CN112332427B - 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；

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。

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：

u_ds＝R_si_ds+pL_si_ds+pL_mi_dr-ω_eL_si_qs-ω_eL_mi_qr (3)

u_qs＝R_si_qs+pL_si_qs+pL_mi_qr+ω_eL_si_ds+ω_eL_mi_dr

u_dr＝R_ri_dr+pL_mi_ds+pL_ri_dr-ω_sL_mi_qs-ω_sL_ri_qr (4)

u_qr＝R_ri_qr+pL_mi_qs+pL_ri_qr+ω_sL_mi_ds+ω_sL_ri_dr

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 (1)

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；

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；

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；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；

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：

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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