱程度最大。当双馈感应发电机组以及永磁直驱同步发电机组的为4:1时，振荡幅度达到最大值，少量直驱风机加入的时候，振荡幅度呈显上升的趋势，直驱风机在混合系统次同步振荡现象中产生的影响，使由得双馈风机主导产生的次同步振荡现象得到了明显的削弱。由此，在双馈感应发电机组以及永磁直驱同步发电机组的比例系数确定时，可以通过风电场模型预测次同步振荡的影响因素，并通过改变影响因素来减少混合系统发生次同步振荡的概率。
进一步，当永磁直驱同步发电机组在到混合风电场系统中占比小于预设值(例如，1/4等)，混合系统次同步振荡现象主要由双馈风机控制器参数与输电线路参数作用引起的，但是当增加直驱风机GSC控制器比例大于预设值时，可以相应程度的增加直驱风机对混合系统次同步振荡的影响程度，从而减少双馈风机的SSCI现象，使得整体的直驱-双馈混合风电场经串补线路并网系统的次同步振荡的情况达到减弱的趋势。此外，通过改变输电线路的串补度确定，输电线路的串补度会对直驱-双馈混合风电场系统的次同步振荡的频率产生影响，当双馈风机占比高于直驱风机的时候，次同步振荡的幅值会有明显的加强，说明串补度的改变对由双馈风机产生的次同步振荡的影响较大，但是对于不同风机占比的振荡规律的影响较小，其中，所述当永磁直驱同步发电机组占比为35％时，次同步振荡最强。
基于上述的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，本发明还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有一个或者多个程序，所述一个或者多个程序可被一个或者多个处理器执行，以实现如上述实施例所述的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法中的步骤
基于上述的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，本发明还提供了一种终端设备，如图8所示，其包括至少一个处理器(processor)20；显示屏21；以及存储器(memory)22，还可以包括通信接口(Communications Interface)23和总线24。其中，处理器20、显示屏21、存储器22和通信接口23可以通过总线24完成相互间的通信。显示屏21设置为显示初始设置模式中预设的用户引导界面。通信接口23可以传输信息。处理器20可以调用存储器22中的逻辑指令，以执行上述实施例中的方法。
此外，上述的存储器22中的逻辑指令可以通过软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。
存储器22作为一种计算机可读存储介质，可设置为存储软件程序、计算机可执行程序，如本公开实施例中的方法对应的程序指令或模块。处理器20通过运行存储在存储器22中的软件程序、指令或模块，从而执行功能应用以及数据处理，即实现上述实施例中的方法。
存储器22可包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需的应用程序；存储数据区可存储根据终端设备的使用所创建的数据等。此外，存储器22可以包括高速随机存取存储器，还可以包括非易失性存储器。例如，U盘、移动硬盘、只读存储器(Read-Only Memory，ROM)、随机存取存储器(Random Access Memory，RAM)、磁碟或者光盘等多种可以存储程序代码的介质，也可以是暂态存储介质。
此外，上述存储介质以及终端设备中的多条指令处理器加载并执行的具体过程在上述方法中已经详细说明，在这里就不再一一陈述。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (9)

1.一种混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其特征在于，所述方法包括：
建立混合型风电场的风电场模型；
获取所述混合型风电场的控制参数，其中，所述控制参数包括电场风速、控制器参数、输电线路串补度以及混合型风电场中各风电机组的比例系数；
基于所述控制参数，预测所述混合型风电场的谐振频率点；
根据预测到的谐振频率点对所述风电场系统的控制器参数进行调整，以抑制次同步谐振。
2.根据权利要求1所述混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其特征在于，所述混合型风电场包括双馈感应发电机组以及永磁直驱同步发电机组，并且所述双馈感应发电机组中发电机的数量与所述永磁直驱同步发电机组中发电机组的数量按照所述比例系数配置。
3.根据权利要求2所述混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其特征在于，所述风电场模型包括双馈感应发电机组线路、永磁直驱同步发电机组线路以及并网串补线路；所述双馈感应发电机组线路与所述永磁直驱同步发电机组线路并联后，经过并网串补线路并入电力系统。
4.根据权利要求3所述混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其特征在于，所述建立混合型风电场的风电场模型具体包括：
建立双馈感应发电机组的第一控制模型，以及永磁直驱同步发电机组第二控制模型；
基于所述第一控制模型和第二控制模型确定并网串补线路的串补模型；
基于所述第一控制模型、第二控制模型以及所述串补模型确定所述风电场模型。
5.根据权利要求1所述混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其特征在于，所述基于所述控制参数，预测所述混合型风电场的谐振频率点具体包括：
获取混合型风电场的风电场模型的状态空间模型的特征根；
根据所述特征根确定所述混合型风电场的谐振频率点，以得到所述混合型风电场的谐振频率点。
6.根据权利要求1所述的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其特征在于，所述状态空间模型为18阶状态空间模型。
7.根据权利要求1所述的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法，其特征在于，所述方法还包括：
依次调整所述风电场系统的控制参数，并获取所述状态空间模型的特征根模态的变化趋势，其中，所述控制参数包括电场风速、控制器参数、输电线路的串补度以及混合型风电场中各风电机组的比例系数；
根据所述变化趋势确定控制参数对谐振频率影响，并根据谐振频率选取控制参数以优化风电场系统。
8.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有一个或者多个程序，所述一个或者多个程序可被一个或者多个处理器执行，以实现如权利要求1-7任意一项所述的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法中的步骤。
9.一种终端设备，其特征在于，包括：处理器、存储器及通信总线；所述存储器上存储有可被所述处理器执行的计算机可读程序；
所述通信总线实现处理器和存储器之间的连接通信；
所述处理器执行所述计算机可读程序时实现如权利要求1-7任意一项所述的混合型风电场的次同步振荡频率的预测方法中的步骤。
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