CN111864767B - 一种双馈风电机组次同步振荡主动阻尼控制方法及系统 - Google Patents

一种双馈风电机组次同步振荡主动阻尼控制方法及系统 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种双馈风电机组次同步振荡主动阻尼控制方法和系统涉及高压直流输电技术领域，所述方法包括：采集定子电流和/或定子电压的振荡分量；根据所述定子电流和/或所述定子电压的振荡分量在双馈风电机组变流器中的流通路径，确定双馈风电机组变流器中的各能量支路；根据所述定子电流和/或所述定子电压振荡分量，确定各所述能量支路对应的函数；根据各所述能量支路对应的函数和变流器参数，确定所述双馈风电机组变流器中能量补偿支路及其对应的能量补偿函数；根据所述能量补偿函数，通过控制能量补偿支路对所述双馈风电机组的次同步振荡进行控制。本发明实施例提供的技术方案能够提高控制策略的准确度和效率。

Description

一种双馈风电机组次同步振荡主动阻尼控制方法及系统
技术领域
本发明涉及高压直流输电技术领域，尤其涉及一种双馈风电机组次 同步振荡主动阻尼控制方法及系统。
背景技术
双馈风电场通过串补系统进行输送时，次同步振荡现象会触发风电 场脱网事故，因而严重威胁电网安全稳定运行。目前，双馈风电并网系 统次同步振荡的抑制措施已逐渐成为国内外众多专家和学者研究的热 点。
然而，现有控制策略仍局限于某一振荡频率点进行主动抑制，但当 系统运行方式变化导致振荡频率发生变化时，现有方法难以满足变化场 景下的阻尼需求。同时，现有控制策略以提升风机次同步频段稳定性为 主，鲜有计及超同步频段和基频段，使得现有控制策略存在控制盲点， 从而降低了控制策略的准确度和效率。
发明内容
鉴于上述的分析，本发明旨在提出一种双馈风电机组次同步振荡主 动阻尼控制方法及系统，以提高控制策略的准确度和效率。
本发明的目的主要是通过以下技术方案实现的：
第一方面，本发明实施例提供了一种双馈风电机组次同步振荡主动 阻尼控制方法，包括：
采集定子电流和/或定子电压的振荡分量；
根据所述定子电流和/或所述定子电压的振荡分量在双馈风电机组 变流器中的流通路径，确定双馈风电机组变流器中的各能量支路；
根据所述定子电流和/或所述定子电压振荡分量，确定各所述能量支 路对应的函数；
根据各所述能量支路对应的函数和变流器参数，确定所述双馈风电 机组变流器中能量补偿支路及其对应的能量补偿函数；
根据所述能量补偿函数，通过控制能量补偿支路对所述双馈风电机 组的次同步振荡进行控制。
进一步地，所述双馈风电机组变流器中的各能量支路，包括：电机 组励磁变流器中的各能量支路，以及网侧变流器中的各能量支路。
进一步地，根据所述定子电流，确定双馈风电机组变流器中各能量 支路对应的所述函数的通式，如公式1所示：
Figure BDA0002585980250000021
其中，Δidqs为定子电流的dq轴振荡分量，ω为振荡频率；ξ(ω)为势 能系数；η(ω)为耗散能系数。
进一步地，构建所述势能系数和所述耗散能系数的比值为稳定系数指 标，如公式2所示：
Figure BDA0002585980250000022
根据所述稳定系数指标和各所述能量支路对应的函数，确定各所述 能量支路的能量变化量和能量变化趋势标识；
根据所述能量变化量和所述能量变化趋势标识，确定目标能量支路；
根据所述目标能量支路及其函数，确定相应的能量补偿支路及其能 量补偿函数；
其中，所述能量变化量包括势能变化量和耗散能变化量，所述能量 变化趋势标识包括：势能变化趋势标识和耗散能变化趋势标识；所述能 量补偿支路，包括：反向势能补偿支路和反向耗散能补偿支路。
进一步地，根据定子电压分量与目标能量支路势能的函数，确定所 述目标能量支路的势能增加量；
根据所述目标能量支路的势能增加量，确定反向势能补偿支路及其 对应的函数，所述反向势能补偿支路用于抵消所述势能增加量。
进一步地，根据定子电压分量与所述目标能量支路耗散能的函数， 确定所述目标能量支路的耗散能增加量；
根据所述目标能量支路的耗散能增加量，确定反向耗散能补偿支路 及其对应的函数；其中，所述反向耗散能补偿支路用于抵消所述耗散能 增加量。
进一步地，通过所述能量补偿函数，计算所述能量补偿支路引起的 转子电流的变化量和定子电压的变化量；
检测所述转子电流的变化量和所述定子电压的变化量是否满足风电 机组基频动态特性稳定的条件；
在所述转子电流的变化量和所述定子电压的变化量满足风电机组基 频动态特性稳定的条件时，执行所述能量补偿支路。
进一步地，在所述转子电流的变化量和所述定子电压的变化量不满 足风电机组能量稳定的条件时，以次-超频稳定系数比为目标函数，以能 量补偿支路满足次/超同步频段稳定性要求为约束条件，优化所述补偿函 数中的参数；
其中，所述目标函数为：
Figure BDA0002585980250000031
Figure BDA0002585980250000032
Figure BDA0002585980250000033
其中，σ为次/超频稳定系数比指标ω1,ω2分别选取为次、超同步频段 上下限；Ssub/super(K)表征能量补偿支路对次/超同步频段稳定系数的影响程 度；
所述约束条件为：
Figure BDA0002585980250000041
其中，ξ(ω,K)为势能系数，η(ω,K)为耗散能系数。
第二方面，本发明实施例提供了一种双馈风电机组次同步振荡主动 阻尼控制系统，包括：采集模块、数据处理模块和控制模块；
所述采集模块用于采集定子电流和定子电压振荡分量；
所述数据处理模块用于根据所述定子电流和所述定子电压振荡分量 在双馈风电机组变流器中的流通路径，确定双馈风电机组变流器中各能 量支路；根据所述定子电流和所述定子电压振荡分量，确定各所述能量 支路对应的函数；根据各所述能量支路对应的函数，确定所述双馈风电 机组变流器中能量补偿支路及其对应的能量补偿函数；
所述控制模块用于根据所述能量补偿函数，通过控制能量补偿支路 对所述双馈风电机组进行的次同步振荡进行控制。
进一步地，所述系统还包括：参数优化模块；
所述参数优化模块用于在所述转子电流的变化量和所述定子电压的 变化量不满足风电机组能量稳定的条件时，以次-超频稳定系数比为目标 函数，以能量补偿支路满足次/超同步频段稳定性要求为约束条件，优化 所述补偿函数中的参数；
其中，所述目标函数为：
Figure BDA0002585980250000051
Figure BDA0002585980250000052
Figure BDA0002585980250000053
其中，σ为次/超频稳定系数比指标ω1,ω2分别选取为次、超同步频段 上下限；Ssub/super(K)表征能量补偿支路对次/超同步频段稳定系数的影响程 度；
所述约束条件为：
Figure BDA0002585980250000054
其中，ξ(ω,K)为势能系数，η(ω,K)为耗散能系数。
本发明技术方案的有益效果：
1、本发明实施例提出了一种双馈风电机组次同步振荡主动阻尼控制 方法及系统，基于风电机组次同步振荡状态，创建能量支路及其对应的 函数，能量支路及其对应的函数分别从势能和耗散能两个方面来反应次 同步振荡引发的风电机组的能量变化，为实现不局限于单一谐振频率点 对风电机组进行能量控制提供了前提条件。
2、根据稳定系数指标和各能量支路对应的函数，确定各所述能量支 路的能量变化量和能量变化趋势标识。并根据能量变化量和能量变化趋 势标识，确定能够显著改变振荡发出后机组势能和消耗能量的能量支路 为目标能量支路，如此可以减少数据处理量，从而节省运算时间。
3、根据目标能量支路对机组势能和消耗能量，确定能量补偿支路， 即控制策略，可以提高控制策略的控制精度和控制效果，并兼顾了超同 步频段的势能和耗散能补偿需求，实现了次/超同步全频段上的能量优化 重塑。
4、根据能量补偿函数预先推演控制策略的效果，在控制策略效果不 能达到系统能量稳定时，以次-超频稳定系数比为目标函数，以能量补偿 支路满足次/超同步频段稳定性要求为约束条件，优化所述补偿函数的参 数，从而实现进一步优化控制策略。
本发明的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分的 从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的 和其他优点可通过在所写的说明书、权利要求书、以及附图中所特别指 出的结构来实现和获得。
附图说明
附图仅用于示出具体实施例的目的，而并不认为是对本发明的限制， 在整个附图中，相同的参考符号表示相同的部件。
图1为本发明提供的一种高压直流受端系统稳定性评估方法的流程 图；
图2为本发明实施例提供的转子变流器控制结构示意图；
图3为本发明实施例提供的网侧变流器的控制结构图；
图4a为本发明实施例提供的励磁电压通道能量重塑后系统势能系数 与振荡频率的变化情况；
图4b为本发明实施例提供的耗散能系数随能量补偿支路参数与振荡 频率的变化情况
图5为本发明实施例提供的引入网侧支路能量后系统势能系数与耗 散能系数随能量补偿支路参数及振荡频率的变化情况；
图6为本发明实施例提供的次/超频稳定系数比指标随励磁通道能量 补偿支路参数的变化情况；
图7为本发明实施例提供的次/超频稳定系数比指标随网侧通道能量 补偿支路参数的变化情况；
图8为本发明实施例提供的励磁电压能量支路补偿后的仿真结果；
图9为本发明实施例提供的网侧能量支路补偿后的仿真结果；
图10为本发明实施例提供的不同串补度下的主动阻尼控制效果；
图11为本发明实施例提供的低电压穿越过程中接入能量补偿支路与 未接入能量补偿支路的风机端口电压及转子电流波形；
图12为本发明实施例提供的风电机组的电路图；
图13为本发明提供的一种高压直流受端系统稳定性评估系统的结构 示意图。
具体实施方式
下面结合附图来具体描述本发明的优选实施例，其中，附图构成本 申请一部分，并与本发明的实施例一起用于阐释本发明的原理，并非用 于限定本发明的范围。
本发明实施例提供了一种双馈风电机组次同步振荡主动阻尼控制方 法，如图1所示，包括以下步骤：
步骤101、采集定子电流和/或定子电压振荡分量。
在本发明实施例中，定子电压振荡分量为次同步振荡状态下，定子 电压中的次同步振荡分量，其表达式为：
Δus＝us-us0
其中，us为当前时刻定子电压，us0为定子电压初始值。可以理解的是， 发生次同步振荡后的定子电压为当前时刻电压，次同步振荡发生前的定 子电压为定子电压初始值。
Δuds和Δuqs分别为dq轴下定子电压的变化量，Δisd和Δisq分别代表dq 轴下定子电流的的变化量，两者存在如下数量关系：
Figure BDA0002585980250000081
其中，R为串补线路电阻，L为串补线路电感，C为串补线路电容。
鉴于两者的数量关系，可以单独使用定子电流或定子电压振荡分量 进行后续计算，也可以同时使用定子电流和定子电压振荡分量进行后续 计算。因此，在本发明实施例中，定子电压振荡分量可以用定子电流表 征，以消除公式中的定子电压振荡分量，从而简化计算。
步骤102，根据定子电流和/或定子电压振荡分量在双馈风电机组变 流器中的流通路径，确定双馈风电机组变流器中各能量支路。
在本发明实施例中，能量支路为定子电流和定子电压振荡分量在双 馈风电机组变流器中的流通路径。双馈风电机组变流器包括：电机组励 磁变流器和网侧变流器。
步骤103，根据定子电流和/或定子电压振荡分量在双馈风电机组变 流器中的流通路径，确定双馈风电机组变流器中各能量支路对应的函数。
在本发明实施例中，根据定子电流，确定各函数的通式，如公式1 所示：
Figure BDA0002585980250000082
其中，Δidqs为定子电流的dq轴振荡分量，ω为振荡频率；公式1中 第一项为仅与状态变量初始值相关的势能项，表示扰动过程中系统累积 的能量大小，其中ξ(ω)为势能系数，反映系统在扰动过程中累积能量的 能力。第二项为与积分路径相关的耗散项，表示扰动过程中系统消耗的 能量大小，其中η(ω)为耗散能系数，反映系统对振荡累积能量的耗散能 力。
需要说明的是，公式1的初始公式为：
Figure BDA0002585980250000091
但在本发明实施例中，在公式1的初始公式中，最后一项不会影响 系统势能和消耗能的改变，因此本发明实施例不对该项进行讨论。
步骤104、根据各能量支路及其对应的函数和变流器参数，确定能量 补偿支路及其对应的能量补偿函数。
在本发明实施例中，变流器参数为双馈风电机组变流器在出厂时设 定的，包括：串补线路电阻、串补线路电感、有功外环比例增益参数、 无功外环比例增益参数和电流内环比例增益参数。
步骤105、根据能量补偿函数，通过控制能量补偿支路对双馈风电机 组进行的次同步振荡进行控制。
风电机组励磁变流器和网侧变流器中存在多个能量支路，如图12所 示，风电机组的能量支路主要包括电机组励磁电路(We)中的各能量支 路以及网侧通道电路(Wg)中的各能量支路。因此在本发明实施例中， 需要首先确定在次同步振荡状态中，哪些能量支路中的能量变化会影响 系统稳定性。
由于控制结构不同，在系统受扰发生次同步振荡时，各能量支路会 累积部分振荡能量，并耗散部分振荡能量。因此，在本发明实施例中， 定义在扰动过程中系统累积的能量为势能，用势能系数和势能函数表征； 耗散的累积能量为耗散能，用耗散能系数和耗散能函数表征。
由此可知，在发生能量振荡后，各能量支路中产生的能量，由势能 和耗散能决定，基于此本发明实施例提出了稳定系数指标，如公式2所 示：
Figure BDA0002585980250000092
由公式2可知当耗散能系数η(ω)越大，势能系数ξ(ω)越小时，系统 稳定系数μ(ω)越高，系统振荡期间累积的势能被消耗的也越快，即在该 频段上系统稳定水平越高。因此，基于上述原理，本发明实施例将针对 势能积累多和在振荡状态下耗散能下降的能量支路制定控制策略，以降 低势能积累并提高耗散能。
其具体过程如下：
1)根据稳定系数指标和各能量支路对应的函数，确定各能量支路的 能量变化量和能量变化趋势标识。
在本发明实施例中，其中，能量变化量包括势能变化量和耗散能变 化量，能量变化趋势标识包括：势能变化趋势标识和耗散能变化趋势标 识。能量变化趋势标识是指势能系数的正负号，例如，励磁电压能量支 路中的势能系数大于0，则其能量变化趋势标识为正号。
对于励磁通道，其势能分量主要受励磁电压能量支路影响，其对应 的势能系数表达式为：
Figure BDA0002585980250000101
其中，Kp1为有功外环比例增益参数，Kp2为无功外环比例增益参数， Kp3为电流内环比例增益参数。ωs为同步转速，ωd＝ωs-ωn为系统dq轴坐 标系下的振荡频率，Ls,Lr,Lm分别为dq轴下定、转子等效自感和互感，Ids0 为定子电流d轴分量的稳态值。L为串补线路电感，C为串补线路电容。
由上述公式可知，励磁电压能量支路中的势能系数为正，即振荡过 程中，定子电压振荡分量经过励磁电压能量支路将积累势能，且振荡频 率越高，系统势能系数越大，振荡过程中累积势能越多，系统稳定系数 也将随之下降，不利于振荡的快速收敛。为降低振荡过程中累积的势能， 增大系统稳定系数，需要在励磁电压能量支路中建立与振荡频率变化反 向的势能补偿支路，抵消系统累积的正势能，提升系统稳定水平。
励磁能量通道中的耗散能量由三条能量支路共同产生。由于发电机 转子电阻数值远小于励磁电压和电流能量支路的耗散能系数，因此，发 电机能量支路产生的耗散能量远小于励磁电压和电流能量支路产生的耗 散能量，本文仅针对励磁电压和励磁电流能量支路进行分析。这两条支 路的耗散能系数分别为：
Figure BDA0002585980250000111
其中，R为串补线路电阻，Ki1为有功外环积分增益参数，Ki2为无功 外环积分增益参数，Ki3为电流内环积分增益参数
由上式可知，励磁电流能量支路中Ki所在项均为负值，但由于ωd 数值远大于PI控制参数的数值，
Figure BDA0002585980250000112
所在项均可忽略不计，因此励磁电流 能量支路的耗散能系数总体为正值，对系统稳定系数呈现正向贡献。
励磁电压能量支路中存在由串补线路和转子变流器控制耦合产生的 负耗散能系数项，该耗散能系数会随着ωd以及串补度的增大而降低，系 统稳定系数也将随之下降，不利于振荡的快速收敛。
对于网侧能量通道，其势能主要由滤波电抗能量支路和外环电压能 量支路产生，其势能系数表达式分别为：
Figure BDA0002585980250000113
Figure BDA0002585980250000114
其中，Kp4,Ki4为电压外环PI参数，Kp5,Ki5为电流内环PI参数。
由上式可知，滤波电抗能量支路提供正势能，将增大系统受扰期间 累积的能量。电压外环能量支路的势能项为负，有助于抵消振荡过程中 累积的正势能。再者，因为网侧滤波电抗远小于电网线路电抗，所以滤 波电抗能量支路势能系数远小于外环电压能量支路中的势能系数，因此 可忽略滤波电抗能量支路产生的势能。综合这两条能量支路中的势能项 可知，网侧通道能量无需进行势能补偿。
网侧能量通道中的耗散能由网侧外环电压和电流能量支路以及网侧 内环电流能量支路产生，其耗散能系数表达式分别为：
Figure BDA0002585980250000121
Δηug_i(ω)＝ωdKp5
由上式可知，网侧外环电流能量支路和网侧内环电流能量支路耗散 能系数均为正值，对系统稳定系数提供正向贡献，但网侧外环电压能量 支路存在串补线路和网侧变流器控制耦合产生的负耗散项，且其对应的 耗散能系数随着ωd和串补度的增大而降低，对系统稳定系数呈反向贡献， 不利于系统振荡的快速收敛。
2)根据能量变化量和能量变化趋势标识，确定目标能量支路。
通过对步骤1)的分析可知，励磁电压能量支路是影响励磁通道势能 和耗散能的关键能量支路，网侧外环电压能量支路是影响网侧通道耗散 能的关键能量支路。因而，确定这两条能量支路为目标能量支路，分别 对这两条能量支路进行势能和耗散能补偿，增大系统耗散能系数，降低 系统势能系数，均能提升系统的稳定水平，实现次同步振荡的快速抑制。
3)根据目标能量支路及其函数，确定相应的能量补偿支路及其能量 补偿函数。
定子电压分量与励磁电压能量支路势能的关联关系式为：
Figure BDA0002585980250000131
其中，
Figure BDA0002585980250000132
Kp1， Ki1为有功外环PI参数，Kp2，Ki2为无功外环PI参数，Kp3，Ki3为电流内 环PI参数。R为串补线路电阻，L为串补线路电感，C为串补线路电容。 Δids，Δiqs，Δuds和Δuqs分别为dq轴下定子电压和定子电流的变化量。
定子电压分量经过转子变流器后，在转子电压上产生比例增益，从 而影响励磁电压能量支路的势能系数，因此，可在励磁电压能量支路中 构建基于定子电压分量比例增益的反向势能补偿支路，抵消原支路中累 积的正势能。该势能补偿支路表达式为：
Figure BDA0002585980250000133
Figure BDA0002585980250000134
Figure BDA0002585980250000135
其中，ΔWadd_u为励磁通道的补偿势能，Kpc1为能量补偿支路控制参数， Δξcr_p为该能量补偿支路的势能系数，Δηcr_p为该能量补偿支路的耗散能 系数。
该能量补偿支路对应的控制结构如图2中红线所示。其中，高通滤 波器用以滤除转子电流中的稳态直流分量。
定子电压分量与励磁电压能量支路耗散能量的关联关系式为：
Figure BDA0002585980250000141
其中，
Figure BDA0002585980250000142
Kp1,Ki1为有功外环PI参数，Kp2,Ki2为无功外环PI参数，Kp3,Ki3为电流内环PI参数。
定子电压分量经过转子变流器后，在转子电压上产生微分增益，从 而影响励磁通道的耗散能量。根据上式可在励磁电压能量支路中构建基 于定子电压分量微分增益的反向耗散能量补偿支路，抵消系统中原有的 负耗散能分量，提升系统耗散能系数。该能量补偿支路对应的控制结构 如图2中虚线框部分所示。该耗散能量补偿支路的表达式为：
Figure BDA0002585980250000143
Figure BDA0002585980250000144
其中，ΔWadd_ud为励磁通道的补偿耗散能量，Δξcr_d为该能量补偿支 路的势能系数，Δηcr_d为该能量补偿支路的耗散能系数。
定子电压分量与外环电压能量支路中的负耗散能量的关联关系式 为：
Figure BDA0002585980250000151
其中，
Figure BDA0002585980250000152
定子电压分量经过网侧变流器，在网侧电压上产生微分增益，从而 影响网侧通道的耗散能量。因此，可在网侧通道中构建基于定子电压微 分增益的反向耗散能补偿支路，其控制结构如图3所示。
该能量补偿支路的表达式为：
Figure BDA0002585980250000153
Figure BDA0002585980250000154
Figure BDA0002585980250000155
其中，a3为网侧电流和定子电流的比例系数，a3>0。
评估各能量补偿支路引入后对双馈风电机组基频低电压穿越功能的 影响，并筛选出具备基频特性兼容能力的能量补偿支路。
能量补偿支路引入后的定子电压和转子电流之间的关系可表示为：
Figure BDA0002585980250000156
其中，Δird_c，Δirq_c分别为由能量补偿支路产生的转子电流dq轴分量 的变化量。
设短路故障期间，定子电压产生的扰动分量为：
Figure BDA0002585980250000161
其中，ωv＝ωs-ωp，ωp为扰动分量振荡频率，一般为低频振荡频率。
将定子电压产生的扰动分量代入能量补偿支路引入后的定子电压和 转子电流之间的关系中，求解由能量补偿支路产生的转子电流dq轴强迫 分量表达式为：
Figure BDA0002585980250000162
其中，系数A和B的表达式为：
Figure BDA0002585980250000163
Figure BDA0002585980250000164
在上式中，Kpc1所在项为势能补偿支路产生的转子电流变化量。由于 a2<0，A<0，B<0，势能补偿支路在转子电流dq轴产生的变化量均为负值， 一定程度上有助于减小低电压穿越过程中的转子电流。但由于低电压穿 越期间，定子电压产生的振荡频率ωp较小，dq轴坐标系下振荡频率ωv数 值远大于PI参数的数值，由式(15)可知，A(1)和B(1)的数值较小，且几乎 不受能量补偿支路参数的影响。因此，该能量补偿支路对风电机组低电 压穿越能力的影响较小，几乎不改变系统的基频特性。
Kpc2所在项为势能补偿支路产生的转子电流变化量。由式(15)可知， 受ωv和a2的影响，A(2)和B(2)均大于0，即耗散能量补偿支路会助增低电 压穿越过程中的转子电流，且随着耗散能补偿支路参数的增大，转子电 流幅值会进一步增大，甚至达到限定幅值，导致转子变流器难以正常稳 定运行，最终系统失稳。
综合上述分析，由于励磁通道中的耗散能量补偿支路会恶化风电机 组低电压穿越性能，本文在励磁通道中仅考虑励磁电压能量支路中的势 能补偿，如图4中实线框部分所述示。而网侧通道中的能量补偿支路不 会改变风机低电压穿越过程中的转子电流，因此网侧通道仍以耗散能量 补偿为主。
上述方式虽然能到相应的能量补偿支路，即控制策略，但是有时候 得到能量补偿支路不能满足多个频段的能量稳定条件，因此在转子电流 的变化量和定子电压的变化量不满足风电机组能量稳定的条件时，以次- 超频稳定系数比为目标函数，以能量补偿支路满足次/超同步频段稳定性 要求为约束条件，优化补偿函数中的参数。
具体地，构建次-超频稳定系数比指标，次-超频稳定系数比指标表示 为：
Figure BDA0002585980250000171
Figure BDA0002585980250000172
Figure BDA0002585980250000173
其中，σ为次/超频稳定系数比指标ω1,ω2分别选取为次、超同步频段 上下限。Ssub/super(K)表征能量补偿支路对次/超同步频段稳定系数的影响程 度。考虑到双馈风机接入串补线路引发次/超同步振荡的危险频段为 5Hz～30Hz和70Hz～95Hz，因此，可将Ssub(K)的积分区间选为[2π5，2π30]， Ssuper(K)的积分区间选为[2π70，2π95]。
根据全频段势能系数和耗散能系数稳定需求，计算满足次/超同步全 频段稳定需求的能量补偿支路参数边界，确定参数搜索范围。边界条案 件具体为：
Figure BDA0002585980250000181
其中，ξ(ω,K)为势能系数，η(ω,K)为耗散能系数。
设置能量补偿支路参数初值Kpc1(0)，Kpc2(0)。根据随机梯度法，按其 负梯度方向更新参数Kpc1(1)，Kpc2(1)，若该参数满足式(6)约束条件，则该 组参数为可行解，若该参数不满足约束，则调整负梯度步长，重新搜索 更新参数，直至找到可行解。
计算更新参数Kpc1(i)，Kpc2(i)对应的次/超频稳定系数比指标σ(i)，若满 足σ(i+1)＞σ(i)，则Kpc1(i+1)，Kpc2(i+1)为当前最优解，反之，重复步骤2，重 新搜索可行解。
重复搜索过程，直到满足迭代次数，终止搜索，当前最优解即为最 优能量补偿支路参数。
综上所述，通过优化所述补偿函数的参数，从而实现进一步优化控 制策略，以使得控制策略满足各个频段。
下面结合附图，对优选实施例作详细说明。应该强调的是，下述说 明仅仅是示例性的，而不是为了限制本发明的范围及其应用。
为验证本方法在实际系统中的可行性，本文根据某实际风电场网络 拓扑及参数，双馈风电机组参数设置如表1所示。本文首先计算耗散能 系数和势能系数随振荡频率和能量补偿支路参数的变化情况，并根据参 数优化方案，确定最优能量补偿支路参数。进一步，通过半物理仿真验 证本文所提控制策略在不同振荡场景下的有效性，以及对双馈风电机组 基频特性的兼容性。
表1双馈风电机组参数
Figure BDA0002585980250000191
运行能量补偿支路设计模块，结果为：
对励磁电压能量支路进行能量补偿后，系统势能系数和耗散能系数 随振荡频率和能量补偿支路参数的变化趋势如图4所示。其中，图4(a) 为引入励磁电压能量补偿支路后，系统势能系数的变化情况。由图可知， 励磁电压能量支路对次同步频段上的势能补偿作用明显，系统势能系数 随着能量补偿支路参数的增大逐渐降低，系统稳定水平随之逐渐上升。 在超同步频段上，该势能补偿项的补偿作用相对次同步频段较小，但系 统势能系数仍随着能量补偿支路参数的增大逐渐减小，有助于降低系统 振荡累积能量，加快振荡收敛。
图4(b)描绘了引入励磁电压能量补偿支路后系统耗散能系数的变化 情况。由图可知，该能量补偿支路可以提升系统次同步频段的耗散能系 数，但在超同步频段出现了由耗散能量负补偿导致的系统耗散能系数降 低的问题。因此，该能量补偿支路的参数设置需要兼顾超同步频段的耗 散能量补偿需求。
网侧通道中引入能量补偿支路后系统势能系数和耗散能系数随能量 补偿支路参数和振荡频率变化的曲线如图5所示。
图5描绘了系统势能系数随网侧能量补偿支路参数和振荡频率的变 化情况。由图可知，在次同步频段，该能量补偿支路能够降低系统的势 能系数，提升系统稳定水平。但在超同步频段上，该能量补偿支路将出 现正势能补偿，增大系统势能系数，且随着能量补偿支路参数增大，其 势能补偿作用也逐渐增大，降低系统在超同步频段的稳定水平。因此，网侧通道能量补偿支路参数的设置需要兼顾超同步频段势能补偿需求。
系统耗散能系数随网侧能量补偿支路参数和振荡频率的变化情况， 该能量补偿支路对次同步频段的耗散能系数具有显著提升作用，有助于 加快次同步振荡收敛。在超同步频段，该能量补偿支路的正耗散补偿作 用相对次同步频段较小，但随着能量补偿支路参数的增大，该补偿支路 仍呈现正耗散补偿，有助于提升超同步频段稳定水平。
运行基频功能兼容性评估模块，结果为：
由于励磁通道中的耗散能量补偿支路会恶化风电机组低电压穿越性 能，本文在励磁通道中仅考虑励磁电压能量支路中的势能补偿。而网侧 通道中的能量补偿支路不会改变风机低电压穿越过程中的转子电流，因 此网侧通道仍以耗散能量补偿为主。
运行参数优化模块，结果为：
构建多频段能量补偿支路参数优化模型，通过随机梯度法确定最优 能量补偿支路参数Kpc1。根据超同步频段上的耗散能系数约束，求解
Figure BDA0002585980250000201
对应的参数边界，可得Kpc1的选取范围限制在0-0.1p.u.内。 在该范围内，Kpc1的优化情况如图6所示。当Kpc1从0.01p.u.开始逐渐增 大时，由于该补偿支路在次同步频段的势能补偿作用远大于超同步频段 的耗散能补偿作用，系统次/超频稳定系数比指标也随之增大。当Kpc1达 到0.09p.u.时，次/超频稳定系数比指标达到最大值，即此时该能量补偿支 路对超同步频段稳定水平的相对影响程度最小。而当Kpc1大于0.09p.u.时， 该补偿支路对超同步频段的耗散能补偿作用逐渐凸显，超同步频段稳定 系数急剧下降，次/超频稳定系数比指标也随之下降。因此，最终确定励 磁电压能量补偿支路最优参数为0.09p.u.。
建立网侧能量补偿支路多频段参数优化模型，利用随机梯度法确定 最优能量补偿支路参数Kpc3。Kpc3的优化情况如图7所示。当Kpc3<0.03p.u 时，由于该补偿支路在次同步频段的耗散能补偿作用随Kpc3的增大而逐 渐增强，而超同步频段的势能补偿作用相对较小，次/超频稳定系数比指 标也逐渐增大。当Kpc3＝0.03p.u时，次/超频稳定系数比指标达到最大值， 此时该补偿支路对超同步频段稳定水平的相对影响程度最小。当 Kpc3>0.03p.u时，由于超同步频段势能系数随Kpc3急剧增大，次/超频稳定 系数比也逐渐下降。最终，确定网侧能量补偿支路最优参数Kpc3＝0.03p.u.。
运行结果输出模块，结果为：
由图8可知，串补系统投入后激发的次同步振荡呈现发散趋势，若 不加以控制，系统将逐渐发散至失稳。2.5s投入能量补偿支路后，由于 系统累积势能被能量补偿支路抵消，系统振荡幅值下降，且Kpc1参数越 大，系统势能补偿作用越明显，当Kpc1＝0.09p.u.时，振荡幅值下降至原来 的1/5。同时，由于系统累积势能的降低，系统的耗散强度能够满足振荡 期间的能量耗散需求，振荡收敛速度加快并于0.5s内收敛至稳定，极大 提升了次/超同步振荡稳定水平。
由图9可知，网侧能量补偿支路接入瞬间，系统振荡幅值几乎不发 生改变，这是由于该补偿支路中的势能补偿项较小，不影响系统振荡过 程中的势能累积。但由于网侧能量补偿支路中的耗散能补偿作用较大， 补偿支路接入后，系统耗散强度显著提升，d轴电流由振荡发散转为振荡 收敛，且随着Kpc3的增大，耗散能量补偿作用更加明显，系统振荡收敛速度也逐渐加快。
1.5s时，投入串补度分别为22％、28％、34％、40％和43％的LC串 补线路，双馈风电并网系统激发的次同步振荡频率分别为5Hz、5.33Hz、 6Hz、6.66Hz和7Hz。针对这五种振荡场景，在2.5s时，同时投入励磁 和网侧能量补偿支路，d轴电流振荡曲线以及网侧电流振荡频谱分量如图 10所示。
由图10(a)和(b)可知，当系统中投入串补度仅为22％的串补线路时， 系统激发缓慢收敛的次同步振荡，2.5s投入能量补偿支路后，振荡收敛 速度加快，2.6s时系统已基本达到稳定状态。
当串补度增大到28％时，网侧电流振荡频谱和d轴电流振荡曲线如 图10(c)和(d)所示，此时系统激发5.33Hz的等幅次同步振荡。投入能量 补偿支路后，由于势能补偿作用，d轴电流振荡幅值瞬间降低。同时，由 于耗散能系数的增大，系统由等幅振荡逐渐收敛至稳定。
当串补度从34％增大到48％时，系统出现6Hz-7Hz的发散振荡，网 侧电流振荡频谱和d轴电流振荡曲线如图10(e)-(j)所示。系统的振荡幅值 随串补度的增大而增大，发散速度也随之加快。2.5s投入能量补偿支路 后，由于补偿支路对系统耗散能和势能的补偿作用也随着串补度的上升 而增强，这三种场景中d轴电流的振荡幅值均能下降至原来的1/2以下， 且系统振荡均在0.5s内收敛至稳定。
在双馈风电机组并网线路上，设置三相短路故障场景，模拟双馈风 电机组的低电压穿越过程。该故障持续时间0.2s，接地电阻0.01Ω。低 电压穿越过程中，双馈风电机组端口母线电压和转子d轴电流仿真曲线 如图11所示。其中图11(a)和(b)为接入能量补偿支路时的仿真结果，图11(c)和(d)为未接入能量补偿支路的仿真结果。低电压穿越过程中，双馈风电机组的转子电流曲线如图11(a)和(c)所示。对比两图可知，接入能量 补偿支路后，双馈风电机组的转子电流无明显变化，即能量补偿支路不 影响低电压穿越过程中双馈风机的感应电流和感应电动势，仍能保证转 子变流器的正常运行。双馈风电机组的端口电压曲线如图11(b)和(d)所 示。低电压穿越过程中双馈风电机组的机端电压响应特性几乎不受能量 补偿支路影响。同时，双馈风电机组在接入能量补偿支路前后均具备正 常的低电压穿越功能，即本文所提能量补偿支路能够有效兼容风机的基 频动态响应能力。
如图13所示，本发明实施例提供了一种双馈风电机组次同步振荡主 动阻尼控制系统，包括：采集模块1301、数据处理模块1302、控制模块 1303和参数优化模块1304；
采集模块1301用于采集定子电流和定子电压振荡分量；
数据处理模块1302用于根据所述定子电流和所述定子电压振荡分量 在双馈风电机组变流器中的流通路径，确定双馈风电机组变流器中各能 量支路；根据所述定子电流和所述定子电压振荡分量，确定各所述能量 支路对应的函数；根据各所述能量支路对应的函数，确定所述双馈风电 机组变流器中能量补偿支路及其对应的能量补偿函数；
控制模块1303用于根据所述能量补偿函数，通过控制能量补偿支路 对所述双馈风电机组进行的次同步振荡进行控制。
参数优化模块1304用于在所述转子电流的变化量和所述定子电压的 变化量不满足风电机组能量稳定的条件时，以次-超频稳定系数比为目标 函数，以能量补偿支路满足次/超同步频段稳定性要求为约束条件，优化 所述补偿函数中的参数；
其中，所述目标函数为：
Figure BDA0002585980250000241
Figure BDA0002585980250000242
Figure BDA0002585980250000243
其中，σ为次/超频稳定系数比指标ω1,ω2分别选取为次、超同步频段 上下限；Ssub/super(K)表征能量补偿支路对次/超同步频段稳定系数的影响程 度；
所述约束条件为：
Figure BDA0002585980250000244
其中，ξ(ω,K)为势能系数，η(ω,K)为耗散能系数。
需要说明的是，图13中一种双馈风电机组次同步振荡主动阻尼控制 系统可以执行上述任一实施例提供的一种双馈风电机组次同步振荡主动 阻尼控制方法。
本领域技术人员可以理解，实现上述实施例中方法的全部或部分流 程，可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储 于计算机可读存储介质中。其中，所述计算机可读存储介质为磁盘、光 盘、只读存储记忆体或随机存储记忆体等。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围 并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范 围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种双馈风电机组次同步振荡主动阻尼控制方法，其特征在于，包括：
采集定子电流和/或定子电压的振荡分量；
根据所述定子电流和/或所述定子电压的振荡分量在双馈风电机组变流器中的流通路径，确定双馈风电机组变流器中的各能量支路；所述双馈风电机组变流器中的各能量支路，包括：电机组励磁变流器中的各能量支路，以及网侧变流器中的各能量支路；
根据所述定子电流和/或所述定子电压振荡分量，确定各所述能量支路对应的函数，所述双馈风电机组变流器中各能量支路对应的所述函数的通式，如公式1所示：
Figure FDA0003513551800000011
其中，Δidqs为定子电流的d、q轴振荡分量，用于表征d轴振荡分量或q轴振荡分量；ω为振荡频率；ξ(ω)为势能系数；η(ω)为耗散能系数；
根据各所述能量支路对应的函数和变流器参数，确定所述双馈风电机组变流器中能量补偿支路及其对应的能量补偿函数；
根据所述能量补偿函数，通过控制能量补偿支路对所述双馈风电机组的次同步振荡进行控制；以及，
通过所述能量补偿函数，计算所述能量补偿支路引起的转子电流的变化量和定子电压的变化量；
检测所述转子电流的变化量和所述定子电压的变化量是否满足风电机组基频动态特性稳定的条件；
在所述转子电流的变化量和所述定子电压的变化量满足风电机组基频动态特性稳定的条件时，执行所述能量补偿支路；
在所述转子电流的变化量和所述定子电压的变化量不满足风电机组能量稳定的条件时，以次-超频稳定系数比为目标函数，以能量补偿支路满足次/超同步频段稳定性要求为约束条件，优化所述补偿函数中的参数。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
所述根据各所述能量支路及其对应的函数，确定能量补偿支路及其对应的能量补偿函数，包括：
构建所述势能系数和所述耗散能系数的比值为稳定系数指标，如公式2所示：
Figure FDA0003513551800000021
根据所述稳定系数指标和各所述能量支路对应的函数，确定各所述能量支路的能量变化量和能量变化趋势标识；
根据所述能量变化量和所述能量变化趋势标识，确定目标能量支路；
根据所述目标能量支路及其函数，确定相应的能量补偿支路及其能量补偿函数；
其中，所述能量变化量包括势能变化量和耗散能变化量，所述能量变化趋势标识包括：势能变化趋势标识和耗散能变化趋势标识；所述能量补偿支路，包括：反向势能补偿支路和反向耗散能补偿支路。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，
根据所述目标能量支路及其函数，确定相应的能量补偿支路，及其能量补偿函数，包括：
根据定子电压分量与目标能量支路势能的函数，确定所述目标能量支路的势能增加量；
根据所述目标能量支路的势能增加量，确定反向势能补偿支路及其对应的函数，所述反向势能补偿支路用于抵消所述势能增加量。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，
根据所述目标能量支路及其函数，确定相应的能量补偿支路，及其能量补偿函数，包括：
根据定子电压分量与所述目标能量支路耗散能的函数，确定所述目标能量支路的耗散能增加量；
根据所述目标能量支路的耗散能增加量，确定反向耗散能补偿支路及其对应的函数；其中，所述反向耗散能补偿支路用于抵消所述耗散能增加量。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标函数为：
Figure FDA0003513551800000031
Figure FDA0003513551800000032
Figure FDA0003513551800000033
其中，σ为次/超频稳定系数比指标；ω1,ω2分别选取为次、超同步频段上下限；Ssub/super(K)表征能量补偿支路对次/超同步频段稳定系数的影响程度；
所述约束条件为：
Figure FDA0003513551800000034
其中，ξ(ω,K)为势能系数，η(ω,K)为耗散能系数。
6.一种双馈风电机组次同步振荡主动阻尼控制系统，其特征在于，包括：采集模块、数据处理模块和控制模块；
所述采集模块用于采集定子电流和定子电压振荡分量；
所述数据处理模块用于根据所述定子电流和所述定子电压振荡分量在双馈风电机组变流器中的流通路径，确定双馈风电机组变流器中各能量支路；根据所述定子电流和所述定子电压振荡分量，确定各所述能量支路对应的函数；根据各所述能量支路对应的函数，确定所述双馈风电机组变流器中能量补偿支路及其对应的能量补偿函数；
所述控制模块用于根据所述能量补偿函数，通过控制能量补偿支路对所述双馈风电机组进行的次同步振荡进行控制；以及，通过所述能量补偿函数，计算所述能量补偿支路引起的转子电流的变化量和定子电压的变化量；检测所述转子电流的变化量和所述定子电压的变化量是否满足风电机组基频动态特性稳定的条件；在所述转子电流的变化量和所述定子电压的变化量满足风电机组基频动态特性稳定的条件时，执行所述能量补偿支路；
所述各能量支路包括：电机组励磁电路中的各能量支路以及网侧通道电路中的各能量支路；
子电流和/或所述定子电压振荡分量，确定各所述能量支路对应的函数，所述双馈风电机组变流器中各能量支路对应的所述函数的通式，如公式1所示：
Figure FDA0003513551800000041
其中，Δidqs为定子电流的d、q轴振荡分量，用于表征d轴振荡分量或q轴振荡分量；ω为振荡频率；ξ(ω)为势能系数；η(ω)为耗散能系数；
所述系统还包括：参数优化模块；
所述参数优化模块用于在转子电流的变化量和所述定子电压的变化量不满足风电机组能量稳定的条件时，以次-超频稳定系数比为目标函数，以能量补偿支路满足次/超同步频段稳定性要求为约束条件，优化所述补偿函数中的参数。
7.根据权利要求6所述的系统，其特征在于，
所述目标函数为：
Figure FDA0003513551800000051
Figure FDA0003513551800000052
Figure FDA0003513551800000053
其中，σ为次/超频稳定系数比指标；ω1,ω2分别选取为次、超同步频段上下限；Ssub(K)/Ssuper(K)表征能量补偿支路对次/超同步频段稳定系数的影响程度；
所述约束条件为：
Figure FDA0003513551800000054
其中，ξ(ω,K)为势能系数，η(ω,K)为耗散能系数。
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