CN112018812B - 一种海上风电场低次背景谐波放大风险评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种海上风电场低次背景谐波放大风险评估方法，包括以下步骤：获取海上风电场系统中各部分的阻抗，并通过阻抗构建风力发电阻抗网络；设置母线位置关注点P，并以关注点P为基础，对风力发电阻抗网络进行简化；根据简化后的风力发电阻抗网络，获取关注点P对应的背景谐波放大系数

根据背景谐波放大系数

获取限值方程，并对限值方程求解，得到若干解；使用步骤S4中得到的解构建谐波放大风险评估图，并通过谐波放大风险评估图进行低次背景谐波放大风险评估，得到风电场系统的低次背景谐波放大风险评估结果。本发明实现了对海上风力发电系统是否面临谐波放大风险进行直观快速判断，并为海上风电场的设计规划提供有效帮助。

Description

一种海上风电场低次背景谐波放大风险评估方法

技术领域

本发明属于风电场领域，具体涉及一种海上风电场低次背景谐波放大风险评估方法。

背景技术

海上风力发电因其本身的强非线性、海底电缆的分布电容以及无功补偿装置的应用，其谐振问题突出，易与陆地电网背景谐波电压产生交互，影响系统安全稳定运行。目前，针对由电网中容性、感性元件的交互作用造成的谐振问题的分析方法，无法对背景谐波放大的严重程度进行评估，为电缆设计、无功补偿配置以及风电场规划提供指导，且这些分析方法较为复杂，不能直观便捷地对风电场的背景谐波谐振风险进行快速的评估。

发明内容

针对现有技术中的上述不足，本发明提供的一种海上风电场低次背景谐波放大风险评估方法解决了现有技术中存在的问题。

为了达到上述发明目的，本发明采用的技术方案为：一种海上风电场低次背景谐波放大风险评估方法，包括以下步骤：

S1、获取海上风电场系统中各部分的阻抗，并通过阻抗构建风力发电阻抗网络；

S2、设置母线位置关注点P，并以关注点P为基础，对风力发电阻抗网络进行简化；

S3、根据简化后的风力发电阻抗网络，获取关注点P对应的背景谐波放大系数

S4、根据背景谐波放大系数

获取限值方程，并对限值方程求解，得到若干解；

S5、使用步骤S4中得到的解构建谐波放大风险评估图，并通过谐波放大风险评估图进行低次背景谐波放大风险评估，得到风电场系统的低次背景谐波放大风险评估结果。

进一步地，所述步骤S1中海上风电场系统中各部分的阻抗包括风电场直驱永磁风机阻抗、h次谐波输电线路阻抗、h次谐波输电线路对地导纳、变压器h次谐波阻抗和无功补偿装置的h次谐波阻抗。

进一步地，所述风电场直驱永磁风机阻抗Z_PMSG的获取方法为阻抗辨识法或建模方法，所述阻抗辨识法具体为：在并网点注入扰动，并通过测量系统对应响应的阻抗辨识方法，得到风电场直驱永磁风机阻抗Z_PMSG；所述建模方法具体为：根据风电场参数，并采用基于谐波线性化的建模方法进行建模，得到风电场直驱永磁风机阻抗Z_PMSG；

所述输电线路阻抗通过分布参数获取，所述h次谐波输电线路的阻抗Z_h和对地谐波导纳Y_h为：

Z_h＝Z_c sin(γl)

Y_h＝tanh(γl)/Z_c

其中，Z_c表示输电线路的特性阻抗，γ表示输电线路的传播系数，l表示输电线路长度；

所述特性阻抗Z_c和传播系数γ具体为：

其中，Z_h0表示输电线路单位长度的h次谐波阻抗，Y_h0表示输电线路单位长度的h次对地谐波导纳；

所述单位长度谐波阻抗Z_h0和单位长度对地谐波导纳Y_h0具体为：

其中，j表示虚数单位，h表示谐波次数，R₀、X₀和B₀分别表示基波下单位长度电缆的电阻、电抗和电纳；

所述变压器h次谐波阻抗Z_T具体为：

其中，R_T表示折算至电网侧基波电阻，ω表示基波角速度，L_T表示折算值电网侧的基波电抗；

所述无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q具体为

其中，Q_L表示无功补偿装置中并联电抗器发出的感性无功，U_L表示并联电抗器处的额定电压，L表示并联电抗器的无功补偿。

进一步地，所述步骤S1中风力发电阻抗网络包括电网背景谐波源，所述电网背景谐波源V_gh通过海底输电线路阻抗Z_line2分别与变压器阻抗Z_T2的一端、无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q的一端以及输电线路对地导纳Y_line2连接，所述无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q的另一端和输电线路对地导纳Y_line2的另一端接地，所述变压器阻抗Z_T2的另一端通过汇流母线连接若干风机链路，第k条所述风机链路包括直驱永磁风机阻抗Z_PMSGk，所述直驱永磁风机阻抗Z_PMSGk一端接地，其另一端通过风机变压器h次谐波阻抗Z_T1k与风机输电线路阻抗Z_line1k的一端连接，所述风机输电线路阻抗Z_line1k的另一端与阻抗Z_T2的另一端连接；k＝1,2,...,n，n表示风机链路的总数。

进一步地，所述步骤S2包括以下分步骤：

S21、在无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q一端的连接点与海底输电线路阻抗Z_line2之间设置母线位置关注点P；

S22、以母线位置关注点P为基础，将除海底输电线路阻抗Z_line2之外的所有阻抗进行聚合，得到聚合阻抗Z_s；

S23、将海底输电线路阻抗Z_line2、电网背景谐波源V_gh、聚合阻抗Z_s和母线位置关注点P依次连接，得到简化后的风力发电阻抗网络。

进一步地，所述聚合阻抗Z_s为：

其中，||表示求取并联阻抗的符号，Z_PMSGk表示直驱永磁风机阻抗，Z_T1k表示风力发电系统中第一变压器阻抗，Z_T2表示风力发电系统中第二变压器阻抗，Z_line1k表示第k条所述风机链路直驱永磁风机至集电线路的输电线路阻抗，Z_line2表示海底输电线路阻抗，Y_line2为连接陆上电网的输电线路对地导纳，Z_Q表示无功补偿装置的h次谐波阻抗，k＝1,2,...,n，n表示风机链路的总数。

进一步地，所述步骤S3中背景谐波放大系数

为：

进一步地，所述步骤S4包括以下分步骤：

S41、定义电缆前端感性无功补偿系数K_L为：

其中，Q_C表示输电线路一侧对地电容发出的容性无功，X_C表示电缆等值模型一侧电容的基频电抗，X_L表示表示电缆等值模型并联电感的基频电抗；

S42、将无功偿装置的h次谐波阻抗Z_Q表示为关于电缆前端感性无功补偿系数K_L的函数，所述无功偿装置的h次谐波阻抗Z_Q具体为：

其中，U_L表示并联电抗器处的额定电压，Q_C表示输电线路一侧对地电容发出的容性无功；

S43、根据输电线路阻抗求取公式，获取海底输电线路的线路阻抗Z_line2和对地导纳为：

Z_line2＝Z_{c_line2} sin(γ_{c_line2}l_{c_line2})

Y_line2＝tanh(γ_{c_line2}l_{c_line2})/Z_{c_line2}

其中，Z_{c_line2}表示海底输电线路的特性阻抗，γ_{c_line2}表示海底输电线路的传播系数，l_{c_line2}表示海底输电线路的长度；

S44、根据聚合阻抗Z_s和海底输电线路的线路阻抗Z_line2的具体公式，将背景谐波放大系数

表示为关于海底输电线路的长度l_{c_line2}和电缆前端感性无功补偿系数K_L的函数

所述函数

具体为：

S45、获取背景谐波含量ζ_Vh和母线位置关注点P处的规定谐波含量限值ζ_lim，并通过背景谐波含量ζ_Vh和谐波含量限值ζ_lim获取母线谐波放大限值

为：

S46、根据母线谐波放大限值

和函数

获取限值方程为

并对限值方程求解，得到若干关于线缆长度l和电缆前端感性无功补偿系数K_L的解。

进一步地，所述步骤S5中使用步骤S4中得到的解构建谐波放大风险评估图的具体方法为：

A1、将l和K_L分别作为横纵坐标，构建坐标平面α；

A2、将步骤S45中得到的解依次放入坐标平面α中，得到坐标点P₁(l₁,K₁)、P₂(l₂,K₃),...,P_x(l_x,K_x),...,P_m(l_m,K_m)，其中，(l_x,K_x)表示第x对解，x＝1,2,...,m，m表示(l_x,K_x)解对的总数；

A3、根据坐标点P₁(l₁,K₁)、P₂(l₂,K₃),...,P_x(l_x,K_x),...,P_m(l_m,K_m)，围成若干区域为A₁,A₂,...,A_E，得到谐波放大风险评估图，其中E表示获取的区域总数。

进一步地，所述步骤S5中对谐波放大风险评估图进行低次背景谐波放大风险评估的具体步骤为：

B1、采集风电场中电缆前端感性无功补偿系数K_TBE和输电线路长度l_TBE，得到点T(l_TBE,K_TBE)；

B2、判断点T(l_TBE,K_TBE)是否在A₁,A₂,...,A_E任意一区域中，若是，则待评估风电场存在谐波放大风险，否则待评估风电场无谐波放大风险。

本发明的有益效果为：

(1)本发明实现了对海上风力发电系统是否面临谐波放大风险进行直观快速判断，并为海上风电场的设计规划提供有效帮助。

(2)本发明依据谐波放大评估图，可以得到满足安全稳定范围要求的电缆长度范围，可为电缆的参数选择提供指导。

(3)本发明通过谐波放大评估图便可直观快速得到满足限值要求的无功补偿系数范围，从而帮助选择合适的补偿容量并以此设计补偿配置方案，避免了谐波放大超标。

附图说明

图1为本发明提出的一种海上风电场低次背景谐波放大风险评估方法流程图；

图2为本发明中风力发电阻抗网络示意图；

图3为本发明中第一实验结果图；

图4为本发明中第二实验结果图。

具体实施方式

下面对本发明的具体实施方式进行描述，以便于本技术领域的技术人员理解本发明，但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，这些变化是显而易见的，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。

下面结合附图详细说明本发明的实施例。

如图1所示，一种海上风电场低次背景谐波放大风险评估方法，包括以下步骤：

S1、获取海上风电场系统中各部分的阻抗，并通过阻抗构建风力发电阻抗网络；

S2、设置母线位置关注点P，并以关注点P为基础，对风力发电阻抗网络进行简化；

S3、根据简化后的风力发电阻抗网络，获取关注点P对应的背景谐波放大系数

S4、根据背景谐波放大系数

获取限值方程，并对限值方程求解，得到若干解；

S5、使用步骤S4中得到的解构建谐波放大风险评估图，并通过谐波放大风险评估图进行低次背景谐波放大风险评估，得到风电场系统的低次背景谐波放大风险评估结果。

所述步骤S1中海上风电场系统中各部分的阻抗包括风电场直驱永磁风机阻抗、h次谐波输电线路阻抗、h次谐波输电线路对地导纳、变压器h次谐波阻抗和无功补偿装置的h次谐波阻抗。

所述风电场直驱永磁风机阻抗Z_PMSG的获取方法为阻抗辨识法或建模方法，所述阻抗辨识法具体为：在并网点注入扰动，并通过测量系统对应响应的阻抗辨识方法，得到风电场直驱永磁风机阻抗Z_PMSG；所述建模方法具体为：根据风电场参数，并采用基于谐波线性化的建模方法进行建模，得到风电场直驱永磁风机阻抗Z_PMSG；

所述输电线路阻抗通过分布参数获取，所述h次谐波输电线路的阻抗Z_h和对地谐波导纳Y_h为：

Z_h＝Z_c sin(γl)

Y_h＝tanh(γl)/Z_c

其中，Z_c表示输电线路的特性阻抗，γ表示输电线路的传播系数，l表示输电线路长度；

所述特性阻抗Z_c和传播系数γ具体为：

其中，Z_h0表示输电线路单位长度的h次谐波阻抗，Y_h0表示输电线路单位长度的h次对地谐波导纳；

所述单位长度谐波阻抗Z_h0和单位长度对地谐波导纳Y_h0具体为：

其中，j表示虚数单位，h表示谐波次数，R₀、X₀和B₀分别表示基波下单位长度电缆的电阻、电抗和电纳；

所述变压器h次谐波阻抗Z_T具体为：

其中，R_T表示折算至电网侧基波电阻，ω表示基波角速度，L_T表示折算值电网侧的基波电抗；

所述无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q具体为

其中，Q_L表示无功补偿装置中并联电抗器发出的感性无功，U_L表示并联电抗器处的额定电压，L表示并联电抗器的无功补偿。

如图2所示，所述步骤S1中风力发电阻抗网络包括电网背景谐波源，所述电网背景谐波源V_gh通过海底输电线路阻抗Z_line2分别与变压器阻抗Z_T2的一端、无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q的一端以及输电线路对地导纳Y_line2连接，所述无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q的另一端和输电线路对地导纳Y_line2的另一端接地，所述变压器阻抗Z_T2的另一端通过汇流母线连接若干风机链路，第k条所述风机链路包括直驱永磁风机阻抗Z_PMSGk，所述直驱永磁风机阻抗Z_PMSGk一端接地，其另一端通过风机变压器h次谐波阻抗Z_T1k与风机输电线路阻抗Z_line1k的一端连接，所述风机输电线路阻抗Z_line1k的另一端与阻抗Z_T2的另一端连接；k＝1,2,...,n，n表示风机链路的总数。

所述步骤S2包括以下分步骤：

S21、在无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q一端的连接点与海底输电线路阻抗Z_line2之间设置母线位置关注点P；

S22、以母线位置关注点P为基础，将除海底输电线路阻抗Z_line2之外的所有阻抗进行聚合，得到聚合阻抗Z_s；

S23、将海底输电线路阻抗Z_line2、电网背景谐波源V_gh、聚合阻抗Z_s和母线位置关注点P依次连接，得到简化后的风力发电阻抗网络。

所述聚合阻抗Z_s为：

其中，||表示求取并联阻抗的符号，Z_PMSGk表示直驱永磁风机阻抗，Z_T1k表示风力发电系统中第一变压器阻抗，Z_T2表示风力发电系统中第二变压器阻抗，Z_line1k表示第k条所述风机链路直驱永磁风机至集电线路的输电线路阻抗，Z_line2表示海底输电线路阻抗，Y_line2为连接陆上电网的输电线路对地导纳，Z_Q表示无功补偿装置的h次谐波阻抗，k＝1,2,...,n，n表示风机链路的总数。

所述步骤S3中背景谐波放大系数

为：

所述步骤S4包括以下分步骤：

S41、定义电缆前端感性无功补偿系数K_L为：

其中，Q_C表示输电线路一侧对地电容发出的容性无功，X_C表示电缆等值模型一侧电容的基频电抗，X_L表示表示电缆等值模型并联电感的基频电抗。

在本实施例中，X_C表示输电线路一侧对地电容的基频电抗，具体为h取1时1/Yh的虚部，X_L表示并联电抗器的基频电抗，具体为h取1时，Z_Q的虚部。

S42、将无功偿装置的h次谐波阻抗Z_Q表示为关于电缆前端感性无功补偿系数K_L的函数，所述无功偿装置的h次谐波阻抗Z_Q具体为：

其中，U_L表示并联电抗器处的额定电压，Q_C表示输电线路一侧对地电容发出的容性无功；

S43、根据输电线路阻抗求取公式，获取海底输电线路的线路阻抗Z_line2和对地导纳为：

Z_line2＝Z_{c_line2} sin(γ_{c_line2}l_{c_line2})

Y_line2＝tanh(γ_{c_line2}l_{c_line2})/Z_{c_line2}

其中，Z_{c_line2}表示海底输电线路的特性阻抗，γ_{c_line2}表示海底输电线路的传播系数，l_{c_line2}表示海底输电线路的长度；

S44、根据聚合阻抗Z_s和海底输电线路的线路阻抗Z_line2的具体公式，将背景谐波放大系数

表示为关于海底输电线路的长度l_{c_line2}和电缆前端感性无功补偿系数K_L的函数

所述函数

具体为：

S45、获取背景谐波含量ζ_Vh和母线位置关注点P处的规定谐波含量限值ζ_lim，并通过背景谐波含量ζ_Vh和谐波含量限值ζ_lim获取母线谐波放大限值

为：

S46、根据母线谐波放大限值

和函数

获取限值方程为

并对限值方程求解，得到若干关于线缆长度l和电缆前端感性无功补偿系数K_L的解。

在本实施例中，背景谐波含量ζ_Vh通过实地测量或者电网监测系统获取，谐波含量限值ζ_lim依据测量背景谐波放大风险的风电场规定标准得到。

所述步骤S5中使用步骤S4中得到的解构建谐波放大风险评估图的具体方法为：

A1、将l和K_L分别作为横纵坐标，构建坐标平面α；

A2、将步骤S45中得到的解依次放入坐标平面α中，得到坐标点P₁(l₁,K₁)、P₂(l₂,K₃),...,P_x(l_x,K_x),...,P_m(l_m,K_m)，其中，(l_x,K_x)表示第x对解，x＝1,2,...,m，m表示(l_x,K_x)解对的总数；

A3、根据坐标点P₁(l₁,K₁)、P₂(l₂,K₃),...,P_x(l_x,K_x),...,P_m(l_m,K_m)，围成若干区域为A₁,A₂,...,A_E，得到谐波放大风险评估图，其中E表示获取的区域总数。

所述步骤S5中对谐波放大风险评估图进行低次背景谐波放大风险评估的具体步骤为：

B1、采集风电场中电缆前端感性无功补偿系数K_TBE和输电线路长度l_TBE，得到点T(l_TBE,K_TBE)；

B2、判断点T(l_TBE,K_TBE)是否在A₁,A₂,...,A_E任意一区域中，若是，则待评估风电场存在谐波放大风险，否则待评估风电场无谐波放大风险。

在本实施例中，如图3所示，以五台风机并联的直驱永磁海上风电场为实验对象，通过建立阻抗模型形成谐振分析电路，求解电网常见的7、13次谐波的放大限值方程得到的谐波放大风险评估图。

以7、13次谐波含量限值分别为2％、1.5％为例，以表1所示的参数，判断风力发电系统的谐振风险。评估结果及实际仿真结果在表1给出。结果表明本方法可以快速直观地评估海上风力发电系统是否存在谐波放大超限值的风险。

表1背景电压谐波放大评估结果

如图4所示，可以得到对于该电缆参数下的风电系统，满足安全稳定要求的电缆长度范围为l₁～l₇，对于长度为l_a、l_b的电缆，通满足限值要求的无功补偿系数范围K_a、K_b，由此可以直观快速地为风电场规划提供参考指导。

Claims (2)

1.一种海上风电场低次背景谐波放大风险评估方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、获取海上风电场系统中各部分的阻抗，并通过阻抗构建风力发电阻抗网络；

S2、设置母线位置关注点P，并以关注点P为基础，对风力发电阻抗网络进行简化；

S3、根据简化后的风力发电阻抗网络，获取关注点P对应的背景谐波放大系数

S4、根据背景谐波放大系数

获取限值方程，并对限值方程求解，得到若干解；

S5、使用步骤S4中得到的解构建谐波放大风险评估图，并通过谐波放大风险评估图进行低次背景谐波放大风险评估，得到风电场系统的低次背景谐波放大风险评估结果；

所述步骤S1中海上风电场系统中各部分的阻抗包括风电场直驱永磁风机阻抗、h次谐波输电线路阻抗、h次谐波输电线路对地导纳、变压器h次谐波阻抗和无功补偿装置的h次谐波阻抗；

所述风电场直驱永磁风机阻抗Z_PMSG的获取方法为阻抗辨识法或建模方法，所述阻抗辨识法具体为：在并网点注入扰动，并通过测量系统对应响应的阻抗辨识方法，得到风电场直驱永磁风机阻抗Z_PMSG；所述建模方法具体为：根据风电场参数，并采用基于谐波线性化的建模方法进行建模，得到风电场直驱永磁风机阻抗Z_PMSG；

所述输电线路阻抗通过分布参数获取，所述h次谐波输电线路的阻抗Z_h和对地谐波导纳Y_h为：

Z_h＝Z_csin(γl)

Y_h＝tanh(γl)/Z_c

其中，Z_c表示输电线路的特性阻抗，γ表示输电线路的传播系数，l表示输电线路长度；

所述特性阻抗Z_c和传播系数γ具体为：

其中，Z_h0表示输电线路单位长度的h次谐波阻抗，Y_h0表示输电线路单位长度的h次对地谐波导纳；

所述单位长度谐波阻抗Z_h0和单位长度对地谐波导纳Y_h0具体为：

其中，j表示虚数单位，h表示谐波次数，R₀、X₀和B₀分别表示基波下单位长度电缆的电阻、电抗和电纳；

所述变压器h次谐波阻抗Z_T具体为：

其中，R_T表示折算至电网侧基波电阻，ω表示基波角速度，L_T表示折算至电网侧的基波电抗；

所述无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q具体为

其中，Q_L表示无功补偿装置中并联电抗器发出的感性无功，U_L表示并联电抗器处的额定电压，L表示并联电抗器的无功补偿；

所述步骤S1中风力发电阻抗网络包括电网背景谐波源，所述电网背景谐波源V_gh通过海底输电线路阻抗Z_line2分别与变压器阻抗Z_T2的一端、无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q的一端以及输电线路对地导纳Y_line2连接，所述无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q的另一端和输电线路对地导纳Y_line2的另一端接地，所述变压器阻抗Z_T2的另一端通过汇流母线连接若干风机链路，第k条所述风机链路包括直驱永磁风机阻抗Z_PMSGk，所述直驱永磁风机阻抗Z_PMSGk一端接地，其另一端通过风机变压器h次谐波阻抗Z_T1k与风机输电线路阻抗Z_line1k的一端连接，所述风机输电线路阻抗Z_line1k的另一端与阻抗Z_T2的另一端连接；k＝1,2,...,n，n表示风机链路的总数；

所述步骤S2包括以下分步骤：

S21、在无功补偿装置的h次谐波阻抗Z_Q一端的连接点与海底输电线路阻抗Z_line2之间设置母线位置关注点P；

S22、以母线位置关注点P为基础，将除海底输电线路阻抗Z_line2之外的所有阻抗进行聚合，得到聚合阻抗Z_s；

S23、将海底输电线路阻抗Z_line2、电网背景谐波源V_gh、聚合阻抗Z_s和母线位置关注点P依次连接，得到简化后的风力发电阻抗网络；

所述步骤S3中背景谐波放大系数

为：

所述步骤S4包括以下分步骤：

S41、定义电缆前端感性无功补偿系数K_L为：

其中，Q_C表示输电线路一侧对地电容发出的容性无功，X_C表示电缆等值模型一侧电容的基频电抗，X_L表示电缆等值模型并联电感的基频电抗；

S42、将无功偿装置的h次谐波阻抗Z_Q表示为关于电缆前端感性无功补偿系数K_L的函数，所述无功偿装置的h次谐波阻抗Z_Q具体为：

其中，U_L表示并联电抗器处的额定电压，Q_C表示输电线路一侧对地电容发出的容性无功；

S43、根据输电线路阻抗求取公式，获取海底输电线路的线路阻抗Z_line2和对地导纳为：

Z_line2＝Z_{c_line2}sin(γ_{c_line2}l_{c_line2})

Y_line2＝tanh(γ_{c_line2}l_{c_line2})/Z_{c_line2}

其中，Z_{c_line2}表示海底输电线路的特性阻抗，γ_{c_line2}表示海底输电线路的传播系数，l_{c_line2}表示海底输电线路的长度；

S44、根据聚合阻抗Z_s和海底输电线路的线路阻抗Z_line2的具体公式，将背景谐波放大系数

表示为关于海底输电线路的长度l_{c_line2}和电缆前端感性无功补偿系数K_L的函数

所述函数

具体为：

S45、获取背景谐波含量ζ_Vh和母线位置关注点P处的规定谐波含量限值ζ_lim，并通过背景谐波含量ζ_Vh和谐波含量限值ζ_lim获取母线谐波放大限值

为：

S46、根据母线谐波放大限值

和函数

获取限值方程为

并对限值方程求解，得到若干关于线缆长度l和电缆前端感性无功补偿系数K_L的解；

所述步骤S5中使用步骤S4中得到的解构建谐波放大风险评估图的具体方法为：

A1、将l和K_L分别作为横纵坐标，构建坐标平面α；

A2、将步骤S45中得到的解依次放入坐标平面α中，得到坐标点P₁(l₁,K₁)、P₂(l₂,K₃),...,P_x(l_x,K_x),...,P_m(l_m,K_m)，其中，(l_x,K_x)表示第x对解，x＝1,2,...,m，m表示(l_x,K_x)解对的总数；

A3、根据坐标点P₁(l₁,K₁)、P₂(l₂,K₃),...,P_x(l_x,K_x),...,P_m(l_m,K_m)，围成若干区域为A₁,A₂,...,A_E，得到谐波放大风险评估图，其中E表示获取的区域总数；

所述步骤S5中对谐波放大风险评估图进行低次背景谐波放大风险评估的具体步骤为：

B1、采集风电场中电缆前端感性无功补偿系数K_TBE和输电线路长度l_TBE，得到点T(l_TBE,K_TBE)；

B2、判断点T(l_TBE,K_TBE)是否在A₁,A₂,...,A_E任意一区域中，若是，则待评估风电场存在谐波放大风险，否则待评估风电场无谐波放大风险。

2.根据权利要求1所述的海上风电场低次背景谐波放大风险评估方法，其特征在于，所述聚合阻抗Z_s为：

其中，||表示求取并联阻抗的符号，Z_PMSGk表示直驱永磁风机阻抗，Z_T1k表示风力发电系统中第一变压器阻抗，Z_T2表示风力发电系统中第二变压器阻抗，Z_line1k表示第k条所述风机链路直驱永磁风机至集电线路的输电线路阻抗，Z_line2表示海底输电线路阻抗，Y_line2为连接陆上电网的输电线路对地导纳，Z_Q表示无功补偿装置的h次谐波阻抗，k＝1,2,...,n，n表示风机链路的总数。

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