双馈风电并网系统的宽频振荡机理分析与抑制.pdf

电力系统振荡失稳严重威胁其安全稳定运行，在“双碳”目标和能源转型的推动下，风电并网使新型电力系统的振荡稳定性问题加剧。综合考虑传动系统、风机变换器、锁相环、串联补偿等电力系统各部分，建立了双馈风电并网系统的精确化综合模型。在此基础上，基于模式分析法分析系统振荡模式与参与因子关系特性，确定引发系统振荡模式的强相关状态变量和主导因素，探究双馈风电并网电力系统的宽频振荡机理，并寻找振荡抑制方法。与传统模型相对比，并在 Matlab 软件平台进行仿真分析与验证。结果表明：所建模型及机理分析方法以更多的状态变量表征了更丰富的振荡模式信息，更详尽地解释了系统宽频振荡机理，并能有效消除振荡，提高系统阻尼，提升系统稳定性，为进一步研究和开发电力系统宽频振荡检测和抑制方法奠定理论基础。关键词：宽频振荡；机理分析；综合模型；模式分析；电力系统；双馈风电并网 Mechanism analysis and suppression of broadband oscillation in a DFIG wind power grid-connected system CHENG Jing1,SU Le1,YUE Lei2(1.Engineering Research Center of Education Ministry for Renewable Energy Power Generation and Grid Connection,Xinjiang University,Urumqi 830017,China;2.Xinjiang Railway Survey and Design Institute Co.,Ltd.,Urumqi 830011,China)Abstract:Power system oscillation instability is a serious threat to the safe and stable operation of a power system.Driven by the double carbon goal and energy transformation,large-scale wind power grid connection has aggravated the oscillation stability problem of the new power system.In this paper,an accurate synthesis model of a doubly fed wind power grid connected system is established by considering all parts of the power system such as the drive system,wind turbine converter,phase-locked loop and series compensation.Then,based on the mode analysis method,the relationship between the system oscillation mode and the participation factors is analyzed.The strongly related state variables and dominant factors that cause the system oscillation mode are determined,and the broadband oscillation mechanism of the doubly fed wind power grid-connected power system is explored.The oscillation suppression method is found.To compare with the traditional model,simulation and verification are carried out on the Matlab software platform.The results show that the model and mechanism analysis method established represent more abundant oscillation mode information with more state variables,explain the system wide-band oscillation mechanism in more detail,and eliminate the oscillation,improving system damping and stability.It lays a theoretical foundation for further research and development of power system wide-band oscillation detection and suppression methods.This work is supported by the National Key Research&Development Program of China(No.2021YFB1506902).Key words:strategy broadband oscillation;mechanism analysis;comprehensive model;pattern analysis;power system;grid connection of doubly fed wind power 0 引言 在“双碳”目标和能源转型的推动下，“双高”基金项目：国家重点研发计划项目资助(2021YFB1506902)；新疆维吾尔自治区重点实验室开放课题资助(2020D04048)；新疆维吾尔自治区重大科技专项资助(2022A01001-4)(即高比例新能源接入和高电力电子化程度)成为当前新型电力系统的重要特征1-2。“双高”系统具有非线性、时变性、异构性、强耦合、多时间尺度等特性，相对于传统电力系统，其稳定性及内在机理发生了巨大变化3-5。近年来，由于“双高”引发的电力系统宽频振荡事件在国内外频频发生，严重影响了电力系统的安全稳定运行6-8。因此，研究分析-2-电力系统保护与控制电力系统保护与控制 宽频振荡产生机理，寻找有效的抑制策略，对提升新能源消纳、保障新型电力系统的稳定运行具有非常重要的理论价值和工程意义。常用的电力系统频率振荡分析方法有时域法、频域法、复转矩系数法、阻抗分析法和模式分析法等。文献9基于时域方法建模，提出不同运行工况下次同步谐振抑制方法。文献10提出基于复数域同步相量振荡频域特征的参数辨识方法，提高了次同步振荡辨识的准确度。文献11和文献12分别以分散消元和结合频域模式分析的复转矩系数法，有效抑制了多机多模态系统的次同步振荡。文献13-15采用阻抗分析法对双馈和直驱风电场并网系统次同步振荡机理进行研究。文献16-18建立系统小信号模型，以模式分析法优化控制参数，提高系统小干扰稳定性；文献19将系统分为基于小信号模型的线性部分和其余非线性部分，以此评估系统稳定性并确定振荡属性，削弱次同步振荡。文献20-21从开环模式谐振角度分别揭示了含变速和多台直驱风电机组并联并网以及无串补双馈风电场的电力系统振荡机理；文献22以风机为反馈子系统，建立系统闭环模型，分析风电并网的电力系统宽频振荡开环模式谐振机理。综上可知，目前对电力系统振荡问题的研究主要集中于次同步振荡方面，对于新能源并网的系统宽频振荡及机理分析鲜有涉及。因此，本文综合考虑风力机、感应电机、传动系统、风机变换器、锁相环、串联补偿等电力系统各部分，建立双馈风电并网系统的精确化综合模型，基于模式分析法和时域仿真法探究影响风力发电系统振荡模式的强相关状态变量，分析系统参数对风力发电系统各振荡模式和阻尼特性的影响，优化调节系统参数，以此提高系统阻尼，提升新能源并网系统的稳定性。1 双馈风机接入的电力系统综合模型 双馈风力发电系统结构如图 1 所示，主要由 3大部分组成：异步发电机及其传动系统、机侧变换器及其控制系统、网侧变换器及其控制系统。风力发电机捕获风能，带动异步发电机转子旋转，将风能转换为机械能；异步发电机定子直接连接电网，转子通过机侧变换器及其控制系统控制发电机定子侧输出功率ssjPQ，网侧变换器及其控制系统保持直流侧电压dcU恒定，并实现功率因数控制，保障向电网注入尽可能小的无功功率cQ。1.1 双馈风电机组数学模型 风机叶片旋转捕获的机械功率wP为 23wp12PR v C (1)式中：为空气密度；R 为风机叶片半径；v 为风速；pC为风能利用系数。风能利用系数pC 与叶尖速比、桨距角 存在式(2)所示的函数关系23。p(3)(0.440.0167)sin0.00184(3)150.3C (2)叶尖速比 与异步发电机参数有关，可表示为 trpRRvN C v (3)式中：t、r分别为风机叶片转速和发电机转子转速；pN为发电机极对数；C 为齿轮箱转速比。风轮机械转矩mT表示为 23pwmtt0.5 R v CPT (4)图 1 双馈风力发电并网系统结构示意图 Fig.1 Structure diagram of doubly fed wind power grid connected system 程 静，等 双馈风电并网系统的宽频振荡机理分析与抑制 -3-1.2 异步发电机及其传动系统数学模型 发电机电压方程表示为 sss ssssss sssrrr rsrrrrr rsrrddddd()dd()ddddqqqqddddqqqqduR ituR ituR ituR it (5)式中：sdu、squ和rdu、rqu分别为发电机定转子绕组 d、q 轴电压分量；sdi、sqi和rdi、rqi分别为定转子 d、q 轴电流分量；sd、sq和rd、rq分别定转子 d、q 轴磁通分量；sR、rR分别为发电机定转子绕组电阻；s为发电机同步转速。发电机磁链方程表示为 ss sm rss sm rrm sr rrm sr rdddqqqdddqqqL iL iL iL iL iL iL iL i (6)式中：sL、rL分别为定转子漏感；mL为发电机励磁电感。发电机定子侧和转子侧输出有功功率sP、rP和无功功率sQ、rQ为 sssssrrrrrsssssrrrrr1.5()1.5()1.5()1.5()ddqqddqqqddqqddqPu iu iPu iu iQu iu iQu iu i (7)传动系统轴系也会引发振荡，以低速轴和高速轴质量块进行等效，其二质量块轴系等效模型如图2 所示。图 2 风机轴系二质量块等效模型 Fig.2 Two mass block model of wind turbine shafting 传动系统轴系模型表示为 ttmtrrretrtrpd2()dd2()dd2()dJTDKtJTDKtftN (8)式中：tJ、rJ分别为风机质量块和发电机质量块的惯性时间常数；K、D分别为传动轴刚性系数和阻尼系数；mT、eT分别为风机的机械转矩、感应电机的电磁转矩；为轴系扭转角度。1.3 换流器及其控制系统数学模型 双馈风电机组并网的电力系统，由机侧换流器实现有功和无功解耦控制，网侧变换器保障直流母线电压稳定以及实现功率因数控制，向电网注入尽可能小的无功功率。机侧和网侧变换器控制框图分别如图3和图4所示。图 3 机侧变换器控制框图 Fig.3 Control block diagram of wind turbine side converter 图中：sP、sQ为定子侧输出有功和无功功率，s_refP、s_refQ为其参考值；pf1k、if1k和pf3k、if3k分别为变换器d、q轴无功外环的比例系数和积分系数；pf2k、if2k和pf4k、if4k分别为d、q轴电流内环的比例系数和积分系数；r _refdu、r _refqu为变换器d、q轴输出控制电压；r _refdi、r _refqi为定子d、q轴电流参考值。引入中间状态变量1y、2y、3y和4y，将机侧变换器及其控制系统表示为 r _refpf1s_refs1r _refpf3s_refs3rrefpf2r _refr2rrrsrrmssrmr _refpf4r _refr4rrrsrrmss()()_()()()()()()()(dqddddqqqqqqddikQQyikPPyukiiyi RiLLiLukiiyi RiLLirm)L (9)其中：12if1s_refsif2r _refr34if3s_refsif4r _refrdd(),()dddd(),()ddddqqyykQQkiittyykPPkiitt (10)-4-电力系统保护与控制电力系统保护与控制 图 4 网侧变换器控制框图 Fig.4 Control block diagram of power grid side converter 网侧变换器外环实现直流侧母线电压dcU恒定控制，内环实现网侧变换器电流ci的控制。dc_refu为直流母线电压参考值；pf5k、if5k分别为直流母线电压外环的比例系数和积分系数，pf6k、if6k和pf7k、if7k分别为网侧变换器d、q轴电流的比例系数和积分系数；gR、gL分别为滤波电路的电阻和电感；sdu、squ分别为d、q轴定子电压实际值；c _refdu、c _refqu分别为网侧变换器d、q轴输出控制电压；c _refdi、c _refqi分别为网侧变换器d、q轴电流参考值。引入中间变量5y、6y和7y，将网侧变换器及其控制系统的输出电压方程表示为 c _refpf5dc_refdc5c _refspf6c _refc6cgcsgc _refspf7c _refc7cgcsg()()()ddddddqqqqqqdikuuyuukiiyi RiLuukiiyi RiL(11)其中：5if5dc_refdc6if6c _refc7if7c _refcd()dd()dd()dddqqykuutykiitykiit (12)式中，cdi、cqi和cdu、cqu分别为网侧变换器输出电流和输出电压的d、q轴分量。网侧变换器滤波电抗的电压方程以及直流电容dcC的动态方程为 g ccscs cgggcscg cs cgggdcdcdcrrrrccccddddddddddqqqqqdddqqqqddR iiuuitLLLiuuR iitLLLuC uu iu iu iu it (13)风电机组向电网注入的功率ggjPQ为 gggggggggg1.5()1.5()qqddqddqPu iu iQu iu i (14)式中，gdu、gqu和gdi、gqi分别为注入电网的电压和电流d、q轴分量。1.4 锁相环数学模型 锁相环对电网电压基波进行准确定向，保证并网电流与电压同相同频，向网侧变换器输出相位信息，其控制框图如图5所示。图 5 储能协助调频控制策略 Fig.5 Energy storage assisted frequency control strategy 图中：sau、sbu、scu为风电机组输出电压；pf8k、if8k分别为比例系数和积分系数；s为电网电压角频率；PLL为锁相环输出的电压相位。引入中间变量8y，得到锁相环状态方程为 8ig8ssspf88PLLsddqqyk uu kyt (15)1.5 串补线路数学模型 图1中串联补偿线路数学模型表示为 gsgccgsggsgccgsgccccgsccgsccdddddd,dddddddqqqqqqdqddqqdiLuRiuuLitiLuRiuuLituuCiuCCiuCtt(16)式中：R、L和C分别为串补线路的电阻、电感和电容；ccdu、ccqu分别为串补电容两端电压的d、q轴分量；gdu、gqu分别为电网电压的d、q轴分量。2 基于模态分析法的宽频振荡机理分析 模式分析法通过建立系统的全阶小信号模型，求解其系数矩阵特征值、特征向量及相关因子，从而确定引发各振荡模式的关键因素，实现系统动态响应特性的分析与判断。2.1 电力系统的线性化状态空间模型 建立系统的线性化微分方程如式(17)所示。程 静，等 双馈风电并网系统的宽频振荡机理分析与抑制 -5-d(,)d(,)xftygx ux u (17)式中：T12,nx xxx为电力系统的n个状态变量；T12(),(),()qy xyxyxy为输出变量；u T12,mu uu为输入变量。将式(17)在平衡点00(,)xy处泰勒展开，略去高阶无穷小量，得 ddxxutyxu ABCD 整理得 d()dxxxt 1ABD CA (18)式中：、ACD为平衡点(0 x,0y)处的倒数系数矩阵；A为雅可比矩阵。111122221212nnnnnnfffxxxfffxxxfffxxxA (19)依式(17)和式(18)，将式(5)式(16)线性化，表示为 sffffgfgfsgfffgfggfffgfgddddqqdqdquXXuuJutPXuuQXuuABCDEFGHI (20)式中，fff,A BI均为系数矩阵。2.2 稳定判据及阻尼比 若矩阵A的n个特征值i表示为：jiii(1,2,)in，i、i分别为每组特征值的实部和虚部。阻尼比表示为 22 (21)根据李氏第一稳定性判据，非线性系统的小干扰稳定性是由该系统线性化后特征方程的根决定，即由雅可比矩阵A的特征值决定，阻尼比可揭示系统动态响应过程的振荡模态衰减速度。具体包含以下3种情况。1)当特征值存在正实数时，0i，系统具有负阻尼，其动态响应过程呈发散模态，此时线性化系统不稳定，原非线性系统小干扰不稳定。2)当特征值中存在一对共轭复数时，即：jii，0i，系统无阻尼，其动态响应过程为等幅振荡模态，此时线性化系统临界稳定，无法确定原非线性系统是否小干扰稳定。3)当0i 时，系统具有正阻尼。若1i，系统过阻尼，其特征值对应的模态是非周期性增大的，此时线性化系统非周期性地趋于稳态；若1i，系统临界阻尼，其特征值对应的模态也是非周期性增大的，线性化系统非周期性地趋于稳态，但其响应速度比过阻尼快；若01i，系统欠阻尼，动态响应过程为衰减振荡模态，此时线性化系统是渐进稳定的，原非线性系统小范围渐进稳定。综上可知，阻尼比越大，衰减振荡时，其收敛速度越快。且只有0i时，电力系统将发生振荡，其振荡频率0f为 002f (22)式中，0为共轭复数特征值的虚部。2.3 参与因子 系统的雅可比矩阵A是关于某一参数的函数，记作()fA，其特征值也将是参数的函数，即()(1,2,)iin，当发生变化时，A的特征值()i 也会发生相应变化。为准确描述系统各状态变量对其模态的关联程度，将系统状态变量ix与矩阵特征值i的关联程度用参与矩阵表示为 11 1111111111iinniiikikininnnnininnnnu vu vu vu vu vu vu vu vu vP (23)参与矩阵P的元素ikikikPu v即为参与因子，它用来描述第i个状态变量ix对第k个模态的参与程度。参与因子|ikP越大，表明ix与i的关联程度越高。因此，可通过调节参与因子较大的状态变量来改变特征值分布，相应地调节阻尼，以此改善系统动态响应，提高其稳定性。3 仿真分析与验证 3.1 系统振荡模式与参与因子关系特性分析 按照图1的电路结构，在Matlab/Simulink软件-6-电力系统保护与控制电力系统保护与控制 平台搭建双馈风力发电系统模型，在系统稳定运行状态，仿真分析振荡模式与参与因子的关系特性，寻找小干扰下可能引发系统振荡的潜在主导因子。由10台1.5 MW风电机组等值为1台15 MW机组，在11 m/s的风速条件下发电并网，经升压后远距离输送，经串联补偿并入35 kV电网。系统参数设置如表1所示。式(9)式(12)和式(15)中变换器及其控制系统中比例、积分系数取值如表2所示。表 1 主要参数设置 Table 1 Key parameter settings 参数 取值 参数 取值 单台机组容量 1.5 MW 风机额定电压 575 V 叶轮直径 87 m 风机额定电流 816 A 额定风速 11 m/s 滤波电阻gR 0.003 切出风速 20 m/s 滤波电感gL 0.15 mH定子电感sL 0.36 mH 直流电容dcC 1000 F转子电感rL 0.32 mH 桨距控制惯性时间常数T 0.25 定转子互感mL 2.9 mH 电机惯性时间常数rH 1 转子电阻rR 0.018 风机惯性时间常数tH 1.25 定子电阻sR 0.025 阻尼系数D 0.75 串补度 15%刚性系数K 0.8 表 2 比例、积分系数设置 Table 2 PI and integral coefficients setting 参数 取值 参数 取值 if1k 2 pf1k 0.02 if2k 10.8 pf2k 0.04 if3k 2 pf3k 0.02 if4k 10.8 pf4k 0.04 if5k 1 pf5k 0.03 if6k 20 pf6k 4 if7k 20 pf7k 4 if8k 250 pf8k 1 给定参数下，传统风电系统模型及本文所提综合模型的系统特征值分布情况如图6所示。由图6(a)可知，传统模型的系统特征值有7个负实根和3组共轭复根，即引发系统不稳定的振荡模式有3种。由图6(b)可知，所提综合模型的系统特征值有8个负实根和8组共轭复根，即引发系统不稳定的振荡模式有8种。综上对比分析可知，综合考虑风电机组、定子磁链、传动系统、锁相环、滤波器、串补等环节对系统稳定性的影响后，建立的综合模型以更多的状态变量表征了更丰富的振荡模式信息，进行机理分析可供参考的信息更全面、详尽可靠。图6(b)中，8组共轭复根对应8组潜在的振荡模式，其阻尼比和振荡频率如表3所示。图 6 系统的特征值分布图 Fig.6 Systems eigenvalues distribution 表 3 共轭复根相关信息 Table 3 Information of conjugate complex roots 共轭复根特征值 阻尼比 振荡频率/Hz1,2-1295.665j3756.386 0.3261 597.847 3,4-27.353j760.395 0.0359 121.021 5,6-52.152j205.114 0.2464 32.645 7,8-63.173j355.528 0.1750 56.584 9,10-19.567j423.173 0.0462 67.350 11,12-196.985j272.80 0.5854 43.417 13,14-10.938j43.566 0.2435 6.934 15,16-0.987j4.236 0.2269 0.6742 由表3可知，8组共轭复根中，15,16为低频振荡模式，11,12、13,14、5,6为次同步振荡模式，3,4、7,8、9,10为超同步振荡模式，1,2为高频振荡模式。按照式(23)计算8组共轭复根的参与因子，并归一化整理，寻找确定每组振荡模式的主导影响因素，获得振荡模式与参与因子关系图，如图7所示。图 7 振荡模式与参与因子关系图 Fig.7 Relationship between oscillation modes and participation factors 程 静，等 双馈风电并网系统的宽频振荡机理分析与抑制 -7-由图7得到特征值与振荡模式、参与因子、主导影响因素的对应关系，如表4所示。表 4 特征值与振荡模式、参与因子、主导影响因素关系表 Table 4 Relationship between oscillation mode,eigenvalues,participation factors and dominant influencing factors 特征根 振荡模式 参与因子 主导影响因素 1,2 高频振荡 cdi,cqi,gdi,gqi,ccdu,ccqu 滤波器与串补线路 3,4 超同步振荡 sd,sq,rd,rq,8y,PLL,gdi,gqi,ccdu,ccqu 定转子磁链、锁相环、串补 5,6 次同步振荡,sd,sq,rd,rq,t,r,桨距控制、传动系统 7,8 超同步振荡 sd,sq,rd,rq,gdi,gqi,ccdu,ccqu 定转子磁链、串补线路 9,10 超同步振荡 dcu,5y,6y,7y,直流母线电压、网侧变换器 11,12 次同步振荡 cdi,cqi,1y,2y,3y,4y 滤波线路、转子侧变换器 13,14 次同步振荡 8y,PLL 锁相环 15,16 低频振荡,t,r,桨距控制、传动系统 3.1.1串联补偿线路对系统振荡模式的影响 由表4可知，串补是引发各频段振荡(116)的主导因素。将串补度由15%增加到60%，系统的特征值变化轨迹如图8所示。图 8 系统特征值变化轨迹(串补度 15%60%)Fig.8 Change trajectory of system eigenvalues(series compensation from 15%to 60%)由图8可以看出，随串补度的增加，特征值向右偏移，实部和虚部远离坐标轴，阻尼比降低。即：降低串补度可提升阻尼比，促进提高系统稳定性。3.1.2感应电机磁链对系统振荡模式的影响 感应电机定/转子磁链是引发次/超同步振荡(38)的主导因素。磁链主要与定/转子电感参数相关，因此调整定/转子电感参数为原始值的0.5倍2倍，步长为0.1，系统特征值轨迹如图9所示。图 9 系统特征值变化轨迹(定转子电感 0.5 倍2 倍)Fig.9 Change trajectory of system eigenvalues(stator and rotor inductances from 0.5 times to 2 times)由图9可以看出，定/转子电感越大，特征值实部越向右偏移、虚部变化很小，阻尼比越低，即：定/转子电感越小，阻尼比越大，越有利于提升系统稳定性。3.1.3滤波器对系统振荡模式的影响 滤波器是引发次高频振荡(1,2)的主导因素。调整滤波电感参数为原始值的0.2倍5倍，步长为0.1，系统特征值轨迹如图10所示。图 10 系统特征值变化轨迹(滤波电感 0.2 倍5 倍)Fig.10 Change trajectory of system eigenvalues(filter inductances from 0.2 times to 5 times)由图10可以看出，滤波电感越大，特征值实部越向右偏移、虚部向坐标轴靠近，阻尼比越大。即：滤波电感越大，阻尼比越大，越有利于提升系统稳定性。3.1.4锁相环对系统振荡模式的影响 锁相环是引发次/超同步振荡(3,4、13,14)的主导因素。调整锁相环控制参数(pf8k、if8k)为原始值的0.25倍，步长为0.01，系统特征值轨迹如图11所示。由图11可以看出，锁相环比例控制系数pf8k越大，特征值实部向左偏移、虚部靠近坐标轴，阻尼比越大；而积分控制系数if8k越大，特征根实部基本不变、虚部远离坐标轴，阻尼比越小。即：锁相环-8-电力系统保护与控制电力系统保护与控制 比例控制系数pf8k越大、积分控制系数if8k越小，阻尼比越大，越有利于提升系统稳定性。图11 系统特征值变化轨迹(锁相环PI控制系数0.2倍5倍)Fig.11 Change trajectory of system eigenvalues(PI control coefficients of a phase-locked loop from 0.2 to 5 times)3.1.5传动系统对系统振荡模式的影响 传动系统是引发次同步和低频振荡(5,6、15,16)的主导因素，与惯性时间常数tH、rH和刚性系数K以及阻尼系数D相关。调整这些参数为原始值的0.52倍，步长为0.01，系统特征值轨迹如图12所示。图 12 系统特征值变化轨迹(传动系统相关参数变化)Fig.12 Change trajectory of system eigenvalues(changes of relevant parameters of transmission system)由图12可以看出，传动系统的阻尼系数D和惯性常数tH、rH越大，特征值实部越向左偏移、虚部向坐标轴靠近，阻尼比越大；而传动轴的刚性系数K越大，特征值实部越向右偏移、虚部越远离坐标轴，阻尼比越小。即：传动系统的阻尼系数D和惯性常数tH和rH越大、刚性系数K越小，系统的阻尼比越大，越有利于提升系统稳定性。3.1.6直流母线电容对系统振荡模式的影响 直流母线电压是引发超同步振荡(9,10)的主导因素。调整直流母线电容为初始值的0.01100倍，系统的特征值变化轨迹如图13所示。3.1.7网侧变换器控制参数对系统振荡模式的影响 网侧变换器控制参数也是引发超同步振荡(9,10)的主导因素。调整网侧变换器控制参数(pf5k pf7k、if5kif7k)为初始值的0.25倍，系统的特征值变化轨迹如图14所示。图 13 系统特征值变化轨迹(直流母线电容 0.01100 倍)Fig.13 Change trajectory of system eigenvalues(DC bus capacitance from 0.01 times to 100 times)图 14 系统特征值变化轨迹(网侧变换器控制参数调节)Fig.14 Change trajectory of system eigenvalues(control parameter adjustment of power grid side converter)由图14可以看出，随网侧变换器电压外环比例控制系数pf5k的增大，特征值实部先向左偏移后又向右偏移、虚部不断靠近坐标轴，阻尼比先增大后减小；随积分控制系数if5k的增大，特征值实部向左偏移、虚部靠近坐标轴，阻尼比逐渐增大。随网侧变换器电流内环比例控制系数pf6k、pf7k的增大，特征值实部向右偏移、虚部远离坐标轴，阻尼比逐渐减小；随积分控制系数if6k、if7k的增大，特征值实部向右偏移、虚部靠近坐标轴，阻尼比逐渐增大。即：电压外环PI控制参数增大，电流内环比例控制系数减小、积分系数增大，可增大系统阻尼比，提升系统稳定性。3.1.8 转子侧变换器参数对系统振荡模式的影响 转子侧变换器控制参数也是引发次同步振荡(11,12)的主导因素。调整转子侧变换器控制参数(pf1kpf4k、if1kif4k)为初始值的0.25倍，系统的特征值变化轨迹如图15所示。程 静，等 双馈风电并网系统的宽频振荡机理分析与抑制 -9-图 15 系统特征值变化轨迹(转子侧变换器控制参数调节)Fig.15 Change trajectory of system eigenvalues(control parameter adjustment of rotor side converter)由图15可以看出，随转子侧变换器功率外环比例控制系数pf1k、pf3k的增大，特征值实部向左偏移、虚部靠近坐标轴，阻尼比增大；随积分控制系数if1k、if3k的增大，特征值实部向左偏移、虚部基本不变，阻尼比增大。随转子侧变换器电流内环比例控制系数pf2k、pf4k的增大，特征值实部向右偏移、虚部靠近坐标轴，阻尼比增大；随积分控制系数if2k、if4k的增大，特征值实部向右偏移、虚部先靠近坐标轴后远离，阻尼比先增大后减小。即：转子侧功率外环PI控制参数增大，电流内环比例控制系数增大、积分系数减小，均可增大系统阻尼比，提升系统稳定性。3.2 仿真验证 为验证新能源并网系统在发生宽频振荡时其机理分析及调节方法的正确性，设置系统参数如表5所示，变换器及其控制系统中比例、积分系数取值如表6所示。在风速为11 m/s情况下运行，截取1 s时段(20个周期)内系统并网参量波形进行观察，如图16所示。由图16可知，当系统发生宽频振荡时，其电压、电流、功率等并网参量均有大幅波动，且畸变程度大，会造成系统失稳。进一步由模式分析法得到系统的特征值分布如图17所示。表 5 主要参数设置 Table 5 Key parameters setting 参数 取值 参数 取值 定子电感sL 0.66 mH 串补度 60%转子电感rL 0.58 mH 直流电容dcC 100 F定转子互感mL 4.2 mH 桨距控制惯性时间常数T0.4 转子电阻rR 0.18 电机惯性时间常数rH 0.88 定子电阻sR 0.25 风机惯性时间常数tH 1.03 滤波电阻gR 0.03 阻尼系数D 0.4 滤波电感gL 0.01 mH 刚性系数K 0.66 表 6 比例、积分系数设置 Table 6 PI parameter settings 参数 取值 参数 取值 if1k 20 pf1k 0.05 if2k 8 pf2k 0.6 if3k 20 pf3k 0.05 if4k 8 pf4k 0.6 if5k 400 pf5k 8 if6k 5 pf6k 0.83 if7k 5 pf7k 0.83 if8k 150 pf8k 4 图 16 宽频振荡系统的并网参量原始波形 Fig.16 Original waveforms of system grid connection parameters when broadband oscillation occurs 由图17可以看出，传统模型和综合模型在坐标轴右半平面都存在特征值，说明此时系统处于失稳状态，综合模型包含的宽频振荡信息更丰富，有5组特征值位于坐标轴右半平面，对应于5种振荡：1.57 Hz -10-电力系统保护与控制电力系统保护与控制 图 17 宽频振荡系统的特征值分布图 Fig.17 Eigenvalues distribution of wide frequency oscillation system 的低频振荡、34.2 Hz和45 Hz的次同步振荡、85.8 Hz的超同步振荡和227.5 Hz的高频振荡。依据3.1节中的机理分析，调整系统参数，逐步消除各种振荡。3.2.1低频振荡的抑制 由3.1.1节中分析可知，串补对系统各频段振荡均有影响，除此之外，低频振荡还受传动系统和桨距控制的影响。因此将串补度由60%调至30%，传动系统刚性系数K由1调至0.8，阻尼系数D由0.4调至0.6，惯性时间常数tH由0.88调至1.2、rH由1.03调至1.1，桨距控制时间常数T由0.4调至0.3，得到系统并网参量波形和特征值分布如图18和图19所示。图 18 系统的并网参量波形(消除 1.57 Hz 低频振荡)Fig.18 Grid connected parameter waveforms of the system (after eliminating the 1.57 Hz oscillation)图 19 系统的特征值分布图(消除 1.57 Hz 低频振荡)Fig.19 Systems eigenvalues dist