目 录
1.引言1
1.1.项目研究背景1
1.2.国内外研究水平概况与比较分析4
1.3.研究内容8
2.冀北风电次同步振荡数据的初步分析9
2.1.冀北风电次同步振荡数据的收集9
2.1.1.冀北电网数据9
2.1.2.风电场数据10
2.1.3.初步分析13
2.2.风电次同步振荡数据的初步分析14
2.2.1.子站PMU记录波形14
2.2.2.子站PMU数据的FFT16
2.2.3.主站PMU记录波形19
2.2.4.主站PMU数据的FFT22
2.2.5.结果分析25
3.风电机组模型和风电次同步振荡现象复现26
3.1.双馈风电机组的动态数学模型26
3.1.1.风轮空气动力学模型26
3.1.2.传动轴系统模型27
3.1.3.桨距控制模型27
3.1.4.双馈电机模型28
3.1.5.转子侧变流器控制28
3.2.风电次同步振荡现象的仿真复现31
3.2.1.仿真系统31
3.2.2.仿真结果33
3.2.3.结果分析34
4.PMU数据对次同步振荡的可辨识性分析35
4.1.PMU测量功率的方式35
4.2.PMU计算功率方式一35
4.2.1.瞬时功率的计算36
4.2.2.平均功率的计算37
4.2.3.仿真结果验证38
4.3.PMU计算功率方式二39
4.3.1.电压电流的FFT结果分析39
4.3.2.功率波动频率的分析45
4.4.结果总结50
5.风电次同步振荡的侦测方法52
5.1.主成分分析法52
5.1.1.引言52
5.1.2.基于主成分分析法的早期事件侦测算法53
5.1.3.对风电次同步振荡的侦测54
5.1.4.主成分分析法散布图对早期事件侦测算法的解释56
5.2.Prony辨识方法57
5.2.1.引言57
5.2.2.多信号Prony算法57
5.2.3.Prony辨识系统振荡模态62
5.2.4.基于RTDS的四机系统仿真试验63
5.2.5.冀北电网次同步振荡事故Prony辨识结果65
5.2.6.冀北电网风电次同步振荡的模态辨识66
6.风电次同步振荡的机理分析69
6.1.感应发电机效应69
6.2.次同步控制器相互作用71
6.2.1.极点灵敏度分析方法72
6.2.2.极点灵敏度的性质79
6.2.3.极点灵敏度的计算84
6.2.4.极点灵敏度与特征值灵敏度的联系与区别84
6.2.5.基于极点灵敏度分析研究风电次同步振荡的理论框架85
6.3.轴系振荡机理86
6.3.1.双馈风电机组复转矩系数分析的复频域框图模型88
6.3.2.双馈风电机组轴系振荡的机械转矩特性91
6.3.3.双馈风电机组轴系振荡的电气转矩特性102
7.风电次同步振荡的抑制措施113
7.1.风电次同步振荡抑制的原理113
7.1.1.基于特征值灵敏度的参数调整114
7.1.2.基于阻波器的次同步电流阻断118
7.2.风机层抑制次同步振荡119
7.2.1.单机无穷大系统分析119
7.2.2.多机系统分析120
7.3.风电场层抑制次同步振荡124
7.4.电网层抑制次同步振荡128
8.应用效益及前景133
9.总结134
10.参考文献136
插 图 清 单
图 1 1全球风电装机容量2
图 1 2美国德克萨斯州风电场次同步振荡事故录波3
图 1 3采用串补输电的风电外送系统示意图5
图 1 4德州电力装机（左图）以及发电量（右图）5
图 2 1 9号风机A相电流有效值（子站）14
图 2 2 9号风机有功功率有效值（子站）15
图 2 3 9号风机无功功率有效值（子站）15
图 2 4 5号母线（35kV）A相电压有效值有效值（子站）16
图 2 5 5号母线（220kV）A相电压有效值（子站）16
图 2 6 9号风机A相电流FFT（子站）17
图 2 7 9号风机有功功率FFT（子站）17
图 2 8 9号风机无功功率FFT（子站）18
图 2 9 5号母线（35kV）A相电压FFT（子站）18
图 2 10 5号母线（220kV）A相电压FFT（子站）19
图 2 11 9号风机A相电流（主站）20
图 2 12 9号风机有功功率（主站）20
图 2 13 9号风机无功功率（主站）21
图 2 14 5号母线（35kV）A相电压（主站）21
图 2 15 5号母线（220kV）A相电压（主站）22
图 2 16 9号风机A相电流FFT（主站）22
图 2 17 9号风机有功功率FFT（主站）23
图 2 18 9号风机无功功率FFT（主站）23
图 2 19 5号母线（35kV）A相电压FFT（主站）24
图 2 20 5号母线（220kV）A相电压FFT（主站）24
图 3 1 双馈风力发电系统26
图 3 2 桨距控制系统框图28
图 3 3 有功外环控制框图29
图 3 4 无功外环控制框图30
图3 5 q轴电流内环控制框图30
图3 6 d轴电流内环控制框图30
图 3 7仿真模型示意图31
图 3 8 仿真中PCC点处的电压33
图 3 9 仿真中PCC点流向系统的电流33
图 3 10 故障录波中的现场瞬时电压波形33
图 3 11 故障录波中的现场瞬时电流波形34
图 4 1 平均功率计算方法（瞬时值功率取平均）35
图 4 2平均功率计算方法（电压电流相量）35
图 4 3采样点的等效示意图37
图 4 4 瞬时值取平均的功率FFT结果（无混叠）38
图 4 5 瞬时值取平均的功率FFT结果（有混叠）39
图 4 6 电压FFT结果（采样时间20ms）40
图 4 7 电压FFT结果（采样时间10ms）40
图 4 8 非整数周期采样导致的基波电压的波动41
图 4 9 不同时刻基波电压的幅值（10ms）42
图 4 10 不同时刻基波电压的相位（10ms）42
图 4 11 PMU输出电压的FFT（FFT输出间隔20ms）44
图 4 12 PMU输出电压的FFT（FFT输出间隔10ms）45
图 4 13 功率的频谱（采样时间20ms）48
图 4 14 功率的频谱（采样时间10ms）50
图 5 1风电次同步振荡PMU频率测量曲线54
图 5 2主成分分析结果55
图 5 3早期事件侦测结果55
图 5 4 12维PMU数据的2维投影56
图 5 5基于RTDS的4机系统拓扑图64
图 5 6 4机系统振荡模态图65
图 5 7 尚义风电汇集示意图66
图 5 8 沽源风电汇集示意图67
图 5 9 Prony辨识所得振荡模态图（机端电压频率）68
图 6 1 双馈风电机组等效电路图69
图 6 2 不同串补度和不同转速下双馈电机的等效转子电阻71
图6 3 线性化系统的状态空间模型72
图6 4 反馈控制器-电力系统的相互作用的复频域模型75
图6 5 参数p增加时，极点灵敏度的符号与相角和arg(Si)的关系79
图6 6 控制器和电力系统的时域-复频域混合描述81
图6 7 近似求解闭环留数的基本原理83
图6 8 风电机组反馈控制器与电力系统的相互作用的复频域描述86
图6 9 双馈风电机组轴系振荡研究的机械-电气子系统复频域框图模型90
图 6 10 桨距控制器控制框图94
图6 11 随不同惯性时间常数下的Bode图96
图6 12 不同比例增益kpa下的Bode图96
图6 13 不同比例增益kia下的Bode图97
图6 14 随不同风速和桨距角的关系图99
图6 15 随不同风速和桨距角的关系99
图6 16 等效的q轴电流内环控制框图102
图6 17 双馈风电机组轴系振荡研究的双质量块模型104
图6 18 次同步运行状态下简化电流内环模型和详细电流内环模型（考虑不同的控制器参数）对应的H(j)的频率响应特性107
图6 19 同步运行状态下简化电流内环模型和详细电流内环模型（考虑不同的控制器参数）对应的H(j)的频率响应特性108
图6 20 额定功率状态下简化电流内环模型和详细电流内环模型（考虑不同的控制器参数）对应的H(j)的频率响应特性108
图6 21 不同有功外环参数和电机转速下H(j)的Bode图（简化电流内环模型）109
图6 22 最大功率点追踪和额定功率模式对应的电磁转矩分解110
图 7 1双馈风机换流器控制回路示意图114
图 7 2风电接入网络示意图115
图 7 3风电接入模型输入/输出关系示意图116
图 7 4风电接入模型输入/输出关系示意图118
图 7 5单机无穷大系统示意图119
图 7 6单机无穷大系统特征值灵敏度分析结果120
图 7 7单机无穷大系统施加控制措施前后的风电场有功功率仿真输出120
图 7 8冀北电网风电接入地区等值系统示意图121
图 7 9冀北电网风电接入地区两机等值系统模型121
图 7 10单机无穷大系统特征值灵敏度分析结果 (16.3Hz振荡模式)122
图 7 11单机无穷大系统特征值灵敏度分析结果 (16.2Hz振荡模式)123
图 7 12两机等值系统施加控制措施前后的风电场有功功率仿真输出124
图 7 13 PCC点电流（增加带阻滤波器）124
图 7 14 PCC点电压（增加带阻滤波器）125
图 7 15 PCC点有功功率（增加带阻滤波器）125
图 7 16 PCC点电磁转矩（增加带阻滤波器）125
图 7 17 增加带阻滤波器前后的PCC点电流对比126
图 7 18增加带阻滤波器前后的PCC点电压对比126
图 7 19增加带阻滤波器前后的PCC点有功功率对比127
图 7 20增加带阻滤波器前后的PCC点电磁转矩对比127
图 7 21 PCC点处的电流波形131
图 7 22 PCC点处的电压波形132
图 7 23 PCC点处的功率波形132
图 7 24 PCC点处的电磁转矩波形132
附 表 清 单
表 2 1 2013年8次次同步振荡现象数据采集时间9
表 2 2 2014年冀北电网次同步振荡事故统计10
表 2 3次同步振荡期间九龙泉风场的测风塔和单台风机记录数据11
表 2 4九龙泉风场各次风机脱网事件总结11
表 2 5 恒泰风场各次风机脱网事件总结12
表 2 6 子站PMU数据FFT结果整理19
表 2 7 主站PMU数据FFT结果整理25
表 3 1 现场数据（沽沽源-唐太平双回线）32
表 3 2仿真系统串联电抗标幺值32
表 3 3补偿度4%下的串联电容32
表 5 1 4机2区域系统机电振荡特征模式64
表 5 2 冀北电网历次次同步振荡事故Prony辨识结果65
表 5 3 Prony辨识所得的振荡频率和阻尼68
表 6 1 不同类型灵敏度的比较85
表 6 2 不同机械输入模型的定量比较101
表 6 3 不同有功控制模式的比较110
表 6 4不同有功控制策略下的定量比较112
表 7 1单机无穷大系统振荡模式列表119
表 7 2两机等值系统振荡模式列表121
表 7 3两机等值系统次同步振荡抑制措施123
表 7 4 滤波前后次同步分量频率及幅值对比127
表 7 5 风速为0.7 p.u. 不同串补度下的电压、电流、有功、电磁转矩129
1.引言
冀北电网是河北省千万千瓦级风电基地所在地，截止到2013年10月底，冀北风力发电并网容量已达666万千瓦，在国家电网公司范围内位列第二位。冀北电网风电管理水平位居全国前列，率先在沽源地区投运了AVC系统，目前AVC系统运行良好，有效提升了沽源地区无功电压控制水平。本项目以冀北电网为依托开展项目研究。
