高比例新能源电网中构网风电机群区域阻尼支撑控制方法与流程

本发明属于电力系统稳定控制，尤其涉及一种高比例新能源电网中构网风电机群区域阻尼支撑控制方法。

背景技术：

1、随着风电、光伏等新能源发电的大规模并网，电网中常规同步电源占比持续下降，系统等效惯量与阻尼水平相应降低。区域间低频振荡的阻尼水平与运行方式、开机组合及新能源出力水平密切相关，在高比例新能源电网中弱阻尼现象更为突出，可能威胁电网的安全稳定运行。

2、构网型风电机组通过模拟同步发电机的转子运动特性与电压调节特性，能够主动建立电压和频率，并借助变流器实现快速的有功与无功调节，为区域低频振荡的阻尼控制提供了途径。现有技术中，利用构网型设备附加阻尼控制抑制低频振荡的方式主要包括：通过带通滤波与超前滞后相位补偿构造附加阻尼通道，并依据留数、主导极点配置或电网强度指标整定控制增益；将并网点电压幅值偏差、相角偏差、联络线交互功率或功率微分等信号经反馈增益叠加至功率控制回路，通过调整等效阻尼改善动态特性；以及基于模态参与因子、稳定裕度等指标优化构网型设备的布点与容量配置；以及以区域主导模态阻尼比为闭环调节目标，通过改变电力电子型资源的输出功率抑制区域间振荡。

3、上述方式在高比例新能源电网的实际应用中存在以下不足：

4、1、构网型风电机群对区域主导振荡模态的控制作用与接入位置、运行方式及机组参与程度密切相关，现有方法多将附加阻尼至区域阻尼比的控制增益按经验整定或近似为恒定值，所需提供的阻尼支撑的确定缺乏在线量化依据；

5、2、附加阻尼控制以对区域模态形成正阻尼为前提，当运行方式变化或控制参数失配导致控制作用方向发生反转时，现有方法缺乏在线判别与相应处置手段，存在产生负阻尼而加剧振荡的风险；

6、3、区域阻尼性能需求随运行方式变化，而构网型风电机群的阻尼支撑能力受双向有功调节裕度以及变流器电流、热稳定等条件约束，现有方法多局限于设备侧的简单限幅或固定参数调节，难以兼顾阻尼性能需求与设备实际调节能力；

7、4、当可用调节能力不足以满足目标阻尼要求时，现有方法缺乏对剩余阻尼需求的量化评估以及与系统级稳定控制协调的手段；

8、5、区域主导模态阻尼比的在线估计受量测噪声和运行方式变化的影响，估计结果的精度与可信程度直接影响控制性能，现有方法对估计环节的工程化设计及其可信性保障仍不完善。

9、因此，在高比例新能源电网中，如何使构网型风电机群在不同运行方式下均能为区域电网提供有效且安全可靠的阻尼支撑，是本领域亟待解决的技术问题。

技术实现思路

1、针对现有技术存在的缺陷和不足，本发明提供一种高比例新能源电网中构网风电机群区域阻尼支撑控制方法。该方法以区域主导模态阻尼比为闭环受控量、以构网风电机群的区域等效阻尼支撑系数为控制量，在线构造构网风电机群至区域主导振荡通道的控制有效性增益，使阻尼支撑系数与区域主导模态阻尼比之间的换算关系随运行状态在线更新，为阻尼需求的反演提供量化依据；对控制有效性增益的控制方向进行在线校核，并以校核通过作为执行阻尼反演的准入条件；在校核通过时，由目标阻尼比反演得到性能需求下界、由机群调节能力构造物理能力上界，以二者构成的双侧约束对阻尼支撑系数实施闭环调节，使区域主导模态阻尼比跟踪目标值；当需求超出物理能力时，按物理上界提供最大安全支撑，并将仍无法满足的剩余阻尼缺额输出至系统级稳定控制层；当校核未通过时，停止反演并使区域附加阻尼通道退出。阻尼支撑系数最终按功率分配权重分解至各构网风电机群，生成与区域相对振荡角速度反向的附加有功功率，叠加至机群原有的构网有功参考值，实现构网风电机群对区域电网的阻尼支撑。

2、本发明提供的高比例新能源电网中构网风电机群区域阻尼支撑控制方法，包括：

3、在线获取区域主导模态阻尼比估计值及区域相对振荡角速度；

4、在线构造构网风电机群至区域主导振荡通道的控制有效性增益，其与阻尼支撑系数之积构成构网风电机群提供的附加等效阻尼；

5、对所述控制有效性增益的控制方向进行在线校核，包括将该控制有效性增益与数据侧增益进行比较；

6、根据目标阻尼比对应的区域总等效阻尼需求与在线估计的区域本征阻尼之差，经所述控制有效性增益反演得到性能需求下界；根据构网风电机群的双向对称有功裕度及所述区域相对振荡角速度的幅值，确定物理能力上界；

7、当校核通过且性能需求下界不超过物理能力上界时，在二者构成的约束区间内闭环调节阻尼支撑系数，使所述阻尼比估计值跟踪目标阻尼比；

8、当校核通过且性能需求下界超过物理能力上界时，将阻尼支撑系数限制为物理能力上界，计算剩余阻尼缺额并输出至系统级稳定控制层；

9、当校核未通过时，停止基于所述控制有效性增益的反演，使区域附加阻尼通道退出；

10、根据所述阻尼支撑系数生成与区域相对振荡角速度反向的附加有功功率，叠加至构网风电机群原有的构网有功参考值。

11、其中，控制有效性增益表征单位阻尼支撑系数对区域主导振荡模态所能提供的等效阻尼强度，其与阻尼支撑系数之积构成构网风电机群提供的附加等效阻尼，并与区域本征阻尼具有相同量纲，可与区域本征阻尼直接比较和叠加，为区域总等效阻尼需求与所需阻尼支撑系数之间的换算提供统一基准。数据侧增益由区域主导模态阻尼比估计值与阻尼支撑系数的增量数据在线辨识得到，反映实际输入输出响应所体现的控制作用方向；将基于模型计算得到的控制有效性增益与数据侧增益进行比较，可以同时利用当前运行点的模型信息和实际响应信息，减小因模型失配或量测异常造成的单一来源误判。校核未通过时停止反演并使区域附加阻尼通道退出，可以避免在控制作用方向不可信的情况下继续执行反演而形成负阻尼；区域附加阻尼通道指经构网风电机群有功控制通道叠加的、与区域相对振荡角速度反向的附加阻尼通道，该通道退出后，构网风电机群建立电压和频率的基本控制功能不受影响。

12、可选地，区域相对振荡角速度由区域电网中两个主要相干区域的惯量中心角速度之差确定，所述两个主要相干区域根据区域主导振荡模态的相位特性与惯量中心频率响应划分，表征区域相对振荡角速度的观测向量按照两个主要相干区域的惯量中心权重构造。构网风电机群的双向对称有功裕度取该机群向上调节有功的裕度、向下调节有功的裕度和变流器电流、功率与热稳定限制对应裕度三者中的最小值，作为该机群可用于正负交替阻尼功率的对称裕度。区域主导模态阻尼比估计值可以由区域相对振荡角速度、区域等效相对功角和主要相干区域之间的联络线有功功率构成多通道量测向量，采用多通道总体最小二乘矩阵铅笔法辨识区域主导振荡模态特征值，并由该特征值换算得到；还可以根据信噪比、模态连续性与多通道一致性生成阻尼比估计可信标志，在阻尼比估计可信标志表明估计不可信时，暂停积分环节的累积，并保持当前阻尼支撑系数或者按缓释速率将其减小。

13、进一步地，所述性能需求下界按以下方式确定：根据目标阻尼比、区域等效惯量估计值和区域等效同步刚度估计值，计算所述区域总等效阻尼需求；将区域总等效阻尼需求与区域本征阻尼之差除以所述控制有效性增益，取所得结果和零中的较大值，作为所述性能需求下界；所述区域本征阻尼由阻尼比估计值、区域等效惯量估计值、区域等效同步刚度估计值、控制有效性增益和当前阻尼支撑系数，按照区域主导模态阻尼比与区域总等效阻尼之间的映射关系在线反解得到。其中，区域主导模态阻尼比与区域总等效阻尼之间的映射关系可由区域主导振荡的二阶等效模型确定；阻尼比估计值反映的是控制投入后的闭环阻尼比，其中包含控制投入所提供的附加等效阻尼，扣除该部分即可反解得到控制前的区域本征阻尼，使性能需求下界能够随运行方式变化及时更新；该反解可以在阻尼比估计可信、且辨识窗口内阻尼支撑系数的变化量不超过设定阈值的时段进行，必要时可以在两个不同阻尼支撑系数水平的准稳态时段分别反解并交叉校核。当所得结果非正时取零，表示区域本征阻尼已满足目标要求，此时机群无需投入附加阻尼支撑。

14、进一步地，所述在线构造构网风电机群至区域主导振荡通道的控制有效性增益，包括：基于区域电网当前运行点的线性化状态矩阵、构网风电机群的加权等效输入矩阵、区域主导振荡模态的右特征向量与左特征向量以及表征区域相对振荡角速度的观测向量，计算区域主导振荡模态特征值对阻尼支撑系数的灵敏度；将所述灵敏度经阻尼比灵敏度变换后，乘以区域等效惯量与区域等效同步刚度之乘积的平方根的两倍，得到该控制有效性增益。其中，构网风电机群的加权等效输入矩阵可以由各构网风电机群的附加有功输入矩阵按功率分配权重加权求和得到；特征值对阻尼支撑系数的灵敏度可以由一阶特征值摄动关系确定，反映阻尼支撑系数变化所引起的主导模态特征值变化，并经阻尼比与特征值之间的换算关系变换为阻尼比灵敏度；乘以区域等效惯量与区域等效同步刚度之乘积的平方根的两倍，使该增益与区域等效阻尼同量纲，其与阻尼支撑系数之积可以直接与区域本征阻尼比较和叠加；该增益随运行点、接入位置以及参与机群的变化在线更新。

15、进一步地，分别计算各候选构网风电机群的单机控制有效性增益，由单机控制有效性增益大于设定准入阈值的构网风电机群构成有效机群集合；根据有效机群集合内各构网风电机群的双向对称有功裕度和单机控制有效性增益，计算各构网风电机群的综合支撑能力指标，归一化得到各构网风电机群的功率分配权重，并按功率分配权重加权聚合得到所述控制有效性增益。其中，单机控制有效性增益可以按照上述控制有效性增益的构造方式，以各机群自身的附加有功输入矩阵计算得到；设定准入阈值用于筛除对区域主导振荡模态作用微弱的机群，其取值可以按照机群对当前主导模态所需的最小控制作用强度并结合仿真计算与现场试验确定；综合支撑能力指标兼顾机群的控制作用强度与可用调节能力，使控制作用明显、可调裕度较大的机群在功率分配中占有更高比例。可选地，当有效机群集合为空时，暂停区域附加阻尼的投入，保持当前阻尼支撑系数或者按照安全释放速率将其释放至零，待运行方式变化后重新筛选。

16、进一步地，所述在线校核包括：由区域电网当前运行点的线性化模型计算得到模型侧控制有效性增益；以阻尼比估计值和阻尼支撑系数的增量构成的数据序列建立局部自回归模型，经递推最小二乘在线辨识得到数据侧增益；在连续设定数量的更新周期内，当模型侧控制有效性增益与数据侧增益均为正、且数据侧增益与由模型侧控制有效性增益、区域等效惯量及区域等效同步刚度确定的局部控制增益之间的相对偏差不超过设定容差时，判定控制方向可信，否则判定控制方向不可信。其中，模型侧控制有效性增益与数据侧增益均为正，表明依据模型计算和依据实际响应均判断提高阻尼支撑有助于提升区域阻尼水平；所述局部控制增益表征阻尼支撑系数至区域主导模态阻尼比之间的换算关系，为模型侧控制有效性增益除以区域等效惯量与区域等效同步刚度之乘积的平方根的两倍所得之商；数据侧增益与局部控制增益的相对偏差用于校核两者的幅值一致性，避免量级失配造成的误判。所述设定容差例如可以取百分之三十至百分之五十，连续设定数量例如可以取三至五个更新周期，具体取值可以结合仿真计算与现场试验整定。控制方向正确是闭环调节稳定工作的前提：在忽略饱和与限幅影响的小信号条件下，阻尼比跟踪误差的动态可近似为二阶齐次方程，当控制作用于区域振荡通道的实际方向与控制器所依据的方向一致时，误差动态收敛；当方向反转时，误差动态呈现正反馈发散趋势。可选地，在首次投入区域附加阻尼控制之前或者退出后重新投入之前，可以在满足各构网风电机群双向对称有功裕度和变化率限制的条件下，向构网风电机群施加幅值受限的试探性阻尼支撑指令，以采集递推最小二乘所需的数据序列，试探期间不进入正常闭环控制。

17、进一步地，所述物理能力上界按以下方式确定：对所述区域相对振荡角速度的平方进行一阶递推滤波并取平方根，得到慢变均方根幅值，取慢变均方根幅值和最小幅值阈值中的较大值作为有效振荡幅值；根据有效机群集合内各构网风电机群的双向对称有功裕度、功率分配权重和有效振荡幅值，计算各构网风电机群的阻尼支撑系数上限，将其中最小值与阻尼系数硬件上限比较，取较小值作为所述物理能力上界。其中，机群提供的附加阻尼功率随区域相对振荡角速度正负交替变化，其可用调节能力受向上调节、向下调节和变流器能力三项条件中最严格者的约束；对区域相对振荡角速度的平方进行一阶递推滤波后取平方根，所得为慢变均方根幅值，可以避免以瞬时变化量折算所导致的上界抖动；设置最小幅值阈值，可以避免区域振荡幅值很小时折算所得的上界异常放大；各机群按功率分配权重和有效振荡幅值折算得到各自的阻尼支撑系数上限，其中的最小值代表机群侧最受限的支撑能力，再与阻尼系数硬件上限比较并取较小值，表示物理能力上界同时受机群调节能力和控制装置硬件能力的约束。

18、进一步地，所述闭环调节阻尼支撑系数包括：以所述性能需求下界作为阻尼需求前馈量；计算目标阻尼比与所述阻尼比估计值之差作为跟踪误差；对所述跟踪误差进行比例积分运算，将比例积分运算的结果除以局部控制增益后叠加至阻尼需求前馈量，得到名义阻尼控制指令；所述局部控制增益由所述控制有效性增益、区域等效惯量及区域等效同步刚度确定；将所述名义阻尼控制指令投影至由性能需求下界和物理能力上界构成的区间内，对投影结果施加非对称变化率限制，其中阻尼支撑系数的增大速率大于释放速率，得到实际执行的阻尼支撑系数；将实际执行的阻尼支撑系数与所述名义阻尼控制指令之差经局部控制增益换算后，反馈至比例积分运算的积分环节。其中，以性能需求下界作为前馈量，使阻尼支撑系数自满足目标要求所需的最小支撑出发，跟踪误差只需在较小范围内调节；将比例积分运算的结果除以局部控制增益，使反馈校正量与阻尼支撑系数至区域主导模态阻尼比之间的换算关系相匹配；投影运算使名义阻尼控制指令不越出双侧约束构成的区间；增大速率大于释放速率，使阻尼支撑在阻尼不足时尽快投入、在稳定恢复后缓慢释放，抑制约束边界附近的频繁调节；将实际执行的阻尼支撑系数与名义阻尼控制指令之差经局部控制增益换算后反馈至积分环节，使积分状态与实际执行状态保持一致，抑制约束期间的积分饱和。

19、进一步地，当性能需求下界超过物理能力上界时，将实际执行的阻尼支撑系数取为所述物理能力上界，并根据实际执行的阻尼支撑系数、阻尼需求前馈量和跟踪误差反算积分状态；所述剩余阻尼缺额为区域总等效阻尼需求减去区域本征阻尼、再减去控制有效性增益与物理能力上界之积所得之差和零中的较大值；计算按物理能力上界投入后可实现的最大阻尼比，取目标阻尼比与该最大阻尼比之差和零中的较大值作为剩余阻尼比缺口；由不可行状态标志、所述剩余阻尼缺额和所述剩余阻尼比缺口构成系统级稳定支撑请求信息，输出至系统级稳定控制层。其中，性能需求下界超过物理能力上界，表明目标阻尼超出机群在当前运行条件下的调节能力，此时按物理能力上界执行，使阻尼支撑不突破设备物理约束；反算积分状态，可以避免积分环节继续累积不可实现的阻尼需求；剩余阻尼缺额从区域等效阻尼的角度、剩余阻尼比缺口从阻尼比的角度，分别量化机群投入全部可用能力后仍未满足的阻尼需求，连同不可行状态标志输出至系统级稳定控制层，为系统级稳定控制层协调其他稳定控制资源提供量化输入。

20、进一步地，所述附加有功功率按各构网风电机群的功率分配权重分解，各构网风电机群根据分配结果生成与区域相对振荡角速度反向的附加阻尼有功指令，经本地功率限幅后叠加至该构网风电机群原有的构网有功参考值。其中，本地功率限幅以各构网风电机群自身的双向对称有功裕度为边界，使各机群的附加阻尼有功不超出其实际调节能力；附加阻尼有功叠加至原有的构网有功参考值，使区域阻尼支撑通过机群的功率控制通道得到落实，且不改变机群原有的构网控制结构；与区域相对振荡角速度反向的附加有功功率在区域振荡过程中对振荡能量起消耗作用，区域阻尼支撑由此作用于区域主导振荡通道。

21、进一步地，本发明还提供一种高比例新能源电网中构网风电机群区域阻尼支撑控制装置，包括：估计模块，用于在线获取区域主导模态阻尼比估计值和区域相对振荡角速度；增益构造模块，用于在线构造构网风电机群至区域主导振荡通道的控制有效性增益，并对所述控制有效性增益的控制方向进行在线校核；约束生成模块，用于根据目标阻尼比对应的区域总等效阻尼需求与在线估计的区域本征阻尼之差，经所述控制有效性增益反演确定性能需求下界，并根据构网风电机群的双向对称有功裕度和区域相对振荡角速度的幅值确定物理能力上界；监督控制模块，用于在所述在线校核未通过时，停止基于所述控制有效性增益的反演并使区域附加阻尼通道退出，在所述在线校核通过且所述性能需求下界不超过所述物理能力上界时，在二者构成的约束区间内闭环调节阻尼支撑系数，使阻尼比估计值跟踪目标阻尼比，在所述在线校核通过且所述性能需求下界超过所述物理能力上界时，将阻尼支撑系数限制为所述物理能力上界，计算剩余阻尼缺额并输出至系统级稳定控制层；执行模块，用于根据阻尼支撑系数生成与区域相对振荡角速度反向的附加有功功率，叠加至构网风电机群原有的构网有功参考值。上述装置中各模块的功能与前述方法中的相应环节相对应，前述方法中的各项具体实现方式同样适用于该装置。

22、相比于现有技术，本发明及其优选方案通过在线构造的等效控制有效性增益，构网风电机群对区域主导振荡通道的控制作用强度可随运行状态在线计算，并与区域本征阻尼同量纲比较，使阻尼支撑强度的确定具有与当前运行条件相匹配的量化依据；区域本征阻尼可由闭环阻尼比估计在线反解获得，使性能需求下界随本征阻尼变化自动更新，无需随运行方式变化离线重新整定；通过模型侧与数据侧的控制方向校核，将控制方向可信作为执行阻尼反演的准入条件，方向不可信时停止反演并使区域附加阻尼通道退出，降低方向误判形成负阻尼的风险，且不影响机群原有的构网控制；性能需求下界与物理能力上界构成的双侧约束使目标阻尼需求与设备调节能力在线匹配，能力不足时按物理上界执行并抑制积分累积，避免不可实现的阻尼需求持续累积；剩余阻尼缺额的量化输出为系统级稳定控制层协调其他稳定控制资源提供了衔接手段；区域层的约束判定与机群层的功率执行在时间尺度上分离，便于与广域量测系统和场站控制系统衔接实施。