一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法技术方案

本发明专利技术涉及一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法，其步骤：基于静态扩展等面积定则，构建适用于含风电多机系统暂态功角稳定性定量分析的等值单机无穷大系统模型；利用OMIB模型对实际电网数据进行计算；根据风电并网系统暂态功角第二摆失稳的充分条件和必要条件对第二摆稳定性进行判断；确定风电并网系统中功角第二摆稳定性与第一摆稳定性的关系，判断系统暂态功角前两摆稳定性。本发明专利技术拓展了当前风电并网后只关注首摆失稳的暂态功角稳定性分析方法，为大规模风电集中并网电力系统暂态稳定控制提供理论指导。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及风电并网
，特别是关于一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法。
技术介绍
随着我国多个大型风电基地的投运，风电在电力系统、尤其是局部电力系统中的渗透率不断提高。在大型风电基地中普遍采用双馈感应式风机(doubly-fedinductiongenerator,DFIG)。DFIG在故障情况下具有不同于同步机组的调控能力，随着DFIG型风电机组渗透率不断加大，其暂态控制行为对电力系统暂态功角稳定的影响已成为一个重要的研究课题。研究电力系统暂态功角稳定性时，不仅要考虑首摆稳定性还应该重视第二摆(反摆)稳定性。对大规模风电并网系统而言，当风机在故障后的有功恢复快慢程度不同时，系统中同步发电机输出的电磁功率会受到不同程度影响，进而会波及暂态功角第二摆的稳定性，这是大规模风电并网系统不同于传统电力系统暂态稳定的关键。除此之外，在严重故障下，为保证整个系统暂态功角首摆稳定而进行的切机控制措施，可能会导致原有负荷转移到由剩余的同步机群供电，恶化暂态功角第二摆稳定性。另外，在电网实际运行中为了应对大规模风电的随机波动，“风火打捆”外送系统中火电同步机组往往预留了较大的旋转备用，这同样不利于系统暂态功角第二摆稳定性。可见，针对大规模风电并网系统出现的这些新问题，深入研究故障后风机有功控制策略对系统暂态功角前二摆稳定性影响机理具有重要意义。目前，针对含大规模风电电力系统的暂态稳定研究几乎都只关注首摆稳定性，且多数文献采用时域仿真方法来获得定性结论。例如，通过对16机69节点系统仿真分析指出，大规模风电与动态无功补偿装置的不协调控制会影响特定运行方式下系统的暂态安全稳定极限。或采用在机理分析中将风电场的出力等效为同步机的机械功率，为利用扩展等面积法分析风电并网系统的暂态稳定性提出了新思路。或采用功率注入模型来描述双馈风机，通过对风机接入系统前后同步机功角正反向摇摆的情景分类，从机理层面上揭示了DFIG对暂态功角首摆稳定性的影响规律，并提出了判据。或采用把DFIG暂态过程中的有功、无功出力外特性分别等效为负电阻与负电抗，采用等面积定则分析了风机控制行为对功角首摆稳定性的作用。现有技术中虽然对于不含风机的常规电力系统暂态功角第二摆稳定性已有一定研究，但是由于风电机组不同于同步机组的暂态特性，大规模风电接入电网不仅对故障后的暂态功角首摆稳定性有影响，对第二摆稳定性的影响更值得关注，然而至今针对含大规模风电电力系统暂态功角第二摆稳定性研究鲜有关注。只关心首摆稳定性而不关注第二摆稳定性会存在以下两点问题：1、不能认清大规模风电集中并网系统暂态稳定性的本质，即隐藏着首摆失稳与第二摆失稳交替出现的现象，人们不能区别暂态失稳属于首摆还是第二摆失稳就不能采取有效的稳定控制方法。2、第二摆失稳对暂态功角整体稳定性较首摆失稳更具有威胁性。
技术实现思路
针对上述问题，本专利技术的目的是提供一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法，该方法能精确的反映多机系统的特性，为大规模风电集中并网电力系统暂态稳定控制提供依据。为实现上述目的，本专利技术采取以下技术方案：一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：1)利用预先构建的等值单机无穷大系统OMIB模型对实际电网数据进行计算，得到风电并网系统暂态功角；2)根据风电并网系统暂态功角第二摆失稳的充分条件和必要条件对第二摆稳定性进行判断；3)确定风电并网系统中功角第二摆稳定性与第一摆稳定性的关系，判断系统暂态功角前两摆稳定性。所述步骤1)中，基于静态扩展等面积定则，构建适用于含风电多机系统暂态功角稳定性定量分析的等值单机无穷大系统模型；具体构建过程如下：1.1)根据暂态过程中同步机的转子加速程度，将n机电力系统划分为一对互补机群，并建立互补机群的动态方程；1.2)将集中接入的风电等效为注入电流源，利用原始网络结构，形成等值单机无穷大系统。所述互补机群的动态方程为：Msδ··s=Pms-PesMaδ··a=Pma-Pea;]]>在互补机群中转子角领先的同步机群为S群，其余滞后机组为A群；式中，Ms、Ma分别为S群、A群的等值惯量；为S群的等值转子角δs的二阶导数；为A群的等值转子角δa的二阶导数；Pms、Pma分别为S群、A群的等值机械输入功率，Pes、Pea分别为S群、A群的等值电气输入功率。所述互补机群的动态方程建立过程如下：1.1.1)根据静态扩展等面积定则，对于不含风机的n机电力系统，在忽略发电机机械阻尼因子时，其运动方程抽象为：其中，Mk为同步发电机k的惯量，k∈G，G为同步发电机集合；δk为同步发电机k的转子角，为同步发电机k的转子角的二阶导数；Pmk为同步发电机k的机械功率；Pek为同步发电机k的电磁功率；t为时间；下标k代表编号为k的同步发电机；1.1.2)在互补机群中将转子角领先的同步机群构成S群，其余滞后机组构成A群，S群、A群的等值转子角δs、δa为：δs=Σi∈SMiδi/Σi∈SMiδa=Σj∈AMjδj/Σj∈AMj;]]>式中，Mi代表S群中编号为i的同步机转动惯量；Mj代表A群中编号为j的同步机转动惯量；δi为同步发电机i的转子角；δj同步发电机j的转子角；1.1.3)Ms=Σi∈SMi,MaΣj∈AMjPms=Σi∈SPmi,Pes=Σi∈SPeiPma=Σj∈APmj,Pea=Σj∈APej,]]>式中，Pmi为同步发电机i的机械功率；Pmj为同步发电机j的机械功率；Pei为同步发电机i的电磁功率；Pej为同步发电机j的电磁功率；1.1.4)根据上述步骤得到互补机群的动态方程为：Msδ··s=Pms-PesMaδ··a=Pma-Pea.]]>所述等值单机无穷大系统为：在互补机群中转子角领先的同步机群为S群，其余滞后机组为A群；式中，为S群与A群等值转子角的二阶导数；M为OMIB系统等值惯量；Pm为OMIB系统等值机械功率；P′e为风电接入后修正的OMIB系统等值电磁功率，OMIB系统为等值单机无穷大系统。所述等值单机无穷大系统构建方法如下：1.2.1)将多机系统中同步发电机、风机与非电源的节点分开，则网络的节点电压方程为:I·GI·WI·O=YGGYGWYGOYWGYWWYWOYOGYOWYOOE·GU·WU·O,]]>式中，为同步发电机节点注入电流；为同步发电机节点内电势,为风电节点注入电流；为风电母线电压；为非电源节点注入电流；为非电源母线电压列向量；矩阵中各个本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：1)利用预先构建的等值单机无穷大系统OMIB模型对实际电网数据进行计算，得到风电并网系统暂态功角；2)根据风电并网系统暂态功角第二摆失稳的充分条件和必要条件对第二摆稳定性进行判断；3)确定风电并网系统中功角第二摆稳定性与第一摆稳定性的关系，判断系统暂态功角前两摆稳定性。

【技术特征摘要】
1.一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：1)利用预先构建的等值单机无穷大系统OMIB模型对实际电网数据进行计算，得到风电并网系统暂态功角；2)根据风电并网系统暂态功角第二摆失稳的充分条件和必要条件对第二摆稳定性进行判断；3)确定风电并网系统中功角第二摆稳定性与第一摆稳定性的关系，判断系统暂态功角前两摆稳定性。2.如权利要求1所述的一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法，其特征在于：所述步骤1)中，基于静态扩展等面积定则，构建适用于含风电多机系统暂态功角稳定性定量分析的等值单机无穷大系统模型；具体构建过程如下：1.1)根据暂态过程中同步机的转子加速程度，将n机电力系统划分为一对互补机群，并建立互补机群的动态方程；1.2)将集中接入的风电等效为注入电流源，利用原始网络结构，形成等值单机无穷大系统。3.如权利要求2所述的一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法，其特征在于：所述互补机群的动态方程为：Msδ··s=Pms-PesMaδ··a=Pma-Pea;]]>在互补机群中转子角领先的同步机群为S群，其余滞后机组为A群；式中，Ms、Ma分别为S群、A群的等值惯量；为S群的等值转子角δs的二阶导数；为A群的等值转子角δa的二阶导数；Pms、Pma分别为S群、A群的等值机械输入功率，Pes、Pea分别为S群、A群的等值电气输入功率。4.如权利要求3所述的一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法，其特征在于：所述互补机群的动态方程建立过程如下：1.1.1)根据静态扩展等面积定则，对于不含风机的n机电力系统，在忽略发电机机械阻尼因子时，其运动方程抽象为：Mkδ··k=Pmk(t)-Pek(t),k=1,2,...,n]]>其中，Mk为同步发电机k的惯量，k∈G，G为同步发电机集合；δk为同步发电机k的转子角，为同步发电机k的转子角的二阶导数；Pmk为同步发电机k的机械功率；Pek为同步发电机k的电磁功率；t为时间；下标k代表编号为k的同步发电机；1.1.2)在互补机群中将转子角领先的同步机群构成S群，其余滞后机组构成A群，S群、A群的等值转子角δs、δa为：δs=Σi∈SMiδi/Σi∈SMi,δa=Σj∈AMjδj/Σj∈AMj,]]>式中，Mi代表S群中编号为i的同步机转动惯量；Mj代表A群中编号为j的同步机转动惯量；δi为同步发电机i的转子角；δj同步发电机j的转子角；1.1.3)Ms=Σi∈SMi,Ma=Σj∈AMjPms=Σi∈SPmi,Pes=Σi∈SPeiPma=Σj∈APmj,Pea=Σj∈APej,]]>式中，Pmi为同步发电机i的机械功率；Pmj为同步发电机j的机械功率；Pei为同步发电机i的电磁功率；Pej为同步发电机j的电磁功率；1.1.4)根据上述步骤得到互补机群的动态方程为：Msδ··s=Pms-PesMaδ··a=Pma-Pea.]]>5.如权利要求2所述的一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法，其特征在于：所述等值单机无穷大系统为：Mδ··sa=Pm-Pe′;]]>在互补机群中转子角领先的同步机群为S群，其余滞后机组为A群；式中，为S群与A群等值转子角的二阶导数；M为OMIB系统等值惯量；Pm为OMIB系统等值机械功率；P′e为风电接入后修正的OMIB系统等值电磁功率，OMIB系统为等值单机无穷大系统。6.如权利要求5所述的一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法，其特征在于：所述等值单机无穷大系统构建方法如下：1.2.1)将多机系统中同步发电机、风机与非电源的节点分开，则网络的节点电压方程为:I·GI·WI·O=YGGYGWYGOYWGYWWYWOYOGYOWYOOE·GU·WU·O,]]>式中，为同步发电机节点注入电流；为同步发电机节点内电势,为风电节点注入电流；为风电母线电压；为非电源节点注入电流；为非电源母线电压列向量；矩阵中各个元素分别为各个节点的自导钠或节点之间的互导纳；1.2.2)计算得到同步发电机k的电磁功率修正值P′ek为：Pek′=RE[E·kI′*k]=RE[E·kI*k+E·k&De...

【专利技术属性】
技术研发人员：周明，李晖，董哲，李庚银，王智冬，王佳明，赵强，杨文华，郭飞，
申请(专利权)人：国家电网公司，国网北京经济技术研究院，华北电力大学，国网宁夏电力公司，
类型：发明
国别省市：北京;11