CN115632395A - 一种直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法 - Google Patents

一种直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法，属于新能源并网技术领域，包括：将建立的风电场模型、LCC‑HVDC系统模型和受端交流系统模型依次连接得到全系统状态空间模型，对其进行参与因子分析得到状态影响变量；分析在接入和不接入LCC‑HVDC系统模型时从状态影响变量中确定出对各个振荡模式下阻尼影响最大的状态变量；改变全系统状态空间模型的仿真参数对系统特征值进行分析，以获取系统稳定性对应影响因素；利用状态变量和影响因素进行振荡抑制。本发明对直流受端馈入站与近区风电场结构的安全稳定运行具有参考价值，降低其发生振荡甚至失稳的风险，提高系统的稳定性。

Description

一种直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法
技术领域
本发明属于新能源并网技术领域，更具体地，涉及一种直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法。
背景技术
随着风电技术日益成熟，内地风电项目逐渐增多，风电直接供给负荷成为了一种发展趋势。大规模风电经直流送往内陆负荷中心的同时，负荷中心本地也有数量可观的风电装机接入。因此，风电场位于LCC-HVDC受端换流站附近的场景变多。当风电场与LCC-HVDC电气距离较小时，机组作用系数λUIF＞0.1，且由于大量电力电子设备的存在，两系统之间交互作用强，存在振荡失稳风险。若系统中小干扰引发的振荡现象没有得到及时的抑制，由系统所引发的宽频振荡问题可能造成设备损坏、新能源脱网、系统停运，造成停电事故的发生，后果极其严重。为全面地分析风电场位于LCC-HVDC换流站附近的场景潜在的振荡风险，现有文献大多采用特征值分析法、阻抗分析法、时域分析法，三类方法进行建模仿真分析。
阻抗建模的过程将研究对象视为“黑箱”以研究其外特性，然而实际工程中难以仅根据外特性对系统振荡风险进行分析，且阻抗法无法研究子系统之间的相互作用；时域分析法可通过求解反映电力系统动态特性的微分代数方程组，得到系统中各变量随时间变化的响应曲线，从而分析系统的稳定特性，然而难以直接给出系统的振荡模式、阻尼特性、产生机理、影响因素等关键信息。特征值分析法由于可以给出系统全部振荡模式信息，且具有参与因子分析、灵敏度分析等功能而具有巨大优势。利用特征值分析法，可以选择适合的参数以增强系统小干扰稳定性，进而优化控制器参数设计。
然而，目前缺乏对于风电场位于LCC-HVDC逆变侧换流站的结构的振荡特性的研究，风电场与LCC-HVDC是否存在耦合相互作用并未达成共识，其耦合机理也值得进一步研究。因此，一种针对直流受端馈入站与近区风电场系统的状态空间建模与特征值分析方法亟待研究，此方法对于该结构的安全稳定运行具有参考价值，能够降低其发生振荡甚至失稳的风险，提高系统的稳定性。
发明内容
针对现有技术的以上缺陷或改进需求，本发明提供了一种直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法，其目的在于将D-PMSG系统、LCC-HVDC系统、受端交流系统的模块化建模构建基于系统状态空间模型；采用参与因子分析法找出各个模态的振荡贡献最大的状态变量，通过改变仿真参数探究系统稳定性的影响因素，最终利用状态变量和影响因素进行系统振荡抑制，由此解决现有直流受端馈入站与近区风电场系统稳定性差的技术问题。
为实现上述目的，按照本发明的一个方面，提供了一种直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法，包括：
S1：将建立的风电场模型、LCC-HVDC系统模型和受端交流系统模型依次连接，得到全系统状态空间模型；
S2：计算所述全系统状态空间模型的系统特征值并进行参与因子分析得到状态影响变量；分析在接入和不接入所述LCC-HVDC系统模型分别对应的系统特征值，从而从所述状态影响变量中确定出对各个振荡模式下阻尼影响最大的多个状态变量；
S3：通过改变所述全系统状态空间模型的系统额定容量、受端交流系统短路比和风电场并网线路长度对应的仿真参数对所述系统特征值进行分析，以获取系统稳定性对应影响因素；
S4：利用所述状态变量和所述影响因素进行振荡抑制，以使所述直流受端馈入站与近区风电场系统安全稳定运行。
在其中一个实施例中，所述风电场模型采用D-PMSG单机等值模型，包括轴系模型、同步发电机模型、直流电容模型、机侧和网侧换流器模型、锁相环模型和输电线路模型。
在其中一个实施例中，所述LCC-HVDC系统模型包括：整流侧与逆变侧控制模型、锁相环模型和输电线路模型。
在其中一个实施例中，所述受端交流系统模型包括：送端与受端等效交流模型、送端与受端交流滤波器模型。
在其中一个实施例中，所述S1包括：
将所述风电场模型、所述LCC-HVDC系统模型和所述受端交流系统模型的输入输出依次连接，将构成的多阶直流受端馈入站与近区风电场小信号模型作为所述全系统状态空间模型。
在其中一个实施例中，所述S2包括：
对所述全系统状态空间模型在稳态工作点进行线性化得到整体系统的线性化方程；将计算的所述线性化方程的特征值作为所述系统特征值；
分析在接入和不接入所述LCC-HVDC系统模型分别对应的系统特征值，以从所述状态影响变量中确定出对各个振荡模式下阻尼影响最大的多个所述状态变量。
在其中一个实施例中，所述S3包括：
通过改变所述D-PMSG风电场模型与所述LCC-HVDC系统模型的额定输送容量大小，从而调整所述全系统状态空间模型的系统额定容量；
通过改变所述受端交流系统模型的等效电抗从而改变受端交流系统短路比；
通过改变所述D-PMSG等值模型出口连接至受端母线的电抗大小，从而改变风电场并网线路长度；
分别分析改变前后对应的系统特征值，从而获取对应多个所述影响因素。
按照本发明的另一方面，提供了一种直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制装置，包括：
建立模块，用于将建立的风电场模型、LCC-HVDC系统模型和受端交流系统模型依次连接，得到全系统状态空间模型；
分析模块，用于计算所述全系统状态空间模型的系统特征值并进行参与因子分析得到状态影响变量；分析在接入和不接入所述LCC-HVDC系统模型分别对应的系统特征值，从而从所述状态影响变量中确定出对各个振荡模式下阻尼影响最大的多个状态变量；
获取模块，用于通过改变所述全系统状态空间模型的系统额定容量、受端交流系统短路比和风电场并网线路长度对应的仿真参数对所述系统特征值进行分析，以获取系统稳定性对应影响因素；
控制模块，用于利用所述状态变量和所述影响因素进行振荡抑制，以使所述直流受端馈入站与近区风电场系统安全稳定运行。
按照本发明的另一方面，提供了一种电子设备，包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述方法的步骤。
按照本发明的另一方面，提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述方法的步骤。
总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案与现有技术相比，能够取得下列有益效果：
(1)本发明采用D-PMSG系统、LCC-HVDC系统、受端交流系统的模块化建模方法，构建直流受端馈入站与近区风电场系统状态空间模型。对所建立的数学模型在稳态工作点进行线性化，忽略状态变量的高阶项，得到整体系统的线性化方程，由此计算得到系统的特征值。进一步地，本发明采用参与因子分析法找出对各个模态的振荡贡献最大的状态变量，由此可以判断是否存在D-PMSG系统和LCC-HVDC系统共同参与的主导模态，即是否存在两子系统的耦合现象。通过改变仿真参数，从系统额定容量、受端交流系统短路比、风电场并网线路长度等方面探究系统稳定性的影响因素。对直流受端馈入站与近区风电场结构的安全稳定运行具有参考价值，降低其发生振荡甚至失稳的风险，提高系统的稳定性；最终利用状态变量和影响因素进行系统振荡抑制，以使所述直流受端馈入站与近区风电场系统安全稳定运行。
(2)本发明提供的直流受端馈入站与近区风电场系统状态空间模型补充了现有关于风电场位于直流受端换流站附近振荡分析的缺乏，为今后该拓扑结构的小干扰研究提供了一种有力的手段。
(3)本发明通过改变仿真参数，从系统额定容量、受端交流系统短路比、风电场并网线路长度等方面探究系统稳定性的影响因素。对直流受端馈入站与近区风电场结构的安全稳定运行具有参考价值，降低其发生振荡甚至失稳的风险，提高系统的稳定性。
附图说明
图1为本发明提供的一种针对直流受端馈入站与近区风电场系统的状态空间建模与特征值分析方法流程图；
图2为直流受端馈入站与近区风电场系统拓扑结构图；
图3为直流受端馈入站与近区风电场系统小信号分块化建模示意图；
图4为直流受端馈入站与近区风电场系统主导模式的参与因子分析结果；
图5为受端短路比对系统稳定性的影响示意图；
图6a和图6b为不同输送功率组合对主导模式稳定性的影响，其中，图6a为特征根实部随输出功率配置的变化仿真结果示意图，图6b为振荡频率随输出功率配置的变化仿真结果示意图；
图7a和图7b为不同受端短路比下风电并网线路长度对主导模式稳定性的影响仿真结果示意图，其中，图7a为特征根实部随并网线路长度的变化，图7b为振荡频率随输并网线路长度的变化；
图8a和图8b为不同风电场容量下并网线路长度对主导模式稳定性的影响，其中，图8a为特征根实部随并网线路长度的变化，图8b为振荡频率随输并网线路长度的变化。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明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发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。
参阅图1和图2，本发明提供了一种直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法，包括：
S1：分别建立D-PMSG系统模型、LCC-HVDC系统模型、受端交流系统模型，将各个子模块连接形成全系统状态空间模型；
S2：基于所建立的模型计算系统特征值并进行参与因子分析得到LCC相关的状态变量，通过对比接入与不接入LCC-HVDC的情况主导模式，探究LCC-HVDC系统对于各个振荡模式阻尼的影响；
S3：通过改变仿真参数，从系统额定容量、受端交流系统短路比、风电场并网线路长度等方面探究系统稳定性的影响因素；
S4：利用所述状态变量和所述影响因素进行振荡抑制，以使所述直流受端馈入站与近区风电场系统安全稳定运行。
具体地，S1包括以下几个步骤：
(1)风电场采用D-PMSG单机等值模型，包括：轴系模型、同步发电机模型、直流电容模型、机侧和网侧换流器模型、锁相环模型、输电线路模型，其表达式如下：
Figure BDA0003912914640000071
其中，Tw是气动转矩，Usd是直轴电压分量，Usq是交轴电压分量，Pe是输出电磁功率，Pin是输入机械功率，np是极对数，Ucdc是直流电压，Rs为定子电阻；ρ是空气密度，R是风轮半径，Vw是风速，Cp是能量利用率，θ是桨距角，ωw是风轮机转速。γ是叶尖速比；isd、isq分别为定子绕组的d轴、q轴电流分量，ωa为同步转速，Lsd、Laq分别为直轴、交轴电感，ψf为定子磁链；ωw是机械转速，即风轮机涡轮转速，J为风轮机惯量；Tm和Te分别为机械转矩和电磁转矩。
(2)LCC-HVDC系统包括：整流侧与逆变侧控制模型、锁相环模型、输电线路模型，其表达式如下：
Figure BDA0003912914640000072
其中，UdR、UdI分别为整流站和逆变站的直流端口电压，Idc为线路直流电流；Utr、Uti分别为整流站和逆变站的交流母线电压，Icr、Ici分别为整流站和逆变站的交流母线电流；α、β分别为整流侧和逆变侧的触发角和超前触发角；Rdc、Ldc分别为直流线路电阻、电感；XCR、XCI分别为整流侧逆变侧的换相电抗；nR、nI分别为整流侧逆变侧变压器变比。
(3)受端交流系统包括：送端与受端等效交流模型、送端与受端交流滤波器模型。其表达式如下所示：
Figure BDA0003912914640000081
其中，isd、isq为受端交流系统等效戴维南支路电流，vsd、vsq为受端交流系统等效电源电压，icd、icq为换流站交流侧电流，vpccd、vpccq为公共耦合点电压，Ls、Rs为受端交流系统等效戴维南支路上电感、电阻，Cr1、Cr2、Cr3、Cr4分别为交流滤波器及无功补偿装置电容，Lr1、Lr2、分别为无功补偿装置电感，Rr1、Rr2、Rr3分别为无功补偿装置电阻。
(4)采用MATLAB/Simulink中将每一个元件的动态方程用状态空间子模块实现，其统一表达式为：
Figure BDA0003912914640000082
式中Xi为模块i状态变量，Ui为模块i输入变量；Yi为模块i的输出变量；Ai、Bi、Ci、Di分别为模块i的状态矩阵、输入矩阵、输出矩阵、直接传递矩阵。
(5)通过将各个模块的输入、输出信号相互连接得到全系统小信号模型。图3为直流受端馈入站与近区风电场系统小信号分块化建模示意图；图4为直流受端馈入站与近区风电场系统主导模式的参与因子分析结果；图5为受端短路比对系统稳定性的影响示意图。举例来说，模型可以包括52个状态变量，即X＝[Xω，XG，Xm，Xcdc，Xg，Xpll，XC，X1，XR，XDC，XI，Xpllr，Xplli，Xsr，XACFr，Xsi，XACFi]，共6个输入变量，即U＝[ωwref，isdrer，Qgqref，Ucdcref，Idcref，Udcref]T。
具体地，S2包括以下几个步骤：
对建立的模型进行特征值分析，筛选出对系统振荡特性影响较大的主导模式，并对其依次进行参与因子分析，对这八种模式命名：GSC1模式、GSC2模式、混合模式、直驱锁相环模式、直流模式、直流电容模式、整流锁相环模式、逆变锁相环模式。其中，直流电容模式、整流锁相环模式、逆变锁相环模式为低频振荡模式；GSC1模式、GSC2模式、混合模式、直驱锁相环模式、直流模式为次同步振荡模式。所有模式极点都位于复平面左半平面，系统稳定。直流电容模式实部最接近虚轴，是对系统稳定性影响最大的模式。由参与因子分析可知，GSC1模式、混合模式、直驱锁相环模式、直流模式为D-PMSG、LCC-HVDC、受端交流系统共同参与的振荡模式；直流电容模式、整流锁相环模式、逆变锁相环模式为D-PMSG、LCC-HVDC共同参与的振荡模式；GSC2模式为直驱风电场内部振荡模式。因此，存在D-PMSG、LCC-HVDC共同参与的模式。其中，直流电容模式是对系统稳定性影响最大的模式。
为探究接入LCC-HVDC是否对系统阻尼特性有影响，分别对存在LCC-HVDC与不存在LCC-HVDC的情况进行特征值分析。接入LCC-HVDC的系统考虑动态特性，不接入LCC-HVDC的系统忽略动态特性，保持潮流条件一致，用恒定电流源代替LCC-HVDC。分别对两种系统进行模式分析。通过筛选，找到不接入LCC-HVDC的系统的四种值得关注的主导模式，并与考虑LCC-HVDC动态特性的特征值分析进行对比。得出LCC-HVDC的加入会削弱系统的阻尼，从而加剧振荡的结论。
具体地，S3包括以下几个步骤：
对于大规模风电并网系统，随着并网点交流电网强度减弱，系统稳定性降低。对于本发明所研究的直流受端馈入站与近区风电场系统，LCC-HVDC与直驱风电场同时馈入受端交流系统模型，可看作是多直流馈入结构。本发明仅用通常的单馈入短路比来量化受端交流系统模型强弱。
在LCC-HVDC传输功率与直驱风电场发出功率之比为1000：300时，仿真得到受端交流系统模型短路比改变时，特征值分析结果如图5所示。由仿真结果可以看出，随着受端交流系统模型强度变弱，主导模态：直流模式、直流电容模式均向右半平面移动，系统阻尼减弱，稳定性变差。当SCR＝1.8时，系统在受到小干扰时会失稳，存在4Hz左右振荡。
对两子系统不同额定功率进行组合，分别配置LCC-HVDC与风电场额定功率为200MW至1000MW，步长为100MW，依次仿真计算特征值。通过仿真发现两子系统额定功率改变对直流电容模式影响较明显，且该模式为系统主导模式。如图6a和图6b所示为不同输送功率组合对直流电容模式稳定性的影响。当风电场额定容量Pg与LCC-HVDC额定容量Plcc均为1000MW时，该模式的极点实部最大，约为-0.5，低频振荡失稳风险最高。当两者的额定功率降低时，系统总体呈现更加稳定的趋势。同时发现，在全部仿真条件下，输出功率配置改变对该模式振荡频率影响不大。
分别在固定风电场额定容量Pg与LCC-HVDC额定容量P1cc均为1000MW时，改变另一子系统的额定容量。随着其中一子系统额定功率的增大，主导极点在复平面上向右移动，稳定性下降。同时，固定Pg时的特征值实部与频率变化程度要大于固定P1cc的情况，因此，LCC-HVDC的额定容量会更大程度影响系统的稳定性。此外注意到，当固定P1cc为200MW时，随着Pg的增加，特征值实部减小，系统趋于更稳定。说明在LCC-HVDC额定传输功率较低的情况下，适当增加风电场的额定功率有益于系统稳定。
改变受端交流系统模型等效阻抗与风电场并网线路长度，探究不同受端短路比下风电并网线路长度对主导模式稳定性的影响。保持Pg＝300MW，Plcc＝1000MW。分别设置风电场并网线路阻抗L1为0.01p.u.至0.07p.u.，步长为0.01p.u.；设置受端电网短路比为1.75至2.15，步长为0.1。并将以上条件进行组合，仿真计算特征值。仿真条件改变时，受到较大影响的模态是直流模式。如图7a所示，当受端短路比确定时，风电场并网线路长度对该模式稳定性影响不大。当受端短路比在1.83左右时，各风电并网线路长度条件下的特征值实部约为0，此时随着受端短路比进一步下降，特征值实部为正，系统失稳。如图7b所示，在不同风电场并网线路长度条件下，随着受端电网短路比由1.75至2.15的变化，模态振荡频率先增大后减小。
当固定SCR＝1.75与SCR＝2.15时，观察直流模式随风电并网线路长度的变化。SCR＝1.75时特征值实部随线路长度变化程度远大于SCR＝2.15的情况，且随着输电线路长度增大，特征值实部增大，系统不稳定性提高。SCR＝2.15的条件下，振荡频率随输电线路长度增大而升高；而对于SCR＝1.75的情况，振荡频率随输电线路长度增大而略微下降。
在受端短路比为2.5，LCC-HVDC额定容量为1000MW的情况下，分别设置风电场额定容量为50MW至500MW，步长为50MW，风电场并网线路阻抗L1为0.01p.u.至0.07p.u.，步长为0.01p.u.，并将以上仿真条件进行组合。仿真计算系统特征值。
通过仿真结果得到以上条件发生改变时，受到影响最大的是直流电容模式。由图8a和图8b可知，当风电场额定容量Pg为500MW，且并网线路阻抗L1为0.07p.u.时，该模式特征值实部最大，失稳风险最高。当确定一风电场容量时，并网线路长度对于该模式特征值的影响不大，稳定性的改变有限。对比风电场额定容量分别为50MW、500MW时，直流电容模式随风电场并网线路长度的变化情况。注意到，Pg＝50MW时该模式阻尼随线路增长而增大，Pg＝500MW时该模式阻尼随线路增长而减小。
本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法，其特征在于，包括：
S1：将建立的风电场模型、LCC-HVDC系统模型和受端交流系统模型依次连接，得到全系统状态空间模型；
S2：计算所述全系统状态空间模型的系统特征值并进行参与因子分析得到状态影响变量；分析在接入和不接入所述LCC-HVDC系统模型分别对应的系统特征值，从而从所述状态影响变量中确定出对各个振荡模式下阻尼影响最大的多个状态变量；
S3：通过改变所述全系统状态空间模型的系统额定容量、受端交流系统短路比和风电场并网线路长度对应的仿真参数对所述系统特征值进行分析，以获取系统稳定性对应影响因素；
S4：利用所述状态变量和所述影响因素进行振荡抑制，以使所述直流受端馈入站与近区风电场系统安全稳定运行。
2.如权利要求1所述的直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法，其特征在于，所述风电场模型采用D-PMSG单机等值模型，包括轴系模型、同步发电机模型、直流电容模型、机侧和网侧换流器模型、锁相环模型和输电线路模型。
3.如权利要求2所述的直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法，其特征在于，所述LCC-HVDC系统模型包括：整流侧与逆变侧控制模型、锁相环模型和输电线路模型。
4.如权利要求3所述的直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法，其特征在于，所述受端交流系统模型包括：送端与受端等效交流模型、送端与受端交流滤波器模型。
5.如权利要求4所述的直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法，其特征在于，所述S1包括：
将所述风电场模型、所述LCC-HVDC系统模型和所述受端交流系统模型的输入输出依次连接，将构成的多阶直流受端馈入站与近区风电场小信号模型作为所述全系统状态空间模型。
6.如权利要求1所述的直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法，其特征在于，所述S2包括：
对所述全系统状态空间模型在稳态工作点进行线性化得到整体系统的线性化方程；将计算的所述线性化方程的特征值作为所述系统特征值；
分析在接入和不接入所述LCC-HVDC系统模型分别对应的系统特征值，以从所述状态影响变量中确定出对各个振荡模式下阻尼影响最大的多个所述状态变量。
7.如权利要求1-6任一项所述的直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制方法，其特征在于，所述S3包括：
通过改变所述D-PMSG风电场模型与所述LCC-HVDC系统模型的额定输送容量大小，从而调整所述全系统状态空间模型的系统额定容量；
通过改变所述受端交流系统模型的等效电抗从而改变受端交流系统短路比；
通过改变所述D-PMSG等值模型出口连接至受端母线的电抗大小，从而改变风电场并网线路长度；
分别分析改变前后对应的系统特征值，从而获取对应多个所述影响因素。
8.一种直流受端馈入站与近区风电场系统的振荡抑制装置，其特征在于，包括：
建立模块，用于将建立的风电场模型、LCC-HVDC系统模型和受端交流系统模型依次连接，得到全系统状态空间模型；
分析模块，用于计算所述全系统状态空间模型的系统特征值并进行参与因子分析得到状态影响变量；分析在接入和不接入所述LCC-HVDC系统模型分别对应的系统特征值，从而从所述状态影响变量中确定出对各个振荡模式下阻尼影响最大的多个状态变量；
获取模块，用于通过改变所述全系统状态空间模型的系统额定容量、受端交流系统短路比和风电场并网线路长度对应的仿真参数对所述系统特征值进行分析，以获取系统稳定性对应影响因素；
控制模块，用于利用所述状态变量和所述影响因素进行振荡抑制，以使所述直流受端馈入站与近区风电场系统安全稳定运行。
9.一种电子设备，包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至7中任一项所述的方法的步骤。
10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至7中任一项所述的方法的步骤。
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