本发明涉及新能源发电领域，尤其涉及一种风电机组的次同步振荡抑制方法及装置。
背景技术：
风电机组与串补线路间的串补度高时，线路中可能由于扰动产生频率低于额定频率的电气谐振，如果发电机的某个轴系自然扭振频率与电气谐振频率互补，就会产生扭振放大作用，即次同步谐振(Subsynchronous Resonance，SSR)损坏发电轴系，进而危及电网运行。国内外许多地区都曾出现过风电与串补线路间的次同步振荡现象，例如美国德克萨斯州以及中国的冀北、东北地区。而风电与串补线路出现的次同步振荡目前主要发生在双馈机组，是由于双馈感应发电机的感应发电机放大效应以及机侧控制导致。由于定子侧频率越低，则感应发电机的转差率越大，感应发电机放大效应越明显。根据国内某电网中风电与串补线路的次同步振荡事件长期追踪分析，次同步振荡是否发生与系统中的风况改变(实际传输容量)以及串补投入情况等运行方式变化有关，同时，网架变化或运行方式变化也导致振荡频率在一定范围内的变化。
目前已有的次同步振荡抑制解决思路大多借鉴火电机组的次同步振荡抑制方法，主要是下述两个方面：一是电网侧增加抑制次同步振荡的STATCOM设备，一般是通过离线的傅里叶分析计算振荡频率并整定参数；二是双馈机组转子侧附加基于转速波动信号的阻尼控制。前一种方法需要增加大型硬件设备，成本较高；后一种方法对转速检测精度要求很高，目前商业应用的风电机组尚不具备这样的性能，需要升级转速传感器，产生额外的硬件成本和施工成本。
技术实现要素：
为了克服上述现有技术的缺陷，本发明提出了一种风电机组的次同步振荡抑制方法及装置，以解决风电机组与串补线路间的次同步振荡的技术问题。
为了达到上述目的，本发明提出了一种风电机组的次同步振荡抑制方法，包括：获取风电机组的同步旋转坐标系下，d轴和q轴的定子电流信号，并根据d轴和q轴的定子电流信号计算次同步振荡频率；根据相角偏移表、比例系数表以及次同步振荡频率，查询获得次同步振荡频率对应的相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数；根据相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数、d轴和q轴的定子电流信号，生成次同步振荡控制d轴和q轴的信号；将次同步振荡控制d轴和q轴的信号输入至风电机组的基本网侧控制内环。
进一步的，获取风电机组的同步旋转坐标系下的d轴和q轴的定子电流信号；通过低通滤波和高通滤波级联分离提取d轴和q轴的定子电流信号中的次同步分量信号；根据次同步分量信号，采用快速傅里叶变换计算次同步振荡频率。
进一步的，还包括：根据次同步分量信号的振荡幅度，判断次同步分量信号的振荡幅度是否在预设范围内。
进一步的，根据相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数、d轴和q轴的定子电流信号，生成次同步振荡控制d轴和q轴的信号步骤中，连续域传递函数为：
其中，a为相角偏移系数；
T1为相角偏移时间常数；
s为拉普拉斯变换算子。
进一步的，采用双线性变换法对连续域函数离散化，双线性变换方程为：
其中，s为拉普拉斯变换算子；Tc为控制周期；z为z变换算子。
为了达到上述目的，本发明提出了一种风电机组的次同步振荡抑制装置，包括：次同步振荡频率计算模块，用于获取风电机组的同步旋转坐标系下，d轴和q轴的定子电流信号，并根据d轴和q轴的定子电流信号计算次同步振荡频率；振荡控制参数查询模块，用于根据相角偏移表、比例系数表以及次同步振荡频率，查询获得相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数；次同步振荡控制信号生成模块，用于根据相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数、d轴和q轴的定子电流信号，生成次同步振荡控制d轴和q轴的信号；次同步振荡控制信号输出模块，用于将次同步振荡控制d轴和q轴的信号输入至网侧变流器的基本网侧控制的内环上。
进一步的，次同步振荡频率计算模块，包括：dq信号获取模块，用于获取风电机组的同步旋转坐标系下的d轴和q轴的定子电流信号；次同步分量信号分离模块，用于通过低通滤波和高通滤波级联分离提取d轴和q轴的定子电流信号中的次同步分量信号；次同步振荡频率确定模块，根据次同步分量信号，采用快速傅里叶变换计算次同步振荡频率。
进一步的，还包括：振荡幅度判断模块，用于根据次同步分量信号的振荡幅度，判断次同步分量信号的振荡幅度是否在预设范围内。
进一步的，次同步振荡控制信号生成模块中，连续域传递函数为：
其中，a为相角偏移系数；
T1为相角偏移时间常数；
s为拉普拉斯变换算子。
进一步的，次同步振荡控制信号生成模块，包括：离散化模块，用于采用双线性变换法对连续域函数离散化，双线性变换方程为：
其中，s为拉普拉斯变换算子；Tc为控制周期；z为z变换算子。
本发明的技术效果在于，通过本发明的风电机组的同步振荡抑制方法，可以抑制风电机组与串补线路之间的次同步振荡，并且，在性能方面，可以适应一定程度的运行方式变化，在具体实现方面，仅须利用双馈机组中网侧变流器原有检测和计算性能，通过软件控制策略升级便可实现抑制次同步振荡，无硬件回路改造成本，易于工程改造。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为风电机组经串补线路并网的连接示意图。
图2为本发明实施例的风电机组的次同步振荡抑制方法的步骤流程图。
图3为本发明实施例的风电机组的次同步振荡抑制方法的控制原理图。
图4为本发明实施例的风电机组的次同步振荡抑制装置的结构示意图。
图5为本发明实施例中双馈风电机组经串补线路并网系统发生次同步振荡以及应用本发明方法后振荡被抑制的仿真对比波形。
图6中的(a)为发生振荡时的傅里叶分析输出，(b)为应用本发明实施例的风电机组的次同步振荡抑制方法后次同步振荡频率实时傅里叶分析输出。
附图标号：
双馈感应发电机 1
机侧控制器 21
网侧控制器 22
机侧变流器 31
网侧变流器 32
变压器 4
串补电路 5
电网 6
具体实施方式
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，本领域相关技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明的保护的范围。
图1为风电机组经串补线路并网的连接示意图，如图1所示，变流控制器控制变流器，将双馈感应发电机1所发出的电能通过变压器4、串补线路5输送到电网6中，其中，变流控制器包括机侧控制器21与网侧控制器22，相应的变流器也包括机侧变流器31与网侧变流器32，网侧控制器22接收定子电流(电流互感器CT提供)、机侧变流器与网侧变流器之间的直流电压(电压互感器PT3提供)以及电网电压(电压互感器PT1提供)作为输入信号，机侧控制器21的接收信号在网侧控制器22接收信号的基础上，还包括定子电压(电压互感器PT2提供)。本发明针对双馈机组的拓扑特点，以及次同步振荡发生在双馈感应发电机1与串补电路5之间的特点，利用网侧控制器22原有检测和计算性能，控制网侧变流器32实现次同步振荡阻尼作用，优化整机输出性能，实现双馈风电机组经串补线路并网的次同步振荡抑制。
图2为本发明实施例的风电机组的次同步振荡抑制方法的步骤流程图，如图2所示，本实施例的风电机组的次同步振荡抑制方法，包括：
S100，获取风电机组的同步旋转坐标系下，d轴和q轴的定子电流信号，并根据d轴和q轴的定子电流信号计算次同步振荡频率；S200，根据相角偏移表、比例系数表以及次同步振荡频率，查询获得次同步振荡频率对应的相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数；S300，根据相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数、d轴和q轴的定子电流信号，生成次同步振荡控制d轴和q轴的信号；S400，将次同步振荡控制d轴和q轴的信号输入至风电机组的基本网侧控制内环。
图3为本发明实施例的风电机组的次同步振荡抑制方法的控制原理图，结合图1至图3所示，在本实施例的步骤S100中，获取风电机组的同步旋转坐标系下的d轴和q轴的定子电流信号，并根据d轴和q轴的定子电流信号计算次同步振荡频率。其具体实施可以包括：
首先，获取风电机组的同步旋转坐标系下的d轴和q轴的定子电流信号。由于机侧控制器通过一电压互感器连接至双馈感应发电机的输出线路中，其可以直接获取风电机组的定子电流，将其转换为同步旋转坐标系下的d轴和q轴的定子电流信号(Isd、Isq)，该d轴和q轴的定子电流信号用于在后续步骤中，提取其中的次同步电流分量(Isd_ssr、Isq_ssr)。
然后，通过低通滤波和高通滤波级联分离提取d轴和q轴的定子电流信号中的次同步分量信号。于d轴和q轴的定子电流信号(Isd、Isq)中，通过机侧控制器中的次同步振荡分离器提取次同步电流分量(Isd_ssr、Isq_ssr)，该次同步振荡分离器采用软件滤波器的方式，由低通滤波和高通滤波级联而成，其可以分离提取d轴和q轴的定子电流信号中的次同步电流分量。
最后，根据次同步分量信号，采用快速傅里叶变换计算次同步振荡频率。对次同步电流分量(Isd_ssr、Isq_ssr)进行快速傅里叶分析(DFFT分析)计算，得到次同步振荡频率(fssr_dq)。考虑到已有振荡分离器来避免其他信号干扰，采用的是保持计算点数但减小傅里叶分析采样频率的思想，既提升频率分辨率，又保证实时计算可行性。具体实施过程中可以先根据次同步分量信号的振荡幅度，判断次同步分量信号的振荡幅度是否在预设范围内，然后再进行后续步骤。
在本实施例的步骤S200中，根据相角偏移表、比例系数表以及次同步振荡频率，查询获得次同步振荡频率对应的相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数。该相角偏移表、比例系数表，为技术人员预先设定于网侧控制器内部，用于使用次同步振荡频率(fssr_dq)查询预置的相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数。
在本实施例的步骤S300中，根据相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数、d轴和q轴的定子电流信号，生成次同步振荡控制d轴和q轴的信号(Issrd、Issrq)。按照相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数，调整输入至网侧控制器的d轴和q轴的定子电流信号，生成次同步振荡控制d轴和q轴的信号。该调整过程可以通过设置次同步振荡分离器和移相校正器来实现，其中，次同步振荡移相校正器，由超前滞后环节和比例环节组成，取超前滞后环节连续域传递函数为a>1时相位超前，a<1时相位滞后。可改变超前滞后环节的最大相角偏移值及其对应频率。比例系数Ka对超前滞后环节导致的幅频变化进行校正。补充说明的是，移相校正器在网侧变流器控制器中数字实现，还需对进行离散化，建议采用双线性变换法(s为拉普拉斯变换算子；Tc为控制周期；z为z变换算子)，保证离散化前后的相频特性一致。
在具体实施过程中，在步骤S300中，控制相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数的在线调整。具体包括参数查表和执行逻辑两部分。执行逻辑为根据次同步分量信号(Isd_ssr、Isq_ssr)振荡幅度是否在预定范围内，决策次同步频率计算结果可信度，以及是否采取次同步抑制。控制参数(相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数)在线调整是指根据检测到的次同步振荡频率(fssr_dq)查询相角偏移表和系数表，所述相角偏移表和系数表可预先制定，输入为fssr_dq，2～50Hz范围内每隔2Hz取点，输出为相角θ1表征采样硬件滤波、软件滤波等系统固有环节对次同步振荡频率fssr_dq的滞后；输出系数值K1，表征系统固有环节对频率fssr_dq的次同步振荡分量的幅值损耗。相角θ1、系数值K1决定了超前滞后环节的幅频和相频特性，进而得到a、T1以及Ka值。
在本实施例的步骤S400中，将次同步振荡控制d轴和q轴的信号输入至风电机组的基本网侧控制内环。步骤S300中生成的次同步振荡控制d轴和q轴的信号(Issrd、Issrq)输入至网侧变流器，控制网侧变流器变流工作，实现次同步振荡阻尼作用。
在介绍了本发明实施例的风电机组的次同步振荡抑制方法之后，接下来，对本发明实施例的风电机组的次同步振荡抑制装置进行介绍。该装置的实施可以参见上述方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的术语“模块”、“单元”，可以是实现预定功能的软件和/或硬件。
图4为本发明实施例的风电机组的次同步振荡抑制装置的结构示意图，如图4所示，本实施例中一种风电机组的次同步振荡抑制装置，包括：
次同步振荡频率计算模块100，用于获取风电机组的同步旋转坐标系下的d轴和q轴的定子电流信号，并根据d轴和q轴的定子电流信号计算次同步振荡频率；
振荡控制参数查询模块200，用于根据相角偏移表、比例系数表以及次同步振荡频率，查询获得相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数；
次同步振荡控制信号生成模块300，用于根据相角偏移系数、相角偏移时间常数、比例系数、d轴和q轴的定子电流信号，生成次同步振荡控制d轴和q轴的信号；
次同步振荡控制信号输出模块400，用于将次同步振荡控制d轴和q轴的信号输入至网侧变流器的基本网侧控制的内环上。
在具体实施过程中，次同步振荡频率计算模块100，包括：
dq信号获取模块，用于获取风电机组的同步旋转坐标系下的d轴和q轴的定子电流信号；
次同步分量信号分离模块，用于通过低通滤波和高通滤波级联分离提取d轴和q轴的定子电流信号中的次同步分量信号；
次同步振荡频率确定模块，根据次同步分量信号，采用快速傅里叶变换计算次同步振荡频率。
在具体实施过程中，风电机组的次同步振荡抑制装置还包括：振荡幅度判断模块，用于根据次同步分量信号的振荡幅度，判断次同步分量信号的振荡幅度是否在预设范围内。
在具体实施过程中，次同步振荡控制信号生成模块300中，连续域传递函数为：
其中，a为相角偏移系数；
T1为相角偏移时间常数；
s为拉普拉斯变换算子。
在具体实施过程中，次同步振荡控制信号生成模块300，包括：离散化模块，用于采用双线性变换法对连续域函数离散化，双线性变换方程为：
其中，s为拉普拉斯变换算子；Tc为控制周期；z为z变换算子。
以下结合具体实例说明本发明的风电机组的次同步振荡抑制方法。考虑到国内某地区大规模风电机组经串补线路接入电网，实测交流侧次同步振荡频率约3～8Hz。下述实施例以此应用场景为例展开。
将上述风电机组的次同步振荡抑制方法基于Matlab\\Simulink电磁暂态模型中仿真实现，验证该方法可有效抑制双馈风电机组经串补线路的次同步振荡。图5为本发明实施例中双馈风电机组经串补线路并网系统发生次同步振荡以及应用本发明方法后振荡被抑制的仿真对比波形，参考图5，其选取了双馈风电机组侧线电压AB相、定子电流A相和网侧变流器电流A相的仿真波形。虚线表示的是无抑制方法仿真波形，从定子电流A相和网侧变流器电流A相波形上可以看见明显的7.6Hz振荡分量，且定子电流振荡幅值高于3000A，将会引起实际风电机组过流保护跳机.。实线波形是应用了本发明的风电机组的次同步振荡抑制方法，电压和电流波形均改善明显，系统表现为正常并网波形，振荡被抑制。
图6中(a)表示发生振荡时的傅里叶分析输出，(b)表示应用本发明实施例的风电机组的次同步振荡抑制方法后次同步振荡频率实时傅里叶分析输出。其傅里叶分析频率分辨率为2Hz，可以见到21次即fssr_dq＝42Hz谐波含量较大，图中实时显示谐波含量为1098A，对应三相量频率fssr1＝8Hz，与图5中振荡分量相近，表明实时计算结果较为可信。由图6中(b)可以看出应用本发明的风电机组的次同步振荡抑制方法后，次同步振荡频率实时计算器的傅里叶分析输出，0～80Hz频带内均无明显振荡现象，表明振荡被抑制。
本发明的技术效果在于，通过本发明的风电机组的同步振荡抑制方法，可以抑制风电机组与串补线路之间的次同步振荡，并且，在性能方面，可以适应一定程度的运行方式变化，在具体实现方面，仅须利用双馈机组中网侧变流器原有检测和计算性能，通过软件控制策略升级便可实现抑制次同步振荡，无硬件回路改造成本，易于工程改造。
以上的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，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。