CN111740449B - 风电机群对同步发电机组阻尼特性分析方法 - Google Patents

Abstract

本发明是一种基于附加励磁信号注入法的风电机群对同步发电机组阻尼特性分析方法，其特点是，包括构建风电机群接入交流系统的仿真模型，设置风电机群的运行状态，包括风电机群的类型、运行工况、并网台数以及控制参数。采用附加励磁信号注入法，即向励磁控制器的输出端叠加可控的激励测试信号u_s，u_s产生电磁转矩扰动ΔT_e，在轴系中激发出安全可控的次同步振荡；移除激励测试信号u_s后，发电机转速的变化将取决于系统机械阻尼和电气阻尼的相互作用结果；应用模式滤波、离散傅里叶变换的频谱分析方法来分析所关心的模态转速数据；采用曲线拟合方法获取模态转速的衰减系数，进而评估同步发电机组的阻尼特性。

Description

风电机群对同步发电机组阻尼特性分析方法

技术领域

本发明涉及电力输送技术领域，是一种风电机群对同步发电机组阻尼特性分析方法。

背景技术

现有技术中，由于风力发电大规模接入电网，风电机群一般包括数十台乃至数千台风电机，所述的风电机不仅类型多样，而且控制参数各异，集电线路也相对复杂，电力系统呈现高比例新能源发电与高比例电子化设备的特征，即“双高”电力系统，其运行安全面临诸多新问题，因此对风电机群的振荡特性分析亟待解决。

在电力系统运行条件、参数已知的前提下，基于模式分析法、阻抗分析法等可定性分析风电机群内不同因素对同步发电机组轴系扭振的影响，但对于风电机群与同步发电机组的动态交互作用机理并未完全阐述清楚。此外，随着电力系统规模与运行方式的复杂化，上述分析方法面临着计算误差过大与适应性差等问题。迄今未见有关解决这些技术问题的文献报道和实际应用。

发明内容

本发明的构思基础是，基于风电机群联网引发同步发电机组轴系扭振，表现于转子转速振荡，即转速蕴含丰富的机电耦合作用信息。如果施加某种可控扰动以激发转速振荡，观测扰动撤除后的转速响应特性，即可判断风电机群-同步发电机组之间的机电耦合特性，进而识别各设备对机组轴系扭振的贡献大小。为此，基于附加励磁信号注入法，分析风电机群对同步发电机组阻尼特性的影响，研究风电机群风电机群与同步发电机组之间的动态交互作用，分析风电机群接入类型、运行工况、并网台数、控制参数等因素对同步发电机组各扭振模式阻尼特性的影响规律。

本发明所要解决的技术问题是，克服现有技术的不足，提供一种科学合理，准确度高，适用性好的风电机群对同步发电机组阻尼特性分析方法，清楚阐述风电机群与同步发电机组的动态交互作用机理。

解决其技术问题采用的技术方案是，一种风电机群对同步发电机组阻尼特性分析方法，其特征是，它包括以下步骤：

1)构建风电机群接入交流系统的仿真模型，仿真模型由直驱风电机群、双馈风电机群、同步发电机组、电网四部分构成

①直驱风电机群建模：直驱风电机群采用单机倍乘模型，等效为n台运行工况与控制参数均相同的1.5MW直驱风电机组并联而成，直驱风电机组包括风力机、永磁同步发电机、四象限变流器、滤波电路；为简化分析，将直驱风电机组的风力机、永磁同步发电机，机侧变流器等效为受控电流源，网侧变流器采用电网电压定向矢量控制，通过给定直流侧电压u_dc和无功功率的参考值生成dq轴电流参考值，通过PI环节，加上前馈补偿，得到网侧变流器的输出电压，进而形成网侧变流器的开关函数来控制网侧变流器的通断，网侧变流器主电路数学模型为(1)式：

式中：L_f为滤波电感；i_d和i_q分别为网侧变流器输出电流dq轴分量；U_d和U_q分别为电流控制器输出的调制电压dq轴分量；U_td和U_tq分别为并网点电压dq轴分量；ω为额定转速；U_dc为电容电压；C为直流电容；P_m为输入功率；

②双馈风电机群建模：双馈风电机群采用单机倍乘模型，等效为n台运行工况与控制参数均相同的1.5MW双馈风电机组并联而成，双馈风电机组包括风力机、异步发电机、转子侧变流器、网侧变流器、滤波电路，双馈异步发电机的数学模型为(2)式：

式中：R_s、R_r、R_cr分别为定子、转子、转子侧连接电阻；U_sdq为机组定子dq轴电压；U_rdq为机组转子dq轴电压；i_sdq为机组定子dq轴电流；i_rdq为机组转子dq轴电流；

为机组定子dq轴磁链；

为机组转子dq轴磁链；ω_s为额定转速；ω_r为机组的转子转速；T_j为机组的惯性时间常数；T_ω、T_e分别为机组的机械转矩和电磁转矩；

控制系统采用机端电压矢量定向的dq轴解耦控制，其中转子侧变流器根据实际风速调节转子转速，并保持发电机定子输出的无功功率为0；网侧变流器在动态过程中调节直流母线电压u_dc稳定，并保持机端电压u_s为额定值，四象限变流器主电路数学模型为(3)式：

式中：L_cg为网侧变流器连接电感；U_cgdq为网侧变流器输出dq轴电压；i_cgdq为网侧变流器输出dq轴电流；U_sdq为机组定子电压dq轴分量；C_dc为直流电容；U_dc为电容电压；P_s、P_r为定子、转子功率；

③同步发电机组建模：同步发电机组采用美国电气与电子工程师学会次同步振荡第一标准模型，机械系统轴系由高压缸、中压缸、低压缸A、低压缸B、发电机和励磁机构成，对于每一个质量块，其都有蒸汽动力矩、电磁制动力矩、相邻轴段的扭矩和自身的阻尼力矩作用，轴系转矩表达式为(4)式：

式中：D_ii为第i个质量块的自阻尼；D_ij为第i、j个质量块的互阻尼；T_Ji为第i个质量块的惯性时间常数；T_mi为第i个质量块的原动转矩；T_e和T_ex为作用在发电机和励磁机质量块上的电磁转矩；ω_i为第i个质量块的角速度；δ_i为第i个质量块相对于同步旋转参考轴的电气角位移；k_i,i+1为第i和i+1个集中质量块之间的刚度系数；

④电网部分建模：电网部分数学模型为(5)式：

式中：L_g为电网等值电感；C_f为滤波电容；U_tx、U_ty为同步坐标系下的网侧变流器端电压；U_gx、U_gy为同步坐标系下的电网电压；i_gx、i_gy为同步坐标系下的电网电流；i_gd、i_gq为电网电流dq轴分量；i_pcd、i_pcq为滤波电感电流dq轴分量；U_td和U_tq为并网点电压dq轴分量；ω为额定转速；

2)设置风电机群的运行状态，包括风电机群的类型、运行工况、并网台数以及控制参数，在步骤1)构建风电机群接入交流系统的仿真模型中，设置风电机群类型，即直驱风机或者双馈风机；设置风电机群的运行工况，风速为4m/s；设置不同风电机群的并网台数，单机倍乘数目为100台；设置风电机群的控制参数，电压外环(10，1000)，电流内环(0.23，50)；

3)将同步发电机组的机械阻尼设置为0；

4)将风电机群的类型、运行工况、并网台数以及控制参数运行状态给定后，采用附加励磁信号注入法，即模态信号发生器向励磁控制器的输出端叠加角速度、幅值、时长都可控的激励测试信号u_s为(6)式：

u_s会产生电磁转矩扰动ΔT_e，并在轴系中激发出安全可控的次同步振荡，

式中：U_s0为幅值，ω_s为角速度，

为初相位，T为信号的时长；

5)移除激励测试信号u_s后，发电机转速的变化将取决于系统机械阻尼，步骤3)将其设为0和电气阻尼的相互作用结果；

6)应用模式滤波、离散傅里叶变换的频谱分析方法来分析同步发电机组得到的轴系频率模态转速数据；

7)采用曲线拟合方法获取模态转速的衰减系数，进而评估同步发电机组的阻尼特性；

8)摄动风电机群的类型、运行工况、并网台数以及控制参数运行状态参数后，重复步骤4)-7)，评估同步发电机组的阻尼特性。

本发明的风电机群对同步发电机组阻尼特性分析方法，包括构建风电机群接入交流系统的仿真模型，设置风电机群的类型、运行工况、并网台数以及控制参数等运行状态，采用附加励磁信号注入法，即向励磁控制器的输出端叠加可控的激励测试信号u_s，u_s产生电磁转矩扰动ΔT_e，在轴系中激发出安全可控的次同步振荡；移除激励测试信号u_s后，发电机转速的变化将取决于系统机械阻尼和电气阻尼的相互作用结果；应用模式滤波、离散傅里叶变换的频谱分析方法来分析所关心的模态转速数据；采用曲线拟合方法获取模态转速的衰减系数，进而评估同步发电机组的阻尼特性。能够克服现有技术的不足，清楚阐述风电机群与同步发电机组的动态交互作用机理，有效地解决了计算准确度低的问题，具有科学合理，适用性好，机理清晰等优点。

附图说明

图1是含风电机群的电力系统结构示意图；

图2是直驱风电机组拓扑结构示意图；

图3是双馈风电机组转子侧变流器控制框图；

图4是双馈风电机组网侧变流器控制框图；

图5是同步发电机组轴系结构示意图；

图6是同步发电机组分段集中质量弹簧模型示意图；

图7是交流电网拓扑结构示意图；

图8是附加励磁信号注入法基本原理示意图；

图9是风电机群接入交流系统后不同电流内环比例系数同步发电机组各扭振模式衰减系数变化曲线示意图；

图10是风电机群接入交流系统后不同电流内环比例系数同步发电机组各扭振模式衰减系数变化曲线示意图。

具体实施方式

下面利用附图和实施例对本发明的一种风电机群对同步发电机组阻尼特性分析方法进行详细说明。

参照图1-图8，本发明的一种风电机群对同步发电机组阻尼特性分析方法，包括以下步骤：

1)参照图1，构建风电机群接入交流系统的仿真模型，仿真模型由直驱风电(PMSG)机群、双馈风电(DFIG)机群、同步发电机组、电网四部分构成：

①直驱风电机群建模：参照图2，直驱风电机群采用单机倍乘模型，等效为n台运行工况与控制参数均相同的1.5MW直驱风电机组并联而成，直驱风电机组包括风力机、永磁同步发电机、四象限变流器、滤波电路；为简化分析，将直驱风电机组的风力机、永磁同步发电机，机侧变流器等效为受控电流源，网侧变流器采用电网电压定向矢量控制，通过给定直流侧电压u_dc和无功功率的参考值生成dq轴电流参考值，通过PI环节，加上前馈补偿，得到网侧变流器的输出电压，进而形成网侧变流器的开关函数来控制网侧变流器的通断，网侧变流器主电路数学模型为(1)式：

式中：L_f为滤波电感；i_d和i_q分别为网侧变流器输出电流dq轴分量；U_d和U_q分别为电流控制器输出的调制电压dq轴分量；U_td和U_tq分别为并网点电压dq轴分量；ω为额定转速；U_dc为电容电压；C为直流电容；P_m为输入功率。

②双馈风电机群建模：双馈风电机群采用单机倍乘模型，等效为n台运行工况与控制参数均相同的1.5MW双馈风电机组并联而成，双馈风电机组包括风力机、异步发电机、转子侧变流器(RSC)、网侧变流器(GSC)、滤波电路，双馈异步发电机的数学模型为(2)式：

式中：R_s、R_r、R_cr分别为定子、转子、转子侧连接电阻；U_sdq、U_rdq，i_sdq、i_rdq，

分别为机组定子、转子dq轴电压、电流、磁链；ω_s为额定转速；ω_r为机组的转子转速；T_j为机组的惯性时间常数；T_ω、T_e分别为机组的机械转矩和电磁转矩。

参照图3和图4，控制系统采用机端电压矢量定向的dq轴解耦控制，其中转子侧变流器(RSC)根据实际风速调节转子转速，并保持发电机定子输出的无功功率为0；网侧变流器(GSC)在动态过程中调节直流母线电压u_dc稳定，并保持机端电压u_s为额定值。四象限变流器主电路数学模型为(3)式：

式中：L_cg为网侧变流器连接电感；U_cgdq、i_cgdq分别为网侧变流器输出dq轴电压、电流；U_sdq为机组定子电压dq轴分量；C_dc为直流电容；U_dc为电容电压；P_s、P_r为定子、转子功率。

③同步发电机组建模：参照图5和图6，同步发电机组采用美国电气与电子工程师学会(IEEE)次同步振荡第一标准模型(SSRFBM)，机械系统轴系由6个部分构成，分别为高压缸(HP)、中压缸(IP)、低压缸A和B(LA、LB)、发电机(GEN)和励磁机(EXC)，对于每一个质量块，其都有蒸汽动力矩、电磁制动力矩、相邻轴段的扭矩和自身的阻尼力矩作用轴系转矩表达式为(4)式：

式中：D_ii为第i个质量块的自阻尼；D_ij为第i、j个质量块的互阻尼；T_Ji为第i个质量块的惯性时间常数；T_mi为第i个质量块的原动转矩；T_e和T_ex为作用在发电机和励磁机质量块上的电磁转矩；ω_i为第i个质量块的角速度；δ_i为第i个质量块相对于同步旋转参考轴的电气角位移；k_i,i+1为第i和i+1个集中质量块之间的刚度系数。

④电网部分建模：参照图7，电网部分数学模型为(5)式：

式中：L_g为电网等值电感；C_f为滤波电容；U_tx、U_ty为同步坐标系下的网侧变流器端电压；U_gx、U_gy为同步坐标系下的电网电压；i_gx、i_gy为同步坐标系下的电网电流；i_gd、i_gq为电网电流dq轴分量；U_td和U_tq为并网点电压dq轴分量；ω为额定转速。

2)设置风电机群的运行状态，包括风电机群的类型、运行工况、并网台数以及控制参数，在步骤1)构建风电机群接入交流系统的仿真模型中，设置风电机群类型，即直驱风机或者双馈风机；设置风电机群的运行工况，风速-4m/s；设置不同风电机群的并网台数，单机倍乘数目-100台；设置风电机群的控制参数，电压外环(10，1000)，电流内环(0.23，50)。

3)将同步发电机组的机械阻尼设置为0。

4)将风电机群的类型、运行工况、并网台数以及控制参数运行状态给定后，参照图8，采用附加励磁信号注入法，即模态信号发生器向励磁控制器(AVR)的输出端叠加角速度、幅值、时长都可控的激励测试信号u_s为(6)式：

u_s会产生电磁转矩扰动ΔT_e，并在轴系中激发出安全可控的次同步振荡，

式中：U_s0为幅值，ω_s为角速度，

为初相位，T为信号的时长。

5)移除激励测试信号u_s后，发电机转速的变化将取决于系统机械阻尼，步骤3)将其设为0和电气阻尼的相互作用结果。

6)应用模式滤波、离散傅里叶变换的频谱分析方法来分析同步发电机组得到的轴系频率模态转速数据。

7)采用曲线拟合方法获取模态转速的衰减系数，进而评估同步发电机组的阻尼特性。

8)摄动风电机群的类型、运行工况、并网台数以及控制参数运行状态参数后，重复步骤4)-7)，评估同步发电机组的阻尼特性。

参照图9和图10、表1和表2，对于本发明的风电机群接入交流系统结构而言，采用附加励磁信号注入法的风电机群对同步发电机组阻尼特性分析后，随着风电机群转子变流器电流内环比例系数增加(1p.u～10p.u)，同步发电机组各轴系扭振模式阻尼增强，有利于系统稳定；随着机群风速增加(4m/s～7m/s)，各轴系模式阻尼先增强再减弱；随着机群并网台数增加(100～2000)，各轴系扭振模式阻尼增强，清楚阐述了风电机群与同步发电机组的动态交互作用机理。

表1不同运行工况(DFIG)下同步发电机组各扭振模式的衰减系数

表2不同并网台数(DFIG)下同步发电机组各扭振模式的衰减系数

本实施例验证了基于附加励磁信号注入法的风电机群对同步发电机组阻尼特性分析方法的有效性与可行性。

本发明所涉及的计算机程序依据自动控制技术、网络技术、计算机处理技术编制，是本领域技术人员所熟悉的技术。

本发明的实施例仅用于对本发明作进一步的说明，并非穷举，并不构成对权利要求保护范围的限定，本领域技术人员根据本发明实施例获得的启示，不经过创造性劳动就能够想到其它实质上等同的替代，均在本发明保护范围内。

Claims (1)

1.一种风电机群对同步发电机组阻尼特性分析方法，其特征是，它包括以下步骤：

1)构建风电机群接入交流系统的仿真模型，仿真模型由直驱风电机群、双馈风电机群、同步发电机组、电网四部分构成

①直驱风电机群建模：直驱风电机群采用单机倍乘模型，等效为n台运行工况与控制参数均相同的1.5MW直驱风电机组并联而成，直驱风电机组包括风力机、永磁同步发电机、四象限变流器、滤波电路；为简化分析，将直驱风电机组的风力机、永磁同步发电机，机侧变流器等效为受控电流源，网侧变流器采用电网电压定向矢量控制，通过给定直流侧电压u_dc和无功功率的参考值生成dq轴电流参考值，通过PI环节，加上前馈补偿，得到网侧变流器的输出电压，进而形成网侧变流器的开关函数来控制网侧变流器的通断，网侧变流器主电路数学模型为(1)式：

式中：L_f为滤波电感；i_d和i_q分别为网侧变流器输出电流dq轴分量；U_d和U_q分别为电流控制器输出的调制电压dq轴分量；U_td和U_tq分别为并网点电压dq轴分量；ω为额定转速；U_dc为电容电压；C为直流电容；P_m为输入功率；

②双馈风电机群建模：双馈风电机群采用单机倍乘模型，等效为n台运行工况与控制参数均相同的1.5MW双馈风电机组并联而成，双馈风电机组包括风力机、异步发电机、转子侧变流器、网侧变流器、滤波电路，双馈异步发电机的数学模型为(2)式：

式中：R_s、R_r、R_cr分别为定子、转子、转子侧连接电阻；U_sdq为机组定子dq轴电压；U_rdq为机组转子dq轴电压；i_sdq为机组定子dq轴电流；i_rdq为机组转子dq轴电流；

为机组定子dq轴磁链；

为机组转子dq轴磁链；ω_s为额定转速；ω_r为机组的转子转速；T_j为机组的惯性时间常数；T_ω、T_e分别为机组的机械转矩和电磁转矩；

控制系统采用机端电压矢量定向的dq轴解耦控制，其中转子侧变流器根据实际风速调节转子转速，并保持发电机定子输出的无功功率为0；网侧变流器在动态过程中调节直流母线电压u_dc稳定，并保持机端电压u_s为额定值，四象限变流器主电路数学模型为(3)式：

式中：L_cg为网侧变流器连接电感；U_cgdq为网侧变流器输出dq轴电压；i_cgdq为网侧变流器输出dq轴电流；U_sdq为机组定子电压dq轴分量；C_dc为直流电容；U_dc为电容电压；P_s、P_r为定子、转子功率；

③同步发电机组建模：同步发电机组采用美国电气与电子工程师学会次同步振荡第一标准模型，机械系统轴系由高压缸、中压缸、低压缸A、低压缸B、发电机和励磁机构成，对于每一个质量块，其都有蒸汽动力矩、电磁制动力矩、相邻轴段的扭矩和自身的阻尼力矩作用，轴系转矩表达式为(4)式：

式中：D_ii为第i个质量块的自阻尼；D_ij为第i、j个质量块的互阻尼；T_Ji为第i个质量块的惯性时间常数；T_mi为第i个质量块的原动转矩；T_e和T_ex为作用在发电机和励磁机质量块上的电磁转矩；ω_i为第i个质量块的角速度；δ_i为第i个质量块相对于同步旋转参考轴的电气角位移；k_i,i+1为第i和i+1个集中质量块之间的刚度系数；

④电网部分建模：电网部分数学模型为(5)式：

式中：L_g为电网等值电感；C_f为滤波电容；U_tx、U_ty为同步坐标系下的网侧变流器端电压；U_gx、U_gy为同步坐标系下的电网电压；i_gx、i_gy为同步坐标系下的电网电流；i_gd、i_gq为电网电流dq轴分量；i_pcd、i_pcq为滤波电感电流dq轴分量；U_td和U_tq为并网点电压dq轴分量；ω为额定转速；

2)设置风电机群的运行状态，包括风电机群的类型、运行工况、并网台数以及控制参数，在步骤1)构建风电机群接入交流系统的仿真模型中，设置风电机群类型，即直驱风机或者双馈风机；设置风电机群的运行工况，风速为4m/s；设置不同风电机群的并网台数，单机倍乘数目为100台；设置风电机群的控制参数，电压外环(10，1000)，电流内环(0.23，50)；

3)将同步发电机组的机械阻尼设置为0；

4)将风电机群的类型、运行工况、并网台数以及控制参数运行状态给定后，采用附加励磁信号注入法，即模态信号发生器向励磁控制器的输出端叠加角速度、幅值、时长都可控的激励测试信号u_s为(6)式：

u_s会产生电磁转矩扰动ΔT_e，并在轴系中激发出安全可控的次同步振荡，

式中：U_s0为幅值，ω_s为角速度，

为初相位，T为信号的时长；

5)移除激励测试信号u_s后，发电机转速的变化将取决于系统机械阻尼，步骤3)将其设为0和电气阻尼的相互作用结果；

6)应用模式滤波、离散傅里叶变换的频谱分析方法来分析同步发电机组得到的轴系频率模态转速数据；

7)采用曲线拟合方法获取模态转速的衰减系数，进而评估同步发电机组的阻尼特性；

8)摄动风电机群的类型、运行工况、并网台数以及控制参数运行状态参数后，重复步骤4)-7)，评估同步发电机组的阻尼特性。

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