CN112803734B - 一种双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法及变流器 - Google Patents

Abstract

本申请公开一种双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法及变流器，所述方法包括：获取双馈风力发电机的定子电流i_{s_meas}和转子电流i′_{r_meas}，计算双馈风力发电机励磁电流中的次同步电流分量i_{m_ss}，再通过幅度和相位变换形成次同步阻尼作用量u_{c_ss}，以叠加至双馈风力发电机组的基本作用量上形成终作用量。本申请基于双馈风力发电机的定子电流和转子电流实时计算次同步电流分量，相对于检测电网电压中的次同步分量，工程上更为简便、可靠，无需精确辨识次同步谐振的频点，即可在较宽的频段内实现对次同步谐振的阻尼控制，从而消除双馈风力发电机组接入特定电网下的次同步谐振风险，保障接入电网后系统的安全稳定运行。

Description

一种双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法及变流器

技术领域

本申请涉及风力发电领域，尤其涉及一种双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法及变流器。

背景技术

风电是一种清洁无污染的可再生能源，适宜大规模开发利用且技术相对成熟，在一些国家和地区已经成为一种主流能源。DFIG(Doubly-fed Induction Generator，双馈风力发电机)因具有能实现变速恒频运行、风能转换效率高、功率控制灵活等优点而在实际风电场中得到广泛应用。DFIG的变流器包括RSC(Rotor Side Convertor，机侧变换器)和GSC(Grid Side Convertor，网侧变换器)。对RSC的控制能实现对DFIG定子输出有功、无功功率的控制。对GSC的控制能实现保持直流母线电压稳定、保证输入电流正弦和控制输入功率因数。

固定串联补偿可以大幅减小线路的工频等效电抗，缩短线路的电气距离，提高线路的输电距离、输电能力和暂态稳定性，为大容量风电的外送提供了新方案。然而，双馈风电场连接到安装有固定串补的电力系统中容易引起一种电力系统稳定性问题，也就是次同步谐振(Sub Synchronous Resonance，SSR)。2009年9月美国德克萨斯州的一处风电场发生了风电场SSR事故，事故导致大量风机脱网和撬棒电路的损坏，造成巨大的经济损失。

为了抑制双馈风电场串补输电系统中的的SSR问题，专利文献CN104979847A公开了一种解决方案：通过在双馈风力发电机GSC或者RSC的控制系统中嵌入阻塞滤波器进行阻塞滤波，滤除掉控制信号中的SSR模态信号，降低DFIG控制在次同步频段的负阻尼效应，实现DFIG的SSR自免疫功能，从而有效抑制双馈风电场与串补输电系统的次同步谐振问题。

该解决方案存在的问题是，未能给系统提供有效的正阻尼，使得系统进入稳定区域。

发明内容

有鉴于此，本申请的目的在于提供一种双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法及变流器，以解决现有技术存在的问题。

本申请解决上述技术问题所采用的技术方案如下：

根据本申请的一个方面，提供的一种双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法，该方法用于变流器；所述方法包括：

获取双馈风力发电机的定子电流i_{s_meas}和转子电流i′_{r_meas}；

根据所述定子电流i_{s_meas}和所述转子电流i′_{r_meas}，计算双馈风力发电机励磁电流中的次同步电流分量i_{m_ss}；

对所述励磁电流中的次同步电流分量i_{m_ss}进行幅度和相位变换，形成次同步阻尼作用量u_{c_ss}；

将所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}叠加至双馈风力发电机组的基本作用量上，形成双馈风力发电机组的最终作用量。

根据本申请的一个方面，提供的一种变流器，包括存储器、处理器及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的双馈风力发电机组次同步谐振的抑制程序，所述双馈风力发电机组次同步谐振的抑制程序被所述处理器执行时实现所述双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法的步骤。

本申请实施例提供的双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法及变流器，通过观测双馈风力发电机的定子电流和转子电流，得到的阻尼信号基础分量，较电网电压次同步分量更为显著，工程可靠性高；无需进行各个谐振频点精确识别，即可同时产生整个频段的阻尼效果，工程实现性强；对于存在次同步谐振风险的电网，将为其提供阻尼，保障电网安全稳定运行。

附图说明

图1为本申请实施例提供的双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法示意图；

图2为本申请实施例提供的次同步阻尼作用量的观测及生成示意图；

图3为本申请实施例提供的变流器的功率环和电流环控制示意图；

图4为图3对应的阻抗频谱示意图；

图5为本申请实施例提供的变流器的电压环和电流环控制示意图；

图6为图5对应的阻抗频谱示意图；

图7为本申请实施例提供的幅度相位变换示意图。

本申请目的的实现、功能特点及优点将结合实施例，参照附图做进一步说明。

具体实施方式

为了使本申请所要解决的技术问题、技术方案及有益效果更加清楚、明白，以下结合附图和实施例，对本申请进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本申请，并不用于限定本申请。

在描述本申请实施例之前，对双馈风电场串补输电系统的具体结构进行说明。双馈风电场串补输电系统可包括：DFIG风电场和与DFIG风电场相连的串补输电系统，其中，DFIG风电场中包含多台DFIG，这些DFIG经箱式变压器连接到同一风电场母线上。进一步地，DFIG风电场包括：感应电机、变流器和变流器控制系统，其中，变流器例如包括RSC和GSC，对应地，变流器控制系统例如包括RSC控制系统及GSC控制系统。串补输电系统由串补线路和无穷大电网构成。其中，串补线路用线路电阻、线路电感和串补电容表示。

图1是本申请实施例提供的次同步谐振抑制方法流程示意图该方法用于变流器；所述方法包括：

步骤S11、获取双馈风力发电机的定子电流i_{s_meas}和转子电流i′_{r_meas}；

步骤S12、根据所述定子电流i_{s_meas}和所述转子电流i′_{r_meas}，计算双馈风力发电机励磁电流中的次同步电流分量i_{m_ss}；

步骤S13、对所述励磁电流中的次同步电流分量i_{m_ss}进行幅度和相位变换，形成次同步阻尼作用量u_{c_ss}；

步骤S14、将所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}叠加至双馈风力发电机组的基本作用量上，形成双馈风力发电机组的最终作用量。

在一示例中，所述次同步电流分量i_{m_ss}通过以下公式确定：

i_{m_ss}＝i_{s_meas}-i′_{r_meas}-i_excit，

其中i_excit为双馈风力发电机励磁电流中的基波分量。

在一示例中，所述幅度和相位变换包括幅度变换环节和相位变换环节，其中所述幅度变换环节包括通过乘以系数K调整所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}的幅度，所述相位变换环节包括通过移相器调整所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}的相位。

在一示例中，所述方法还包括：

获取电网中的次同步电压分量u_{g_ss}；

将电网中的次同步电压分量u_{g_ss}及其对应的滑差s_ss相乘，将所获得的乘积叠加至所述双馈风力发电机组的最终作用量。

在一示例中，所述方法还包括：

所述幅度和相位变换包括对所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}的模值进行限幅。

在一示例中，通过以下公式对所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}的模值进行限幅：

其中u_{ss_lmt}为所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}模值的限幅目标，u_max为变流器的最大输出电压模值，u_basic为基本作用量的模值。

本申请进一步还提供一种变流器，包括存储器、处理器及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的双馈风力发电机组次同步谐振的抑制程序，所述双馈风力发电机组次同步谐振的抑制程序被所述处理器执行时实现所述双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法的步骤。

以下结合具体地的控制方式进行说明：

实施例1

通过观测定子电流、转子电流，由RSC发出次同步谐振阻尼分量。

图3所示的基本环路(图中方框所示部分)，为功率环、电流环控制方式。在电流环输出的作用量上叠加了次同步阻尼作用量，形成最终作用量。

其中，P_ref、Q_ref分别为有功功率、无功功率指令，P_meas、Q_meas分别为有功功率测量值、无功功率测量值，i′_{rd_ref}、i′_{rq_ref}为转子电流环指令，i′_{rd_meas}、i′_{rq_meas}为转子电流测量值，u_{cd_ss}、u_{cq_ss}为dq轴上的次同步阻尼作用量，u′_rd、u′_rq为dq轴输出作用量。s为基波分量滑差。u_gd、u_gq为电网电压dq轴分量。

次同步作用量的观测及生成，如图2所示。其中，i_{sd_meas}、i_{sq_meas}为定子电流dq轴分量，i′_{rd_meas}、i′_{rq_meas}为转子电流dq轴分量，i_excit为基波励磁分量。

将转子电流折算到定子侧，则定子电流i_{sd_meas}、i_{sq_meas}与转子电流分量i′_{rd_meas}、i′_{rq_meas}的差为励磁电流分量。再将励磁电流分量中的基波分量i_excit去除，即得到次同步电流i_{md_ss}、i_{mq_ss}，如图2所示。

由于次同步作用量可能较大，通过以下公式

对所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}模值进行限幅：

其中u_{ss_lmt}为所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}模值限幅目标，u_max为变流器的最大输出电压模值，u_basic为基波环路输出作用量模值。

再作幅度相位变换，即可得到次同步阻尼作用量u_{cd_ss}、u_{cq_ss}。

在基本控制环路前馈通道上，除了叠加次同步阻尼作用量u_{cd_ss}、u_{cq_ss}，同时为了控制非阻尼分量，再叠加s_ss·u_{gd_ss}与s_ss·u_{gq_ss}，如图3所示，其中s_ss为次同步电压分量对应的滑差，u_{gd_ss}、u_{gq_ss}分别为次同步电压在dq轴上的分量。

通过扫描变流器阻抗频谱，如图4所示，对比开启(实线)与关闭(虚线)次同步谐振阻尼策略。可以看到开启次同步谐振阻尼策略后，变流器16-20Hz阻抗由负阻尼状态回到正阻尼状态。极大地改善了次同步稳定性。

实施例2

通过观测定子电流、转子电流，由GSC发出次同步谐振阻尼分量。

图5中电压环、电流环控制方式，在电流环输出的作用量上叠加了次同步阻尼作用量，形成最终作用量。U_{dc_ref}为直流母线电压环控制指令，U_{dc_meas}为直流母线电压测量值，i_{d_ref}、i_{q_ref}为电流环dq轴指令，i_{d_meas}、i_{q_meas}为GSC电流测量值，u_{d_basic}、u_{q_basic}为基本环路的电流环输出作用量，u_{cd_ss}、u_{cq_ss}为dq轴上次同步阻尼作用量，u_d、u_q为dq轴最终输出作用量。

次同步作用量的生成与实施例一相同，如图2所示。所生成的次同步作用量u_{cd_ss}、u_{cq_ss}，叠加在基本控制环的前馈通道上。

通过扫描变流器阻抗频谱，对比开启(实线)与关闭(虚线)次同步谐振阻尼策略，如图6所示。可以看到开启次同步谐振阻尼策略后，变流器16-20Hz阻抗由负阻尼状态回到正阻尼状态。

实施例3

图2所述生成次同步阻尼作用量u_{cd_ss}、u_{cq_ss}过程中的幅度相位变换模块，可采用图7所示的实施方法。

次同步电流i_{md_ss}、i_{mq_ss}，分别乘以幅度调整系数k₁和k₂，得到u_{d_ss_ampc}与u_{q_ss_ampc}。当k₁和k₂相等时，仅对次同步作用量进行幅度调整。而k₁和k₂采用非相等系数时，除了能够对次同步作用量幅度进行调整外，也能有相位调整效果。

幅值调整后，对u_{d_ss_ampc}与u_{q_ss_ampc}再进行移相操作，即可得到所需次同步阻尼分量。

以上参照附图说明了本申请的优选实施例，并非因此局限本申请的权利范围。本领域技术人员不脱离本申请的范围和实质内所作的任何修改、等同替换和改进，均应在本申请的权利范围之内。

Claims (6)

1.一种双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法，其特征在于，所述方法包括：

获取双馈风力发电机的定子电流i_{s_meas}和转子电流i′_{r_meas}；

根据所述定子电流i_{s_meas}和所述转子电流i′_{r_meas}，计算双馈风力发电机励磁电流中的次同步电流分量i_{m_ss}；

对所述励磁电流中的次同步电流分量i_{m_ss}进行幅度和相位变换，形成次同步阻尼作用量u_{c_ss}；

将所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}叠加至双馈风力发电机组的基本作用量上，形成双馈风力发电机组的最终作用量；

所述次同步电流分量i_{m_ss}通过以下公式确定：

i_{m_ss}＝i_{s_meas}-i′_{r_meas}-i_excit，

其中i_excit为双馈风力发电机励磁电流中的基波分量。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述幅度和相位变换包括幅度变换环节和相位变换环节，其中所述幅度变换环节包括通过乘以系数K调整所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}的幅度，所述相位变换环节包括通过移相器调整所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}的相位。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

获取电网中的次同步电压分量u_{g_ss}；

将电网中的次同步电压分量u_{g_ss}及其对应的滑差s_ss相乘，将所获得的乘积叠加至所述双馈风力发电机组的最终作用量。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

所述幅度和相位变换包括对所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}的模值进行限幅。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，通过以下公式对所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}的模值进行限幅：

其中u_{ss_lmt}为所述次同步阻尼作用量u_{c_ss}模值的限幅目标，u_max为变流器的最大输出电压模值，u_basic为基本作用量的模值。

6.一种用于双馈风力发电机组的变流器，包括处理器、存储器及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的双馈风力发电机组次同步谐振的抑制程序，所述双馈风力发电机组次同步谐振的抑制程序被所述处理器执行时实现如权利要求1至5中任一项所述的双馈风力发电机组次同步谐振的抑制方法的步骤。

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