CN116054187A - 一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：步骤1：基于直驱风电场与柔性直流输电并网系统相互作用引发的新型次同步振荡在PSCAD/EMTDC中建立直驱风电场经柔直接入交流电网的等值系统模型；步骤2：根据PSCAD/EMTDC中的等值系统模型对风电场经柔性直流输电并网系统进行小信号动态建模，并获取次同步振荡机理；步骤3：基于风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡机理获取风电场运行条件及系统控制器参数对系统振荡特性的影响；步骤4：基于恒压恒频控制策略通过设计阻尼控制器以提升系统阻尼，进而抑制次同步振荡。与现有技术相比，本发明具有抑制风电经柔直并网产生的次同步振荡现象等优点。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统稳定运行振荡抑制领域，尤其是涉及一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法。
背景技术
“碳中和”理念的提出使得新能源接入电网成为趋势，与此同时也对电网稳定性产生了更多的影响，例如新能源经柔性直流输电并网引起的次同步振荡问题。本发明以目前广泛采用的直驱风电场为研究对象，重点分析了风电场经VSC-HVDC(柔性直流输电系统)并网系统次同步振荡机理。
随着新能源以及直流输电的不断接入，传统交流输电系统已经扩展成为一个多元化、柔性化、电力电子化的新型能源网，对传统交流电网的稳定性问题研究显然已不能满足需求，比如：低频振荡、次同步振荡等机电动态过程稳定性问题研究。
发明内容
本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法。
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：
一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，该方法包括以下步骤：
步骤1：基于直驱风电场与柔性直流输电并网系统相互作用引发的新型次同步振荡在PSCAD/EMTDC中建立风电场经柔性直流输电并网系统的等值系统模型；
步骤2：根据PSCAD/EMTDC中的等值系统模型对风电场经柔性直流输电并网系统进行小信号动态建模；
步骤3：基于风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡机理获取风电场运行条件及系统控制器参数对系统振荡特性的影响；
步骤4：基于恒压恒频控制策略通过设计阻尼控制器以提升系统阻尼，进而抑制次同步振荡。
所述的步骤2中，所述的风电场经柔性直流输电并网系统的结构具体为：
风电场经柔性直流输电并网系统包括直驱风电场、换流变压器、滤波电路、电压源型换流器、直流线路和交流电网；
所述的直驱风电场采用单机等值模型，并通过直驱风机模拟实际的风电场；
所述的电压源型换流器包括换流器VSC1和换流器VSC2，所述的换流器VSC1和换流器VSC2分别为风场侧换流器和网侧换流器；
所述的滤波电路为由Lf、L'f和Cf构成的LCL滤波电路。
所述的网侧换流器采用定直流电压控制和并网无功控制策略，以维持系统直流侧电压稳定以及功率平衡；
所述的风场侧换流器采用恒压恒频控制为新能源机组提供稳定的交流电压和频率，恒压恒频控制参考电压在线路设计时直接给定，控制系统参考频率及角频率由给定频率为50Hz的虚拟锁相环提供。
所述的步骤2中，对风电场经柔性直流输电并网系统进行小信号动态建模的过程具体为：
步骤201：对直驱风电场系统进行动态建模，得到直驱风电场系统模型；
步骤202：对柔性直流输电系统进行动态建模，得到柔性直流输电系统模型；
步骤203：处理直驱风电场系统和柔性直流输电系统之间的接口，获取锁相环模型；
步骤204：对风电场经柔性直流输电并网系统进行动态建模，获取风电场经柔性直流输电并网系统的动态模型；
步骤205：得到网侧换流器的控制策略，进而得到风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡机理。
所述的步骤201中，直驱风电场的系统模型包括机械部分的动态模型与电气部分的动态模型，机械部分的动态模型包括轴系和风力机，采用两质块模型模拟轴系的暂态行为，电气部分的动态模型包括永磁同步发电机和换流器；
机械部分的动态模型的建立过程具体为：
根据风力机的机械输出功率特性和最大功率电跟踪曲线得到风力机输出的机械转矩，机械转矩的计算公式为：
其中，Tm,opt为风力机最大机械转矩；Pm,opt为风力机的最大机械输出功率，ρ为空气密度，A为风力机叶片迎风扫掠面积，R为风力机叶片半径，vw为空气进入风力机扫掠面以前的风速，ωw为风力机转速，Cp,max为最大风能利用系数，λopt为最优叶尖速比，kopt为机械转矩系数；
轴系采用双质量块模型，双质量块模型具体为：
其中，p为微分算子，TJ1和TJ2分别为风力机和发电机转子的惯性时间常数，ω1和ω2分别为风力机和发电机转子的电气转速，且ω1＝npωw，ω2＝npωg，ωw和ωg分别为风力机和发电机转子的机械转速，np为PMSG的极对数，ωb为基准电气转速，取ωb＝ωN，ωN为风力机的额定电气转速，K12为轴系的刚度系数，D11和D22分别为风力机与发电机的自阻尼系，D12为风力机与发电机之间的互阻尼系数，δ1和δ2分别为风力机与发电机转子相对于额定电气转速下同步旋转参考轴的电气角位移。
5.根据权利要求3所述的一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述的步骤202中，柔性直流输电系统模型具体为：
其中，ωsb为网侧换流器交流侧的基准电网角频率，ωs1b为静止d-q坐标1下的基准电网角频率，ωs2b为旋转d-q坐标2下的基准电网角频率，is1,d为静止d-q坐标1下的有功电流，is2,d为旋转d-q坐标2下的有功电流，is1,q为静止d-q坐标1下的无功电流，is2,q为旋转d-q坐标2下的无功电流，ωs为网侧换流器交流侧的电网角频率，ωs1为静止d-q坐标1下的网侧换流器交流侧的电网角频率，ωs2为旋转d-q坐标2下的网侧换流器交流侧的电网角频率，us,d和us,q分别为网侧换流器的交流侧电压d轴的有功电压和q轴的无功电压，us1,d和us1,q分别为静止d-q坐标1下的网侧换流器的交流侧电压，us2,d和us2,q分别为旋转d-q坐标2下的网侧换流器的交流侧电压，udc为直流侧电容电压，udc1为静止d-q坐标1下的直流电容电压，udc2为旋转d-q坐标2下的直流电容电压，udc1,d和udc1,q分别为坐标1的d轴电压分量和q轴电压分量，udc2,d和udc2,q分别为坐标2的d轴电压分量和q轴电压分量，idc为对应直流电流。L1为送端换流器逆变侧等效电感，R1为送端换流器逆变侧等效电阻，L2为受端换流器逆变侧等效电感，R2为受端换流器逆变侧等效电阻，Ldc为直流线路电感，Rdc为直流线路电阻，C为直流电容容值。
所述的步骤203中，在直驱式永磁同步风力发电系统的网侧换流器模型中，以节点电压us为基准设定d-q旋转坐标系，在柔性直流输电系统的送端换流器模型中，则以节点电压us1为基准设定d-q旋转坐标系，建立风电场经柔性直流输电并网系统的动态模型时考虑直驱式永磁同步风力发电系统与柔性直流输电系统之间的接口，假设有两个正序旋转坐标系，分别为d1-q1坐标系与d2-q2坐标系，d1轴与d2轴之间的夹角为θ，两个坐标系之间的变换公式分别为：
其中，T为变换矩阵，即直驱式永磁同步风力发电系统与柔性直流输电系统之间的接口矩阵，fd1为基准坐标d轴的频率分量，fd2表示波动坐标d轴的频率分量，fq1为基准坐标q轴的频率分量，fq2表示波动坐标q轴的频率分量；
通过接口矩阵将基于d1-q1坐标系的柔性直流输电系统模型中的物理量变换到d2-q2坐标系，进一步得到接口的动态方程，即交流输电线路的动态方程，表达式为：
其中，R1和L1分别为交流线路的等值电阻和电抗，us,d为等效d轴电压分量，us1,d'为基准d轴电压分量，us1,q为等效q轴电压分量，us1,q'为基准q轴电压分量，is,d和is,q分别为网侧换流器的d轴的有功电流和q轴的无功电流，us,d和us,q分别为网侧换流器的交流侧电压d轴的有功电压和q轴的无功电压。
所述的步骤204中，获取风电场经柔性直流输电并网系统的全系统线性化模型，即等值小信号动态模型，全系统线性化模型以包含直驱风电场模型与柔性直流输电系统模型内对应的状态变量进行构建，全系统线性化模型的状态变量X与代数变量Y分别为：
Y＝[ΔT1,ΔT2,Δud,Δuc,d,Δuc,q,Δus,d,Δus,q,Δus1,d,Δuc1,d,Δuc1,q,Δuc2,d,Δuc2,q]T
其中，X为全系统总体状态变量，Y为对应的代数变量，XPMSG为直驱风电场的主体变量，XPMSG-Ctrl为直驱风电场控制环节对应变量，XHVDC代表柔性直流输电系统的主体变量，XHVDC-Ctrl为柔直系统控制环节对应变量，Δ为对应变量的小信号分量，δ1和δ2分别为风力机与发电机转子相对于额定电气转速下同步旋转参考轴的电气角位移，ω1和ω2分别为风力机和发电机转子的电气转速，ud和uq分别为发电机端电压的d轴和q轴分量，id和iq分别为发电机的d轴和q轴电流，w1、w2和w3为直驱风场机侧换流器控制参数，x1、x2和x3为直驱风场网侧换流器控制参数，y1、y2、y3和y4是为直流输电系统送端换流器控制参数，z1、z2、z3和z4为直流输电系统受端换流器控制参数；
根据建立的全系统线性化模型，对其在稳态运行点上进行线性化分解，得到线性化分解后的动态方程为：
其中，A1、B1和C1均为状态方程的系数矩阵；
进一步消去代数变量Y，得到风电场经柔性直流输电并网系统的状态矩阵为：
A＝A1+B1C1
其中，A为全系统线性化模型对应的系数矩阵。
所述的步骤3中，基于风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡机理获取风电场运行条件及系统控制器参数对系统振荡特性的影响的过程具体为：
基于次同步振荡机理获取风电场运行条件及系统控制器参数对系统振荡特性的影响采用Nyquist稳定判据、频率特性判据和频域阻抗稳定判据判断系统的稳定性，通过频率特性分析和频域阻抗分析得到风电机组与电网之间容性和感性产生的交互作用和系统阻尼不足为风电场经柔性直流输电并网系统产生次同步振荡的主要原因。
所述的步骤4中，抑制次同步振荡的过程具体为：
通过设计阻尼控制器对风电场经柔性直流输电并网系统产生的次同步振荡进行抑制，采用直流电压Udc作为阻尼控制器的调节变量，当风电场经柔性直流输电并网系统发生次同步振荡时，在网侧换流器的控制策略中加入阻尼控制器，控制信号会迅速对直流电压Udc中的扰动分量进行修正，产生补偿信号ΔUss以抑制其中的振荡分量，消除系统的负阻尼作用，进而来抑制风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡。
所述的阻尼控制器包括滤波环节、相位调节环节、限幅环节和增益环节，所述的滤波环节采用带通滤波器，以保证提取出来的次同步分量具有良好的动态特性，所述的相位调节环节采用移相器进行调节，所述的限幅环节用以对系统中的次同步振荡分量的幅值和相角加以补偿，进而避免加入阻尼控制器后影响到系统本身的频率特性；
所述的滤波环节包括高通滤波器设计和低通滤波器设计，滤波环节具体为一个带通滤波器，用以提取次同步分量，并过滤掉高频谐波，以保证次同步振荡频率范围内的频率特性完整，带通滤波器的传递函数为：
G＝G1*G2
其中，G为带通滤波器的传递函数，G1为高通滤波器的传递函数，G2为低通滤波器的传递函数；
所述的高通滤波器用以过滤直流分量，以保证直驱风电机组并网系统中次同步频率范围内的频率特性不变，高通滤波器的表达式为：
其中，T1为高通滤波器的时间常数；
所述的低通滤波器用以过滤系统产生的高频谐波，以减小对次同步振荡范围内的频率特性影响，低通滤波器的表达式为：
其中，T2为低通滤波器的时间常数；
所述的移相器用以在网侧控制器中加入阻尼控制器后系统的输出相位发生偏移时补偿相位偏差量，移相器的表达式为：
其中，G3为移相器的传递函数，Ta为延时环节的超前时间常数，Tb为延时环节的滞后时间常数，Ta和Tb的计算公式为：
其中，a为移相器的调节系数，θ为系统在振荡分量上的相位差，ωp为网侧有功功率的振荡频率；
所述的增益环节用以调整信号的幅值，当风电场经柔性直流输电并网系统产生次同步振荡时，产生不同次同步分量的幅值，通过调整增益环节的参数Kss获得不同的阻尼值以补偿不同的负阻尼，阻尼补偿量经过限幅环节后，将补偿信号ΔUss引入到网侧换流器的控制策略中，即对处于振荡中的系统从外部注入正的阻尼分量，通过加入的阻尼分量补偿风电场经柔性直流输电并网系统次同步振荡时的负阻尼，进而实现对次同步振荡的抑制作用，阻尼控制器的输出修正信号的表达式为：
其中，ΔUss为输出修正信号，Kss为增益环节的参数。
与现有技术相比，本发明具有以如下有益效果：
1、本发明针对系统阻尼不足所引起的并网系统次同步振荡问题，设计阻尼控制器对系统产生的次同步振荡进行抑制和消除，当并网系统发生次同步振荡时，在网侧换流器的控制策略中加入阻尼控制器，相当于给振荡中的系统提供正阻尼补偿，由此来抑制系统次同步振荡的发生，根据对系统次同步振荡影响最大的参数电压外环比例增益，在相应位置给网侧控制策略中加入阻尼控制环节，对系统负阻尼进行补偿，以此抑制系统次同步振荡；
2、本发明针对直驱风电场经VSC-HVDC并网系统分别建立了直驱风电场与直流输电系统的动态模型，并进一步推导得到两模型之间接口动态方程，进而得到直驱风电场经VSC-HVDC并网外送的完整动态模型，通过特征值计算能够准确分析各振荡模式与相关参与变量，对于次同步振荡抑制策略的研究具有重要意义；
3、传统的V/F控制系统存在阻尼较小、抗扰性能差的问题，增大比例系数以提高系统稳定性的效果一般，本发明基于传统V/F附加阻尼控制，在原有控制系统参数的情况下，有效提高系统阻尼，进而提高系统的稳定性。
附图说明
图1为直驱风电柔性并网系统的结构图。
图2为风场侧换流器V/F控制的拓扑结构。
图3为风场侧换流器V/F控制的控制结构。
图4为两个旋转坐标系之间的相对关系示意图、
图5为阻尼控制器原理图。
图6为阻尼控制器位置图。
图7为阻尼控制器原理框图。
图8为Kpu变化时系统输出有功功率示意图。
图9为Kpu变化时系统输出有功功率的FFT分析示意图。
图10为KpPLL变化时系统输出有功功率示意图。
图11为KpPLL变化时系统输出有功功率的FFT分析示意图。
图12为Kpd变化时系统输出有功功率示意图。
图13为Kpd变化时系统输出有功功率的FFT分析示意图。
图14为Kid变化时系统输出有功功率波形示意图。
图15为Kid变化时系统输出有功功率的FFT分析示意图。
图16为对G1进行频率特性分析的Bode图。
图17为对G2进行频率分析的Bode图。
图18为G传递函数的Bode图。
图19为加入阻尼控制环节的有功功率示意图。
图20为加入阻尼控制环节换流器输出有功功率FFT分析示意图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。
针对风电场经柔直并网产生的次同步振荡问题，本发明提供了一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，该方法包括以下步骤：
步骤1：以直驱风电场与柔直系统相互作用引发的新型次同步振荡为研究对象，在PSCAD/EMTDC中建立直驱风电场经VSC-HVDC并网系统(风电场经柔性直流输电并网系统)的等值系统模型；
步骤2：根据PSCAD/EMTDC中的等值系统模型对风电场经柔性直流输电并网系统进行小信号动态建模，并基于风电场经柔性直流输电并网系统的等值小信号动态模型阐明振荡发生机理；
步骤3：获取风电场运行条件及系统控制器参数对系统振荡特性的影响；
步骤4：基于恒压恒频(V/F)控制策略通过设计阻尼控制器以提升系统阻尼，进而抑制次同步振荡。
本发明考虑直驱风电场经VSC-HVDC并网系统在动态过程中的整体线性化数学模型，分析风电场经柔性直流输电并网系统产生次同步振荡的相关主导变量及参与因子，提出在现有的恒压恒频控制策略下，且不改变系统原有控制参数的情况下，附加阻尼控制器以提高系统的阻尼从而抑制谐振峰，进而达到抑制系统次同步振荡的目的，即本发明能够在维持控制系统原有参数不变的情况下，基于有源阻尼的思想提出改进的恒压恒频控制策略，以抑制风电场经柔性直流输电并网系统产生的次同步振荡现象。
在步骤1中，以直驱风电场和柔性直流输电系统相互作用引发的次同步振荡为研究对象，在PSCAD/EMTDC中建立直驱风电场经柔直接入交流电网的等值系统模型，通过电磁暂态仿真研究系统存在的次同步振荡现象。
在步骤2中，建立风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡数学模型，风电场经柔性直流输电并网系统分为直驱风电场和柔性直流输电系统两个主体，其中，直驱风电场以风机网侧换流器模型为主构建数学模型，柔性直流输电系统以直流链路模型为主构建数学模型，连接直驱风电场和柔性直流输电系统之间的接口模型为锁相环模型，以此建立风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡数学模型，进而分析风电场经柔性直流输电并网系统次同步振荡机理；
在步骤3中，基于风电场经柔性直流输电并网系统次同步振荡机理获取风电场运行条件及系统控制器参数对系统振荡特性的影响，采用Nyquist稳定判据、频率特性判据和频域阻抗稳定判据判断系统的稳定性，通过频率特性分析和频域阻抗分析得到风电机组与电网之间容性和感性产生的交互作用和系统阻尼不足为并网系统产生次同步振荡的主要原因；
在步骤4中，基于V/F控制策略通过设计阻尼控制器以提升系统阻尼，进而抑制次同步振荡，即针对系统阻尼不足引起的并网系统次同步振荡问题，通过设计阻尼控制器对系统产生的次同步振荡进行抑制，当并网系统发生次同步振荡时，在网侧换流器的控制策略中加入阻尼控制器，相当于给振荡中的系统提供正阻尼补偿，由此抑制次同步振荡的发生。
风电场经柔性直流输电并网系统的结构具体为：
目前国内广泛使用的风力发电机主要是直驱式和双馈式，相比于双馈式风机，直驱式风机的结构更加简单，效率更高，无需励磁绕组，并且没有齿轮箱，噪声更低，因此本发明的风力发电机采用直驱式风机。
如图1所示，风电柔性并网系统包括直驱风电场、换流变压器、滤波电路、电压源型换流器、直流线路和交流电网，其中，直驱风电场采用单机等值模型，并通以一台风机模拟实际的风电场，VSC1和VSC2分别为风场侧换流器和网侧换流器，Lf、L'f和Cf构成LCL滤波电路，因为相比于L型或LC型滤波电路，LCL滤波电路具有更好的高频谐波抑制，考虑到控制策略中用到微分环节，可能会放大噪声，因此滤波电路采用LCL滤波电路。
双端柔直系统必须有一个换流器(VSC2)采用定直流电压控制，以维持系统直流侧电压稳定以及功率平衡，当风电通过VSC-HVDC并网运行时，风场侧换流器用以维持交流网络电压和频率的稳定，即采用恒压恒频控制，此时风电功率波动也将传送到受端电网，考虑到交流电网的容量足够大，同时VSC2采用了定直流电压控制，可以认为系统直流侧电压稳定，因此为简化分析，不计交流电网对VSC1交流侧的影响。
新能源系统接入柔直换流站时，换流站采用恒压恒频控制为新能源机组提供稳定的交流电压和频率，恒压恒频控制参考电压在线路设计时直接给定，考虑到交流电网频率稳定，控制系统参考频率及角频率由给定频率为50Hz的虚拟锁相环提供。
如图2所示，换流器采用正弦脉宽调制(sinusoidal pulse width modulation，SPWM)，ui(abc)和if(abc)分别为逆变器侧的电压和电流，uc(abc)和ic(abc)分别为滤波电容的电压和电流，io(abc)为负荷侧的电流，θ为坐标变换所需的相位角，由虚拟锁相环得到。
风电场经柔性直流输电并网系统的建模过程具体为：
直驱风电场的动态建模过程具体为：
直驱风电场的建模包括机械部分与电气部分的动态模型，机械部分包括轴系和风力机，采用两质块模型模拟轴系的暂态行为，电气部分包括永磁同步发电机和换流器，根据风力机的机械输出功率特性和最大功率电跟踪(MMPT)曲线得到风力机输出的机械转矩，机械转矩的计算公式为：
其中，Tm,opt为风力机最大机械转矩；Pm,opt为风力机的最大机械输出功率，ρ为空气密度，A为风力机叶片迎风扫掠面积，R为风力机叶片半径，vw为空气进入风力机扫掠面以前的风速，ωw为风力机转速，Cp,max为最大风能利用系数，λopt为最优叶尖速比，kopt为机械转矩系数；
轴系采用双质量块模型，双质量块模型具体为：
其中，p为微分算子，TJ1和TJ2分别为风力机和发电机转子的惯性时间常数，ω1和ω2分别为风力机和发电机转子的电气转速，且ω1＝npωw，ω2＝npωg，ωw和ωg分别为风力机和发电机转子的机械转速，np为PMSG的极对数，ωb为基准电气转速，取ωb＝ωN，ωN为风力机的额定电气转速，K12为轴系的刚度系数，D11和D22分别为风力机与发电机的自阻尼系，D12为风力机与发电机之间的互阻尼系数，δ1和δ2分别为风力机与发电机转子相对于额定电气转速下同步旋转参考轴的电气角位移。
机侧换流器(风场侧换流器)控制D-PMSG(直驱式永磁同步风力发电系统)输出有功功率以实现MPPT控制，网侧换流器采用直流电压控制和并网无功控制策略。
柔性直流输电系统的动态建模过程具体为：
正序d-q旋转坐标下柔性直流输电系统的7阶动态模型为：
其中，ωsb为网侧换流器交流侧的基准电网角频率，ωs1b为静止d-q坐标1下的基准电网角频率，ωs2b为旋转d-q坐标2下的基准电网角频率，is1,d为静止d-q坐标1下的有功电流，is2,d为旋转d-q坐标2下的有功电流，is1,q为静止d-q坐标1下的无功电流，is2,q为旋转d-q坐标2下的无功电流，ωs为网侧换流器交流侧的电网角频率，ωs1为静止d-q坐标1下的网侧换流器交流侧的电网角频率，ωs2为旋转d-q坐标2下的网侧换流器交流侧的电网角频率，us,d和us,q分别为网侧换流器的交流侧电压d轴的有功电压和q轴的无功电压，us1,d和us1,q分别为静止d-q坐标1下的网侧换流器的交流侧电压，us2,d和us2,q分别为旋转d-q坐标2下的网侧换流器的交流侧电压，udc为直流侧电容电压，udc1为静止d-q坐标1下的直流电容电压，udc2为旋转d-q坐标2下的直流电容电压，udc1,d和udc1,q分别为坐标1的d轴电压分量和q轴电压分量，udc2,d和udc2,q分别为坐标2的d轴电压分量和q轴电压分量，idc为对应直流电流。L1为送端换流器逆变侧等效电感，R1为送端换流器逆变侧等效电阻，L2为受端换流器逆变侧等效电感，R2为受端换流器逆变侧等效电阻，Ldc为直流线路电感，Rdc为直流线路电阻，C为直流电容容值。
风电场侧需要维持交流网络电压和频率的稳定，并采用恒压恒频控制(V/F控制)，此时风电功率波动也将传送到受端电网，同时网侧换流器采用定直流电压控制，以维持系统直流侧电压稳定以及功率平衡。
D-PMSG与VSC-HVDC的接口模型的建立过程具体为：
在D-PMSG网侧换流器模型中，以借点电压us为基准设定d-q旋转坐标系，在VSC-HVDC送端换流器模型中，则以借点电压us1为基准设定d-q旋转坐标系，建立风电场经柔性直流输电并网系统的动态模型时考虑直驱式永磁同步风力发电系统与柔性直流输电系统之间的接口，假设有两个正序旋转坐标系，分别为d1-q1坐标系与d2-q2坐标系，d1轴与d2轴之间的夹角为θ，两个旋转坐标系之间的相对关系如图4所示，进一步推导得到，两个d-q旋转坐标系之间的变换公式分别为：
其中，T为变换矩阵，即直驱式永磁同步风力发电系统与柔性直流输电系统之间的接口矩阵，fd1为基准坐标d轴的频率分量，fd2表示波动坐标d轴的频率分量，fq1为基准坐标q轴的频率分量，fq2表示波动坐标q轴的频率分量；
将基于d1-q1坐标系的柔性直流输电系统模型中的物理量变换到d2-q2坐标系，则进一步得到接口动态方程，即交流输电线路的动态方程式为：
其中，R1和L1分别为交流线路的等值电阻和电抗，us,d为等效d轴电压分量，us1,d'为基准d轴电压分量，us1,q为等效q轴电压分量，us1,q'为基准q轴电压分量，is,d和is,q分别为网侧换流器的d轴的有功电流和q轴的无功电流，us,d和us,q分别为网侧换流器的交流侧电压d轴的有功电压和q轴的无功电压；
进而获取风电场经柔性直流输电并网系统的全系统线性化模型，即等值小信号动态模型，全系统线性化模型以包含直驱风电场模型与柔性直流输电系统模型内对应的状态变量进行构建，全系统线性化模型的状态变量X与代数变量Y分别为：
Y＝[ΔT1,ΔT2,Δud,Δuc,d,Δuc,q,Δus,d,Δus,q,Δus1,d,Δuc1,d,Δuc1,q,Δuc2,d,Δuc2,q]T
其中，X为全系统总体状态变量，Y为对应的代数变量，XPMSG为直驱风电场的主体变量，XPMSG-Ctrl为直驱风电场控制环节对应变量，XHVDC代表柔性直流输电系统的主体变量，XHVDC-Ctrl为柔直系统控制环节对应变量，Δ为对应变量的小信号分量，δ1和δ2分别为风力机与发电机转子相对于额定电气转速下同步旋转参考轴的电气角位移，ω1和ω2分别为风力机和发电机转子的电气转速，ud和uq分别为发电机端电压的d轴和q轴分量，id和iq分别为发电机的d轴和q轴电流，w1、w2和w3为直驱风场机侧换流器控制参数，x1、x2和x3为直驱风场网侧换流器控制参数，y1、y2、y3和y4是为直流输电系统送端换流器控制参数，z1、z2、z3和z4为直流输电系统受端换流器控制参数；
根据建立的全系统线性化模型，对其在稳态运行点上进行线性化分解，得到线性化分解后的动态方程为：
其中，A1、B1和C1均为状态方程的系数矩阵。
消去运行变量Y，得到风电场经柔性直流输电并网系统的状态矩阵为：
A＝A1+B1C1
其中，A为全系统线性化模型对应的系数矩阵。
如图1所示，建立风电场经柔性直流输电并网系统的完整动态模型，并以一台0.69kV/12MW的D-PMSG代表直驱风电场，将风速设为11m/s、桨距角β设为0、机侧控制器的d轴参考电流id,ref设为0、网侧控制器的无功功率参考值Qs,ref设为0、直流电压参考值udc,ref设为1.0(标幺值)、送端控制器的无功功率参考值Qs1,ref设为0.36(标幺值)、直流电压参考值udc1,ref设为1.0(标幺值)、受端控制器的有功功率参考值Ps2,ref设为0.85(标幺值)、无功功率参考值Qs2,ref设为0.13(标幺值)以及风电并网线路距离设为23kV。
对风电场经柔性直流输电并网系统进行特征值分析，其结果如表1所示：
表1特征值分析表
由表1可知，系统存在6个振荡模式，分别为1个低频振荡(LFO)模式、3个SSO模式、1个超高频振荡(SupSO)模式以及1个高频振荡(HFO)模式，其中，LFO的阻尼比小于5％，在次/超频段内，SSO-2模式的阻尼比远小于SSO-1和SSO-3及SupSO模式，SSO-2与SSO-3模式的频率接近，关于HFO模式，考虑到振荡频率越高，稳定所要求的阻尼比则越低，而HFO模式的阻尼比达到0.0233，因此，最易失稳的模式是LFO模式与SSO-2模式。
进一步根据参与因子得到各振荡模式对应的强相关变量，同时可以确定各振荡模式和参与振荡子系统之间的对应关系，如表2所示：
表2各振荡模式对应的强相关量和子系统表
由表2可知，LFO由双质量块轴系引发，是机电振荡模式，SSO-1由VSC-HVDC引发的，SSO-3由D-PMSG引发，SSO-2、SupSO和HFO由D-PMSG和VSC-HVDC之间的交互影响引发，体现在：
与这3种振荡模式相关的状态变量均为Δudc、Δis,d、Δis,q、Δudc1、Δidc和Δudc2，其中，，Δudc为D-PMSG的状态变量，Δudc1、Δidc和Δudc2为VSC-HVDC的状态变量，Δis,d和Δis,q为D-PMSG与VSC-HVDC共有状态变量。
直驱风电机组并网系统参数和网侧控制器和锁相环参数如表3和表4所示：
表3直驱风电机组并网系统参数表
表4网侧控制器和锁相环参数表
控制器参数对次同步振荡的影响的仿真验证：
(1)参数Kpu的仿真验证：
控制器电压外环比例增益Kpu变化时，其他参数参照表3和表4保持不变，系统输出的有功功率波形如图8所示，当Kpu由0.6增大到6时，系统发生次同步振荡的幅值会随之变化，且Kpu越大，振荡的幅值减小，即Kpu与幅值呈反比，系统振荡发散越慢，对有功功率FFT分析，结果如图9所示，频率的畸变率由15.27％减小到12.75％，综上所述，当Kpu增大时，产生的次同步振荡的幅值减小，频率的畸变率减小，减小了风电场经柔性直流输电并网系统发生次同步振荡的风险。
(2)参数KpPLL的仿真验证：
锁相环的比例增益KpPLL变化时，其他参数参照表3和表4保持不变，系统输出的有功功率波形如图10所示，当KpPLL由3.3增大到330时，次同步振荡的幅值随之变化，且KpPLL增大，振荡的幅值增大，系统振荡发散越快，对有功功率FFT分析，结果如图11所示，频率的畸变率由15.27％增大到35.74％，综上所述，当KpPLL增大时，次同步振荡的幅值会迅速增大，频率的畸变率增大，增大了风电场经柔性直流输电并网系统发生次同步振荡的风险。
(3)参数Kpd的仿真验证：
控制器电流内环比例增Kpd变化时，其他参数参照附录表3和表4保持不变，系统输出的有功功率波形如图12所示，由图可知，当Kpd由5增加到500时，风电场经柔性直流输电并网系统发生次同步振荡的幅值会发生变化，且在原系统稳定的情况下，增大Kpd，系统快速收敛，对有功功率FFT分析，结果如图13所示，频率的畸变率由15.27％减小到15.22％，从图12和图13中看到，Kpd增大时，次同步振荡幅度减小，但频率变化不明显，综上所述，当Kpd增大时，次同步振荡的幅值减小，频率的畸变率减小，减小了风电场经柔性直流输电并网系统发生次同步振荡的风险。
(4)参数Kid的仿真验证：
控制器电流内环积分增益Kid变化时，其他参数参照表3和表4保持不变，系统输出的有功功率波形如图14所示，由图可知，当Kid由10增加1000时，次同步振荡的幅值几乎无变化，但当原系统稳定时，增大Kid，系统的快速收敛性变差，对有功功率进行FFT分析，结果如图15所示，由图频率的畸变率由15.27％增大到15.29％，综上所述，当Kid增大时，次同步振荡的幅值增大，频率的畸变率增大，增大了风电场经柔性直流输电并网系统发生次同步振荡的风险。
阻尼控制器的设计思路为：
由步骤3可知，直驱风电机组在并网时存在次同步振荡的风险，该风险主要由系统阻尼的问题引起，因此针对系统阻尼设计了阻尼控制器，在系统振荡时对系统的阻尼进行补偿，以达到平衡阻尼和抑制系统次同步振荡的目的，根据对网侧各控制参数对风电场经柔性直流输电并网系统发生次同步振荡的影响分析，可知其中电压外环比例增益Kpu对次同步振荡的影响最大，所以系统振荡主要与直流电压Udc有关，直流电压作为本地信号，具有易于测量、提取方便和可靠性高的特点，由此采用直流电压Udc作为阻尼控制器的调节变量，当检测到直驱风电机组在并网的过程中发生次同步振荡时，控制信号会迅速对直流电压Udc中的扰动分量进行修正，产生补偿信号ΔUss以抑制其中的振荡分量，消除系统的负阻尼作用，进而抑制风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡。
阻尼控制器以系统出现次同步振荡为前提，将阻尼控制环节加入到网侧控制策略中，并加到对次同步振荡抑制效果最好和系统阻尼最大的位置，阻尼控制器包括滤波环节、增益环节、相位调节环节和限幅环节，其原理图如图5所示，其中，滤波环节采用带通滤波器，以保证提取出来的次同步分量具有良好的动态特性，为了避免加入阻尼控制器后影响到系统本身的频率特性，在设计阻尼控制器时增加限幅环节，以对系统中的次同步振荡分量的幅值和相角加以补偿，最后将补偿信号ΔUss作为反馈信号加入到网侧换流器的控制策略中，以最大优化风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡阻尼。
如图6所示，经过阻尼控制器后的补偿信号ΔUss可以附加在的四个位置上的任意一处。
对阻尼控制器进行模块化设计：
当风电场经柔性直流输电并网系统发生次同步振荡时，在网侧换流器的控制策略中加入阻尼控制器，对系统的负阻尼做出快速的补偿，将系统阻尼由负变正，让系统快速恢复到稳定状态，而风电场经柔性直流输电并网系统中次同步振荡分量的实时性和准确性是该方法要克服的一大困难，所以，阻尼控制器的设计关键在于对次同步振荡分量的提取，风电场机组在并网中产生的次同步振荡频率时刻都在发生变化，且频率变化范围较宽，本实施例主要考虑在40Hz～55Hz频段的次同步分量。
高通滤波器的设计：为了保证直驱风电机组并网系统中次同步频率范围内的频率特性不变，采用高通滤波器来过滤掉直流分量，高通滤波器的传递函数表达式为：
其中，T1为高通滤波器的时间常数，设置截止频率为20Hz，由此可以推导出高通滤波器的参数T1＝0.0079，则高通滤波器的传递函数表达式具体为：
为了验证设计的高通滤波器仅可以通过频率大于20Hz的信号，对G1进行频率特性分析，其Bode图如图16所示，由图可知，G1成功滤掉系统原有直流分量，而对所要保留的次同步振荡频率分量几乎无作用，所以高通滤波器的设计满足要求，
低通滤波器的设计：
低通滤波器设计用以滤掉谐波扰动，同时还要减小对次同步振荡范围内的频率特性影响，因此采用低通滤波器滤掉系统产生的高频谐波，低通滤波器的传递函数表达式为：
其中，T2为低通滤波器的时间常数，设置截止频率为70H，推导出低通滤波器的参数T2＝0.0053，则低通滤波器的传递函数表达式具体为：
对G2进行频率分析，得到的Bode图如图17所示，G2的截止频率为80Hz，对高次谐波分量有良好的滤波效果，对40Hz～55Hz的次同步振荡的频率分量无影响，满足设计要求。
综上，阻尼控制器的滤波环节是一个带通滤波器，能够成功提取次同步分量并过滤掉高频谐波，以保证次同步振荡频率范围内的频率特性完整，带通滤波器的传递函数为：
G＝G1*G2
其中，G为带通滤波器的传递函数，G1为高通滤波器的传递函数，G2为低通滤波器的传递函数；
如图18所示，滤波后直驱风电机组次同步振荡频率分量的增量约为0.8，相角为0时对应频率为40H，该带通滤波器具有较好的幅频特性和相频特性。
当在网侧控制器中加入阻尼控制器后，系统的输出相位可能发生偏移，所以通过加入移相器以补偿相位偏差量，移相器的传递函数表达式为：
其中，G3为移相器的传递函数，Ta为延时环节的超前时间常数，Tb为延时环节的滞后时间常数，Ta和Tb的计算公式为：
其中，a为移相器的调节系数，θ为系统在振荡分量上的相位差，ωp为网侧有功功率的振荡频率；
增益环节用以调整信号的幅值，当系统发生次同步振荡时，会产生不同次同步分量的幅值，此时为了补偿不同的负阻尼，通过调整参数Kss以获得不同的阻尼值，为了保证抑制效果，参数Kss的值通常控制在200以内；
经过限幅环节后，将补偿信号ΔUss引入到网侧换流器的控制策略中，就相当于给振荡中的系统从外部注入正的阻尼分量，通过加入的阻尼分量，以补偿系统次同步振荡时的负阻尼，以此起到对次同步振荡的抑制作用；
最终得到阻尼控制器的输出修正信号为：
其中，ΔUss为输出修正信号，Kss为增益环节的参数。
通过仿真观察阻尼控制器对次同步振荡的抑制效果：
为了验证阻尼控制器对风电场经柔性直流输电并网系统发生次同步振荡的抑制效果，结合对各参数的分析结果，将阻尼控制器加入到电压环上，即位置2处，仿真模型与之前建立的各类模型相同，且仿真条件一致，系统的有功功率变化图如图19所示，加入阻尼控制器后，网侧换流器的输出电流的傅里叶变化如图20所示，风电场经柔性直流输电并网系此时几乎不存在次同步振荡，即系统稳定。
对阻尼控制器的抑制策略进行说明：
1、本发明提出一种采用带通滤波器对次同步分量的提取方法，通过仿真验证有效的滤除直流电压中次同步振荡的幅值和相角，在本实施例中所研究的次同步振荡的范围(40Hz～60Hz)内，带通滤波器具有良好频率特性；
2、针对系统阻尼不足所引起的风电场经柔性直流输电并网系次同步振荡问题，设计阻尼控制器对产生的次同步振荡进行抑制和消除，即当风电场经柔性直流输电并网系发生次同步振荡时，在网侧换流器的控制策略中加入阻尼控制器，相当于给振荡中的系统提供正阻尼补偿，由此来抑制系统次同步振荡的发生，根据对系统次同步振荡影响最大的参数电压外环比例增益，在相应位置给网侧控制策略中加入阻尼控制器，对系统负阻尼进行补偿，以此抑制系统次同步振荡；
3、根据搭建的仿真模型，验证了阻尼控制器对抑制风电场经柔性直流输电并网系发生的次同步振荡的有效性。
以上详细描述了本发明的较佳具体实施例。应当理解，本领域的普通技术人员无需创造性劳动就可以根据本发明的构思作出诸多修改和变化。因此，凡本技术领域中技术人员依本发明的构思在现有技术的基础上通过逻辑分析、推理或者有限的实验可以得到的技术方案，皆应在由权利要求书所确定的保护范围内。
Claims (10)
1.一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
步骤1：基于直驱风电场与柔性直流输电并网系统相互作用引发的新型次同步振荡在PSCAD/EMTDC中建立风电场经柔性直流输电并网系统的等值系统模型；
步骤2：根据PSCAD/EMTDC中的等值系统模型对风电场经柔性直流输电并网系统进行小信号动态建模；
步骤3：基于风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡机理获取风电场运行条件及系统控制器参数对系统振荡特性的影响；
步骤4：基于恒压恒频控制策略通过设计阻尼控制器以提升系统阻尼，进而抑制次同步振荡。
2.根据权利要求1所述的一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述的步骤2中，所述的风电场经柔性直流输电并网系统的结构具体为：
风电场经柔性直流输电并网系统包括直驱风电场、换流变压器、滤波电路、电压源型换流器、直流线路和交流电网；
所述的直驱风电场采用单机等值模型，并通过直驱风机模拟实际的风电场；
所述的电压源型换流器包括换流器VSC1和换流器VSC2，所述的换流器VSC1和换流器VSC2分别为风场侧换流器和网侧换流器；
所述的滤波电路为由Lf、L'f和Cf构成的LCL滤波电路。
所述的网侧换流器采用定直流电压控制和并网无功控制策略，以维持系统直流侧电压稳定以及功率平衡；
所述的风场侧换流器采用恒压恒频控制为新能源机组提供稳定的交流电压和频率，恒压恒频控制参考电压在线路设计时直接给定，控制系统参考频率及角频率由给定频率为50Hz的虚拟锁相环提供。
3.根据权利要求2所述的一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述的步骤2中，对风电场经柔性直流输电并网系统进行小信号动态建模的过程具体为：
步骤201：对直驱风电场系统进行动态建模，得到直驱风电场系统模型；
步骤202：对柔性直流输电系统进行动态建模，得到柔性直流输电系统模型；
步骤203：处理直驱风电场系统和柔性直流输电系统之间的接口，获取锁相环模型；
步骤204：对风电场经柔性直流输电并网系统进行动态建模，获取风电场经柔性直流输电并网系统的动态模型；
步骤205：得到网侧换流器的控制策略，进而得到风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡机理。
4.根据权利要求3所述的一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述的步骤201中，直驱风电场的系统模型包括机械部分的动态模型与电气部分的动态模型，机械部分的动态模型包括轴系和风力机，采用两质块模型模拟轴系的暂态行为，电气部分的动态模型包括永磁同步发电机和换流器；
机械部分的动态模型的建立过程具体为：
根据风力机的机械输出功率特性和最大功率电跟踪曲线得到风力机输出的机械转矩，机械转矩的计算公式为：
其中，Tm,opt为风力机最大机械转矩；Pm,opt为风力机的最大机械输出功率，ρ为空气密度，A为风力机叶片迎风扫掠面积，R为风力机叶片半径，vw为空气进入风力机扫掠面以前的风速，ωw为风力机转速，Cp,max为最大风能利用系数，λopt为最优叶尖速比，kopt为机械转矩系数；
轴系采用双质量块模型，双质量块模型具体为：
其中，p为微分算子，TJ1和TJ2分别为风力机和发电机转子的惯性时间常数，ω1和ω2分别为风力机和发电机转子的电气转速，且ω1＝npωw，ω2＝npωg，ωw和ωg分别为风力机和发电机转子的机械转速，np为PMSG的极对数，ωb为基准电气转速，取ωb＝ωN，ωN为风力机的额定电气转速，K12为轴系的刚度系数，D11和D22分别为风力机与发电机的自阻尼系，D12为风力机与发电机之间的互阻尼系数，δ1和δ2分别为风力机与发电机转子相对于额定电气转速下同步旋转参考轴的电气角位移。
5.根据权利要求3所述的一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述的步骤202中，柔性直流输电系统模型具体为：
其中，ωsb为网侧换流器交流侧的基准电网角频率，ωs1b为静止d-q坐标1下的基准电网角频率，ωs2b为旋转d-q坐标2下的基准电网角频率，is1,d为静止d-q坐标1下的有功电流，is2,d为旋转d-q坐标2下的有功电流，is1,q为静止d-q坐标1下的无功电流，is2,q为旋转d-q坐标2下的无功电流，ωs为网侧换流器交流侧的电网角频率，ωs1为静止d-q坐标1下的网侧换流器交流侧的电网角频率，ωs2为旋转d-q坐标2下的网侧换流器交流侧的电网角频率，us,d和us,q分别为网侧换流器的交流侧电压d轴的有功电压和q轴的无功电压，us1,d和us1,q分别为静止d-q坐标1下的网侧换流器的交流侧电压，us2,d和us2,q分别为旋转d-q坐标2下的网侧换流器的交流侧电压，udc为直流侧电容电压，udc1为静止d-q坐标1下的直流电容电压，udc2为旋转d-q坐标2下的直流电容电压，udc1,d和udc1,q分别为坐标1的d轴电压分量和q轴电压分量，udc2,d和udc2,q分别为坐标2的d轴电压分量和q轴电压分量，idc为对应直流电流。L1为送端换流器逆变侧等效电感，R1为送端换流器逆变侧等效电阻，L2为受端换流器逆变侧等效电感，R2为受端换流器逆变侧等效电阻，Ldc为直流线路电感，Rdc为直流线路电阻，C为直流电容容值。
6.根据权利要求5所述的一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述的步骤203中，在直驱式永磁同步风力发电系统的网侧换流器模型中，以节点电压us为基准设定d-q旋转坐标系，在柔性直流输电系统的送端换流器模型中，则以节点电压us1为基准设定d-q旋转坐标系，建立风电场经柔性直流输电并网系统的动态模型时考虑直驱式永磁同步风力发电系统与柔性直流输电系统之间的接口，假设有两个正序旋转坐标系，分别为d1-q1坐标系与d2-q2坐标系，d1轴与d2轴之间的夹角为θ，两个坐标系之间的变换公式分别为：
其中，T为变换矩阵，即直驱式永磁同步风力发电系统与柔性直流输电系统之间的接口矩阵，fd1为基准坐标d轴的频率分量，fd2表示波动坐标d轴的频率分量，fq1为基准坐标q轴的频率分量，fq2表示波动坐标q轴的频率分量；
通过接口矩阵将基于d1-q1坐标系的柔性直流输电系统模型中的物理量变换到d2-q2坐标系，进一步得到接口的动态方程，即交流输电线路的动态方程，表达式为：
其中，R1和L1分别为交流线路的等值电阻和电抗，us,d为等效d轴电压分量，us1,d'为基准d轴电压分量，us1,q为等效q轴电压分量，us1,q'为基准q轴电压分量，is,d和is,q分别为网侧换流器的d轴的有功电流和q轴的无功电流，us,d和us,q分别为网侧换流器的交流侧电压d轴的有功电压和q轴的无功电压。
7.根据权利要求6所述的一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述的步骤204中，获取风电场经柔性直流输电并网系统的全系统线性化模型，即等值小信号动态模型，全系统线性化模型以包含直驱风电场模型与柔性直流输电系统模型内对应的状态变量进行构建，全系统线性化模型的状态变量X与代数变量Y分别为：
Y＝[ΔT1,ΔT2,Δud,Δuc,d,Δuc,q,Δus,d,Δus,q,Δus1,d,Δuc1,d,Δuc1,q,Δuc2,d,Δuc2,q]T
其中，X为全系统总体状态变量，Y为对应的代数变量，XPMSG为直驱风电场的主体变量，XPMSG-Ctrl为直驱风电场控制环节对应变量，XHVDC代表柔性直流输电系统的主体变量，XHVDC-Ctrl为柔直系统控制环节对应变量，Δ为对应变量的小信号分量，δ1和δ2分别为风力机与发电机转子相对于额定电气转速下同步旋转参考轴的电气角位移，ω1和ω2分别为风力机和发电机转子的电气转速，ud和uq分别为发电机端电压的d轴和q轴分量，id和iq分别为发电机的d轴和q轴电流，w1、w2和w3为直驱风场机侧换流器控制参数，x1、x2和x3为直驱风场网侧换流器控制参数，y1、y2、y3和y4是为直流输电系统送端换流器控制参数，z1、z2、z3和z4为直流输电系统受端换流器控制参数；
根据建立的全系统线性化模型，对其在稳态运行点上进行线性化分解，得到线性化分解后的动态方程为：
其中，A1、B1和C1均为状态方程的系数矩阵；
进一步消去代数变量Y，得到风电场经柔性直流输电并网系统的状态矩阵为：
A＝A1+B1C1
其中，A为全系统线性化模型对应的系数矩阵。
8.根据权利要求1所述的一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述的步骤3中，基于风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡机理获取风电场运行条件及系统控制器参数对系统振荡特性的影响的过程具体为：
基于次同步振荡机理获取风电场运行条件及系统控制器参数对系统振荡特性的影响采用Nyquist稳定判据、频率特性判据和频域阻抗稳定判据判断系统的稳定性，通过频率特性分析和频域阻抗分析得到风电机组与电网之间容性和感性产生的交互作用和系统阻尼不足为风电场经柔性直流输电并网系统产生次同步振荡的主要原因。
9.根据权利要求1所述的一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述的步骤4中，抑制次同步振荡的过程具体为：
通过设计阻尼控制器对风电场经柔性直流输电并网系统产生的次同步振荡进行抑制，采用直流电压Udc作为阻尼控制器的调节变量，当风电场经柔性直流输电并网系统发生次同步振荡时，在网侧换流器的控制策略中加入阻尼控制器，控制信号会迅速对直流电压Udc中的扰动分量进行修正，产生补偿信号ΔUss以抑制其中的振荡分量，消除系统的负阻尼作用，进而来抑制风电场经柔性直流输电并网系统的次同步振荡。
10.根据权利要求9所述的一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法，其特征在于，所述的阻尼控制器包括滤波环节、相位调节环节、限幅环节和增益环节，所述的滤波环节采用带通滤波器，以保证提取出来的次同步分量具有良好的动态特性，所述的相位调节环节采用移相器进行调节，所述的限幅环节用以对系统中的次同步振荡分量的幅值和相角加以补偿，进而避免加入阻尼控制器后影响到系统本身的频率特性；
所述的滤波环节包括高通滤波器设计和低通滤波器设计，滤波环节具体为一个带通滤波器，用以提取次同步分量，并过滤掉高频谐波，以保证次同步振荡频率范围内的频率特性完整，带通滤波器的传递函数为：
G＝G1*G2
其中，G为带通滤波器的传递函数，G1为高通滤波器的传递函数，G2为低通滤波器的传递函数；
所述的高通滤波器用以过滤直流分量，以保证直驱风电机组并网系统中次同步频率范围内的频率特性不变，高通滤波器的表达式为：
其中，T1为高通滤波器的时间常数；
所述的低通滤波器用以过滤系统产生的高频谐波，以减小对次同步振荡范围内的频率特性影响，低通滤波器的表达式为：
其中，T2为低通滤波器的时间常数；
所述的移相器用以在网侧控制器中加入阻尼控制器后系统的输出相位发生偏移时补偿相位偏差量，移相器的表达式为：
其中，G3为移相器的传递函数，Ta为延时环节的超前时间常数，Tb为延时环节的滞后时间常数，Ta和Tb的计算公式为：
其中，a为移相器的调节系数，θ为系统在振荡分量上的相位差，ωp为网侧有功功率的振荡频率；
所述的增益环节用以调整信号的幅值，当风电场经柔性直流输电并网系统产生次同步振荡时，产生不同次同步分量的幅值，通过调整增益环节的参数Kss获得不同的阻尼值以补偿不同的负阻尼，阻尼补偿量经过限幅环节后，将补偿信号ΔUss引入到网侧换流器的控制策略中，即对处于振荡中的系统从外部注入正的阻尼分量，通过加入的阻尼分量补偿风电场经柔性直流输电并网系统次同步振荡时的负阻尼，进而实现对次同步振荡的抑制作用，阻尼控制器的输出修正信号的表达式为：
其中，ΔUss为输出修正信号，Kss为增益环节的参数。
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| CN202210457932.3A CN116054187A (zh) | 2022-04-27 | 2022-04-27 | 一种风电经柔直并网产生的次同步振荡抑制方法 |
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|---|---|---|---|---|
| CN116822436A (zh) * | 2023-06-30 | 2023-09-29 | 四川大学 | 一种直流输电送端交流系统的振荡风险灵敏度分析方法 |
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2022
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| CN116822436A (zh) * | 2023-06-30 | 2023-09-29 | 四川大学 | 一种直流输电送端交流系统的振荡风险灵敏度分析方法 |
| CN116822436B (zh) * | 2023-06-30 | 2024-02-27 | 四川大学 | 一种直流输电送端交流系统的振荡风险灵敏度分析方法 |
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