基于双馈型风力发电机组变流器pi的次同步振荡抑制方法
【专利摘要】本发明提供了一种基于双馈型风力发电机组变流器PI的次同步振荡抑制方法，包括步骤1：建立基于双馈风电机组连接至无穷大电网系统的小信号模型；步骤2：通过对小信号模型进行特征值分析，获得特征值的分布情况；步骤3：以固定的步长，从小到大依次改变某一PI控制器的PI参数，保持其余PI控制器的PI参数不变，得到次同步振荡模态所对应阻尼比的变化情况；步骤4：选取最佳的转子侧变流器PI参数和网侧变流器PI参数范围。本发明通过分别控制转子侧变流器PI参数和网侧变流器PI参数抑制次同步振荡，增大了次同步振荡模态的阻尼比，起到减弱轴系振荡的效果。
【专利说明】
基于双馈型风力发电机组变流器PI的次同步振荡抑制方法
技术领域
[0001] 本发明设及风力发电技术领域，具体地，设及一种基于双馈型风力发电机组变流 器PI的次同步振荡抑制方法。
【背景技术】
[0002] 自从1970年和1971年，美国Mohave电站先后发生两次次同步谐振事故而引起发电 机组大轴严重损坏，有关科技工程界W及次同步谐振工作组就对次同步振荡问题进行了大 量的研究。次同步振荡是指电力系统中电气系统和风力发电机组W低于系统同步频率的某 个或多个振荡频率交换显著的能量的不正常运行状态并危及轴系安全的动态过程。次同步 振荡属于系统的振荡失稳，严重时可直接导致风力发电机转子轴系的严重破坏，造成重大 事故，危及电力系统的安全运行。
[0003] 交流线路串联电容补偿引起的次同步振荡的抑制措施大致分为四类：阻尼和滤 波，继电保护及监测保护，系统开关操作和机组切除，发电机组和系统的改造。直流输电引 起的次同步振荡问题只需在直流输电控制器中做些改变。如对于由直流输电辅助控制引起 的问题，只要在辅助控制器中加入陷波滤波器，将输入信号中不稳定的扭振频率分量滤除， 就可消除辅助控制器带来的不稳定影响。此外，还可采用与附加励磁系统阻尼控制相似的 对策，即利用次同步阻尼控制器。W发电机转速偏差为输入信号，对之作适当的处理如放大 和相位补偿，产生一个控制信号，作为直流输电控制系统的附加控制信号，最终使发电机的 电磁力矩中产生一个阻尼次同步振荡的电气阻尼力矩增量，达到抑制的目的。
[0004] 近些年来，对次同步振荡问题的研究更加深入，并已有多个工程实践。串联型 FACTS装置是将FACTS直接串联接入电力线路中，通过控制改变串入线路容抗或容性电压来 抑制次同步振荡。附加励磁阻尼控制器通过在输出中加入励磁电压，产生附加阻尼转矩来 缓解次同步振荡。次同步振荡抑制装置抑制次同步振荡的能力与自身控制器和控制策略有 很大的关系。如果控制器设计不当，不仅起不到抑制次同步振荡的作用，有时反而会激发发 电机组的轴系扭振;而一个好的控制器，在起到抑制作用的同时，还可W减少投入设备的容 量和成本。因此，研究次同步振荡的抑制方法是十分必要的。
[0005] 通过控制双馈型风力发电机组变流器的PI能有效抑制次同步振荡。在不同输出功 率下，可通过优化变流器控制参数，达到抑制机网次同步振荡的目的。运意味着不用增加额 外装置，也不用损失系统部分功率，仅通过控制参数优化，即可达到目的。可将运一整套优 化参数运用于实际风电场当中，也可根据风电场实际参数进行适当调整，运对解决实际问 题有着积极的指导意义。
【发明内容】
[0006] 针对现有技术中的缺陷，本发明的目的是提供一种基于双馈型风力发电机组变流 器PI的次同步振荡抑制方法。
[0007] 根据本发明提供的基于双馈型风力发电机组变流器PI的次同步振荡抑制方法，包 括如下步骤：
[0008] 步骤1:建立基于双馈风电机组连接至无穷大电网系统的小信号模型；
[0009] 步骤2:通过对小信号模型进行特征值分析，获得特征值的分布情况；
[0010] 步骤3: W固定的步长，从小到大依次改变某一PI控制器的PI参数，保持其余PI控 制器的PI参数不变，得到次同步振荡模态所对应阻尼比的变化情况；
[0011] 步骤4:选取最佳的转子侧变流器PI参数和网侧变流器PI参数范围。
[0012] 优选地，所述小信号模型包括:轴系模块、感应电机模块、转子侧控制器、变流器直 流侧模块、网侧控制器模块、变流器出口电感和变压器模块、并联补偿电容模块W及输电线 路模块，其中转子侧控制器采用基于定子磁链定向的矢量控制，控制DFIG的有功功率和机 端电压。
[OOU]优选地，
[0014] 所述轴系模块W风机奖叶转矩A T。和发电机电磁转矩A Te作为输入变量，W高速 轴角速度，即发电机角速度A O r为输出变量，状态方程如公式(1)所示：
[0015] (1)
[0016]
[0017]
[001 引
[0019] 式中：么表示A Xm对时间的倒数，Am、Bm、Cm和Dm表示轴系模块的控制系统参数矩 阵，AXm表示轴系模块的状态变量，A UM表示轴系模块的控制变量，A Ym表示轴系模块的输 出变量，A 01、A 02、A 03分别表示轴系模块S个质量块的机械旋转角微增量，A ?1、A ?2、 A CO 3分别表示=个质量块的角速度微增量；
[0020] 所述感应发电机模块W发电机角速度A O r、定子电压A Us和转子电压A Ur作为输 入变量，W发电机电磁转矩A Te、定子输出电流A Is和转子输出电流A k为输出变量，状态 方程如式(2)所示：
[0021] (2)
[0022]
[0023]
[0024] qrAu<kA?r]T;
[0025]
[0026] !
[0027]
[002引
[0029] 式中：表示AXG对时间的导数，AG、BG、CG、DG表示感应发电机模块的控制系统参 数矩阵，A Xe表示感应发电机模块的状态变量，A Ue表示感应发电机模块的控制变量，A Yc 表示感应发电机模块的输出变量，A e%表示暂态电动势交轴分量，A e/d表示暂态电动势直 轴分量，A iqs表示定子输出电流交轴分量，A ids表示定制输出电流直轴分量，A Te表示电磁 转矩，A Uqs表示定子电压交轴分量，A Uds表示定子电压直轴分量，A Uqr表示转子电压交轴 分量，A Udr表示转子电压直轴分量，T(/表示暂态时间常数，公表示暂态电抗，Xrr表示转子和 励磁绕组电抗之和，表示暂态阻抗，乂。表示励磁绕组电抗，3^0表示转差率初值，《 6表示系 统基准频率，CO S表示转差频率，Rs表示定子电阻，日/ d日表示暂态电动势初值直轴分量，e%0表 示暂态电动势初值交轴分量，UqsO表示转子电压初值交轴分量，UdsO表示转子电压初值直轴 分量；
[0030] 所述变流器直流侧模块W转子电压A Ur、转子输出电流A Ir、网侧变流器电压AUg 和网侧变流器输出电流A Ig为输入变量，W电容两端直流电压A Vdc为输出变量，状态方程 如公式(3)所示：
[0031]
(3)
[0032] 其中，
[0033] AXdc= AYdc=[ A Vdc]t;
[0034] A Udc - [ A Uqg , A Udg , A iqg , A 1化,A Uqr , A Udr , A iqr , A 1化];
[0035] Adc _ Oixi , Efcc _ [ iqg , idg , Uqg , Udg , - iqr , - idr , -Uqr , -Udr ];
[0036] Cdc = Iixi, Ddc = Oixs;
[0037] 式中：A支表示A Xdc对时间的导数，4〇[、80[八0[、00[表示变流器直流侧模块控制参 数矩阵，A Xdc表示变流器直流侧模块状态变量，A UDC表示变流器直流侧模块控制变量，A Ydc表示变流器直流侧模块输出变量，AVdc表示电容两端直流电压，[? ]T表示转置运算，A Uqg表示网侧变流器电压交轴分量，A Udg表示网侧变流器电压直轴分量，A iqg表示网侧变流 器输出电流交轴分量，A idg表示网侧变流器输出电流直轴分量，AUqr表示转子电压交轴分 量，A Udr表示转子电压直轴分量，A iqr表示转子输出电流交轴分量，A idr表示转子输出电 流直轴分量，OlX读示0，iqg表示网侧变流器输出电流交轴分量，idg表示网侧变流器输出电 流直轴分量，Uqg表示网侧变流器电压交轴分量，Udg表示网侧变流器电压直轴分量，iqr表示 转子输出电流交轴分量，idr表示转子输出电流直轴分量，Uqr表示转子电压交轴分量，Udr表 示转子电压直轴分量，IlXl表示1，化X8表示1乘8的零矩阵；
[003引所述网侧控制器模块W直流电压A VdC、直流电压参考值A VDC_ref、网侧变流器输出 电流参考值A iqg_ref和网侧变流器输出电流A Ig为输入变量，W网侧变流器电压A Ug为输出 变量，下标GSI表示网侧，状态方程如公式(4)所示：
[0039]
(4)
[0040] 其中，[0041 ] A拍si = [ Ax己，Ax6, Ax7]t;[0042] AYgsi = [ Audg，Auqg]T;[0043] A UGSI= [ A Voc-ref , A VdC, A iqg_ref , A idg, A iqg]T;
[0044]
[0045]
[0046]
[0047]
[004引式中：表不A Xgs拥时间的导数，4日51、1^51、〔日51、0日5康不网侧控制器模块控制 系统参数矩阵，A拍SI表示网侧控制器模块状态变量，Augsi表示网侧控制器模块控制变量， A Ygsi表不网侧控制器模块输出变量，Ak、A X6、A X7表不相关控制变量，A Udg表不网侧变 流器电压直轴分量，A Uqg表示网侧变流器电压交轴分量，A idg表示网侧变流器输出电流直 轴分量，山38、1^8、1(18、1^、1^、1(18表示相关？1控制器的？1控制参数；
[0049] 所述变流器出口电感和变压器模块W A U为输入变量，W网侧变流器输出电流A Ig为输出变量，状态方程如公式巧)所示：
[(K)加 ]
C5)
[0051]其中，
[0化4]
[0052] AXi?L=AYi?L=[AIgx，AIgy]T;[0053] A 邮L= [ A Ux, A Uy]T;
[0化5]
[0化6]
[0057] 式中：姑表不A X化对时间的导数，A化、B[?l、Crl、Drl表不变流器出口电感和变压器 模块控制系统控制参数矩，A Xrl表示变流器出口电感和变压器模块状态变量，A URL表示变 流器出口电感和变压器模块控制变量，A化L表示变流器出口电感和变压器模块输出变量， A Igx表示网侧变流器输出电流X轴分量，A Igy表示网侧变流器输出电流y轴分量，A Ux表示 电压X轴分量，A Uy表不电压y轴分量，:T表不电阻，X表不电抗，02X2表不2乘2的零矩阵；
[0058] 所述并联补偿电容模块W A Ipc为输入变量，W定子电压AUs为输出变量，状态方 程如公式(6)所示：
[0化9]
[0060]
[0061]
[0062]
[0063]
[0064] 式中：表示A Xpc对时间的导数，Apc、Bpc、Cpc、Dp康示并联补偿电容模块控制系 统参数矩阵，A Xpc表示并联补偿电容模块状态变量，A Upc表示并联补偿电容模块控制变 量，A Yp康不并联补偿电容模块输出变量，A Usx表不定子电压X轴分量，A Usy表不定子电压 y轴分量，A Ipcx表不并联电容电流X轴分量，A Ipcy表不并联电容电流y轴分量，Xc表不电容 的电抗值，〇2X2表不2乘2的零矩阵；
[0065] 所述输电线路模块W定子电压A Us和电网电压A化为输入变量，W线路电流A Il 为输出变量，状态方程如公式(7)所示：
[0066](7)
[0067] 其中，
[006引 AXrlc=[ A ix，A iy，Aucx，AUcy]T，A 化LC=[ AIlx，A lLy]T，Aurlc=[ AUsx, Ausy, A 化X，A 化y]T，
[0069；
[0070；
[0071：
[007^ 式中：表不A Xwx对时间的导数，4化(；、8化(；、〔化(；、0化康不输电线路模块控制系 统的参数矩阵，A Xrlc表示输电线路模块状态变量，A URLC表示输电线路模块控制变量，A 化LC表示输电线路模块输出变量，A ix表示电流X轴分量，A iy表示电流y轴分量，A Ucx表示 电容电压X轴分量，A Ucy表示电容电压y轴分量，A Ilx表示线路电流X轴分量，A ILy表示线路 电流y轴分量，X。表示电容电抗。
[0073] 优选地，所述步骤4包括:计算不同的功率下，选择抑制次同步振荡模态的最佳参 数范围，将最后得到的参数范围取并集，得到全功率下不同PI参数的最佳取值范围。
[0074] 优选地，还包括8个PI控制器，其中，转子侧变流器设置有五个PI控制器，网侧变流 器设置有=个PI控制器；
[007引具体地，对于转子侧变流器，其中KpO和KiO是转子角速度控制器PI参数;Kpi和Kii是 定子有功功率控制器PI参数;Kp沸Ki2是转子电流交轴分量控制器PI参数;Kp3和Ki3是定子无 功功率控制器PI参数;Kp4和Ki4是转子电流直轴分量控制器PI参数;对于网侧变流器，其中 KpS和KiS是直流电压控制器PI参数;KpS和KiS是网侧电流直轴分量控制器PI参数;Kp7和Ki7是 网侧电流交轴分量控制器PI参数。
[0076] 与现有技术相比，本发明具有如下的有益效果：
[0077] 本发明基于该小信号模型进行特征值分析，并基于变流器PI参数的变化对次同步 振荡所对应特征值的影响，从而选取对次同步振荡抑制效果最佳的变流器PI参数范围。设 置双馈型风力发电机组变流器PI参数为指定的最优值，可W减弱甚至消除次同步控制相互 作用带来的振荡模态，运对风力发电机组的实际运行有着积极的意义。本发明不需要增加 额外的设备，只需要优化变流器的PI参数选择即可实现，具有成本低、参数整定简单的优 点。
【附图说明】
[0078] 通过阅读参照W下附图对非限制性实施例所作的详细描述，本发明的其它特征、 目的和优点将会变得更明显：
[0079] 图1为双馈风电机组连接至无穷大电网系统的小信号模型。
[0080] 图2为双馈型风力发电机组的控制框图。
[0081] 图3为全功率状态下PI参数的最优取值范围示意图；纵轴为不同类型PI参数，横轴 为PI值WlO为底的对数;其中，Ai3,U表示高速轴对应的振荡模态的特征值，An,18表示低速 轴对应的振荡模态的特征值，和A21是过渡过程中的特征值。
[0082] 图4为次同步振荡模态特征值、3,14随KpO的变化趋势示意图。
[0083] 图5为次同步振荡模态特征值、2,17,18随KpO的变化趋势示意图。
[0084] 图6为次同步振荡模态特征值、3,14随KiO的变化趋势示意图。
[0085] 图7为次同步振荡模态特征值、7,18随KiO的变化趋势示意图。
[0086] 图8为次同步振荡模态特征值、3,14随Kpi的变化趋势示意图。
[0087] 图9为次同步振荡模态特征值、2,17,18随Kpi的变化趋势示意图。
[008引图10为次同步振荡模态特征值、3,14随Kp3的变化趋势示意图。
[0089] 图11为次同步振荡模态特征值、2,17,18随Kp3的变化趋势示意图。
[0090] 图12为次同步振荡模态特征值、3,14随Kp4的变化趋势示意图。
[0091] 图13为次同步振荡模态特征值、2,17,18,21随Kp4的变化趋势示意图。
[0092] 图14为次同步振荡模态特征值、3,14随KpS的变化趋势示意图。
[0093] 图15为次同步振荡模态特征值、2,17,18随KpS的变化趋势示意图。
[0094] 图16为次同步振荡模态特征值、3,14随KiS的变化趋势示意图。
[0095] 图17为次同步振荡模态特征值、7,18随KiS的变化趋势示意图。
[0096] 图18为次同步振荡模态特征值、3,14随KpS的变化趋势示意图。
[0097] 图19为次同步振荡模态特征值、7,18随KpS的变化趋势示意图。
[009引图20为次同步振荡模态特征值、3,14随Kp7的变化趋势示意图。
[0099] 图21为次同步振荡模态特征值、7,18随Kp7的变化趋势示意图。
[0100] 图22为PI参数优化前发电机转矩波形及FFT分析结果示意图。
[0101] 图23为PI参数优化后发电机转矩波形及FFT分析结果示意图。
[0102] 图24为PI参数优化前发电机转速波形及FFT分析结果示意图。
[0103] 图25为PI参数优化后发电机转速波形及FFT分析结果示意图。
[0104] 其中，KpO和KiO是转子角速度控制器PI参数;Kpi和Kii是定子有功功率控制器PI参 数;Kp2和Ki2是转子电流交轴分量控制器PI参数;Kp3和Ki3是定子无功功率控制器PI参数;Kp4 和Ki4是转子电流直轴分量控制器PI参数。对于网侧变流器，其中，KpS和KiS是直流电压控制 器PI参数;KpS和KiS是网侧电流直轴分量控制器PI参数;Kp7和Ki?是网侧电流交轴分量控制器 PI参数。
【具体实施方式】
[0105] 下面结合具体实施例对本发明进行详细说明。W下实施例将有助于本领域的技术 人员进一步理解本发明，但不W任何形式限制本发明。应当指出的是，对本领域的普通技术 人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可W做出若干变化和改进。运些都属于本发明 的保护范围。
[0106] 本发明建立了双馈风电机组连接至电力系统的小信号模型，该小信号模型主要由 轴系模块、感应电机模块、转子侧控制器模块、变流器直流侧模块、网侧控制器模块、变流器 出口电感和变压器模块、并联补偿电容模块W及输电线路模块共计8个模块构成。转子侧变 流器采用功率解禪控制法，控制双馈风力发电系统输出功率。网侧变流器采用向量控制方 法。
[0107] 图1中轴系模块W风机奖叶转矩A T。和发电机电磁转矩A Te作为输入变量，W高 速轴角速度，即发电机角速度A Or为输出变量;感应发电机模块W发电机角速度A Or、定 子电压A Us和转子电压A Ur作为输入变量，W发电机电磁转矩A Te、定子输出电流A Is和转 子输出电流A k为输出变量；网侧控制器模块W发电机角速度A Or、发电机角速度参考值 A Or ref、定子无功参考值AQs_ref、转子输出电流A Ir、定子输出电流A Is和定子电压AUs 作为输入变量，W转子电压A Ur为输出变量;变流器直流侧模块W转子电压A Ur、转子输出 电流A Ir、网侧变流器电压A Ug和网侧变流器输出电流A Ig为输入变量，W电容两端直流电 压A Vdc为输出变量；网侧控制器模块W直流电压A Vdc、直流电压参考值A VDLref、网侧变 流器输出电流参考值A iqg_ref和网侧变流器输出电流A Ig为输入变量，W网侧变流器电压 A Ug为输出变量;变流器出口电感及变压器模块W定子电压A Us和网侧变流器电压A Ug为 输入变量，W网侧变流器输出电流A Ig为输出变量;并联补偿电容模块W网侧变流器输出 电流A Ig、线路电流A II、定子输出电流A Is为输入变量，W定子电压A Us为输出变量;输电 线路模块W定子电压A Us和电网电压A化为输入变量，W线路电流A Il为输出变量。
[0108] 图2中有8个PI控制器，其中转子侧变流器有五个，网侧变流器有=个。对于转子侧 变流器，其中KpO和KiO是转子角速度控制器PI参数;Kpi和Kii是定子有功功率控制器PI参数； Kp2和Ki2是转子电流交轴分量控制器PI参数;Kp3和Ki3是定子无功功率控制器PI参数;Kp4和 Ki4是转子电流直轴分量控制器PI参数。对于网侧变流器，其中KpS和KiS是直流电压控制器PI 参数;Kp廓KiS是网侧电流直轴分量控制器PI参数;Kp7和Ki?是网侧电流交轴分量控制器PI参 数。图22-23，Te为发电机转矩。图24-25，CO r为发电机转速。
[0109] 具体步骤如下：
[0110] 1、W各部分之间的相互关系为基础，推导出双馈风力发电系统的单机一一无穷大 系统的小信号模型。在Matlab的Simulink电磁仿真软件中，搭建如图1的小信号模型，其中 具体电路和控制框图如图2所示，设定的PI参数如表一所示，线路的补偿度为0.4。
[0111] 表一双馈型风机变流器控制PI参数
[01121
[0113] 2、该小信号模型总共有27个状态变量，即：
[0114]
[0115] 其中目turb、目gear和目r分别为叶片、低速轴和高速轴扭矩角，COturb、COgear和COr分别为 各部分转速，(6qs、(6ds、(6qrW及(6dr分别为发电机定转子磁链的q轴和d轴分量，X日、Xl、X2、X3、X4、 X5、X6W及X7分别为变流器控制变量，Vdc为直流电容电压，igx和igy为网侧变流器输出电流的 X和y轴分量，Upc, X和A Upc, y分别为变压器出口并补电容电压的X和y轴分量，iLx, iLy, Use, X, Usw分别为输电线路电流和串补电容两端电流的X和y轴分量。
[0116] 对该小信号模型进行特征值分析，系统所有的振荡模态如表二所示。
[0117] 表二双馈风电机组连接至电力系统的小信号模型特征值
[011 引
[0119] 3、通过相关因子表可W知道Au,14，Ai7,18对应次同步振荡模态，然后W固定的步 长，从小到大依次改变PI参数，保持其他PI参数不变，得到次同步振荡模态所对应阻尼比 的变化情况，如图4到图21所示。因此可W从图中找到使次同步振荡模态阻尼比最大的PI参 数范围(在图中的虚线圆圈附近）。
[0120] 4、从图4到图21中发现，当每个PI参数取虚线圆圈附近的值时，次同步振荡模态的 阻尼比取得最大，运时次同步振荡能够得到较好地抑制。
[0121] 5、W固定的步长调节风电机组的出力，按照3中的方法调节PI参数，得到系统在不 同出力情况下，SSCI振荡模态所对应的特征值实部和阻尼比的变化趋势。从而可W得到不 同的功率下，抑制SSCI振荡模态的最佳参数选择范围。将最后得到的参数范围取并集，即可 得到全功率下不同PI参数的最佳取值范围，如图3所示。
[0122] 6、搭建时域模型进行仿真验证
[0123] 图22表明，在原始变流器控制参数作用下，发电机转矩波形中含有3Hz和14化左右 的谐波成分，运两种谐波成分与小信号模型中的SSO模态相对应。图23的FFT分析结果表明， 通过变流器控制参数的优化，运两种谐波对应的幅值均有所下降，发电机转矩的振荡幅度 也有所减弱。运表明通过变流器控制参数的优化，可W达到削弱SSO的效果。
[0124] 图24表明，在原始变流器控制参数作用下，发电机转速波形中含有0.5Hz，3Hz和 14化左右的谐波成分，其中0.5Hz谐波成分与小信号模型中的低频振荡模态相对应，后两种 谐波成分与小信号模型中的SSO模态相对应。图25的FFT分析结果表明，通过变流器控制参 数的优化，运=种谐波对应的幅值均有所下降，发电机转矩的振荡模型也有所减弱。运表明 通过变流器控制参数的优化，可W达到削弱低频振荡和SSO的效果。
[0125] W上对本发明的具体实施例进行了描述。需要理解的是，本发明并不局限于上述 特定实施方式，本领域技术人员可W在权利要求的范围内做出各种变化或修改，运并不影 响本发明的实质内容。在不冲突的情况下，本申请的实施例和实施例中的特征可W任意相 互组合。
【主权项】
1. 一种基于双馈型风力发电机组变流器PI的次同步振荡抑制方法，其特征在于，包括 如下步骤： 步骤1:建立基于双馈风电机组连接至无穷大电网系统的小信号模型； 步骤2:通过对小信号模型进行特征值分析，获得特征值的分布情况； 步骤3: W固定的步长，从小到大依次改变某一PI控制器的PI参数，保持其余PI控制器 的PI参数不变，得到次同步振荡模态所对应阻尼比的变化情况； 步骤4:选取最佳的转子侧变流器PI参数和网侧变流器PI参数范围。2. 根据权利要求1所述的基于双馈型风力发电机组变流器PI的次同步振荡抑制方法， 其特征在于，所述小信号模型包括:轴系模块、感应电机模块、转子侧控制器、变流器直流侧 模块、网侧控制器模块、变流器出口电感和变压器模块、并联补偿电容模块W及输电线路模 块，其中转子侧控制器采用基于定子磁链定向的矢量控制，控制DFIG的有功功率和机端电 压。3. 根据权利要求2所述的基于双馈型风力发电机组变流器PI的次同步振荡抑制方法， 其特征在于， 所述轴系模块W风机奖叶转矩A T。和发电机电磁转矩Δ Te作为输入变量，W高速轴角 速度，即发电机角速度A ω r为输出变量，状态方程如公式(1)所示：式中：表示Δ Xm对时间的倒数，Am、Bm、Cm和Dm表示轴系模块的控制系统参数矩阵，Δ Xm表示轴系模块的状态变量，Aum表示轴系模块的控制变量，A Ym表示轴系模块的输出变 量，A θι、A 02、A 03分别表示轴系模块Ξ个质量块的机械旋转角微增量，A ωι、Δ 02、Δ 03 分别表示Ξ个质量块的角速度微增量； 所述感应发电机模块W发电机角速度Δ ω r、定子电压Δ Us和转子电压Δ Ur作为输入变 量，W发电机电磁转矩A Te、定子输出电流Δ Is和转子输出电流Δ k为输出变量，状态方程 如式(2)所示：式中：Δ文。表示Δ拍对时间的导数，4〇、8〇、〔〇、化表示感应发电机模块的控制系统参数矩 阵，ΔΧο表示感应发电机模块的状态变量，Aue表示感应发电机模块的控制变量，Δ Ye表示 感应发电机模块的输出变量，A e%表示暂态电动势交轴分量，Δ e/d表示暂态电动势直轴分 量，Δ iqs表示定子输出电流交轴分量，A ids表示定制输出电流直轴分量，Δ Te表示电磁转 矩，A Uqs表示定子电压交轴分量，A Uds表示定子电压直轴分量，A Uqr表示转子电压交轴分 量，Δ Udr表示转子电压直轴分量，TV表示暂态时间常数，公表示暂态电抗，Xrr表示转子和励 磁绕组电抗之和，Z/表示暂态阻抗，Xm表示励磁绕组电抗，SrO表示转差率初值，ω b表示系统 基准频率，c〇s表示转差频率，Rs表示定子电阻，e^d日表示暂态电动势初值直轴分量，e%日表示 暂态电动势初值交轴分量，UqsO表示转子电压初值交轴分量，UdsO表示转子电压初值直轴分 量； 所述变流器直流侧模块W转子电压A Ur、转子输出电流Δ k、网侧变流器电压Δ Ug和网 侧变流器输出电流A Ig为输入变量，W电容两端直流电压Δ Vdc为输出变量，状态方程如公 式(3)所示：式中：Δ玄ce表示Δ Xdc对时间的导数，Adc、Bdc、Cdc、Ddc表示变流器直流侧模块控制参数矩 阵，Δ Xdc表示变流器直流侧模块状态变量，Δ UDC表示变流器直流侧模块控制变量，Δ Ydc表 示变流器直流侧模块输出变量，AVdc表示电容两端直流电压，[· ]τ表示转置运算，Auqg表 示网侧变流器电压交轴分量，Δ Udg表示网侧变流器电压直轴分量，A iqg表示网侧变流器输 出电流交轴分量，Δ idg表示网侧变流器输出电流直轴分量，Δ Uqr表示转子电压交轴分量， A Udr表示转子电压直轴分量，A iqr表示转子输出电流交轴分量，A idr表示转子输出电流直 轴分量，OlXl表示0，iqg表示网侧变流器输出电流交轴分量，idg表示网侧变流器输出电流直 轴分量，Uqg表示网侧变流器电压交轴分量，Udg表示网侧变流器电压直轴分量，iqr表示转子 输出电流交轴分量，idr表示转子输出电流直轴分量，Uqr表示转子电压交轴分量，Udr表示转 子电压直轴分量，IlXl表示1，化X8表示1乘8的零矩阵； 所述网侧控制器模块W直流电压AVdC、直流电压参考值AVDC_ref、网侧变流器输出电流 参考值A iqg_ref和网侧变流器输出电流Δ Ig为输入变量，从网侧变流器电压Δ Ug为输出变 量，下标GSI表示网侧，状态方程如公式(4)所示：式中：表示Δ Xgsi对时间的导数，Agsi、Bgsi、Cgsi、Dgs康示网侧控制器模块控制系统 参数矩阵，AXgsi表示网侧控制器模块状态变量，Augsi表示网侧控制器模块控制变量，Δ Ycsi表示网侧控制器模块输出变量，Δ X5、Δ X6、Δ X7表示相关控制变量，Δ Udg表示网侧变流 器电压直轴分量，AUqg表示网侧变流器电压交轴分量，Δ idg表示网侧变流器输出电流直轴 分量，山38、1^8、1(18、1^、1^、1(18表示相关？1控制器的？1控制参数； 所述变流器出口电感和变压器模块W A U为输入变量，W网侧变流器输出电流Δ Ig为输 出变量，状态方程如公式(5)所示：(5) 其中，式中：Δ^_^表不Δ X化对时间的导数，4化、6化、〔化、0化表不变流器出口电感和变压器模块 控制系统控制参数矩，A Xrl表示变流器出口电感和变压器模块状态变量，Δ URL表示变流器 出口电感和变压器模块控制变量，Δ Yrl表示变流器出口电感和变压器模块输出变量，Δ Igx 表示网侧变流器输出电流X轴分量，Δ Igy表示网侧变流器输出电流y轴分量，Δ Ux表示电压X 轴分量，Δ Uy表示电压y轴分量，:Γ表示电阻，X表示电抗，〇2X2表示2乘2的零矩阵； 所述并联补偿电容模块W A Ip。为输入变量，W定子电压Δ Us为输出变量，状态方程如 公式(6)所示：式中：心?ρ,表示Δ Xp。对时间的导数，4。。、8。。心。、0。康示并联补偿电容模块控制系统参 数矩阵，AXpc表示并联补偿电容模块状态变量，Aupc表示并联补偿电容模块控制变量，Δ Υρ康不并联补偿电容模块输出变量，Ausx表不定子电压X轴分量，Ausy表不定子电压y轴分 量，Δ Ipcx表不并联电容电流X轴分量，Δ Ipcy表不并联电容电流y轴分量，Xc表不电容的电抗 值，〇2X2表示2乘2的零矩阵； 所述输电线路模块W定子电压A Us和电网电压Δ化为输入变量，W线路电流AIl为输 出变量，状态方程如公式(7)所示：(7) 其中， A X化C= [ A ix, Δ iy, Δ Ucx, A Ucy]T，Δ 化LC= [ A Ilx, Δ lLy]T，Δ URLC= [ A Usx, A Usy，A 化X，Δ 化y]T，式中：脚j表不Δ Xrlx对时间的导数，4化(；、13化(；、〔化(；、0化康不输电线路模块控制系统的 参数矩阵，AXrlc表示输电线路模块状态变量，Aurlc表示输电线路模块控制变量，Δ化LC表 示输电线路模块输出变量，Δ ix表示电流X轴分量，Δ iy表示电流y轴分量，Aucx表示电容电 压X轴分量，Alley表示电容电压y轴分量，A Ilx表示线路电流X轴分量，Δ iLy表示线路电流y 轴分量，X康示电容电抗。4. 根据权利要求1所述的基于双馈型风力发电机组变流器PI的次同步振荡抑制方法， 其特征在于，所述步骤4包括:计算不同的功率下，选择抑制次同步振荡模态的最佳参数范 围，将最后得到的参数范围取并集，得到全功率下不同PI参数的最佳取值范围。5. 根据权利要求1所述的基于双馈型风力发电机组变流器PI的次同步振荡抑制方法， 其特征在于，还包括8个PI控制器，其中，转子侧变流器设置有五个PI控制器，网侧变流器设 置有Ξ个PI控制器； 具体地，对于转子侧变流器，其中Κρο和Kio是转子角速度控制器PI参数;Kpi和Kii是定子 有功功率控制器PI参数;Κρ沸Ki2是转子电流交轴分量控制器PI参数;Κρ3和Ki3是定子无功功 率控制器PI参数;Κρ4和Ki4是转子电流直轴分量控制器PI参数;对于网侧变流器，其中Κρ5和 Ki5是直流电压控制器ΡΙ参数;Κρ6和Ki6是网侧电流直轴分量控制器ΡΙ参数;Κρ7和Ki7是网侧 电流交轴分量控制器PI参数。
【文档编号】H02J3/24GK105939018SQ201610289038
【公开日】2016年9月14日
【申请日】2016年5月3日
【发明人】解大, 张延迟, 吴汪平, 楚皓翔, 孙俊博, 鲁玉普, 赵祖熠
【申请人】上海交通大学