作者：郑晓敏
风电机组的次同步振荡问题表现为3种形式，分别为次同步谐振、装置引发的次同步振荡、风电机组控制器引发的次同步控制相互作用。由于风机轴的刚度较小，轴系的自然扭振频率较低(10 Hz)，所需引起次同步扭振相互作用的串补度较高，因此扭振相互作用(TI)并不是风机主要的次同步振荡问题，而感应发电机效应(IGE)对风机的影响较为严重。风电机组控制器与串联补偿系统之间的作用(SSCI)是风电机组区别于火电机组的一种作用形式。
目前，关于风力发电系统次同步振荡的产生机理、分析方法和抑制措施方面的研究仍然处于起步阶段。较早对风电场次同步振荡的研究主要是鼠笼型风电机组。文献[4]，[7]建立了用于双馈风电场次同步振荡特征值分析的模型，并用特征值法和时域仿真法，分析了风速、串补度和控制器参数对风电场次同步振荡的影响，但缺乏机理层面的分析。文献[8]对双馈风电场经串补并网机理利用频率扫描和时域仿真的方法，从机理的层面对次同步振荡进行了分析，但未能精确定量的研究次同步振荡的详细特征。文献[8]针对引起风电场次同步振荡的SSCI．提出了一种区别IGE和SSCI的方法，但仅是针对单台发电机的状况。文献[9]在利用复转矩系数法对双馈风电场次同步振荡的基础上．提出可以通过附加阻尼控制的方式抑制次同步振荡。文献[10]基于阻抗分析的方法，设计了相应的次同步谐振阻尼控制器，但都缺乏对次同步振荡特征的精确分析。
本文采取频率扫描法与特征值法相结合的方法，建立双馈风电场次同步振荡模型，进行了次同步振荡特征的详细分析，同时对SSCI的作用机理进行了详细的阐述，并利用时域仿真的方法对分析所得结论进行了验证。
1系统模型
本文所研究的系统模型是由IEEE第一标准型演变而来，如图1所示。
在系统中100 MW的风电场经一个690 V／161 kV变压器升压后，通过串联补偿线路连接到无穷大系统上。其中100 MW的风电场是由50个2 MW的双馈风力发电机组合而成。文献[8]指出一个组合大规模风电场的动态行为可采用在单机DFIG等值模型表示。文献[11]提出采用单机等值模型对风电场进行动态仿真不仅减小了对大量风机建模的工作量，而且采用等值模型与采用详细模型仿真结论相似，同时文献[4]提出当风电场风电机组增加或减少时，其功率基准值也会相应增加或减少，因此单位惯性常数H不变。同样，这也适用于风机的其它参数。
整个电力系统模型包括空气动力学模型，轴系模型，双馈感应电机模型，转子侧变换器控制模型，网侧变换器控制模型，直流电容动态过程，以及串联补偿线路模型。
1.1风能捕获模型
式中：Tw为风力机输出转矩；p为空气密度；R为叶片半径；Vw为风速；Ω为风力机转速；A为风力机的叶尖速度比；B为桨距角；A,为常数。
双馈风力发电机的控制目的是追踪最大风能，参考文献[4]，可以得到如表1所示的最大风能追踪参考表。由表1可知，在给定风速下，可以得出相应的双馈电机转子转速w，，风力输出机械功率Pw和风力机输出转矩Tw。
1.2双馈感应电机模型
建立双馈风机的数学模型时，采用电动机惯例，定子和转子电流作为状态变量，双馈电机可以用一个4阶动态模型表示：
1.4直流电容动态过程
直流电容的动态过程为
式中：Udc为直流电容电压；Pr为转子侧变换器(RSC)有功功率；Pg为网侧变换器(GSC)侧有功功率。
1.5传输线模型
将传输线电流和电容电压作为状态变量，d，q坐标系下的状态方程为
图2可用微分方程组表示：
2次同步振荡机理分析
从工程实际的观点，可以电力系统次同步振荡问题的方法分为两大类： 一类是用于分析电力系统是否会发生次同步振荡以及哪些机组会发生次同步振荡，这类方法具有所需要的原始数据较少，计算方法简单，物理概念明确，所得到的结果近似，可以作为进一步精确分析次同步振荡问题的基础，典型代表是频率扫描分析法；另一类方法可以比较精确和定量地研究次同步振荡的详细特性，典型代表是复转矩系数法、特征值分析法和时域仿真法。
为此，本文将频率扫描法与特征值法相结合进行次同步谐振(SSR)分析．利用频率扫描法操作简便与特征值法精度高的优点，克服频率扫描法精度不足的缺点，同时减少了特征值法的计算量。
2.1频率扫描分析
频率扫描法是一种近似的线性方法，将需要研究的相关系统用正序网来模拟，除待研究的发电机之外的网络中的其他发电机用次暂态电抗等值电路来模拟，待研究的发电机用感应发电机等值电路来模拟。频率扫描法针对某一特定的频率，计算从待研究的发电机转子后向系统侧看进去的等效阻抗，通过频率扫描，可以分别得到等值阻抗的实部（即SSR等值电阻）和虚部（即SSR等值电抗）随频率而变化的曲线，根据得到的曲线可以对系统是否发生次同步振荡进行估计。
在图1所示系统中，传输线上加串联补偿，系统存在一个自然谐振频率，即：
式中：，为系统同步频率；XX为同步频率下双馈风力发电机等值电抗、升压变压器XT和线路电抗X。之和；X。为同步频率下串联补偿电容的容抗，且X．、=k .X。，其中k为线路串联补偿度(k<l)，因此fn<f，所以谐振频率／：I又称为次同步频率。
设双馈风力机在次同步频率为f时，转子滑差为
转子在次同步频率下的等效电阻R．／S为负值，当R,iS大于定子和输电系统在该谐振频率下的等效电阻之和时，整个系统电阻值为负值，系统产生感应发电机效应
对图4所示的电路进行系统等效电路进行阻抗频率扫捕，扣捕结果如图5.6所示。
在频率扫捕阻抗曲线中，等效电抗值过零点叫的频率即为对应的电气谐振频率。图5频率扫描曲线是存给定风速为7 m/s，串补度分别为50%，70%，90%条件F得到的．由扫捕曲线可以得到不同串补度下的谐振频率分别为3 Hz．38 Hz．43.5 Hz,同时串补度为50%时，系统等效电阻为正，则不存在感应发电机效应：串补度为70%时，系统等效阻抗近似等于O：串补度为90%时．系统等效电阻为负，则可能存在感应发电机效应图6所不的频率扫揣曲线是在串补度固定为80%．风速分别为7，8，9 m/s的条什下测得的扫描曲线可知系统的谐振频率为42 Hz．同时，当风速为7 m/s时，系统等效电阻为负，存在lCE：风速为8m/s时，系统等效电阻约为o：风速为9 m/s时，系统等效电阻大于。，则不存在ICF。、虽然频率扫描结果不够精确，但仍能发现，风速越小，串补度越高越容易引起次同步振荡的发生一
2 2特征值分析
小下扰特征值分析被广泛应用于电力系统的稳定性分析中，包括低频振荡和次l司步振荡它足在小扰动的情况F．对电力系统模型进行线一降化后，通过求取系统系数矩阵，进而求得系统特征值，其判定系统是否稳定的依据是李雅普诺夫稳定性第二定理。
针对风速7 m/s，串补度为78%的运行L况求取系统稳态运行的平衡点，对图l所不的电力系统模型存平衡点附近线性化，由线性化后的系数矩阵．求得系统特征值．结果如表2所示。
由表3可知：当串补度由50%增加到90%时，次同步振荡频率逐渐增加，同时转子电流的补偿频率逐渐减小。σ由负变正，系统对振荡模态由正阻尼作用变为负阻尼作用。同时由阻尼比ε的变化可知，当串补度增加时，ξ由正变负，表明系统由稳定变为不稳定，且振荡的幅值越来越大。
2.3 SSCI机理分析
SSCI是随着风力发电技术的快速发展而出现的一种新的次同步振荡，发生的原因是风电机组的快速直接电流控制导致的系统出现负阻尼。系统发生扰动所产生的谐振电流会在发电机转子上感应对应的次同步电流，进而引起转子电流的变化。变流控制器感受到此变化后会调节逆变器输出电压，引起转子中的实际电流的改变。如果输出电压助增转子电流增大，谐振电流的谐振将会加剧，进而导致系统稳定性破坏。风电控制引起的次同步电流示意图如图7所示。
SSCI主要与双馈风力发电机的RSC控制策略和控制参数有关。目前，RSC采用双闭环比例
积分调节的矢量控制策略，（图2）。转矩和无功功率外环的响应速度慢，电流内环的响应时间较短，可以快速追踪电流参考值，因此SSCI受RSC电流控制内环的影响比较大。本文主要考虑电流控制内环变化对次同步振荡的影响。
3时域仿真分析
利用Matlab对图1的数学模型进行时域仿真。保持风速7 m/s不变，初始串补度为25%，由于给定的系统初值一般不能完全满足系统稳态运行的条件，存在小扰动，故在系统稳定运行后改变线路的串补度，本文选取0.5 s系统稳定后改变线路串补度，得到不同串补度下的电磁转矩Te的振荡曲线，如图8所示。对于不同风速，保持初始串补度为25%,0.5 s系统稳定后，将不同风速下的线路串补度都改变到85%，得到不同风速下电磁转矩T的振荡曲线，如图9所示。
4结论
本文对双馈风电场的经串联补偿电容并网进行了详细的数学建模，在数学模型的基础上，采用频率扫描法、特征值法和时域仿真法对系统模型进行了分析，得到以下结论。
①风电场的次同步振荡主要表现为感应发电机效应和次同步控制相互作用两种形式。
②风电场次同步振荡与风速、线路串补度、转子侧控制器参数有关。
③风速越大，线路串补度越小，转子侧控制器的比例和积分参数越小，越不容易引起风电场次同步振荡的发生。
本文所得结论为后续双馈风电场次同步振荡抑制措施的研究提供了的理论依据。
5摘要：为了对双馈风电场经串联补偿线路外送风电时引起的次同步振荡现象进行分析，根据风电场实际运行情况，建立了基于IEFJE第一标准型的次同步振荡模型。首先运用频率扫描法筛选出具有潜在谐振风险的系统运行状态，其次在数学模型的基础上，运用特征值法进行系统的小干扰稳定性分析，对风电场独有的次同步振荡形式，次同步控制相互作用的作用机理进行r阐述，最后利用时域仿真方法分别分析和验证了风速、串联补偿度以及控制器参数对风电场次同步振荡的影响。仿真和分析结果表明，风速越小、串补度越高、RSC电流控制环比例和积分增益参数越大，越容易引起次同步振荡。
下一篇:返回列表
