永磁直驱风力发电机组机网相互作用模态分析

1.基于不可控整流升压电路的变流器永磁直驱风电机组模态分析

（1）次同步控制相互作用

特征值λ1，2和λ3，4对应的振荡频率分别为59.927 2 Hz和40.873 3 Hz，它们是由输电线路自身的电感和串补电容一起组成的二阶系统与变流器直流侧电容主导的振荡模式。观察参与因子，发现输电线路电流的x轴分量iLx、y轴分量iLy和串补电容端电压的x轴分量ucx、y轴分量ucy对这两种振荡模式起主导作用，同时变流器直流侧电容两端的电压也对该模态其主导作用，并且网侧逆变器的直流电压控制环节也对这两个模态有一定影响，相关因子分别为0.004 1和0.004 9，因此这两个模态属于变流器和串补线路相互作用引起的次同步控制相互作用。

特征值λ7，8对应的振荡频率是1.187 8 Hz，变流器直流侧电容两端的电压和网侧逆变器的直流电压控制环节其主导作用，此外，含串补输电线路的电感电流和电容电压也对该模态有一定影响，因此该模态也属于次同步控制相互作用的范畴。特征值λ12，13的振荡频率非常低，仅为2.998×10－4Hz，由网侧逆变器的电流控制内环主导，可不予考虑。

（2）次同步振荡

特征值λ9，10对应的振荡频率为1.930 2 Hz，其中，发电机转子的扭转角和转速对其起主导作用，此外，风力机叶片的扭转角和转速也对其有一定的影响（相关因子均为0.047 2）。这表明，λ9，10是永磁直驱风电机组机械轴系的固有扭振频率，是机械振荡模式。同时可以发现，在并网永磁直驱风电机组的模型中，轴系扭振模态仅与轴系的状态变量强相关，与模型其他部分的电气参量几乎没有相关性，这表明，在永磁直驱风电机组中，发电机轴系与电气部分被全功率变流器隔离后，二者之间具有很强的独立性。

2.基于AC/DC/AC变流器PQ控制策略的永磁同步风电机组模态分析

（1）次同步控制相互作用

特征值λ1，2对应的振荡频率为71.454 0 Hz，由输电线路中电感的x轴分量和y轴分量主导，此外，串补电容电压的x轴分量和y轴分量对其也有一定影响（相关因子分别为0.036 6和0.064 0），变流器直流侧电容和网侧逆变器的直流电压控制环节跟该模态也有一定关系；特征值λ3，4对应的振荡频率为38.228 4 Hz，由输电线路串补电容电压的x轴分量和y轴分量主导，同时，输电线路电感电流的x轴分量和y轴分量对其也有一定影响（相关因子分别为0.025 6和0.078 6），变流器直流侧电容和网侧逆变器的直流电压控制环节跟该模态也有一定关系。这表明，λ1，2和λ3，4对应的振荡模态是由含串补电容的输电线路、变流器直流电容及网侧逆变器的控制系统共同作用所产生的谐振，属于次同步控制相互作用。

特征值λ5，6对应的振荡频率为7.565 7 Hz，由变流器直流侧电容的电压和网侧逆变器直流电压控制外环主导，同时与含串补电容的输电线路和网侧逆变器直流电容控制环节的电流控制内环也有一定关系（相关因子依次为0.052 7、0.040 2、0.022 4、0.025 7和0.001 2）。因此，该振荡模态也是输电线路、变流器直流侧电容和逆变器的控制系统之间相互作用所产生的谐振，也属于次同步控制相互作用。

（2）次同步振荡

特征值λ7，8对应的振荡频率为1.870 3 Hz，发电机转子的机械扭转角和角速度起主导作用，并且风力机的机械扭转角和角速度对其也有一定影响（相关因子均为0.053 5），这表明，λ7，8是永磁直驱风电机组机械轴系的固有扭振频率，是机械振荡模式。对比表3.15中的轴系振荡频率，两者之间的差距在0.06 Hz左右，这主要是由于采用不同的拓扑结构后，模块之间相互影响的结果。此外，该振荡模态还与发电机的q轴磁链有一定的关系（相关因子为0.032 3），而系统中的其他部分对该模态没有影响，表明“背靠背”型全功率变流器将发电机组与电网有效隔离开来，使两者之间具有一定的独立性。(www.xing528.com)

（3）低频振荡

特征值λ14，15对应的振荡频率为0.134 9 Hz，由发电机的d轴磁链和机侧整流器的控制系统主导（相关因子均为0.512 2），而与系统的其他部分之间没有关系，因此该振荡模态是单机系统的发电机与机侧整流器控制系统相互作用产生的低频振荡模式。

3.基于AC/DC/AC变流器直接转矩控制的永磁直驱风电机组的模态分析

（1）次同步控制相互作用

特征值λ1，2对应的振荡频率为68.634 5 Hz，由输电线路中电感的x轴分量和y轴分量主导，此外，串补电容电压的x轴分量和y轴分量对其也有一定影响（相关因子分别为0.034 0和0.064 0），变流器直流侧电容（相关因子为0.038 0）和网侧逆变器的直流电压控制环节跟该模态也有一定关系（相关因子为0.028 0和0.001 0）；特征值λ3，4对应的振荡频率为38.332 0 Hz，由输电线路串补电容电压的x轴分量和y轴分量主导，输电线路电感电流的x轴分量和y轴分量对其也有一定影响（相关因子分别为0.026 0和0.079 0），同样，变流器直流侧电容和网侧逆变器的直流电压控制环节跟该模态也有一定关系（相关因子分别为0.027 0和0.024 0）。这表明，λ1，2和λ3，4对应的振荡模态是由含串补电容的输电线路、变流器直流电容及网侧逆变器的控制系统共同作用所产生的谐振，属于次同步控制相互作用。

特征值λ5，6对应的振荡频率为7.565 2 Hz，由变流器直流侧电容的电压和网侧逆变器直流电压控制外环主导，同时与含串补电容的输电线路和网侧逆变器直流电容控制环节的电流控制内环也有一定关系（相关因子依次为0.053 0，0.040 0，0.022 0，0.026 0和0.001 0）。因此，该振荡模态也是输电线路、变流器直流侧电容和逆变器的控制系统之间相互作用所产生的谐振，也属于次同步控制相互作用。

（2）次同步振荡

特征值λ7，8对应的振荡频率为1.870 3 Hz，发电机转子的机械扭转角和角速度起主导作用，并且风力机的机械扭转角和角速度对其也有一定影响（相关因子均为0.053 0），这表明，λ7，8是永磁直驱风电机组机械轴系的固有扭振频率，是机械振荡模式。

（3）低频振荡

特征值λ10，11对应的振荡频率为0.365 6 Hz，由发电机的d轴磁链和机侧整流器的控制系统主导（相关因子均为0.5），而与系统的其他部分之间没有关系，因此该振荡模态是单机系统的发电机与机侧整流器控制系统相互作用多产生的低频振荡模式。与表3.13对比可以发现，在加入机侧整流器的控制系统中加入直接转矩控制后，系统的低频振荡频率随之增加，模态阻尼也有较大衰减，说明该控制环节需要加入阻尼控制，以降低低频振荡发生的可能性。

特征值λ15，16对应的振荡频率为0.033 9 Hz，风电机组的轴系、发电机组q轴磁链和直接转矩控制环节对该模态其主导作用，说明该模态是由于加入直接转矩控制后，控制系统与机械轴系相互作用产生的振荡模态，由于其频率很低、阻尼很大，因此对系统的影响较小。