CN114243762A - 一种风机并网的分析与控制方法 - Google Patents

一种风机并网的分析与控制方法 Download PDF

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CN114243762A CN202111416591.7A CN202111416591A CN114243762A CN 114243762 A CN114243762 A CN 114243762A CN 202111416591 A CN202111416591 A CN 202111416591A CN 114243762 A CN114243762 A CN 114243762A
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Abstract

本申请实施例提出了一种风机并网的分析与控制方法，包括建立永磁同步发电机经弱交流系统并网的等效结构模型；选取型滤波器对等效结构模型中的并网电流进行滤波处理；提取滤波处理后等效结构模型中的多单元模型进行逐个计算，得到对应等效结构模型的小信号模型表达式；在预设平衡点处对小信号模型表达式进行线性优化。通过进行相位补偿和比例增益环节产生阻尼信号，从而增强系统的次同步模式阻尼。另外，采用粒子群算法对控制参数和反馈作用位置进行了优化分析，给出了提升抑制效果的最优参数。最后在PSCAD仿真平台上验证了上述研究结论的正确性和所提控制策略的有效性。

Description

一种风机并网的分析与控制方法
技术领域
本申请涉及风机控制领域，尤其涉及一种风机并网的分析与控制方法。
背景技术
风力发电作为发展最快的新能源发电技术，在世界上许多国家得到了大规模的开发和应用。从2015年起，新疆哈密风电场频繁发生SSO，直驱风机经交流系统并网的新型次同步振荡问题值得进一步研究。
针对直驱风机通过弱交流系统并网的SSO问题，试图通过阻抗法揭示系统振荡的原理，但在稳定性分析中往往需要采用广义Nyquist稳定性判据，其阻抗矩阵计算复杂，难以验证。通过小信号分析表明，当直驱风机通过弱交流系统并网时，系统存在SSO风险，但没有考虑锁相环动态特性对次同步振荡的影响。从开环模态共振的角度揭示了直驱风机并网可能引起电力系统的振荡不稳定，并指出这种不稳定是由锁相环引起的。为抑制直驱风机经交流并网的SSO，分别设计了响应的阻尼控制器进行抑制。
目前，对直驱风机并网引起的次同步振荡问题的研究才刚刚起步，各种分析方法各有优缺点，尚未找到导致系统稳定性问题的本质因素。现有的风电场SSO抑制措施大多针对双馈风电机组，对直驱风机SSO问题的抑制迫切需要进一步的研究。
发明内容
本申请实施例提出了一种风机并网的分析与控制方法，在dq同步旋转坐标系中，推导了包含锁相环的PMSG小信号模型，并验证了小信号模型的准确性。
具体的，本申请实施例提出的方法包括：
建立永磁同步发电机经弱交流系统并网的等效结构模型；
选取L型滤波器对等效结构模型中的并网电流进行滤波处理；
提取滤波处理后等效结构模型中的多单元模型进行逐个计算，得到对应等效结构模型的小信号模型表达式；
在预设平衡点处对小信号模型表达式进行线性优化。
可选的，所述建立同步发电机经弱交流系统并网的等效结构模型，包括：
建立同步发电机通过弱交流系统并网的模型；
将模型中永磁同步发电机与电网之间进行去耦处理；
将永磁同步发电机的换流器等效为受控源的表现形式。
可选的，所述选取L型滤波器对等效结构模型中的并网电流进行滤波处理，包括：
建立同步旋转坐标系；
构建L型滤波器对等效结构模型中的并网电流进行滤波处理的动态方程表达式。
可选的，所述提取滤波处理后等效结构模型中的多单元模型进行逐个计算，得到对应等效结构模型的小信号模型表达式，包括：
选取等效结构模型中网测换流器结构进行功率计算；
获取换流器直流支撑电容环节模型表达式；
选取等效结构模型中锁相环结构，获取锁相环的角速度偏差表达式；
根据已得到的表达式构建同步旋转坐标系下线路数学模型表达式。
可选的，所述选取等效结构模型中网测换流器结构进行功率计算，包括：
建立同步旋转坐标系；
构建同步旋转坐标系下的网侧换流器数学模型表达式；
基于已构建的表达式确定网侧换流器相关代数方程。
可选的，所述获取换流器直流支撑电容环节模型表达式，包括：
基于功率平衡方程确定机侧换流器交流端有功功率；
结合网侧换流器交流段有功功率确定换流器直流支撑电容环节模型表达式。
可选的，所述选取等效结构模型中锁相环结构，获取锁相环的角速度偏差表达式，包括：
建立锁相环动态方程表达式；
设t＝0时同步旋转坐标系的x轴领先静止坐标系的a轴角度为α0，则在任一时刻t，得到x轴领先a轴的角度表达式；
定义d轴领先x轴的角度为δ，联系前述表达式对δ进行微分计算，得到锁相环角速度偏差表达式。
可选的，所述根据已得到的表达式构建同步旋转坐标系下线路数学模型表达式，包括：
确定永磁同步发电机和无穷大系统之间的电压方程；
构建同步旋转坐标系下的输电线路数学模型；
联立前述方程得到同步旋转坐标系下线路数学模型。
可选的，所述在预设平衡点处对小信号模型表达式进行线性优化，包括：
联立前述表达式构建目标函数表达式；
在某一运行平衡点对目标函数表达式进行线性化得到
Figure BDA0003375923260000031
式中，矩阵A和B可以由下式计算
Figure BDA0003375923260000041
式中：x0、y0、u0为运行平衡点处的初始值。
有益效果：
在dq同步旋转坐标系中，推导了包含锁相环的PMSG小信号模型，并验证了小信号模型的准确性。利用特征值分析法和时域仿真法，研究了PMSG经交流系统并网的SSO问题产生机理，并分析了交流电网强度对SSO的影响。
附图说明
为了更清楚地说明本申请的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请实施例提出的一种风机并网的分析与控制方法的流程示意图；
图2为本申请实施例提出的PMSG并网系统的结构示意图；
图3为本申请实施例提出的电网侧换流器控制框图；
图4为本申请实施例提出的典型的锁相环结构图；
图5为本申请实施例提出的PMSG电网侧换流器电路示意图；
图6为本申请实施例提出的dq-xy坐标系空间关系示意图；
图7为本申请实施例提出的系统状态变量动态特性曲线对比示意图；
图8为本申请实施例提出的系统代数变量动态特性曲线对比示意图；
图9为本申请实施例提出的SSO仿真实现示意图；
图9(a)为永磁同步发电机出力示意图；
图9(b)为永磁同步发电机的动态特性(输出功率、A相电流、直流电压)示意图；
图9(c)为稳态放大值(输出功率、A相电流、直流电压)示意图；
图9(d)为有功输出功率的FFT分析示意图；
图10为本申请实施例提出的次同步振荡模式的参与因子示意图；
图11为本申请实施例提出的SCR变化对SSO的影响示意图；
图11(a)为SCR变化时系统特征根轨迹示意图；
图11(b)为SCR变化时系统送出有功功率示意图；
图11(c)为SCR变化时系统送出有功功率的FFT分析示意图；
图12为本申请实施例提出的附加阻尼控制原理图；
图13为本申请实施例提出的阻尼控制器结构示意图；
图14为本申请实施例提出的阻尼比粒子群优化过程图；
图15为本申请实施例提出的反馈位置变化时系统送出有功功率示意图。
具体实施方式
为使本申请的结构和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请的结构作进一步地描述。
本申请实施例提出了一种风机并网的分析与控制方法，如图1所示，所述方法包括：
11、建立同步发电机经弱交流系统并网的等效结构模型；
12、选取L型滤波器对等效结构模型中的并网电流进行滤波处理；
13、提取滤波处理后等效结构模型中的多单元模型进行逐个计算，得到对应等效结构模型的小信号模型表达式；
14、在预设平衡点处对小信号模型表达式进行线性优化。
在实施中，为抑制直驱风机经交流并网引起的新型次同步振荡，本文采用特征值法分析了直驱风电场并网系统，分析表明直驱风电场与系统弱连接情况下会发生次同步振荡，且振荡模态中直流电压和网侧有功电流参与因子突出。根据特征值分析结果设计了一种直驱风机次同步振荡的宽频带附加阻尼控制，该附加阻尼控制以直流电压作为反馈输入信号引入网侧变流器控制的有功内环中，输入信号经过隔直环节、低通滤波器、相位补偿和比例增益环节产生阻尼信号，从而增强系统的次同步模式阻尼。另外，采用粒子群算法对控制参数和反馈作用位置进行了优化分析，给出了提升抑制效果的最优参数。最后在PSCAD仿真平台上验证了上述研究结论的正确性和所提控制策略的有效性。
具体的，所述建立同步发电机经弱交流系统并网的等效结构模型，包括：
建立同步发电机通过弱交流系统并网的模型；
将模型中永磁同步发电机与电网之间进行去耦处理；
将永磁同步发电机的换流器等效为受控源的表现形式。
本申请以直驱风力发电并网系统为研究对象，建立同步发电机通过弱交流系统并网的模型，如图2-5所示。其中所做的等效处理，具体如下：
一是发电机和电网之间去耦，因此将直驱风机的风力机、同步发电机、机侧变流器简化为恒功率负荷。
二是为避免开关器件所产生的高次谐波对PMSG电气阻尼计算结果的影响，因此将PMSG换流器采用受控源予以等效。
三是对风机聚合等值从而建立风电场仿真模型。
所述选取L型滤波器对等效结构模型中的并网电流进行滤波处理，包括：
网侧滤波器在dq同步旋转坐标系下的动态方程为：
Figure BDA0003375923260000071
Figure BDA0003375923260000072
式中：ωb为角速度基值；ωg为锁相环测得的网侧角速度；Lg为网侧进线电抗器电感；igd、igq为网侧输入电流d、q轴分量；vgd、vgq为网侧换流器交流侧电压d、q轴分量；ugd、ugq为PCC点电压d、q轴分量。
所述提取滤波处理后等效结构模型中的多单元模型进行逐个计算，得到对应等效结构模型的小信号模型表达式，包括：
选取等效结构模型中网测换流器结构进行功率计算；
获取换流器直流支撑电容环节模型表达式；
选取等效结构模型中锁相环结构，获取锁相环的角速度偏差表达式；
根据已得到的表达式构建同步旋转坐标系下线路数学模型表达式。
所述选取等效结构模型中网测换流器结构进行功率计算，包括：
同步旋转坐标系下的网侧换流器数学模型为：
Figure BDA0003375923260000073
Figure BDA0003375923260000074
Figure BDA0003375923260000075
Figure BDA0003375923260000081
式中：xUdc、xigd、xQg、xigq为中间状态变量；KpU、KpQ，KiU、KiQ为外环PI调节器比例系数和积分系数。
网侧换流器相关代数方程为：
Figure BDA0003375923260000082
Figure BDA0003375923260000083
式中：Kpd、Kpq，Kid、Kiq为内环PI调节器比例系数和积分系数。
所述获取换流器直流支撑电容环节模型表达式，包括：
根据功率平衡方程可知：
Ps＝Pg+Pdc (9)；
式中：Ps为机侧换流器交流端有功功率；Pg为网侧换流器交流端有功功率；Pdc为直流支撑电容器有功功率。
其中网侧换流器交流端有功功率计算式为：
Pg＝vgd×igd+vgq×igq (10)；
根据式(9)和(10)可得换流器直流支撑电容环节模型为：
Figure BDA0003375923260000084
式中：Cdc为直流支撑电容器的电容。
所述选取等效结构模型中锁相环结构，获取锁相环的角速度偏差表达式，包括：
锁相环动态方程为：
Figure BDA0003375923260000091
Figure BDA0003375923260000092
式中：xPLL为锁相环状态变量；θPLL为锁相环输出相角；ω0为PCC点电压实际角速度(理想情况下ω0＝1)；Δω为锁相环角速度偏差(理想情况下Δω＝0)。
其中，θPLL为d轴领先a轴的电角度，即使在稳态，θPLL也是一个以同步速为角频率的变量。因此采用d轴相对于xy同步旋转坐标系的实轴x的角位移δ来代替θPLL作为状态变量，后者在稳态运行时是常量。
为不失一般性，设t＝0时同步旋转坐标系的x轴领先静止坐标系的a轴角度为α0，则在任一时刻t，由图6可知x轴领先a轴的角度为：
α＝ω0t+α0 (14)；
现定义d轴领先x轴的角度为δ，则由图5可知：
θPLL＝δ+α (15)；
基于以上推导，式(13)可写成：
Figure BDA0003375923260000093
锁相环角速度偏差为：
Δω＝KpPLLuq+KiPLLxPLL (17)；
式中：KpPLL、KpPLL为锁相环PI调节器的比例系数和积分系数。
所述根据已得到的表达式构建同步旋转坐标系下线路数学模型表达式，包括：
得PMSG和无穷大系统之间的电压方程为：
Figure BDA0003375923260000101
式中：iL＝-ig；Ug为PCC点电压幅值；Ut为无穷大系统电压幅值(理想情况下Ut＝1)；iL为输电线路电流；R为输电线路的电阻；L为输电线路的电感。
由式(18)可得同步旋转坐标系下的输电线路数学模型为：
Figure BDA0003375923260000102
Figure BDA0003375923260000103
式中：iLd、iLq为输电线路电流d、q轴分量；utd、utq为无穷大系统电压d、q轴分量。
根据式(1)、式(2)和式(19)、式(20)可得同步旋转坐标系下线路数学模型为：
Figure BDA0003375923260000104
Figure BDA0003375923260000105
式中：utd＝cosδ；utq＝-sinδ。
所述在预设平衡点处对小信号模型表达式进行线性优化，包括：
式(1)～(22)可以写成如式(23)一般形式
Figure BDA0003375923260000111
式中：x、y、u分别为状态变量，代数变量和输入变量；f和g分别为微分方程向量和代数方程组。
Figure BDA0003375923260000112
Figure BDA0003375923260000113
Figure BDA0003375923260000114
在某一运行平衡点对(23)式进行线性化可以得到
Figure BDA0003375923260000115
式中，矩阵A和B可以由式(25)计算
Figure BDA0003375923260000116
式中：x0、y0、u0为运行平衡点处的初始值。
矩阵A和B的计算可由MATLAB实现，系统稳定性可以通过计算矩阵A的特征值来分析。
为验证所建立的小信号分析模型的准确性，对PMSG并网发电系统施加一个小扰动，即让风机出力从0.2变化到0.15，在MATLAB中使用solve函数求解小信号模型的稳态响应，利用ode函数求解各状态变量和中间变量的动态响应，并将计算结果与PSCAD仿真结果进行比较，状态变量及中间变量的对比如图7、图8所示。
由图7、图8可得，所建立的系统小信号分析数学模型，系统状态变量和中间变量的计算值与PSCAD时域仿真模型对应变量的稳态响应与动态过程精确一致，验证了所建立的系统小信号分析模型的准确性。
本申请仿真模拟了PMSG经弱交流系统并网的次同步振荡，并分析了次同步振荡的幅值和频率。采用所建立的包含锁相环动态的PMSG并网系统的小信号模型，开展了特征值分析和参与因子分析。
在交流电网极弱，风速较低的情况下，PMSG经弱交流系统并网会发生次同步振荡。这里给出一种仿真条件，即100台风机并网运行，系统SCR＝1.94，在9-10s时间段，将系统出力从8％降低到3％(模拟风速连续降低，从5.5m/s连续降低到4m/s)，总仿真时间为20s。
图9(a)给出了直驱风机的有功出力情况，可见从9s到10s系统有功出力从8％连续降低到3％。图9(b)给出了直驱风电场的输出有功功率、A相电流及直流侧电压的动态曲线，其局部放大见图9(c)。可见，系统出力减小后，风电场的输出有功功率、A相电流和直流侧电压均振荡发散，且当控制进入限幅区后，三者出现持续的等幅振荡。此时，电流波形畸变严重，有功功率中包含幅值很大的次同步频率分量，即发生了SSO问题。
对输出有功功率、A相电流和直流侧电压在10～12s之间的动态曲线做FFT分析，频谱分析结果如图9(d)所示。可见：
1)A相电流中包含有与次同步(17.77Hz)和超同步分量(82.23Hz)，且两者幅值相当；
2)有功功率及直流侧电压中含有频率与电流次(超)同步分量互补的32.23Hz分量，且在有功功率中幅值较大，在直流侧电压中幅值较小。
为找到引发弱阻尼的因素，根据建立的PMSG并网系统小信号模型，开展特征值和参与因子分析。可得系统的特征值、振荡模式的频率和阻尼比如表1所示。
表1 同步发电机并网系统模式特性
(A)特征值与模态分析
模式 特征值 模态分析
λ<sub>1</sub> -329.89365 电网侧
λ<sub>2,3</sub> 0.46117±202.87416i 直流、电网侧
λ<sub>4</sub> -44.73863 直流、电网侧
λ<sub>5,6</sub> -23.23220±14.91653i 电网侧、锁相环
λ<sub>7</sub> -29.40278 直流、电网侧
λ<sub>8</sub> -2.07826 电网侧
λ<sub>9</sub> -13.15705 电网侧
(B)振荡频率和阻尼比
模式 频率 阻尼比
λ<sub>2,3</sub> 32.28843 -0.00227
λ<sub>5,6</sub> 2.37404 0.84148
由表1可知，该系统有7个负实部的特征根，1对正实部的特征根，说明系统不稳定。其中，该系统有2种振荡模式分别为λ2,3、λ5,6。λ2,3是直流和网侧振荡模式，振荡频率为32.29Hz，阻尼比为-0.0023，该模式振荡发散，为本系统的主导振荡模式，这便是风电系统发生次同步振荡的原因。λ5,6是与锁相环和网侧状态变量相关的振荡模式，这组模式的振荡频率为2.37Hz，阻尼比为0.841，阻尼比较大，与直流、网侧振荡模式相比，这组振荡模式阻尼能力比较大，能很好地衰减振荡。
可见，在次同步频率范围内，存在一对实部为正数的特征根(SSO模式)，即0.46±2π×32.29j。特征值计算结果与时域仿真一致，两者相互验证。次同步振荡模式的参与因子如图10所示。
参与因子分析表明SSO模式主要与网侧换流器有功环节控制参数、交流电网强弱以及PMSG直流环节有关。
为了验证交流系统强弱对SSO的影响，本申请采用特征值分析法来分析接入交流电网强弱对风电并网系统该SSO模式的影响，包括阻尼和频率的影响，并提出了相应的改进措施。
交流系统强弱一般采用短路比(SCR)来表示，SCR越小则系统越弱。当系统SCR改变时，系统特征根轨迹如图11(a)所示。根据特征值分析，随着SCR的减小(从5.85改变为1.94)，即系统强度变弱，系统特征根实部增大，特征根虚部增大。当SCR为1.94时，特征根的实部由负变为正，系统由稳定变为不稳定。系统SCR变化时系统发送有功功率的PSCAD仿真结果如图11(b)所示。系统强度变弱，风速降低后系统会发生SSO，SCR值越小，振荡幅度越大，振荡发散越快。系统发送的有功功率的FFT分析如图11(c)所示。可以看出，随着系统强度变弱，系统的SSO频率降低。
可见随着系统强度的减弱，系统发生次同步振荡的风险增加，次同步振荡的严重性增加，次同步振荡频率减小，所以PMSG经弱系统时容易发生不稳定的次同步振荡，且系统越弱振荡风险越高，振荡严重性更强。时域仿真分析结果和特征值分析结果一致。
本申请提出了一种通过对永磁同步发电机网侧变流器附加阻尼控制来抑制直驱风电场SSO的方法。此外，利用改进的粒子群算法对控制参数和反馈位置进行了优化，并给出了改善抑制效果的优化参数建议。最后，通过时域仿真验证了该方法的有效性。
由前文分析可知，在风速较低的情况下，PMSG经弱交流系统并网时存在SSO风险。根据系统模态分析得到了次同步振荡模态的各状态变量参与因子大小，其中直流电压状态变量参与因子很高。因此，本章在风机网侧换流器控制环节引入反馈控制，当系统发生次同步振荡时，风机网侧换流器控制迅速产生一个直流电压的修正指令抑制直流电压波动，从而抑制系统次同步振荡。
由于直流电压是本地信号，提取方便，可行性高，因此可采集直流侧电压作为阻尼控制器输入信号。根据式(11)，直流电压的修正指令可以附加在vgd、vgq、igd、igq任何一者之上，故经过阻尼控制器后产生的阻尼信号可以注入电压前馈环节(位置1，4)或者内环(位置2，3)进行反馈控制，附加阻尼控制原理如图12所示。由于提取的是检测的直流电压中的次同步分量，次同步频率变为了工频的互补频率，即32.23Hz，以下所述次同步分量均指直流电压中的次同步分量。
本申请以阻尼比的正负和为判据，求出系统的小扰动动态稳定极限和稳定裕度。阻尼比小于0为负阻尼，系统不能稳定运行；阻尼比以0.04～0.05为宜，当阻尼比大于0.05时，系统的动态特性较好。
阻尼控制器应设计成仅在不稳定的条件下运行，并选择最大化作用在次同步频率范围内的系统阻尼。为了满足这些要求，阻尼控制器可以设计为带通滤波器、高通滤波器或混合滤波器，它可以产生零直流增益，并有助于增加中心频率附近的系统阻尼。通过使用VSC的附加阻尼控制，可以获得新的系统阻尼分布。考虑以下几点：
1)由图9可得，直流电压中次同步互补分量较小；
2)直驱永磁风机变流器产生的谐波较大；
3)风电场的次同步振荡频率具有时变特性，且涉及的频率范围较宽。
阻尼控制器首先采用隔直环节(高通滤波器)加低通滤波器提取信号中的次同步分量，以保证提取的分量具有良好的针对性和动态性。其次考虑到风机控制环节本身的幅频特性和相频特性，以及避免附加阻尼控制影响到风机的正常有功和无功的输出，对提取的次同步分量需要进行相位补偿和幅值补偿以及增加限幅环节，以保证获得最佳的补偿效果。最后将补偿后的阻尼控制信号作为反馈加入网侧变流器控制当中，以最大化优化直驱风机并网系统的次同步频率阻尼。
阻尼控制器的结构如图13所示。输入信号经过隔直环节、低通滤波器、移相器、比例增益以及限幅环节产生阻尼信号Uss。
粒子群算法(PSO)的思想来源于对鸟类捕食行为的研究。本申请用来确定阻尼控制器的最佳相移角和振幅增益。将运动角和比例增益分别设置为质点位置的坐标值x和y，并将适应度函数定义为模态阻尼比。阻尼比越小，振荡衰减越慢，对系统最为危险。
对于PSO算法的参数，本实验给出了学习因子c1＝c2＝2，惯性权重w＝0.8，种群数N＝20，范围极限xlimit＝[-90 90；0 10]；限速vlimit＝[-30 30；-2 2]。经计算，系统的最优解为x＝-81.2539°,y＝0.194505。系统阻尼比的粒子群优化如图14所示，表明系统优化逐渐趋于稳定值。
在阻尼抑制器动作前后，系统最危险的振荡模态频率和阻尼比如表2所示。可以看出，阻尼控制器动作后，系统最坏的阻尼比由-0.00227变为0.72194，远大于0.05，大大消除了系统振荡和发散的风险。模态的振荡频率也发生了变化，从32.28843Hz到37.038Hz。可以看出，阻尼控制器改变了系统的模态。
表2 振荡频率和阻尼比
模式 频率 阻尼比
抑制前 32.28843 -0.00227
抑制后 37.03800 0.72194
为了分析阻尼控制器不同反馈位置对系统阻尼的影响，在得到的最优阻尼控制器参数下，比较了反馈位置为1、2、3、4时系统的输出功率，仿真结果如图15所示。
可以看出，反馈位置为1、2、3、4的阻尼控制器能有效抑制风电场的SSO，反馈位置为1时的抑制效果优于反馈位置为2、3、4时的抑制效果。
本申请实施例围绕PMSG经弱交流系统并网的SSO问题，研究其振荡机理和特性，并提出了相应的抑制方法。在dq同步旋转坐标系中，推导了包含锁相环的PMSG小信号模型，并验证了小信号模型的准确性。利用特征值分析法和时域仿真法，研究了PMSG经交流系统并网的SSO问题产生机理，并分析了交流电网强度对SSO的影响。提出了一种基于PMSGs并网附加阻尼控制的SSO抑制方法，并基于粒子群优化对阻尼控制器进行优化。
以上所述仅为本申请的实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种风机并网的分析与控制方法，其特征在于，所述方法包括：
建立永磁同步发电机经弱交流系统并网的等效结构模型；
选取L型滤波器对等效结构模型中的并网电流进行滤波处理；
提取滤波处理后等效结构模型中的多单元模型进行逐个计算，得到对应等效结构模型的小信号模型表达式；
在预设平衡点处对小信号模型表达式进行线性优化。
2.根据权利要求1所述的一种风机并网的分析与控制方法，其特征在于，所述建立同步发电机经弱交流系统并网的等效结构模型，包括：
建立同步发电机通过弱交流系统并网的模型；
将模型中永磁同步发电机与电网之间进行去耦处理；
将永磁同步发电机的换流器等效为受控源的表现形式。
3.根据权利要求1所述的一种风机并网的分析与控制方法，其特征在于，所述选取L型滤波器对等效结构模型中的并网电流进行滤波处理，包括：
建立同步旋转坐标系；
构建L型滤波器对等效结构模型中的并网电流进行滤波处理的动态方程表达式。
4.根据权利要求1所述的一种风机并网的分析与控制方法，其特征在于，所述提取滤波处理后等效结构模型中的多单元模型进行逐个计算，得到对应等效结构模型的小信号模型表达式，包括：
选取等效结构模型中网测换流器结构进行功率计算；
获取换流器直流支撑电容环节模型表达式；
选取等效结构模型中锁相环结构，获取锁相环的角速度偏差表达式；
根据已得到的表达式构建同步旋转坐标系下线路数学模型表达式。
5.根据权利要求4所述的一种风机并网的分析与控制方法，其特征在于，所述选取等效结构模型中网测换流器结构进行功率计算，包括：
建立同步旋转坐标系；
构建同步旋转坐标系下的网侧换流器数学模型表达式；
基于已构建的表达式确定网侧换流器相关代数方程。
6.根据权利要求4所述的一种风机并网的分析与控制方法，其特征在于，所述获取换流器直流支撑电容环节模型表达式，包括：
基于功率平衡方程确定机侧换流器交流端有功功率；
结合网侧换流器交流段有功功率确定换流器直流支撑电容环节模型表达式。
7.根据权利要求4所述的一种风机并网的分析与控制方法，其特征在于，所述选取等效结构模型中锁相环结构，获取锁相环的角速度偏差表达式，包括：
建立锁相环动态方程表达式；
设t＝0时同步旋转坐标系的x轴领先静止坐标系的a轴角度为α0，则在任一时刻t，得到x轴领先a轴的角度表达式；
定义d轴领先x轴的角度为δ，联系前述表达式对δ进行微分计算，得到锁相环角速度偏差表达式。
8.根据权利要求4所述的一种风机并网的分析与控制方法，其特征在于，所述根据已得到的表达式构建同步旋转坐标系下线路数学模型表达式，包括：
确定永磁同步发电机和无穷大系统之间的电压方程；
构建同步旋转坐标系下的输电线路数学模型；
联立前述方程得到同步旋转坐标系下线路数学模型。
9.根据权利要求1至8任一项所述的一种风机并网的分析与控制方法，其特征在于，所述在预设平衡点处对小信号模型表达式进行线性优化，包括：
联立前述表达式构建目标函数表达式；
在某一运行平衡点对目标函数表达式进行线性化得到
Figure FDA0003375923250000031
式中，矩阵A和B可以由下式计算
Figure FDA0003375923250000032
式中：x0、y0、u0为运行平衡点处的初始值。
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