CN117713133A - 一种轴系振荡阻尼控制方法、装置、终端设备及存储介质 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种轴系振荡阻尼控制方法、装置、终端设备及存储介质，所述方法包括：获取基于永磁同步发电机的风电并网系统中影响电气阻尼转矩系数的选定影响因子以及轴系振荡的频率；其中，所述选定影响因子为永磁同步发电机转子角速度；根据所述选定影响因子以及所述轴系振荡的频率，构建永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数；根据所述传递函数，计算所述永磁同步发电机的电磁转矩；根据所述永磁同步发电机的电磁转矩，调节所述风电并网系统的振荡阻尼。本发明通过构建永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数并控制电磁转矩，实现了对轴系振荡的抑制。
Description
技术领域
本发明涉及电力技术领域，尤其涉及一种轴系振荡阻尼控制方法、装置、终端设备及存储介质。
背景技术
近年来，随着风电装机容量的不断增加，永磁同步发电机(Permanent MagnetSynchronous Generator，永磁同步发电机)凭借高效、体积小以及维护成本低等优点在风力发电领域得到了广泛的应用。但大规模永磁直驱式风电的接入深刻改变了电力网络的电气结构和系统的阻尼特性，导致电力系统产生了新的振荡模式，更容易引起电网弱阻尼低频振荡等电力系统动态稳定问题。
当风电系统受到风速突变或电网故障等外界的扰动时，轴系的机械转矩和电磁转矩的耦合作用会导致1.4Hz左右的振荡，长期的振荡会导致轴系疲劳，使用寿命缩短。并且该振荡频率十分接近电力系统低频振荡的频率，可能会发生共振甚至导致风电系统脱网。因此，对于永磁直驱式风力发电系统轴系振荡问题亟需解决。
发明内容
本发明提供了一种轴系振荡阻尼控制方法、装置、终端设备及存储介质，以解决永磁同步发电机中轴系振荡的技术问题。
为了解决上述技术问题，本发明实施例提供了一种轴系振荡阻尼控制方法，包括：
获取基于永磁同步发电机的风电并网系统中影响电气阻尼转矩系数的选定影响因子以及轴系振荡的频率；其中，所述选定影响因子为永磁同步发电机转子角速度；
根据所述选定影响因子以及所述轴系振荡的频率，构建永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数；
根据所述传递函数，计算所述永磁同步发电机的电磁转矩；
根据所述永磁同步发电机的电磁转矩，调节所述风电并网系统的振荡阻尼。
作为优选方案，所述选定影响因子的确定，包括：
获取风力机的转子电角速度、永磁同步发电机转子电角速度、风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移、系统转速基值、永磁同步发电机输入电网的有功功率、永磁同步发电机输出功率以及直流母线电容电压；
根据所述风力机的转子电角速度、永磁同步发电机转子电角速度、风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移、系统转速基值、永磁同步发电机输入电网的有功功率、永磁同步发电机输出功率以及直流母线电容电压，构建所述风电并网系统的数学模型；
根据所述风电并网系统的数学模型，确定各关于电气阻尼转矩系数的影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系；
根据各关于电气阻尼转矩系数的影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系，确定永磁同步发电机转子电角速度为选定影响因子；
其中，所述待确定电气阻尼转矩系数影响因子，包括：永磁同步发电机转子电角速度、并网点电压、PI调节器的比例系数和PI调节器的积分系数。
作为优选方案，所述风电并网系统的数学模型，具体为：
式中，Ht为永磁同步发电机转子惯性时间常数；Hr为风力机转子惯性时间常数；ωt为风力机的转子电角速度；ωr为永磁同步发电机转子电角速度；t为时间；Tm为风轮输入的机械转矩；Te为永磁同步发电机输出的电磁转矩；K为风力机和永磁同步发电机转子两质量块间的刚性系数；D为风力机和永磁同步发电机转子两质量块间的阻尼系数；θ为风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移；ωs为系统转速基值；ig dref为并网电流d轴分量的参考值；kp5为PI调节器的比例系数；ki5为PI调节器的积分系数；s为拉氏变换后的复频率；Pg ref为并网有功功率参考值；Pg为永磁同步发电机输入电网的有功功率；Cdc为直流电容；Udc为直流母线电容电压；Pr为永磁同步发电机输出的功率；kopt为风机特性所决定的常数；p表示发电机极对数；Ψf为永磁体的磁链；ir q为定子绕组电流的q轴分量。
作为优选方案，所述根据所述风电并网系统的数学模型，确定各关于电气阻尼转矩系数的影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系，包括：
将所述风电并网系统的数学模型线性化，得到所述风电并网系统的线性化数学模型；
根据所述风电并网系统的线性化数学模型，通过阻尼转矩分析法，得到所述风电并网系统的电气阻尼转矩系数的解析表达式；
根据所述电气阻尼转矩系数的解析表达式，计算所述风电并网系统的阻尼转矩系数对于各影响因子的偏导；
根据所述风电并网系统的阻尼转矩系数对于各影响因子的偏导，确定各影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系。
作为优选方案，所述风电并网系统的线性化数学模型，具体为：
式中，Δωt为风力机的转子电角速度的增量；Δωr为永磁同步发电机转子电角速度的增量；ωr(0)为永磁同步发电机转子电角速度的初始值；Δθ为风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移的增量；ΔTm为风轮输入的机械转矩的增量；ΔTe为永磁同步发电机输出的电磁转矩的增量；为并网电流d轴分量的参考值的增量；/>为并网有功功率参考值的增量；ΔPg为永磁同步发电机输入电网的有功功率的增量；Udc(0)为直流母线电容电压的初始值；ΔUdc为直流母线电容电压的增量；ΔPr为永磁同步发电机输出的功率的增量；/>为定子绕组电流的q轴分量的增量；
所述风电并网系统的电气阻尼转矩系数的解析表达式，具体为：
式中，De′为永磁同步发电机风电并网系统阻尼转矩系数；ωn为轴系的自然振荡频率；eg(0)为并网点电压的初始值；为定子绕组电流的q轴分量的初始值。
作为优选方案，所述永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数，具体为：
ΔTe＝Gp(s)H1(s)Δωr
式中，H1(s)为有功功率控制环附加控制前向通道的传递函数；Gp(s)为引入的有功功率附加阻尼控制的传递函数；Ks为有功功率控制环附加控制器增益；Tw为隔直环节的时间常数；T1为超前校正时间常数；T2为滞后校正时间常数。
在上述实施例的基础上，本发明另一实施例提供了一种轴系振荡阻尼控制装置，其特征在于，包括：数据获取模块、函数构建模块、计算模块以及控制模块；
所述数据获取模块，用于获取基于永磁同步发电机的风电并网系统中影响电气阻尼转矩系数的选定影响因子以及轴系振荡的频率；其中，所述选定影响因子为永磁同步发电机转子角速度；
所述函数构建模块，用于根据所述选定影响因子以及所述轴系振荡的频率，构建永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数:
所述计算模块，用于根据所述传递函数，计算所述永磁同步发电机的电磁转矩；
所述控制模块，用于根据所述永磁同步发电机的电磁转矩，调节所述风电并网系统的振荡阻尼。
在上述实施例的基础上，本发明又一实施例提供了一种终端设备，所述设备包括处理器、存储器以及存储在所述存储器中且被配置为由所述处理器执行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述发明实施例所述的轴系振荡阻尼控制方法。
在上述实施例的基础上，本发明又一实施例提供了一种存储介质，所述存储介质包括存储的计算机程序，其中，在所述计算机程序运行时控制所述计算机可读存储介质所在设备执行上述发明实施例所述的轴系振荡阻尼控制方法。
相比于现有技术，本发明实施例具有如下有益效果：
本发明获取基于永磁同步发电机的风电并网系统中影响电气阻尼转矩系数的选定影响因子以及轴系振荡的频率；其中，所述选定影响因子为永磁同步发电机转子角速度；根据所述选定影响因子以及所述轴系振荡的频率，构建永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数；根据所述传递函数，计算所述永磁同步发电机的电磁转矩；根据所述永磁同步发电机的电磁转矩，调节所述风电并网系统的振荡阻尼。本发明通过构建永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数并控制电磁转矩，实现了对轴系振荡的抑制。
附图说明
图1是本发明实施例提供的一种轴系振荡阻尼控制方法的流程示意图；
图2是本发明实施例提供的一种轴系振荡阻尼控制装置的结构示意图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本申请的技术领域的技术人员通常理解的含义相同；本文中所使用的术语只是为了描述具体的实施例的目的，不是旨在于限制本申请；本申请的说明书和权利要求书及上述附图说明中的术语“包括”和“具有”以及它们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含。
在本文中提及“实施例”意味着，结合实施例描述的特定特征、结构或特性可以包含在本申请的至少一个实施例中。在说明书中的各个位置出现该短语并不一定均是指相同的实施例，也不是与其它实施例互斥的独立的或备选的实施例。本领域技术人员显式地和隐式地理解的是，本文所描述的实施例可以与其它实施例相结合。
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例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作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。
实施例一
请参照图1，为本发明实施例提供的一种轴系振荡阻尼控制方法的流程示意图，包括：
S1、获取基于永磁同步发电机的风电并网系统中影响电气阻尼转矩系数的选定影响因子以及轴系振荡的频率；其中，所述选定影响因子为永磁同步发电机转子角速度。
在步骤S1中，获取基于永磁同步发电机的风电并网系统中的永磁同步发电机转子角速度ωr以及轴系振荡的频率λ。
在一优选的实施例中，所述选定影响因子的确定，包括：
获取风力机的转子电角速度、永磁同步发电机转子电角速度、风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移、系统转速基值、永磁同步发电机输入电网的有功功率、永磁同步发电机输出功率以及直流母线电容电压；
根据所述风力机的转子电角速度、永磁同步发电机转子电角速度、风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移、系统转速基值、永磁同步发电机输入电网的有功功率、永磁同步发电机输出功率以及直流母线电容电压，构建所述风电并网系统的数学模型；
根据所述风电并网系统的数学模型，确定各关于电气阻尼转矩系数的影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系；
根据各关于电气阻尼转矩系数的影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系，确定永磁同步发电机转子电角速度为选定影响因子；
其中，所述待确定电气阻尼转矩系数影响因子，包括：永磁同步发电机转子电角速度、并网点电压、PI调节器的比例系数和PI调节器的积分系数。
在本实施例中，获取风力机的转子电角速度ωt、永磁同步发电机转子电角速度ωr、风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移θ、系统转速基值ωs、永磁同步发电机输入电网的有功功率Pg、永磁同步发电机输出功率Pr以及直流母线电容电压Udc，并根据上述获取的数据以及已知参数构建所述风电并网系统的数学模型；其中，已知参数包括：Ht为永磁同步发电机转子惯性时间常数；Hr为风力机转子惯性时间常数；t为时间；Tm为风轮输入的机械转矩；Te为永磁同步发电机输出的电磁转矩；K为风力机和永磁同步发电机转子两质量块间的刚性系数；D为风力机和永磁同步发电机转子两质量块间的阻尼系数；ig dref为并网电流d轴分量的参考值；kp5为PI调节器的比例系数；ki5为PI调节器的积分系数；s为拉氏变换后的复频率；Pg ref为并网有功功率参考值；Cdc为直流电容；kopt为风机特性所决定的常数；p表示发电机极对数；Ψf为永磁体的磁链；ir q为定子绕组电流的q轴分量。
在一优选的实施例中，所述风电并网系统的数学模型，具体为：
式中，Ht为永磁同步发电机转子惯性时间常数；Hr为风力机转子惯性时间常数；ωt为风力机的转子电角速度；ωr为永磁同步发电机转子电角速度；t为时间；Tm为风轮输入的机械转矩；Te为永磁同步发电机输出的电磁转矩；K为风力机和永磁同步发电机转子两质量块间的刚性系数；D为风力机和永磁同步发电机转子两质量块间的阻尼系数；θ为风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移；ωs为系统转速基值；ig dref为并网电流d轴分量的参考值；kp5为PI调节器的比例系数；ki5为PI调节器的积分系数；s为拉氏变换后的复频率；Pg ref为并网有功功率参考值；Pg为永磁同步发电机输入电网的有功功率；Cdc为直流电容；Udc为直流母线电容电压；Pr为永磁同步发电机输出的功率；kopt为风机特性所决定的常数；p表示发电机极对数；Ψf为永磁体的磁链；ir q为定子绕组电流的q轴分量。
在一优选的实施例中，所述根据所述风电并网系统的数学模型，确定各关于电气阻尼转矩系数的影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系，包括：
将所述风电并网系统的数学模型线性化，得到所述风电并网系统的线性化数学模型；
根据所述风电并网系统的线性化数学模型，通过阻尼转矩分析法，得到所述风电并网系统的电气阻尼转矩系数的解析表达式；
根据所述电气阻尼转矩系数的解析表达式，计算所述风电并网系统的阻尼转矩系数对于各影响因子的偏导；
根据所述风电并网系统的阻尼转矩系数对于各影响因子的偏导，确定各影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系。
在一优选的实施例中，所述风电并网系统的线性化数学模型，具体为：
式中，Δωt为风力机的转子电角速度的增量；Δωr为永磁同步发电机转子电角速度的增量；ωr(0)为永磁同步发电机转子电角速度的初始值；Δθ为风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移的增量；ΔTm为风轮输入的机械转矩的增量；ΔTe为永磁同步发电机输出的电磁转矩的增量；为并网电流d轴分量的参考值的增量；/>为并网有功功率参考值的增量；ΔPg为永磁同步发电机输入电网的有功功率的增量；Udc(0)为直流母线电容电压的初始值；ΔUdc为直流母线电容电压的增量；ΔPr为永磁同步发电机输出的功率的增量；/>为定子绕组电流的q轴分量的增量；
所述风电并网系统的电气阻尼转矩系数的解析表达式，具体为：
式中，De′为永磁同步发电机风电并网系统阻尼转矩系数；ωn为轴系的自然振荡频率；eg(0)为并网点电压的初始值；为定子绕组电流的q轴分量的初始值。
在本实施例中，所述风电并网系统的阻尼转矩系数对于各影响因子的偏导，具体为：
分析这些偏导可知：
(1)kωr始终大于零且随ωr(0)的增加单调递减。因此，随着初始转速的增加，电阻尼系数不断增加，轴系振荡的阻尼不断增加，轴系振荡的稳定性不断增强。
(2)keg始终大于零且随eg(0)的增加单调递减。因此，随着并网点电压的升高，电阻尼系数不断增加，轴系振荡的稳定性不断增强。
(3)kkp5存在零点K0。当kp5<K0时，kkp5<0，随着kp5的增大，电阻尼系数De’减小，轴系振荡的阻尼减小，稳定性变差；当kp5>K0时，kkp5>0，随着kp5的增大，电阻尼系数De’增大，轴系振荡的阻尼增加，稳定性增强。
(4)kki5始终大于零，且随ki5的增加单调递减，但ki5增加到一定值后，kki5几乎不再变化且趋近近于0。因此，当ki5较小时，增加ki5可以快速的增加轴系振荡的阻尼，增强稳定性，当ki5较大时，继续增大ki5几乎不会对轴系振荡产生影响。
S2、根据所述选定影响因子以及所述轴系振荡的频率，构建永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数。
在一优选的实施例中，所述永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数，具体为：
ΔTe＝Gp(s)H1(s)Δωr
式中，H1(s)为有功功率控制环附加控制前向通道的传递函数；Gp(s)为引入的有功功率附加阻尼控制的传递函数；Ks为有功功率控制环附加控制器增益；Tw为隔直环节的时间常数；T1为超前校正时间常数；T2为滞后校正时间常数。
在本实施例中，
S3、根据所述传递函数，计算所述永磁同步发电机的电磁转矩。
S4、根据所述永磁同步发电机的电磁转矩，调节所述风电并网系统的振荡阻尼。
需要说明的是，轴系振荡是电磁转矩作用所致，而永磁同步发电机输出的有功功率与电磁转矩密切相关，因此考虑在有功功率控制环节引入基于永磁同步发电机转子转速Δωr的附加控制以抑制风电并网系统的轴系振荡。于是设计增加并调节前馈环节Gp(s)以抑制永磁同步发电机输出的有功功率对轴系振荡的影响。参考电力系统稳定器设计有功功率附加阻尼控制，阻尼控制器共包含三个环节：增益环节、隔直环节以及超前之后环节；其中，增益环节用于对输入信号进行放大；隔直环节用于确保附加控制器的稳态输出为零；超前滞后环节调节用于使附加控制器的相位从而为轴系振荡提供正阻尼。
实施例二
请参照图2，为本发明一实施例提供的一种轴系振荡阻尼控制装置的结构示意图，该装置包括：数据获取模块、函数构建模块、计算模块以及控制模块；
所述数据获取模块，用于获取基于永磁同步发电机的风电并网系统中影响电气阻尼转矩系数的选定影响因子以及轴系振荡的频率；其中，所述选定影响因子为永磁同步发电机转子角速度；
所述函数构建模块，用于根据所述选定影响因子以及所述轴系振荡的频率，构建永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数:
所述计算模块，用于根据所述传递函数，计算所述永磁同步发电机的电磁转矩；
所述控制模块，用于根据所述永磁同步发电机的电磁转矩，调节所述风电并网系统的振荡阻尼。
实施例三
相应地，本发明实施例提供了一种终端设备，所述设备包括处理器、存储器以及存储在所述存储器中且被配置为由所述处理器执行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述发明实施例所述的轴系振荡阻尼控制方法。
实施例四
相应地，本发明实施例提供了一种存储介质，所述存储介质包括存储的计算机程序，其中，在所述计算机程序运行时控制所述计算机可读存储介质所在设备执行上述发明实施例所述的轴系振荡阻尼控制方法。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步的详细说明，应当理解，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围。特别指出，对于本领域技术人员来说，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种轴系振荡阻尼控制方法，其特征在于，包括：
获取基于永磁同步发电机的风电并网系统中影响电气阻尼转矩系数的选定影响因子以及轴系振荡的频率；其中，所述选定影响因子为永磁同步发电机转子角速度；
根据所述选定影响因子以及所述轴系振荡的频率，构建永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数；
根据所述传递函数，计算所述永磁同步发电机的电磁转矩；
根据所述永磁同步发电机的电磁转矩，调节所述风电并网系统的振荡阻尼。
2.如权利要求1所述的轴系振荡阻尼控制方法，其特征在于，所述选定影响因子的确定，包括：
获取风力机的转子电角速度、永磁同步发电机转子电角速度、风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移、系统转速基值、永磁同步发电机输入电网的有功功率、永磁同步发电机输出功率以及直流母线电容电压；
根据所述风力机的转子电角速度、永磁同步发电机转子电角速度、风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移、系统转速基值、永磁同步发电机输入电网的有功功率、永磁同步发电机输出功率以及直流母线电容电压，构建所述风电并网系统的数学模型；
根据所述风电并网系统的数学模型，确定各关于电气阻尼转矩系数的影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系；
根据各关于电气阻尼转矩系数的影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系，确定永磁同步发电机转子电角速度为选定影响因子；
其中，所述待确定电气阻尼转矩系数影响因子，包括：永磁同步发电机转子电角速度、并网点电压、PI调节器的比例系数和PI调节器的积分系数。
3.如权利要求2所述的轴系振荡阻尼控制方法，其特征在于，所述风电并网系统的数学模型，具体为：
式中，Ht为永磁同步发电机转子惯性时间常数；Hr为风力机转子惯性时间常数；ωt为风力机的转子电角速度；ωr为永磁同步发电机转子电角速度；t为时间；Tm为风轮输入的机械转矩；Te为永磁同步发电机输出的电磁转矩；K为风力机和永磁同步发电机转子两质量块间的刚性系数；D为风力机和永磁同步发电机转子两质量块间的阻尼系数；θ为风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移；ωs为系统转速基值；ig dref为并网电流d轴分量的参考值；kp5为PI调节器的比例系数；ki5为PI调节器的积分系数；s为拉氏变换后的复频率；Pg ref为并网有功功率参考值；Pg为永磁同步发电机输入电网的有功功率；Cdc为直流电容；Udc为直流母线电容电压；Pr为永磁同步发电机输出的功率；kopt为风机特性所决定的常数；p表示发电机极对数；Ψf为永磁体的磁链；ir q为定子绕组电流的q轴分量。
4.如权利要求3所述的轴系振荡阻尼控制方法，其特征在于，所述根据所述风电并网系统的数学模型，确定各关于电气阻尼转矩系数的影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系，包括：
将所述风电并网系统的数学模型线性化，得到所述风电并网系统的线性化数学模型；
根据所述风电并网系统的线性化数学模型，通过阻尼转矩分析法，得到所述风电并网系统的电气阻尼转矩系数的解析表达式；
根据所述电气阻尼转矩系数的解析表达式，计算所述风电并网系统的阻尼转矩系数对于各影响因子的偏导；
根据所述风电并网系统的阻尼转矩系数对于各影响因子的偏导，确定各影响因子与所述风电并网系统的轴系振荡阻尼的关系。
5.如权利要求4所述的轴系振荡阻尼控制方法，其特征在于，所述风电并网系统的线性化数学模型，具体为：
式中，Δωt为风力机的转子电角速度的增量；Δωr为永磁同步发电机转子电角速度的增量；ωr(0)为永磁同步发电机转子电角速度的初始值；Δθ为风力机相对于永磁同步发电机转子的角位移的增量；ΔTm为风轮输入的机械转矩的增量；ΔTe为永磁同步发电机输出的电磁转矩的增量；为并网电流d轴分量的参考值的增量；/>为并网有功功率参考值的增量；ΔPg为永磁同步发电机输入电网的有功功率的增量；Udc(0)为直流母线电容电压的初始值；ΔUdc为直流母线电容电压的增量；ΔPr为永磁同步发电机输出的功率的增量；为定子绕组电流的q轴分量的增量；
所述风电并网系统的电气阻尼转矩系数的解析表达式，具体为：
式中，De′为永磁同步发电机风电并网系统阻尼转矩系数；ωn为轴系的自然振荡频率；eg(0)为并网点电压的初始值；为定子绕组电流的q轴分量的初始值。
6.如权利要求5所述的轴系振荡阻尼控制方法，其特征在于，所述永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数，具体为：
ΔTe＝Gp(s)H1(s)Δωr
式中，H1(s)为有功功率控制环附加控制前向通道的传递函数；Gp(s)为引入的有功功率附加阻尼控制的传递函数；Ks为有功功率控制环附加控制器增益；Tw为隔直环节的时间常数；T1为超前校正时间常数；T2为滞后校正时间常数。
7.一种轴系振荡阻尼控制装置，其特征在于，包括：数据获取模块、函数构建模块、计算模块以及控制模块；
所述数据获取模块，用于获取基于永磁同步发电机的风电并网系统中影响电气阻尼转矩系数的选定影响因子以及轴系振荡的频率；其中，所述选定影响因子为永磁同步发电机转子角速度；
所述函数构建模块，用于根据所述选定影响因子以及所述轴系振荡的频率，构建永磁同步发电机转子角速到永磁同步发电机的电磁转矩的传递函数:
所述计算模块，用于根据所述传递函数，计算所述永磁同步发电机的电磁转矩；
所述控制模块，用于根据所述永磁同步发电机的电磁转矩，调节所述风电并网系统的振荡阻尼。
8.一种终端设备，其特征在于，包括处理器、存储器以及存储在所述存储器中且被配置为由所述处理器执行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现如权利要求1至6中任意一项所述的轴系振荡阻尼控制方法。
9.一种存储介质，其特征在于，所述存储介质包括存储的计算机程序，其中，在所述计算机程序运行时控制所述计算机可读存储介质所在设备执行如权利要求1至6中任意一项所述的轴系振荡阻尼控制方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311685682.XA CN117713133A (zh) | 2023-12-08 | 2023-12-08 | 一种轴系振荡阻尼控制方法、装置、终端设备及存储介质 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311685682.XA CN117713133A (zh) | 2023-12-08 | 2023-12-08 | 一种轴系振荡阻尼控制方法、装置、终端设备及存储介质 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117713133A true CN117713133A (zh) | 2024-03-15 |
Family
ID=90150796
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202311685682.XA Pending CN117713133A (zh) | 2023-12-08 | 2023-12-08 | 一种轴系振荡阻尼控制方法、装置、终端设备及存储介质 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117713133A (zh) |
-
2023
- 2023-12-08 CN CN202311685682.XA patent/CN117713133A/zh active Pending
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