CN114362150B - 一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别方法及装置。本发明通过建立变流器互联系统的等效阻抗模型获取变流器互联系统的总等效阻抗，根据变流器互联系统的总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析幅频特性曲线推得由扰动电压的频率变化引发次同步振荡的机理，基于这一机理分别对变流器互联系统的并网点施加不同频率的扰动电压，对各个频率的扰动电压引发的次同步振荡进行定量计算与分析，从而能够准确识别海上风电场网侧变流器放大次同步间谐波引发强迫次同步振荡的风险，保证电力系统稳定安全地运行。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统稳定分析技术领域，尤其涉及一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别方法及装置。
背景技术
近年来，海上风电场变流器（GSCs）的大规模集成显著改变了电力系统的动态特性，使得电力系统经常出现电能质量问题和宽频振荡事故。其中，风力发电引起的次同步振荡（SSOs）事故日益突出。而海上风电场主要采用直驱永磁同步发电机（DPMSG），直驱永磁同步发电机（DPMSG）产生的次同步间谐波不仅引发次同步振荡，还可能引发强迫次同步振荡，严重威胁电力系统运行的稳定性和安全性。
在现有技术中，主要通过现有阻抗法来识别负阻尼次同步振荡，并未有识别海上风电场网侧变流器（GSCs）与次同步间谐波相互作用引发强迫次同步振荡的风险的方法，且基于现有技术也并不清楚海上风电场网侧变流器（GSCs）放大次同步间谐波（SSIHs）引发强迫次同步振荡（FSSO）需要什么条件，难以准确识别强迫次同步振荡风险，无法保证电力系统稳定安全地运行。
发明内容
为了克服现有技术的缺陷，本发明提供一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别方法及装置，能够准确识别海上风电场网侧变流器放大次同步间谐波引发强迫次同步振荡的风险，保证电力系统稳定安全地运行。
为了解决上述技术问题，第一方面，本发明一实施例提供一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别方法，包括：
针对采用直驱永磁同步发电机的海上风电场，建立变流器互联系统的等效阻抗模型，以获取所述变流器互联系统的总等效阻抗；
根据所述总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析所述幅频特性曲线，将所述总等效阻抗的最小幅值对应的频率作为目标频率；
根据所述目标频率多次调整扰动电压的频率，并分别对所述变流器互联系统的并网点施加调整后的每一所述扰动电压，得到所述变流器互联系统在各个所述扰动电压作用下的响应电流；
基于所述等效阻抗模型，将每一所述扰动电压与所述并网点的三相基波电压叠加，将每一所述扰动电压对应的响应电流与所述并网点的三相基波电流叠加，得到三相电压和三相电流；
根据所述三相电压和所述三相电流，计算所述变流器互联系统有功功率的强迫次同步频率分量，以识别强迫次同步振荡风险。
进一步地，所述总等效阻抗为：
；
其中，为网侧变流器的次同步等效阻抗，/>为电网阻抗，/>为所述扰动电压的角频率。
进一步地，所述响应电流为：
；
其中，为所述扰动电压的幅值，/>为所述扰动电压的角频率，/>为所述总等效阻抗，/>为所述总等效阻抗的幅值，/>为所述总等效阻抗的阻抗角。
进一步地，所述三相电压和所述三相电流分别为：
a相电压为：
；
a相电流为：
；
b相电压为：
；
b相电流为：
；
c相电压为：
；
c相电流为：
；
其中，为基波电压的幅值，/>是基波电压的角频率，/>为基波电流的幅值，/>为基波电流的相位，/>为所述扰动电压的幅值，/>为所述扰动电压的角频率，/>为所述总等效阻抗，/>为所述总等效阻抗的幅值，/>为所述总等效阻抗的阻抗角。
进一步地，所述有功功率的强迫次同步频率分量为：
；
其中，为基波电压的幅值，/>是基波电压的角频率，/>为基波电流的幅值，/>为基波电流的相位，/>为所述扰动电压的幅值，/>为所述扰动电压的角频率，/>为所述总等效阻抗，/>为所述总等效阻抗的幅值，/>为所述总等效阻抗的阻抗角。
第二方面，本发明一实施例提供一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别装置，包括：
等效阻抗获取模块，用于针对采用直驱永磁同步发电机的海上风电场，建立变流器互联系统的等效阻抗模型，以获取所述变流器互联系统的总等效阻抗；
目标频率获取模块，用于根据所述总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析所述幅频特性曲线，将所述总等效阻抗的最小幅值对应的频率作为目标频率；
响应电流获取模块，用于根据所述目标频率多次调整扰动电压的频率，并分别对所述变流器互联系统的并网点施加调整后的每一所述扰动电压，得到所述变流器互联系统在各个所述扰动电压作用下的响应电流；
三相电气量获取模块，用于基于所述等效阻抗模型，将每一所述扰动电压与所述并网点的三相基波电压叠加，将每一所述扰动电压对应的响应电流与所述并网点的三相基波电流叠加，得到三相电压和三相电流；
风险识别模块，用于根据所述三相电压和所述三相电流，计算所述变流器互联系统有功功率的强迫次同步频率分量，以识别强迫次同步振荡风险。
进一步地，所述总等效阻抗为：
；
其中，为网侧变流器的次同步等效阻抗，/>为电网阻抗，/>为所述扰动电压的角频率。
进一步地，所述响应电流为：
；
其中，为所述扰动电压的幅值，/>为所述扰动电压的角频率，/>为所述总等效阻抗，/>为所述总等效阻抗的幅值，/>为所述总等效阻抗的阻抗角。
进一步地，所述三相电压和所述三相电流分别为：
a相电压为：
；
a相电流为：
；
b相电压为：
；
b相电流为：
；
c相电压为：
；
c相电流为：
；
其中，为基波电压的幅值，/>是基波电压的角频率，/>为基波电流的幅值，/>为基波电流的相位，/>为所述扰动电压的幅值，/>为所述扰动电压的角频率，/>为所述总等效阻抗，/>为所述总等效阻抗的幅值，/>为所述总等效阻抗的阻抗角。
进一步地，所述有功功率的强迫次同步频率分量为：
；
其中，为基波电压的幅值，/>是基波电压的角频率，/>为基波电流的幅值，/>为基波电流的相位，/>为所述扰动电压的幅值，/>为所述扰动电压的角频率，/>为所述总等效阻抗，/>为所述总等效阻抗的幅值，/>为所述总等效阻抗的阻抗角。
本发明的实施例，具有如下有益效果：
通过针对采用直驱永磁同步发电机的海上风电场，建立变流器互联系统的等效阻抗模型，以获取变流器互联系统的总等效阻抗，根据总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析幅频特性曲线，将总等效阻抗的最小幅值对应的频率作为目标频率，根据目标频率多次调整扰动电压的频率，并分别对变流器互联系统的并网点施加调整后的每一扰动电压，得到变流器互联系统在各个扰动电压作用下的响应电流，基于等效阻抗模型，将每一扰动电压与并网点的三相基波电压叠加，将每一扰动电压对应的响应电流与并网点的三相基波电流叠加，得到三相电压和三相电流，根据三相电压和三相电流，计算变流器互联系统有功功率的强迫次同步频率分量，以识别强迫次同步振荡风险。相比于现有技术，本发明的实施例通过建立变流器互联系统的等效阻抗模型获取变流器互联系统的总等效阻抗，根据变流器互联系统的总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析幅频特性曲线推得由扰动电压的频率变化引发次同步振荡的机理，基于这一机理分别对变流器互联系统的并网点施加不同频率的扰动电压，对各个频率的扰动电压引发的次同步振荡进行定量计算与分析，从而能够准确识别海上风电场网侧变流器放大次同步间谐波引发强迫次同步振荡的风险，保证电力系统稳定安全地运行。
附图说明
图1为本发明第一实施例中的一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别方法的流程示意图；
图2为本发明第一实施例中示例的等效阻抗模型的电路示意图；
图3为本发明第一实施例中示例的幅频特性曲线的曲线示意图；
图4为本发明第一实施例中示例的仿真结果的示意图；
图5为本发明第二实施例中的一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别装置的结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明中的附图，对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
需要说明的是，文中的步骤编号，仅为了方便具体实施例的解释，不作为限定步骤执行先后顺序的作用。本实施例提供的方法可以由相关的终端设备执行，且下文均以处理器作为执行主体为例进行说明。
如图1所示，第一实施例提供一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别方法，包括步骤S1~S5：
S1、针对采用直驱永磁同步发电机的海上风电场，建立变流器互联系统的等效阻抗模型，以获取变流器互联系统的总等效阻抗；
S2、根据总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析幅频特性曲线，将总等效阻抗的最小幅值对应的频率作为目标频率；
S3、根据目标频率多次调整扰动电压的频率，并分别对变流器互联系统的并网点施加调整后的每一扰动电压，得到变流器互联系统在各个扰动电压作用下的响应电流；
S4、基于等效阻抗模型，将每一扰动电压与并网点的三相基波电压叠加，将每一扰动电压对应的响应电流与并网点的三相基波电流叠加，得到三相电压和三相电流；
S5、根据三相电压和三相电流，计算变流器互联系统有功功率的强迫次同步频率分量，以识别强迫次同步振荡风险。
作为示例性地，在步骤S1中，针对采用直驱永磁同步发电机（DPMSG）的海上风电场，建立变流器互联系统的等效阻抗模型，并基于等效阻抗模型，获取变流器互联系统的总等效阻抗。
可以理解的是，变流器互联系统包括机侧变流器（MSC）、直流链路和网侧变流器（GSC），直驱永磁同步发电机产生的交流电先由机侧变流器整流为直流电，再通过直流链路，由网侧变流器转换为交流电输入电网，其等效阻抗模型的电路示意图如图2所示。
在步骤S2中，结合实际需要选定预设次同步频率范围，比如0~50Hz，根据总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析幅频特性曲线，可以确定总等效阻抗的最小幅值，将总等效阻抗的最小幅值对应的频率作为目标频率，以及根据总等效阻抗的幅值随频率的变化情况推得由扰动电压的频率变化引发次同步振荡的机理。
在步骤S3中，保持扰动电压的幅值为一固定值，根据目标频率多次调整扰动电压的频率，比如根据目标频率fmin将扰动电压的频率调整为（fmin-f）、fmin、（fmin+f），得到多个扰动电压，并分别对变流器互联系统的并网点施加调整后的每一扰动电压，得到变流器互联系统在各个扰动电压作用下的响应电流。
在步骤S4中，基于等效阻抗模型，将每一扰动电压分别与并网点的a、b、c三相基波电压叠加，将每一扰动电压对应的响应电流与并网点的a、b、c三相基波电流叠加，得到a、b、c三相电压和a、b、c三相电流。
在步骤S5中，对a、b、c三相电压和a、b、c三相电流进行派克变换（Park变换），得到dq坐标系下的电压和电流，进而计算变流器互联系统有功功率的强迫次同步频率分量，以根据强迫次同步频率分量识别强迫次同步振荡风险大小。
本实施例通过建立变流器互联系统的等效阻抗模型获取变流器互联系统的总等效阻抗，根据变流器互联系统的总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析幅频特性曲线推得由扰动电压的频率变化引发次同步振荡的机理，基于这一机理分别对变流器互联系统的并网点施加不同频率的扰动电压，对各个频率的扰动电压引发的次同步振荡进行定量计算与分析，从而能够准确识别海上风电场网侧变流器放大次同步间谐波引发强迫次同步振荡的风险，保证电力系统稳定安全地运行。
在优选的实施例当中，总等效阻抗为：
（1）；
其中，为网侧变流器的次同步等效阻抗，/>为电网阻抗，/>为所述扰动电压的角频率。
可以理解的是，变流器互联系统的总等效阻抗是网侧变流器的次同步等效阻抗/>和电网阻抗/>的总和。
根据总等效阻抗绘制幅频特性曲线，由于是次同步总等效阻抗，在绘制幅频特性曲线时，其频率范围设定在0-50Hz内。绘制的幅频特性曲线如图3所示，由图3可知，总等效阻抗的幅值的总体变化趋势是先减小后增大，总等效阻抗的幅值在目标频率fmin附近达到最小值，表明当扰动电压，相当于次同步间谐波的频率接近目标频率fmin时，总等效阻抗的幅值变小。由于变流器互联系统的总等效阻抗的非线性特性，在特定频率下，阻抗幅值达到最小值，即总等效阻抗的最小幅值|Ztot sub(jωs)|min对应目标频率fmin。
在优选的实施例当中，响应电流为：
（2）；
其中，为所述扰动电压的幅值，/>为所述扰动电压的角频率，/>为所述总等效阻抗，/>为所述总等效阻抗的幅值，/>为所述总等效阻抗的阻抗角。
作为示例性地，对变流器互联系统的并网点施加幅度为和频率为/>的扰动电压，如果变流器互联系统持续受到扰动电压/>的扰动，则其响应电流为：
（2）。
由于直驱永磁同步发电机产生的次同步间谐波的频率是随时间变化的，结合式（2）可知，在扰动电压的幅值固定的情况下，通过调节扰动电压的频率，即可获取变流器互联系统在各个频率的扰动电压作用下的响应电流。
当扰动电压的频率fs等于目标频率fmin时，总等效阻抗的幅值达到最小幅值，响应电流的幅值达到最大幅值。此时，总等效阻抗的最小幅值Ztot sub(jωs)|min对当前的扰动电压，相当于次同步间谐波的放大影响最为显著，即使最小幅值特别小，仍可能被很小的次同步阻抗放大，从而产生幅值很大的响应电流。
当扰动电压的频率fs不等于目标频率fmin时，响应电流的幅值相对减小，总等效阻抗对扰动电压，相当于次同步间谐波的放大作用受总等效阻抗的幅值|Ztot sub(jωs)|影响进行不同程度的减弱。
在优选的实施例当中，三相电压和三相电流分别为：
a相电压为：
（3）；
a相电流为：
（4）；
b相电压为：
（5）；
b相电流为：
（6）；
c相电压为：
（7）；
c相电流为：
（8）；
其中，为基波电压的幅值，/>是基波电压的角频率，/>为基波电流的幅值，/>为基波电流的相位，/>为所述扰动电压的幅值，/>为所述扰动电压的角频率，/>为所述总等效阻抗，/>为所述总等效阻抗的幅值，/>为所述总等效阻抗的阻抗角。
作为示例性地，根据总等效阻抗的幅频特性，来分析网侧变流器和次同步间谐波之间的相互作用，进一步揭示次同步间谐波引发次同步振荡的主要参数和规律。
电力系统的电压和电流中出现幅度较大的非基频分量，如次同步间谐波，非基频分量和基频分量之间随时间变化的能量交换导致功率振荡。当这种功率振荡发生在次同步频率范围内时，称为次同步振荡。
定量计算和分析由次同步间谐波引起的次同步振荡，基于等效阻抗模型，将扰动电压的幅值叠加到并网点的a相基波电压，将对应求得的响应电流/>叠加到并网点的a相基波电流上，此时电网连接点的a相电压/>和a相电流/>可表示为：
（3）；
（4）；
将扰动电压的幅值叠加到并网点的b相基波电压，将对应求得的响应电流/>叠加到并网点的b相基波电流上，此时电网连接点的b相电压/>和b相电流/>可表示为：
（5）；
（6）；
将扰动电压的幅值叠加到并网点的c相基波电压，将对应求得的响应电流/>叠加到并网点的c相基波电流上，此时电网连接点的c相电压/>和c相电流/>可表示为：
（7）；
（8）。
在优选的实施例当中，有功功率的强迫次同步频率分量为：
（9）；
其中，为基波电压的幅值，/>是基波电压的角频率，/>为基波电流的幅值，/>为基波电流的相位，/>为所述扰动电压的幅值，/>为所述扰动电压的角频率，/>为所述总等效阻抗，/>为所述总等效阻抗的幅值，/>为所述总等效阻抗的阻抗角。
作为示例性地，对三相电气量，即a、b、c三相电压和a、b、c三相电流进行派克变换（Park变换），得到dq坐标系下的电压和电流为：
（10）；
（11）；
则变流器互联系统的有功功率为：
（12）；
变流器互联系统的有功功率的强迫次同步频率分量为：
（9）；
式（9）是变流器互联系统在扰动电压作用下的有功功率的强迫次同步频率分量，从周期分量可以看出，频率为fs的扰动电压可以引起频率为（f0-fs）的次同步功率振荡。
而由于功率振荡的幅值与总等效阻抗的幅频特性密切相关，在扰动电压的幅值ΔUs恒定的条件下，总等效阻抗的幅值越小，对应于频率fs的次同步振荡的幅度越大。
变流器互联系统中的功率振荡会引起风机脱网，严重威胁电力系统的稳定，在扰动电压的幅值恒定的条件下，总等效阻抗的幅值越小，次同步振荡的幅度越大，其面临的强迫次同步振荡风险也越大。当扰动电压的频率fs等于目标频率fmin时，总等效阻抗的幅值最小，功率振荡的幅度最大，此时面临的强迫次同步振荡风险也最大，所以对于次同步间谐波引起的强迫次同步振荡风险，可从总等效阻抗对应的幅频特性曲线判别出，在0-50Hz范围内的功率振荡风险变化，与阻抗变化成反比。
搭建时域仿真，通过观察扰动电压的频率与功率和电流的振荡幅度之间的相互作用，验证控制参数对网侧变流器和次同步间谐波之间相互作用的影响，按照所述海上风电场强迫次同步振荡风险识别方法，识别由次同步间谐波放大引起的强迫次同步振荡风险。
为了验证所述海上风电场强迫次同步振荡风险识别方法，基于PSCAD构建变流器互联系统的电磁暂态仿真模型，仿真期间，施加的扰动电压的幅度设为特定值，扰动电压的频率可调整为目标频率fmin左右等差的多个频率值，观测并记录不同频率的扰动电压作用下的有功功率和a相电流的仿真结果，按照所述海上风电场强迫次同步振荡风险识别方法，识别和定量评估由次同步间谐波放大引起的强迫次同步振荡风险。
假设在仿真期间，施加的扰动电压的幅度设为0.01pu，扰动电压的频率调整为27Hz、29Hz、31Hz，模拟结果如图4所示。由图4可知，功率振荡的幅度在29 Hz时变得最大。
且当扰动电压的频率fs等于目标频率fmin时，变流器互联系统的总等效阻抗的幅值最小，响应电流的幅值最大。
对次同步振荡进行定量计算和分析可知，在对应的系统状态参数下，变流器互联系统的总等效阻抗的最小幅值对应的目标频率fmin约为29Hz，此时，在扰动电压的幅值固定的条件下，响应电流的幅值最大，次同步功率振荡的幅度也最大。对于频率大于29Hz和小于29Hz两种情况，次同步功率振荡的幅度都将减小，次同步功率振荡的具体幅值、频率可从仿真结果图中得出或者计算得到，即能够识别和定量评估海上风电直驱风电场的强迫次同步振荡风险，所以当变流器互联系统对应频率fmin=29Hz时，基于直驱永磁同步发电机的海上风电直驱风电场的强迫次同步振荡风险最大，而无论频率大于29Hz还是小于29Hz时，海上风电直驱风电场的强迫次同步振荡风险都将相应减小。
基于与第一实施例相同的发明构思，第二实施例提供如图5所示的一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别装置，包括：等效阻抗获取模块21，用于针对采用直驱永磁同步发电机的海上风电场，建立变流器互联系统的等效阻抗模型，以获取变流器互联系统的总等效阻抗；目标频率获取模块22，用于根据总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析幅频特性曲线，将总等效阻抗的最小幅值对应的频率作为目标频率；响应电流获取模块23，用于根据目标频率多次调整扰动电压的频率，并分别对变流器互联系统的并网点施加调整后的每一扰动电压，得到变流器互联系统在各个扰动电压作用下的响应电流；三相电气量获取模块24，用于基于等效阻抗模型，将每一扰动电压与并网点的三相基波电压叠加，将每一扰动电压对应的响应电流与并网点的三相基波电流叠加，得到三相电压和三相电流；风险识别模块25，用于根据三相电压和三相电流，计算变流器互联系统有功功率的强迫次同步频率分量，以识别强迫次同步振荡风险。
在优选的实施例当中，总等效阻抗为：
（13）；
其中，为网侧变流器的次同步等效阻抗，/>为电网阻抗，/>为扰动电压的角频率。
在优选的实施例当中，响应电流为：
（14）；
其中，为扰动电压的幅值，/>为扰动电压的角频率，/>为总等效阻抗，为总等效阻抗的幅值，/>为总等效阻抗的阻抗角。
在优选的实施例当中，三相电压和三相电流分别为：
a相电压为：
（15）；
a相电流为：
（16）；
b相电压为：
（17）；
b相电流为：
（18）；
c相电压为：
（19）；
c相电流为：
（20）；
其中，为基波电压的幅值，/>是基波电压的角频率，/>为基波电流的幅值，/>为基波电流的相位，/>为扰动电压的幅值，/>为扰动电压的角频率，/>为总等效阻抗，/>为总等效阻抗的幅值，/>为总等效阻抗的阻抗角。
在优选的实施例当中，有功功率的强迫次同步频率分量为：
（21）；
其中，为基波电压的幅值，/>是基波电压的角频率，/>为基波电流的幅值，/>为基波电流的相位，/>为扰动电压的幅值，/>为扰动电压的角频率，/>为总等效阻抗，/>为总等效阻抗的幅值，/>为总等效阻抗的阻抗角。
综上所述，实施本发明的实施例，具有如下有益效果：
通过针对采用直驱永磁同步发电机的海上风电场，建立变流器互联系统的等效阻抗模型，以获取变流器互联系统的总等效阻抗，根据总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析幅频特性曲线，将总等效阻抗的最小幅值对应的频率作为目标频率，根据目标频率多次调整扰动电压的频率，并分别对变流器互联系统的并网点施加调整后的每一扰动电压，得到变流器互联系统在各个扰动电压作用下的响应电流，基于等效阻抗模型，将每一扰动电压与并网点的三相基波电压叠加，将每一扰动电压对应的响应电流与并网点的三相基波电流叠加，得到三相电压和三相电流，根据三相电压和三相电流，计算变流器互联系统有功功率的强迫次同步频率分量，以识别强迫次同步振荡风险。本发明的实施例通过建立变流器互联系统的等效阻抗模型获取变流器互联系统的总等效阻抗，根据变流器互联系统的总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析幅频特性曲线推得由扰动电压的频率变化引发次同步振荡的机理，基于这一机理分别对变流器互联系统的并网点施加不同频率的扰动电压，对各个频率的扰动电压引发的次同步振荡进行定量计算与分析，从而能够准确识别海上风电场网侧变流器放大次同步间谐波引发强迫次同步振荡的风险，保证电力系统稳定安全地运行。
以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也视为本发明的保护范围。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例中的全部或部分流程，是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一计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各实施例的流程。其中，所述的存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体（Read-OnlyMemory，ROM）或随机存储记忆体（RandomAccessMemory，RAM）等。
Claims (2)
1.一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别方法，其特征在于，包括：
针对采用直驱永磁同步发电机的海上风电场，建立变流器互联系统的等效阻抗模型，以获取所述变流器互联系统的总等效阻抗；
根据所述总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析所述幅频特性曲线，将所述总等效阻抗的最小幅值对应的频率作为目标频率；
根据所述目标频率多次调整扰动电压的频率，并分别对所述变流器互联系统的并网点施加调整后的每一所述扰动电压，得到所述变流器互联系统在各个所述扰动电压作用下的响应电流；
基于所述等效阻抗模型，将每一所述扰动电压与所述并网点的三相基波电压叠加，将每一所述扰动电压对应的响应电流与所述并网点的三相基波电流叠加，得到三相电压和三相电流；
根据所述三相电压和所述三相电流，计算所述变流器互联系统有功功率的强迫次同步频率分量，以识别强迫次同步振荡风险；
所述总等效阻抗为：
；
其中，为网侧变流器的次同步等效阻抗，/>为电网阻抗，/>为所述扰动电压的角频率；
所述响应电流为：
；
其中，为所述扰动电压的幅值，/>为所述总等效阻抗，/>为所述总等效阻抗的幅值，/>为所述总等效阻抗的阻抗角；
所述三相电压和所述三相电流分别为：
a相电压为：
；
a相电流为：
；
b相电压为：
；
b相电流为：
；
c相电压为：
；
c相电流为：
；
其中，为基波电压的幅值，/>是基波电压的角频率，/>为基波电流的幅值，/>为基波电流的相位；
所述有功功率的强迫次同步频率分量为：
。
2.一种海上风电场强迫次同步振荡风险识别装置，其特征在于，包括：
等效阻抗获取模块，用于针对采用直驱永磁同步发电机的海上风电场，建立变流器互联系统的等效阻抗模型，以获取所述变流器互联系统的总等效阻抗；
目标频率获取模块，用于根据所述总等效阻抗绘制预设次同步频率范围内的幅频特性曲线，分析所述幅频特性曲线，将所述总等效阻抗的最小幅值对应的频率作为目标频率；
响应电流获取模块，用于根据所述目标频率多次调整扰动电压的频率，并分别对所述变流器互联系统的并网点施加调整后的每一所述扰动电压，得到所述变流器互联系统在各个所述扰动电压作用下的响应电流；
三相电气量获取模块，用于基于所述等效阻抗模型，将每一所述扰动电压与所述并网点的三相基波电压叠加，将每一所述扰动电压对应的响应电流与所述并网点的三相基波电流叠加，得到三相电压和三相电流；
风险识别模块，用于根据所述三相电压和所述三相电流，计算所述变流器互联系统有功功率的强迫次同步频率分量，以识别强迫次同步振荡风险；
所述总等效阻抗为：
；
其中，为网侧变流器的次同步等效阻抗，/>为电网阻抗，/>为所述扰动电压的角频率；
所述响应电流为：
；
其中，为所述扰动电压的幅值，/>为所述总等效阻抗，/>为所述总等效阻抗的幅值，/>为所述总等效阻抗的阻抗角；
所述三相电压和所述三相电流分别为：
a相电压为：
；
a相电流为：
；
b相电压为：
；
b相电流为：
；
c相电压为：
；
c相电流为：
；
其中，为基波电压的幅值，/>是基波电压的角频率，/>为基波电流的幅值，/>为基波电流的相位；
所述有功功率的强迫次同步频率分量为：
。
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