一种基于环节分离的海上风电次/超同步振荡抑制方法与流程

1.本发明涉及大规模海上风电集中接入系统的次/超同步振荡问题，具体的是通过阻隔风电机组变流器电流环与锁相环在次/超同步频率点处的耦合来抑制振荡。


背景技术：

2.海上风电因利用小时数高、风力资源好，而得到大规模的开发利用。未来为应对降本等因素的影响，海上风电将呈现大规模开发与集中并网的趋势，这会造成海上风电并网系统的相对强度降低，进而风电机组的变流控制系统之间可能存在复杂的交互作用，造成系统中出现次同步振荡问题，次同步振荡发生时，会造成系统中出现高幅值的次同步频率分量，与基频分量相叠加后，会造成系统中出现电压/电流的幅值升高，进而危害到电力设备的安全，同时，高幅值的次同步频率分量可能会馈入到电力系统中，在一定条件下，次同步频率分量会与火电机组的轴系的固有模态频率相互耦合，激发火电机组的轴系扭振，造成火电机组轴系的疲劳累积甚至是火电机组的轴系扭振保护动作，切除系统中的火电机组，进而给系统带来严重的危害。
3.由此，开展大规模海上风电并网系统的次同步振荡抑制工作，直接关系着电气设备的安全以及并网系统的安全稳定运行，均有重要的意义。


技术实现要素：

4.本发明的目的在于，提供一种用于大规模海上风电机组集中并网系统的次同步振荡抑制方法。
5.为此，本发明的上述目的通过如下技术方案实现：
6.一种基于环节分离的海上风电次/超同步振荡抑制方法，其特征在于：所述基于环节分离的海上风电次/超同步振荡抑制方法包括如下步骤：
7.s1、在构建电流环-弱交流系统谐波谐振风险评估模型的基础上，构建添加了锁相环后的电流环-锁相环-弱交流系统的谐波谐振风险评估模型，分析各环节对次/超同步振荡问题的影响；
8.s2、在适当的控制环节中施加带阻滤波器，阻隔目标次/超同步频率分量与该环节的耦合，降低甚至消除系统中次/超同步振荡风险；
9.s3、根据系统工况及谐波与振荡特点，动态设置滤波器的中心频率，不同工况下仍能有效的阻隔次/超同步频率分量与该环节的耦合，分离锁相环与变流器的其它环节，降低系统次/超同步振荡风险。
10.在采用上述技术方案的同时，本发明还可以采用或者组合采用如下技术方案：
11.作为本发明的一种优选技术方案：步骤s1中，针对大规模海上风电并网形成的弱交流系统，推导得到电流环-弱交流系统、电流环-锁相环-弱交流系统风险评估模型的基础上，对比计算各环节对次/超同步振荡特性的影响。
12.作为本发明的一种优选技术方案：步骤s2中，在构建包括不同环节的风险评估模
型的基础上，计算添加锁相环前后系统的次/超同步振荡风险，对比锁相环节对系统次/超同步振荡稳定性的影响。为通过解除变流控制系统的耦合来开展次同步振荡抑制提供必要的理论基础。
13.作为本发明的一种优选技术方案：步骤s3中，在适当的环节施加滤波器，滤波器的中心频率根据系统次/超同步振荡特性进行初步设计，也可以根据现场监测到的数据进行设置。
14.本发明提供一种通过施加滤波器来将风电变流控制系统的各环节相分离的方法，具体包括：针对海上风电机组弱交流系统，在变流控制系统中不计锁相环与计及锁相环两种情况下，构建得到差异化的次同步振荡风险解析评估模型，基于次同步振荡风险解析评估模型，对比计算了海上风电机组的锁相环节对次同步振荡风险的影响，分析结果表明，锁相环节会加剧系统的次同步振荡风险，如果能够隔离锁相环节，会在一定程度上降低甚至消除系统的次同步振荡风险，验证了锁相环节对系统次同步振荡风险的影响；在此基础上，在锁相环的输入环节施加滤波装置，通过合适的参数整定，在次同步频率点处，该滤波装置能够有效的阻断次同步频率分量馈入到锁相环中，进而能够保证锁相环与次同步频率分量相解耦，将锁相环与变流控制系统其它环节相分离，进而降低系统的次同步振荡风险，能够保证有效的滤除次同步频率分量的同时，不会对正常基波分量带来影响，由此，达到降低系统次同步振荡风险的目的。
附图说明
15.图1为并网海上风电机组的拓扑结构框图。
16.图2为系统不计及锁相环节的解析模型框图。
17.图3为系统计及锁相环节时的解析模型框图。
18.图4为采用不同解析模型对比计算得到的不同并网系统强度下系统的次同步振荡风险。
19.图5为工况1无抑制措施时的振荡计算结果。
20.图6为工况1施加抑制措施时的振荡计算结果。
21.图7为工况2施加原抑制措施时的振荡计算结果。
22.图8为工况2修改抑制措施参数情况下的振荡计算结果。
具体实施方式
23.参照附图和具体实施例对本发明作进一步详细地描述。
24.本发明按照如下三个步骤实施：
25.1)、构建计及锁相环与不计及锁相环两种情况下海上风电弱交流系统的次同步振荡风险计算模型，揭示锁相环节本身对次同步振荡问题的影响；
26.2)、在锁相环的输入环节中施加滤波装置，阻止次同步频率分量的通过，进而阻碍了次同步频率分量与锁相环节的耦合，分离了锁相环与变流控制系统其它环节的耦合情况，降低了系统的次同步振荡风险；
27.3)、针对系统运行方式变化导致次同步振荡特性变化的情况，动态设置滤波器参数。一、锁相环对次同步振荡影响分析
28.海上风电机组主要为采用全功率变流器的并网直驱风电机组，由于次同步振荡问题主要与海上风电机组的网侧变流器密切相关以及系统强度相关，因此，在进行分析时仅考虑了网侧变流器。如图1所示，为风电机组网侧变流器的拓扑结构框图，网侧变流器的变流控制系统，主要包括锁相环、电流环等。锁相环节采集交流母线电压的相位信息，进而根据母线电压的相位信息进行坐标变换等作用。
29.电流环-弱交流系统风险评估模型的计算过程如下：
30.如图2所示，当不计及锁相环作用时，根据拓扑结构计算得到各环节的传递函数表达式如下所示：
[0031][0032][0033][0034]
上式中，上标为c的变量为控制系统同步坐标系下的变量，无上标的变量为交流系统同步坐标系下的变量。u
cdrs
、u
cqrs
分别为d、q轴参考电压值扰动量；i
*ds
、i
*qs
分别为d、q轴电流参考值扰动量；i
cds
、i
cqs
分别为d、q轴电流值扰动量；u
cds
、u
cqs
分别为d、q轴母线电压值扰动量；ff为电压前馈环节中的低通滤波环节，其表达式为(k/(1+ts))；cc为pi控制器，其表达式为(k
pc
+k
ic
/s)，k
pc
及k
ic
分别为比例系数及积分系数；l为滤波电感；ls为并网点处系统等效电感。u
drs
、u
qrs
分别为变流器出口电压d/q轴分量；i
qs
、i
ds
，分别为母线电流d/q轴分量扰动量；ω0为工频旋转角速度。
[0035]
联立公式(1)、公式(2)及公式(3)，计算得到电流输出扰动量i
ds
/i
qs
关于电流扰动量参考值i
*ds
/i
*qs
的传递函数：
[0036][0037]
其中：
[0038][0039]
如图3所示，计及锁相环的扰动特性，考虑母线电压定向于-q轴，求得锁相环输出相位角的传递函数：
[0040][0041]
上式中，θ
plls
为锁相环角扰动量，k
p
为锁相环比例系数；ki为锁相环积分系数；u
q0
为母线电压q轴分量；u
ds
为母线电压d轴分量扰动量；g
pll
为锁相环传递函数。
[0042]
结合式(3)，计算得到锁相环相位角扰动量与电流扰动量的关系：
[0043]
θ
plls
＝g
pll
ls(si
ds-ω0i
qs
)
ꢀꢀ
(6)
[0044]
上式中，ls为并网点系统等效电感；s为拉普拉斯算子；ω0为工频旋转角速度。
[0045]
锁相环输出相位角扰动，将造成控制系统坐标系及电气系统坐标系下的电气扰动量存在差异：
[0046][0047]
上式中，u
cds
、u
cqs
分别为控制系统坐标系下d、q轴电压值扰动量；u
ds
、u
qs
分别为同步旋转坐标系下d/q轴分量；θ
plls
为锁相环输出相位角扰动量。
[0048][0049]
上式中，i
cds
、i
cqs
分别为控制系统坐标系下d、q轴电流扰动量；i
ds
、i
qs
分别为同步旋转坐标下的d/q轴分量；θ
plls
为锁相环输出相位角扰动量。
[0050][0051]
上式中，u
cdrs
、u
cqrs
分别为控制系统坐标系下d、q轴电压值扰动量；u
drs
、u
qrs
分别为同步旋转坐标系下的d/q轴分量；θ
plls
为锁相环输出相位角扰动量。
[0052]
计及锁相环的扰动量后，电压参考值方程如下所示：
[0053][0054]
上式中，u
cdrs
、u
cqrs
分别为控制系统坐标系下d、q轴电压值扰动量；cc为pi控制器，其表达式为(k
pc
+k
ic
/s)，k
pc
及k
ic
分别为比例系数及积分系数；i
*ds
、i
*qs
为d/q轴电流参考值；i
ds
、i
qs
为d/q轴电流扰动量；θ
plls
为锁相环输出相位角扰动量。
[0055]
联立式(6)与式(10)计算得到电流环-锁相环-弱交流系统风险评估模型：
[0056][0057]
其中：
[0058][0059]
在构建具有锁相环与不具有锁相环两种情况下的风险评估模型，计算系统强度变化情况下次同步振荡风险，计算结果如下图4所示，图4中横坐标为极点实轴，纵坐标为频率轴。由计算结果可知，任一相同系统条件下，计及锁相环时计算得到的极点均在不计锁相环时计算得到的极点右边，即计及锁相环节后系统的次同步振荡风险更高。即锁相环耦合接入后会加剧系统的次同步振荡风险，由此通过阻隔次同步频率分量与锁相环节的耦合，进而使得锁相环在次同步频率点处与次同步频率分量相分离，能够有效的抑制系统中的次同步振荡问题。
[0060]
二、抑制装置施加
[0061]
根据上述原理，在锁相环的输入中施加隔离环节，施加位置如图1中红色框图(也即是pll输入信号对应的圆圈内)所示。无抑制措施时，系统短路比降低至10时，系统中出现了振荡问题，有功功率振荡波形如图5所示，振荡频率为25hz，图5中横坐标为时间，纵坐标为功率。根据振荡频率设置隔离环节的频率，施加了谐波隔离装置后，根据振荡频率设置中心频率为25hz，有功功率波形如图6所示，系统中的振荡不再发生，图6中横坐标为时间，纵坐标为功率。
[0062]
三、模块参数的动态调整
[0063]
为了验证上述抑制措施的可行性，对于系统不施加滤波装置与施加滤波装置两种情况，在相同的系统工况下施加相同的扰动，施加扰动后的计算结果如图5所示。
[0064]
当系统的短路比由10进一步降低至5时，由图4可知系统的动态特性(振荡频率及阻尼水平)发生变化，之前的设置的参数难以满足系统的抑制要求，系统中出现如图7所示的振荡问题，图7中横坐标为时间，纵坐标为功率。由此，根据系统中新的动态特性，动态设置阻隔装置的中心频率为63.6hz、阻尼比为0.5。设置新的参数后，系统有功功率的振荡情况如图8所示，图8中横坐标为时间，纵坐标为功率，由图可知，系统中的振荡再次被抑制下去，即有效的抑制大规模海上风电并网系统中的振荡问题。
[0065]
上述具体实施方式用来解释说明本发明，仅为本发明的优选实施例，而不是对本发明进行限制，在本发明的精神和权利要求的保护范围内，对本发明做出的任何修改、等同替换、改进等，都落入本发明的保护范围。

技术特征：
1.一种基于环节分离的海上风电次/超同步振荡抑制方法，其特征在于：所述基于环节分离的海上风电次/超同步振荡抑制方法包括如下步骤：s1、在构建电流环-弱交流系统风险评估模型的基础上，添加锁相环以构建电流环-锁相环-弱交流系统的谐波谐振风险评估模型，分析各环节对次/超同步振荡问题的影响；s2、在适当的控制环节中施加带阻滤波器，阻隔目标次/超同步频率分量与该环节的耦合，降低甚至消除系统中次/超同步振荡风险；s3、根据系统工况及谐波与振荡特点，动态设置滤波器的中心频率，不同工况下仍能有效的阻隔次/超同步频率分量与该环节的耦合，分离锁相环与变流器的其它环节，降低系统次/超同步振荡风险。2.根据权利要求1所述的基于环节分离的海上风电次/超同步振荡抑制方法，其特征在于：步骤s1中，针对大规模海上风电并网形成的弱交流系统，推导得到电流环-弱交流系统、电流环-锁相环-弱交流系统风险评估模型的基础上，对比计算各环节对次/超同步振荡特性的影响。3.根据权利要求1所述的基于环节分离的海上风电次/超同步振荡抑制方法，其特征在于：步骤s2中，在构建包括不同环节的风险评估模型的基础上，计算添加锁相环前后系统的次/超同步振荡风险，对比锁相环节对系统次/超同步振荡稳定性的影响。4.根据权利要求1所述的基于环节分离的海上风电次/超同步振荡抑制方法，其特征在于：步骤s3中，在适当的环节施加滤波器，滤波器的中心频率根据系统次/超同步振荡特性进行初步设计或者根据现场监测到的数据进行设置。

技术总结
本发明提供一种基于环节分离的海上风电次/超同步振荡抑制方法，包括：S1、在构建电流环-弱交流系统风险评估模型的基础上，添加锁相环以构建电流环-锁相环-弱交流系统的谐波谐振风险评估模型，分析各环节对次/超同步振荡问题的影响；S2、在适当的控制环节中施加带阻滤波器，阻隔目标次/超同步频率分量与该环节的耦合，降低甚至消除系统中次/超同步振荡风险；S3、根据系统工况及谐波与振荡特点，动态设置滤波器的中心频率，不同工况下仍能有效的阻隔次/超同步频率分量与该环节的耦合，分离锁相环与变流器的其它环节，降低系统次/超同步振荡风险。本发明所提供的抑制方法能够达到降低系统次同步振荡风险的目的。降低系统次同步振荡风险的目的。降低系统次同步振荡风险的目的。


技术研发人员：李景一 杨文斌 施朝晖 王思逸 陈玮 陈晴 郦洪柯 徐鸥洋 杨飞 杨林刚 高玉青 徐志辉
受保护的技术使用者：中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司
技术研发日：2023.05.06
技术公布日：2023/7/22