CN112332427A - 基于积分控制的双馈风电场次同步振荡抑制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于积分控制的双馈风电场次同步振荡抑制方法，包括以下步骤：步骤S1：采集双馈风电场的并网系统数据；步骤S2:根据得到的并网系统数据，对发电机及传输线路进行阻抗分析，得到双馈发电机、转子侧变流器和网侧变流器的等效电路；步骤S3:构建全系统等效电路,得到全系统的等效阻抗；步骤S4:在转子侧的等效电阻中增加一个虚拟电感，并根据全系统等效电路的分析，通过编程在Matlab中绘制出在不同串补度，不同风速情况下虚拟电感取值与全系统谐振频率、等效电阻的关系；步骤S5:选取最优的虚拟电感取值，使得系统的等效电感过零点时，等效电阻为正，即防止振荡发生。本发明不需要系统的状态空间控制模型，为抑制SSR提供了一种简单、经济的方法。

Description

基于积分控制的双馈风电场次同步振荡抑制方法

技术领域

本发明属于次同步振荡领域，具体涉及一种基于积分控制的双馈 风电场次同步振荡抑制方法。

背景技术

在过去的几十年里，世界各地的风力发电装机容量都有了显著的 增长。然而，由于风电场的位置往往远离负荷中心，输电线路需要强 大的输电能力才能输送大规模的风电。串联电容补偿技术在远距离输 电中得到了广泛的应用，可以提高输电能力，提高电力系统的稳定性。 然而，在线路中添加串联电容器可能会导致系统发生SSR的潜在风险。 现有文献将SSR现象分为三类：感应发电机效应(IGE)、扭振相互作 用(TI)和控制相互作用(CI)。为了降低SSR，现有的参考文献主 要集中在滤波和阻尼方面。滤波方法能防止次同步电流进入发电机， 抑制SSR的发生。电阻尼的增加可以使电阻尼和机械阻尼之和为正， 而正阻尼可以防止SSR的发生。添加一个旁路阻尼滤波器可以防止 IGE的发生，但它对设备和预算有更高的要求。阻塞滤波器和陷波滤 波器也可用于缓解次同步谐振。但是，阻塞滤波器的频率范围必须预 先设定，如果SSR的频率不在设定的范围内，就不能抑制谐振。

提高电阻尼的方法可分为两类。一种方法是安装FACTS设备，如 SVC、STATCOM、UPFC等。另一种方法是修改控制系统。风电场终端SVC和与线路串联的TCSC均应用于阻尼SSR，表明TCSC的性能优越。 然而，外部设备的安装是复杂和昂贵的。因此，越来越多的研究集中 在对变换器控制策略的改进上。比如无功补偿控制方法、非线性电流 控制器等。

以往研究中，多采用特征值分析法和时域模拟法来评估IGE和TI的 作用机理。研究表明，IGE是风电场SSR产生的主要原因。由于IGE 的存在，系统的阻尼和稳定性往往会下降，特别是在低风速和高补偿 水平下。

发明内容

有鉴于此，本发明的目的在于提供一种基于积分控制的双馈风电 场次同步振荡抑制技术，从阻抗分析的角度分析了风电系统的SSR现 象，有利于系统集成。不需要系统的状态空间控制模型，为抑制SSR 提供了一种简单、经济的方法。

为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种基于积分控制的双馈风电场次同步振荡抑制方法，包括以下步 骤：

步骤S1：采集双馈风电场的并网系统数据；

步骤S2:根据得到的并网系统数据，对发电机及传输线路进行阻抗 分析，得到双馈发电机、转子侧变流器和网侧变流器的等效电路；

步骤S3:根据双馈发电机、转子侧变流器和网侧变流器的等效电路， 构建全系统等效电路,得到全系统的等效阻抗；

步骤S4:在转子侧的等效电阻中增加一个虚拟电感，并根据全系统 等效电路的分析，通过编程在Matlab中绘制出在不同串补度，不同 风速情况下虚拟电感取值与全系统谐振频率、等效电阻的关系；

定子电压方程和转子电压方程如方程(3)和(4)所示：

进一步的，所述双馈发电机等效电路具体为：

定子电压方程和转子电压方程如方程(3)和(4)所示：

其中u_ds,u_qs,i_ds,i_qs是定子电压和电流的dq轴分量；u_dr,u_qr,i_dr,i_qr是 转子电压和电流的dq轴分量；R_s,R_r是定子和转子的等效电阻；L_m, L_s,L_r是定子和转子的等效互感和自感；ω_e,ω_s分别是同步旋转角速度 和转子磁场滑移角速度；p表示微分算子；

分别对式(3)与式(4)进行Laplace变换后得到如下方程：

将dq旋转坐标系下的方程变换至静止坐标系下，s用s-jω_e代换， 可得

根据式(7)可得到系统在静止坐标系下的戴维南等效电路。

进一步的，所述网侧变流器的等效电路具体为：

网侧变流器的控制方程表示为：

其中，u_d,u_q是控制器输出电压的dq轴分量，E_d,E_q是用于前馈 控制的电网电压的dq轴分量，i_d,i_q是电网电流的dq轴分量，K_p2、K_i2为网侧变流器电流环的比例系数和积分系数，(8)的空间矢量形式表 示为：

将方程由dq旋转坐标系转换为静态坐标系，s用s-jω_e代换，表 示为：

考虑滤波电阻和滤波电感，得到网侧变流器的戴维南等效电路。

进一步的，所述转子侧变流器的等效电路具体为：

转子侧变流器转子电压与转子电流的关系式为：

在dq旋转坐标系下，转子侧变流器的控制方程为：

写成空间矢量形式，将方程由dq旋转坐标系转换为静态坐标系， s用s-jω_e代换，转子侧变流器的控制方程表示为：

得到转子侧变流器等效电路模型。

进一步的，所述步骤S3具体为：

步骤S31:通过网侧变换器和转子侧变换器的等效电路，得到网侧变 换器和转子侧变换器的等效阻抗分别为：

其中，R_g,L_g为网侧变流器的滤波电阻和滤波电感；

步骤S32:全系统等值阻抗为：

进一步的，所述在转子侧变流器添加虚拟电感L_a后，转子侧变流器 的等效阻抗可以表示为：

式(16)中，在次同步谐振频率下s＝jω_er，又由于s_er＜0，因此 当L_a＞K_i1时，转子侧变流器等效电抗呈感性，系统的感抗增大，次 同步谐振频率降低；当L_a＜K_i1时，转子侧变流器等效电抗仍呈容性， 但容抗的幅值减小，仍然能小幅度的降低次同步谐振频率。

本发明与现有技术相比具有以下有益效果：

本发明从阻抗分析的角度分析了风电系统的SSR现象，有利于 系统集成。不需要系统的状态空间控制模型，为抑制SSR提供了一种 简单、经济的方法。

附图说明

图1为本发明实施例的双馈风电机组经串补线路并网系统示意图；

图2为本发明实施例的DFIG在静止坐标系下的等效电路；

图3为本发明实施例的网侧变流器的电流内环控制框图；

图4为本发明实施例的DFIG在静止坐标系下的等效电路；

图5为本发明实施例的转子侧变流器电流闭环控制框图；

图6为本发明实施例的转子侧变流器在静止坐标系下的等效电路；

图7为本发明实施例的全系统等效电路图；

图8为本发明实施例的添加虚拟电感后全系统等效电路图；

图9为本发明实施例的添加虚拟电感后转子侧变流器控制框图；

图10为次同步谐振频率、虚拟电感与等效电阻的关系图；

图11为本发明实施例的在风速为9m/s时，有无虚拟电感时系统的 输出功率图，其中a为30％串补度，b为60％串补度，c为90％串补度；

图12为本发明实施例的在风速为9m/s时，有无虚拟电感时的发电 机转速图，其中a为30％串补度，b为60％串补度，c为90％串补度；

图13为本发明实施例的在风速为6m/s时，有无虚拟电感时的输出 功率图，其中a为30％串补度，b为60％串补度，c为90％串补度；

图14为本发明实施例的在风速为6m/s时，有无虚拟电感时的发电 机转速图，其中a为30％串补度，b为60％串补度，c为90％串补度。

具体实施方式

下面结合附图及实施例对本发明做进一步说明。

请参照图1，本实施例中提供一种基于双馈风电机组经串补线路的 并网系统，其中R_L表示输电线路的电阻，X_L表示输电线路的感抗，X_C为串补电容的容抗。

在本实施中，双馈风电机组次同步谐振的产生机理具体为：

对于任意一条含串补电容的线路，系统中总存在一个自然谐振频 率f_er使得：

式中，C表示串补电容，L_∑表示全系统的电感之和，包括双馈发 电机定转子漏感、变压器电感以及输电线路电感等。由于一般情况下 f_er＜f_e，因此f_er也被称作次同步谐振频率。

当频率为f_er的次同步电流进入发电机定子绕组后，双馈风力发电 机在次同步频率的作用下会产生一个次同步转差率如式(2)所示：

通常情况下f_er＜f_r，s_er＜0，此时发电机转子的等效电阻在次同 步频率下为负值，若在此次同步谐振频率下系统总的等效电阻为负， 振荡将发散，发生感应发电机效应所引发的次同步谐振。

在本实施例中，通过建立发电机、转子侧变流器、网侧变流器的 等效电路，进而得到整个系统的等效电路，通过判断等效电阻的正负 确定系统是否发生次同步谐振。

所述双馈发电机等效电路具体为：

定子电压方程和转子电压方程如方程(3)和(4)所示：

其中u_ds,u_qs,i_ds,i_qs是定子电压和电流的dq轴分量；u_dr,u_qr,i_dr,i_qr是 转子电压和电流的dq轴分量；R_s,R_r是定子和转子的等效电阻；L_m, L_s,L_r是定子和转子的等效互感和自感；ω_e,ω_s分别是同步旋转角速度 和转子磁场滑移角速度；p表示微分算子；

分别对式(3)与式(4)进行Laplace变换后得到如下方程：

将dq旋转坐标系下的方程变换至静止坐标系下，s用s-jω_e代换， 可得

根据式(7)可得到系统在静止坐标系下的戴维南等效电路。进 一步画出其等效电路图，双馈发电机的等效电路图如图2所示。

在本实施例中，所述网侧变流器的等效电路具体为：

网侧变流器的控制方程表示为：

其中，u_d,u_q是控制器输出电压的dq轴分量，E_d,E_q是用于前馈 控制的电网电压的dq轴分量，i_d,i_q是电网电流的dq轴分量，K_p2、K_i2为网侧变流器电流环的比例系数和积分系数，(8)的空间矢量形式表 示为：

将方程由dq旋转坐标系转换为静态坐标系，s用s-jω_e代换，表 示为：

考虑滤波电阻和滤波电感，得到网侧变流器的戴维南等效电路， 如图4所示。

在本实施例中，所述转子侧变流器的等效电路具体为：

转子侧变流器转子电压与转子电流的关系式为：

在dq旋转坐标系下，转子侧变流器的控制方程为：

写成空间矢量形式，将方程由dq旋转坐标系转换为静态坐标系， s用s-jω_e代换，转子侧变流器的控制方程表示为：

得到转子侧变流器等效电路模型，如图6所示。

在本实施例中,通过网侧变换器和转子侧变换器的等效电路图， 得到网侧变换器和转子侧变换器的等效阻抗分别为：

其中，R_g,L_g为网侧变流器的滤波电阻和滤波电感；

步骤S32:全系统等值阻抗为：

在本实施例中，由于网侧变流器处于并联支路，网侧滤波器的进 线电感很大，因此虚拟电感的添加位置仍然选在转子侧变流器，对系 统添加虚拟电感后，系统的等效电路如图8所示。由于s_er＜0，因 此需要添加一个负的虚拟电感，才能保证在次同步谐振频率下电感值 为正。添加虚拟电感后，转子侧变流器的控制框图如图9所示，BF 模块表示带通滤波器，其作用是隔离直流分量。当串补电容接入系统， 分别对转子电流dq轴分量的实际值进行积分，相当于给系统增加了 一个虚拟电感。同理，虚拟电感的取值也需要整定，虚拟电感取值过 大会造成次同步谐振频率偏移过大，而虚拟电感取值过小不能在全风 速段抑制次同步谐振。

在转子侧变流器添加虚拟电感L_a后，转子侧变流器的等效阻抗可以 表示为：

式(16)中，在次同步谐振频率下s＝jω_er，又由于s_er＜0，因此 当L_a＞K_i1时，转子侧变流器等效电抗呈感性，系统的感抗增大，次 同步谐振频率降低；当L_a＜K_i1时，转子侧变流器等效电抗仍呈容性， 但容抗的幅值减小，仍然能小幅度的降低次同步谐振频率。

虚拟电感的添加相当于改变了系统的谐振频率，根据前述对全系 统等效电路的分析，结合式(16)，可通过编程在Matlab中绘制出在 不同串补度，不同风速情况下虚拟电感取值与全系统谐振频率、等效 电阻的关系，以串补度60％的系统为例，绘制出关系图如图10所示。

由图10可知，添加虚拟电感后会引发谐振频率的下降，虚拟电 感值越大，频率偏移越多。在串补度一定时，风速越大系统越容易稳 定，当转速为1500r/min时，只需一个很小的虚拟电感就能使振荡收 敛；当转速为1200r/min时，虚拟电感取值为0.35时为系统的临界 稳定点；取发电机最低转速900r/min，虚拟电感在0.45时临界稳定。 因此，以0.5为整定值可以保证系统在任何风速、任何串补度下都不 会发生次同步谐振。虚拟电感的添加会降低系统的次同步谐振频率， 添加虚拟电感前后系统的次同步谐振频率对比如表1所示。

表1添加虚拟电感前后系统次同步谐振频率对比

由表1可以看出，在添加虚拟电感后，系统的次同步谐振频率均 比原始的次同步谐振频率有一定程度的减小，且串补度越高、风速越 低，次同步谐振频率降低的越多。

在本实施例中，为了验证所提抑制方案的有效性，通过时域仿 真来反映扰动过程中的实际动态行为。基于MATLAB/Simulik平台建 立图1所示的系统。系统中各参数如表2表3所示。串联补偿电容器 设置在5s时接入。

表2等值后双馈风电场算例参数

表3电力网络主要参数

在不同条件下是否添加虚拟电感的模拟结果如图11-14所示。串 联补偿水平分别设置为30％、60％、90％。图11-12显示了系统在9m/s 风速下的动态响应，图12-13是风速为6m/s时的结果。

在风速为9m/s、串补度为30％的情况下，输出功率和发电机转速 如图11(a)和图12(a)所示。可以观察到此时系统振荡，但在没 有虚拟电感的情况下，系统有缓慢收敛的趋势。在系统中加入虚拟电 感后，在这种情况下，系统可以更快地进入稳态。

在串补度为30％、60％的情况下，如图11(b)(c)和图12(b) (c)所示，在没有阻尼控制策略的情况下发生持续振荡。在增加虚 拟电感的作用下系统快速收敛稳定，所提出的控制策略能显着改善系 统的阻尼。

对于低风速6m/s的情况下，图13-14为不同串补度情况下的系 统仿真结果。可以观察到，在不同的串补度下，若没有虚拟电感，系 统都持续振荡。增加的虚拟电感能有效抑制系统次同步谐振，提出的 缓解策略的性能有助于系统的稳定。值得注意的是，在最差的工况下 (风速6m/a，串补度90％)，系统仍可以通过增加虚拟电感保持稳定。

根据所有的仿真结果，可以得到以下结论：

(1)风速越低，系统越脆弱。

(2)串补度越高，发散速度越快，系统振荡越严重。

(3)振荡的系统中加入虚拟电感后，系统可以更快地进入稳 态。即使在最恶劣情况下(6m/s，90％串补度)，系统仍然可以通过加 入虚拟电感保持稳定。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，凡依本发明申请专利范围所 做的均等变化与修饰，皆应属本发明的涵盖范围。

Claims (6)

1.一种基于积分控制的双馈风电场次同步振荡抑制方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤S1：采集双馈风电场的并网系统数据；

步骤S2:根据得到的并网系统数据，对发电机及传输线路进行阻抗分析，得到双馈发电机、转子侧变流器和网侧变流器的等效电路；

步骤S3:根据双馈发电机、转子侧变流器和网侧变流器的等效电路，构建全系统等效电路,得到全系统的等效阻抗；

步骤S4:在转子侧的等效电阻中增加一个虚拟电感，并根据全系统等效电路的分析，通过编程在Matlab中绘制出在不同串补度，不同风速情况下虚拟电感取值与全系统谐振频率、等效电阻的关系；

步骤S5:根据不同风速情况下虚拟电感取值与全系统谐振频率、等效电阻的关系，选取最优的虚拟电感取值，使得系统的等效电感过零点时，等效电阻为正，即防止振荡发生。

2.根据权利要求1所述的基于积分控制的双馈风电场次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述双馈发电机等效电路具体为：

定子电压方程和转子电压方程如方程(3)和(4)所示：

其中u_ds,u_qs,i_ds,i_qs是定子电压和电流的dq轴分量；u_dr,u_qr,i_dr,i_qr是转子电压和电流的dq轴分量；R_s,R_r是定子和转子的等效电阻；L_m,L_s,L_r是定子和转子的等效互感和自感；ω_e,ω_s分别是同步旋转角速度和转子磁场滑移角速度；p表示微分算子；

分别对式(3)与式(4)进行Laplace变换后得到如下方程：

将dq旋转坐标系下的方程变换至静止坐标系下，s用s-jω_e代换，可得

根据式(7)可得到系统在静止坐标系下的戴维南等效电路。

3.根据权利要求1所述的基于积分控制的双馈风电场次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述网侧变流器的等效电路具体为：

网侧变流器的控制方程表示为：

其中，u_d,u_q是控制器输出电压的dq轴分量，E_d,E_q是用于前馈控制的电网电压的dq轴分量，i_d,i_q是电网电流的dq轴分量，K_p2、K_i2为网侧变流器电流环的比例系数和积分系数，(8)的空间矢量形式表示为：

将方程由dq旋转坐标系转换为静态坐标系，s用s-jω_e代换，表示为：

考虑滤波电阻和滤波电感，得到网侧变流器的戴维南等效电路。

4.根据权利要求1所述的基于积分控制的双馈风电场次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述转子侧变流器的等效电路具体为：

转子侧变流器转子电压与转子电流的关系式为：

在dq旋转坐标系下，转子侧变流器的控制方程为：

写成空间矢量形式，将方程由dq旋转坐标系转换为静态坐标系，s用s-jω_e代换，转子侧变流器的控制方程表示为：

得到转子侧变流器等效电路模型。

5.根据权利要求1所述的基于积分控制的双馈风电场次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述步骤S3具体为：

步骤S31:通过网侧变换器和转子侧变换器的等效电路，得到网侧变换器和转子侧变换器的等效阻抗分别为：

其中，R_g,L_g为网侧变流器的滤波电阻和滤波电感；

步骤S32:全系统等值阻抗为：

6.根据权利要求5所述的基于积分控制的双馈风电场次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述在转子侧变流器添加虚拟电感L_a后，转子侧变流器的等效阻抗可以表示为：

式(16)中，在次同步谐振频率下s＝jω_er，又由于s_er＜0，因此当L_a＞K_i1时，转子侧变流器等效电抗呈感性，系统的感抗增大，次同步谐振频率降低；当L_a＜K_i1时，转子侧变流器等效电抗仍呈容性，但容抗的幅值减小，仍然能小幅度的降低次同步谐振频率。

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