基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法技术方案

本发明专利技术公开了基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法，包括以下步骤：S1、在DFIG风电并网系统风机侧串联补偿电阻，测量DFIG风电并网系统的阻频特性，得到串联补偿电阻时DFIG风电并网系统的频特性曲线，用该阻频特性曲线减去补偿电阻的电阻，得到DFIG风电并网系统的阻频特性曲线；S2、根据DFIG风电并网系统的阻频特性曲线判定DFIG风电并网系统的次同步振荡风险频段；S3、根据DFIG风电并网系统在次同步振荡风险频段下的等效电路的衰减因子进行次同步振荡风险评估。本发明专利技术通过对DFIG风电并网系统串联补偿电阻进行阻抗扫描，获得更加准确的DFIG风电并网系统的阻抗特性曲线，并通过该曲线实现对DFIG并网系统的次同步振荡分析。步振荡分析。步振荡分析。

【技术实现步骤摘要】
基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法


[0001]本专利技术属于风电
，具体涉及基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法。

技术介绍

[0002]电力系统正朝着高比例新能源以及高比例电力电子设备趋势发展，风力发电、光伏发电等分布式电源大幅接入电网。大规模风电并网带来的次同步振荡稳定性问题成为系统安全稳定运行的关键问题，风电机组的控制器与电网间相互作用会引起新型的次同步振荡(SSO)，破坏设备安全，给电网的安全稳定运行带来重大挑战。频率扫描法(又称阻抗扫描法)是在特定频率下，通过计算系统各元件的次暂态等值阻抗，建立从待研究的风电机组看进去的系统正序网络阻抗模型，得到系统等值阻抗随频率变化的曲线。
[0003]目前，关于双馈风机(DFIG)风电并网系统次同步振荡的分析已取得一定进展，分析方法主要有时域仿真法、特征值分析法、阻抗分析法、频率扫描法、复转矩系数法等。时域仿真法和特征值分析法为时域分析方法，二者可对次同步振荡模式进行分析。
[0004]由于传统的阻抗扫描是直接对风电并网系统进行谐波源注入，若系统处于次同步振荡时，SSO分量对阻频特性的影响很大。这会对SSO风险评估产生很大的影响。

技术实现思路

[0005]为了解决次同步振荡分量对阻频特性影响的问题，提出了一种基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法。
[0006]为达到上述目的，本专利技术所述基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法，包括以下步骤：
[0007]S1、在DFIG风电并网系统风机侧串联补偿电阻，测量DFIG风电并网系统的阻频特性，得到串联补偿电阻时DFIG风电并网系统的频特性曲线，用得到的串联补偿电阻时DFIG风电并网系统的阻频特性曲线减去补偿电阻的电阻值，得到DFIG风电并网系统的阻频特性曲线；
[0008]S2、根据DFIG风电并网系统的阻频特性曲线判定DFIG风电并网系统的次同步振荡风险频段；
[0009]S3、计算DFIG风电并网系统在次同步振荡风险频段下的等效电路的衰减因子，根据DFIG风电并网系统在次同步振荡风险频段下的等效电路的衰减因子进行次同步振荡风险评估。
[0010]进一步的，S1包括以下步骤：
[0011]在DFIG风电并网系统风机侧串联补偿电阻，在DFIG风电场PCC点注入不同频率的扰动信号，测量得到风机侧的响应电压、电流以及电网系统侧的响应电压和电流，根据风机侧的响应电压和电流计算DFIG风机侧阻抗，根据电网侧的响应电压和电流计算电网系统侧的阻抗；然后根据DFIG风机侧阻抗和网系统侧的阻抗得到叠加补偿电阻后的DFIG风电并网
系统的阻频特性曲线，在所述的阻频特性曲线上减去补偿电阻的阻值，得到DFIG风电并网系统的阻频特性曲线。
[0012]进一步的，扰动信号为DFIG风电并网系统工作时电流指的1％～5％。
[0013]进一步的，S1中，串联的补偿电阻的阻值为DFIG风电并网系统等效的总电阻绝对值的1～1.5倍。
[0014]进一步的，S2的过程为：取DFIG风电并网系统的阻频特性曲线中，风机侧阻抗幅值与电网侧阻抗幅值相交，且相角差在阈值范围内的频段为次同步振荡风险频段。
[0015]进一步的，阈值范围为170
°
～190
°
。
[0016]进一步的，S3中，DFIG风电并网系统在次同步振荡风险频段下的等效电路为DFIG风电并网系统在次同步振荡风险频段下的RLC二阶电路。
[0017]进一步的，S3中，通过下式计算衰减因子：
[0018][0019]其中，σ
SSO
(f
SSO
)为DFIG风电并网系统的衰减因子；ω
SSO
为次同步振荡的电角速度；R
DFIG
(f
sso
)为次同步振荡频率下DFIG风机侧等效电阻，R
net
(f
sso
)为次同步振荡频率下电网侧等效电阻，X
DFIG
(f
sso
)为次同步振荡频率下DFIG风机侧等效阻抗，X
net
(f
sso
)为次同步振荡频率下电网侧等效电抗。
[0020]进一步的，S3中，若DFIG风电并网系统在次同步振荡风险频段下的等效电路的衰减因子σ
SSO
<0，则DFIG风电并网系统会出现次同步振荡；否则没有次同步振荡风险，若衰减因子σ
SSO
＝0则DFIG风电并网系统为临界稳定状态，此时扰动引发的振荡不会衰减也不会发散。
[0021]与现有技术相比，本专利技术至少具有以下有益的技术效果：
[0022]本专利技术通过对DFIG风电并网系统串联补偿电阻，进行阻抗扫描获得DFIG风电并网系统的阻抗特性，能够有效避免SSO振荡分量对DFIG风电并网系统阻抗扫描结果的影响，使得结果更加准确，同时对于商业化的风机“黑箱”模型，不需要知道DFIG风机的详细结构及其控制方法，就可以得DFIG并网系统的阻频特性曲线，并通过该曲线实现对DFIG并网系统的次同步振荡分析。
[0023]进一步的，本专利技术获得准确的DFIG风电并网系统的阻抗特性，通过风机侧阻抗和电网侧阻抗的幅值和相角差得到振荡风险频段，然后将整个DFIG风电并网系统拟合为RLC二阶电路，通过计算并判断DFIG风电并网系统等效衰减因子的正负来对SSO风险进行评估，经仿真验证可知，本专利技术所述的评估方法与仿真得到的评估结果在误差影响范围内的次同步振荡结果一致，而此方法并不需要像仿真计算一样，需要知道风机的具体结构及控制方法。
附图说明
[0024]图1为基于“串联补偿电阻”的DFIG(双馈风机)并网系统次同步振荡风险评估流程图；
[0025]图2为DFIG风电场出口风电场出口母线电流、输出的有功功率波形图；
[0026]图3为27Hz附近DFIG风机侧与风电场和电网总体的等效次同步振荡阻抗；
[0027]图4为阻抗辨识模型原理图；
[0028]图5为DFIG风电并网系统的系统电路图；
[0029]图6为串联“补偿电阻”的DFIG阻抗辨识原理图；
[0030]图7为传统的扫频方法和串联“补偿电阻”扫频方法的阻抗特性对比图；
[0031]图8为DFIG风电并网系统的阻频特性曲线；
[0032]图9为DFIG风电并网系统总电阻和总电抗在频域下的特性；
[0033]图10为DFIG风电并网系统时域仿真波形；
[0034]图11为风机母线出口电流的FFT分析结果；
[0035]图12为风机母线出口电流的FFT分析结果。
具体实施方式
[0036]为了使本专利技术的目的和技术方案更加清晰和便于理解。以下结合附图和实施例，对本专利技术进行进一步的详细说明，此处所描述的具体实施例仅用于解释本专利技术，并非用于本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法，其特征在于，包括以下步骤：S1、在DFIG风电并网系统风机侧串联补偿电阻，测量DFIG风电并网系统的阻频特性，得到串联补偿电阻时DFIG风电并网系统的频特性曲线，用得到的串联补偿电阻时DFIG风电并网系统的阻频特性曲线减去补偿电阻的电阻值，得到DFIG风电并网系统的阻频特性曲线；S2、根据DFIG风电并网系统的阻频特性曲线判定DFIG风电并网系统的次同步振荡风险频段；S3、计算DFIG风电并网系统在次同步振荡风险频段下的等效电路的衰减因子，根据DFIG风电并网系统在次同步振荡风险频段下的等效电路的衰减因子进行次同步振荡风险评估。2.根据权利要求1所述的基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法，其特征在于，所述S1包括以下步骤：在DFIG风电并网系统风机侧串联补偿电阻，在DFIG风电场PCC点注入不同频率的扰动信号，测量得到风机侧的响应电压、电流以及电网系统侧的响应电压和电流，根据风机侧的响应电压和电流计算DFIG风机侧阻抗，根据电网侧的响应电压和电流计算电网系统侧的阻抗；然后根据DFIG风机侧阻抗和网系统侧的阻抗得到叠加补偿电阻后的DFIG风电并网系统的阻频特性曲线，在所述的阻频特性曲线上减去补偿电阻的阻值，得到DFIG风电并网系统的阻频特性曲线。3.根据权利要求2所述的基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法，其特征在于，所述扰动信号为DFIG风电并网系统工作时电流指的1％～5％。4.根据权利要求1或2所述的基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法，其特征在于，所述S1中，串联的补偿电阻的阻值为DFIG风电并网系统等效的总电阻绝对值的1～1.5倍。5.根据权利要求1所述的基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法，其特征在于，所述S2的过程为：取DFIG风电并网系统的阻频特性曲线中，风机侧阻抗幅值与电网侧阻抗幅值相交...

【专利技术属性】
技术研发人员：邓俊，夏楠，郑天悦，李立，王康，李怡然，王彤，锁军，彭书涛，周雨豪，周倩，张艳丽，章海静，焦典，郭丽，
申请(专利权)人：华北电力大学，
类型：发明
国别省市：