CN115833089A - 基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法 - Google Patents

基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法 Download PDF

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CN115833089A CN202211230551.8A CN202211230551A CN115833089A CN 115833089 A CN115833089 A CN 115833089A CN 202211230551 A CN202211230551 A CN 202211230551A CN 115833089 A CN115833089 A CN 115833089A
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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
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Abstract

本发明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。

Description

基于串联补偿电阻的风电系统次同步振荡风险评估方法
技术领域
本发明属于风电技术领域，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。
背景技术
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。
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。
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。
发明内容
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。
为达到上述目的，本发明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：
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。
进一步的，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。
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％。
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。
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。
进一步的，阈值范围为170°～190°。
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。
进一步的，S3中，通过下式计算衰减因子：
Figure BDA0003881229480000031
其中，σSSO(fSSO)为DFIG风电并网系统的衰减因子；ωSSO为次同步振荡的电角速度；RDFIG(fsso)为次同步振荡频率下DFIG风机侧等效电阻，Rnet(fsso)为次同步振荡频率下电网侧等效电阻，XDFIG(fsso)为次同步振荡频率下DFIG风机侧等效阻抗，Xnet(fsso)为次同步振荡频率下电网侧等效电抗。
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σSSO<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σSSO＝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。
与现有技术相比，本发明至少具有以下有益的技术效果：
本发明通过对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。
进一步的，本发明获得准确的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，本发明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
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；
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；
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；
图4为阻抗辨识模型原理图；
图5为DFIG风电并网系统的系统电路图；
图6为串联“补偿电阻”的DFIG阻抗辨识原理图；
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；
图8为DFIG风电并网系统的阻频特性曲线；
图9为DFIG风电并网系统总电阻和总电抗在频域下的特性；
图10为DFIG风电并网系统时域仿真波形；
图11为风机母线出口电流的FFT分析结果；
图12为风机母线出口电流的FFT分析结果。
具体实施方式
为了使本发明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，对本发明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发明，并非用于限定本发明。
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
本发明提出基于补偿电阻的阻抗测量方法，建立了DFIG风电并网系统阻抗特性曲线，给出了DFIG风电并网系统稳定判据，实现了对DFIG风电风电系统进行次同步振荡风险评估。
参照图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，包括以下步骤：
步骤1：分析基于阻抗的DFIG风电并网系统次同步振荡风险的机理。
首先介绍基于阻抗的DFIG风电并网系统次同步振荡风险的机理，对于一个发生了SSO的DFIG风电并网系统进行仿真，其风电场出口母线电流、输出的有功功率波形如图2所示，为了从电流电压波形中得到该DFIG风电并网系统的阻抗信息，对DFIG风电并网系统出口母线电流与该出口母线节点电压进行傅里叶分析(FFT)处理，得到电压和电流的SSO分量。根据阻抗计算公式(1-1)和(1-2)，可以计算DFIG风机和DFIG风电并网系统在次同步振荡频率下的阻抗如图3所示。
Z1(f)＝U1(f)/I1(f)＝r1+jx1 (1-1)
Z(f)＝U(f)/I(f)＝r+jx (1-2)
其中，U1(f)、I1(f)分别为SSO频率下DFIG风机侧电压相量值、电流相量值；r1、x1分别为DFIG等效次同步振荡电阻和电抗；Z1(f)为等效SSO频率下的DFIG阻抗；U(f)、I(f)分别为SSO频率下DFIG风电并网系统电压相量值、电流相量值；r、x分别为DFIG风电并网系统等效次同步振荡电阻和电抗；Z(f)为等效SSO频率下的DFIG风电并网系统阻抗；
图3上图为计算得到27Hz附近DFIG风电场侧等效SSO阻抗、图3下图为计算得到27Hz附近风电场与电网总体的等效SSO阻抗。
可以看出，DFIG风电场在低频段内表现数值小的负电阻，同时也表现为感性电抗，与常规DFIG风电场在低频段表现的阻抗特性类似。因此，感性的DFIG风电场容易与经过串补的大型电网发生SSO，构成R-L-C二阶振荡回路，同时由于DFIG风电场的负电阻原因，进而引发不收敛的SSO。此时，对次同步频率下整个DFIG风电并网系统的总阻抗进行计算，得到的结果如图3下图所示。此时风机与电网构成整个DFIG风电并网系统的总电抗接近于0，整个DFIG风电并网系统的总电阻为负值，由负电阻的R-L-C振荡回路引发频率为27Hz的SSO。这就是DFIG风电场与弱电网交互作用引发SSO的机理。
步骤2：基于串联补偿电阻的DFIG风电并网系统的阻抗辨识。
基于测量的DFIG阻抗辨识模型原理图如图4所示。PCC为风电场并网点，在DFIG风电场PCC点注入某一频率的电流小扰动信号Δi，扰动信号约为正常DFIG风电并网系统工作时的1％～5％，该信号会在PCC点响应出相应频率的电压Δu。由PCC点提取测量电压u、电流i，基于频域变换提取相应频率的电压、电流数据。
因此通过电流源多次注入不同频率的小扰动信号，得到风机侧的响应电压UDFIG(f)和电流IDFIG(f)与电网侧的响应电压Unet(f)和电流Inet(f)。按照式(2)可以得到DFIG风电场侧和电网系统侧的阻抗。
Figure BDA0003881229480000061
其中，UDFIG(f)和IDFIG(f)分别为注入频率为f的小扰动电流信号在风机侧响应的电压和电流分量；Unet(f)和Inet(f)分别为注入频率为f的小扰动电流信号在等效电网侧响应的电压和电流分量；ZDFIG(f)和Znet(f)分别为DFIG风机和电网系统侧的阻抗；
本发明提出一种新的阻抗扫描方法来辨识DFIG风机和系统侧的阻抗。通过在DFIG风电并网系统风机侧串联一个稍大的“补偿电阻”，记为Rstable，其阻值约为整个DFIG风电并网系统等效的总电阻绝对值的1.5倍。因此DFIG风电并网系统整体等效的电阻会更大，等效衰减因子大于0，因此DFIG风电并网系统不会容易出现次同步振荡(SSO)。在稳定状态下测得叠加补偿电阻Rstable后的阻频特性曲线后，在此曲线上减去补偿电阻Rstable的阻值，就可以得到DFIG风电并网系统串联Rstable前的阻频特性曲线。通过所提的上述方法，就可以得到没有SSO分量影响的真实阻频特性曲线。
步骤3：由本发明所提的基于“串联补偿电阻”的DFIG风电并网系统的阻抗辨识方法获得DFIG风电并网系统的风机侧与电网系统侧的阻频特性曲线，进行次同步振荡风险评估。
通过本发明的串联“补偿电阻”进行阻抗辨识获得DFIG风电场阻频特性曲线后，如图5所示，根据风电场侧和电网侧的频域阻抗特性曲线判定DFIG风电并网系统的次同步振荡风险频段。
DFIG风电并网系统电路特性侧由电流源Ii与相应阻抗ZDFIG并联表征,电网侧模型等效由电压源Unet与阻抗Znet串联表征。可得等效电路的电压关系表达式(3)为：
(I(s)-Ii(s))ZDFIG(s)+I(s)Znet(s)＝-Unet(s) (3)
I(s)为母线电流，Ii(s)为DFIG并网系统风机的等效电流源，ZDFIG(s)为DFIG并网系统风机侧等效阻抗，Znet(s)为DFIG并网系统电网侧等效阻抗，Unet(s)为DFIG并网系统电网侧等效电压源。
由上式可推导得DFIG风电并网系统的风电场输出母线电流I(s)表达式为(4)：
Figure BDA0003881229480000071
Figure BDA0003881229480000072
式(4)中等号右边括号中的参数是稳定的，右边分母中的分式记为GH(s)，可通过GH(s)的伯德图(Bode图)来判断DFIG风电并网系统的次同步振荡风险频段。当风机侧阻抗幅值与电网侧阻抗幅值相交，且风机侧阻抗和电网侧阻抗的相角相差接近180°时，此时GH(s)接近-1，式(4)中右边分母趋向于0，此时I(s)趋向于无穷大，导致DFIG风电并网系统的次同步振荡，此时风机侧阻抗幅值与电网侧阻抗幅值相交且相差相角Δψ接近180°的频段附近为次同步振荡风险频段，Δψ可取170°-190°。
确定次同步振荡风险频段后，通过计算DFIG并网系统总体的RLC二阶电路的衰减因子可以进行次同步振荡风险评估。在次同步振荡频段下，DFIG风电场的阻抗和电网侧的阻抗计算公式分别为(6)和(7)：
ZDFIG(fSSO)＝RDFIG(fSSO)+jXDFIG(fSSO) (6)
Znet(fSSO)＝Rnet(fSSO)+jXnet(fSSO) (7)
ZDFIG(fsso)为次同步振荡频率下DFIG风机的阻抗，Znet(fsso)为次同步振荡频率下的电网系统侧的阻抗，RDFIG(fsso)、XDFIG(fsso)分别为次同步振荡频率下DFIG风机侧等效电阻和等效电抗；Rnet(fsso)、Xnet(fsso)分别为次同步振荡频率下的电网侧等效电阻和等效电抗；fSSO为次同步振荡频率。
经过推导DFIG风电并网系统总体的RLC二阶电路的衰减因子为
Figure BDA0003881229480000081
σSSO为DFIG风电并网系统的衰减因子；ωSSO为次同步振荡的电角速度，单位为rad/s。
若在次同步振荡频段中系统的总电抗过零点时其衰减因子σSSO<0，此时谐振不稳定，即DFIG风电并网系统发生了不稳定的次同步振荡。若系统的总电抗过零点时衰减因子σSSO>0，此时发生扰动后扰动分量会衰减至0，即DFIG风电并网系统稳定没有发生次同步振荡。若衰减因子σSSO＝0则DFIG风电并网系统为临界稳定状态，此时振荡不会衰减也不会发散。
由于双馈风机的负电阻特性，使得衰减因子很容易为负，造成DFIG风电并网系统的次同步振荡，此时，DFIG风电并网系统的衰减因子计算公式为式(9)，通过串联补偿电阻使得σSSO>0；
Figure BDA0003881229480000091
通过在DFIG风电并网系统串联一个稍大的补偿电阻Rstable，使得DFIG风电并网系统的等效衰减因子为正，风机处于稳定点附近，此时进行阻抗辨识没有SSO分量的影响，不会影响阻抗辨识的精度，此时可以得到准确的DFIG风电场侧的阻频特性曲线。
本发明基于MATLAB/simulink平台下的DFIG风电并网系统，验证所提串联“补偿电阻”获得风电场阻频特性的有效性与准确性，仿真系统等效模型示意如图6所示。
下面将通过传统的扫频方法和本发明提出的串联补偿电阻Rstable后的扫频方法，对比两者所获得的阻频特性曲线，来说明本方法的有效性。
图7为使用传统扫频方法进行阻抗辨识与串联Rstable进行阻抗辨识的两种结果图。实线曲线为传统方法进行阻抗扫描的结果，虚线为串联Rstable进行阻抗扫描的结果。由图7可以看出，该DFIG风电并网系统发生了27Hz的SSO。可以看出在27Hz频率附近，由于SSO分量的影响，传统方法得到的阻抗在27Hz下发生突变。而串联Rstable后,DFIG风电并网系统没有发生SSO，没有SSO振荡分量的影响，因此阻抗扫描的结果在该频率附近没有突变。
因此采用串联Rstable来进行阻抗扫描能够消除SSO分量带来的影响，使得到的阻频特性曲线更加准确。
为了全面地评估DFIG风电并网系统的次同步振荡风险，本发明通过改变一些工况来模拟实际DFIG机组运行的工况。改变DFIG风电并网系统的串补度ksc，可以得到DFIG风电并网系统不同串补度ksc下的DFIG风电并网系统的阻频特性曲线。
通过采用本发明进行串联补偿电阻Rstable进行阻抗扫描，得到不同串补度ksc下，DFIG风电并网系统的阻抗曲线如图8所示，从图8中可以看出：在25Hz附近，DFIG风机侧的阻抗特性曲线与电网侧的阻抗特性曲线相交，且相角相差180°，因此式(4)中GH(s)＝Znet(s)/ZDFIG(s)的值很接近-1，此时式中分母非常接近0，DFIG风电场输出电流会非常大，造成次同步振荡，同时当串补度ksc增大时，SSO振荡频率朝着频率减小的方向移动。经过计算整个DFIG风电并网系统的阻抗特性Z＝ZDFIG+Znet，其整个系统的电阻和电抗的特性如图9所示，可以看出：在串补度为ksc＝24％下，DFIG风电并网系统在27Hz左右时总电抗为0，即DFIG风电并网系统的总容抗与总感抗相等，形成RLC二阶振荡电路，发生SSO振荡风险，SSO振荡频率为27.2Hz。由于此SSO频率下的等效电阻值是负数，计算DFIG风电并网系统的衰减因子σ小于0，因此表现出27.Hz发散振荡状态，系统是不稳定的，此时发生了次同步振荡。同时可以对DFIG风电并网系统的SSO振荡风险进行评估，小于0的衰减因子σ绝对值越大，振荡的风险越大。
在串补度为ksc＝18％下，系统等效电抗在频率23.7Hz为时存在过零点，即DFIG风电并网系统的SSO频率为23.7Hz。由于此频率下的等效电阻值是正数，等效衰减因子大于0，因此表现出23.7Hz衰减振荡状态，系统是稳定的。
下面对上述不同ksc情况下的DFIG风电并网系统进行仿真验证，得到如图10所示的时域仿真波形图。对图10出口母线电流的波形进行FFT分析可以得到图11和图12所示的傅里叶分析结果图。可以看出，时域仿真图中不同串补度发生了振荡，当串补度为ksc＝24％时，DFIG风电并网系统发生不稳定的不收敛振荡，根据FFT分析，发现振荡频率范围为27.3Hz，对应上的27.2Hz；当串补度为ksc＝18％时，系统发生稳定的衰减振荡，根据FFT分析，发现振荡频率为24Hz，对应上面稳定分析的23.7Hz，在误差影响范围内认为与通过衰减因子判断DFIG风电风电并网系统的次同步振荡结果一致。
基于串联Rstable进行阻抗扫描，能够获得更加准确的DFIG风电并网系统风电场侧与电网侧的阻抗特性，从而更加准确地对DFIG风电并网系统进行次同步振荡分析。
以上内容仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明权利要求书的保护范围之内。

Claims (9)

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，且相角差在阈值范围内的频段为次同步振荡风险频段。
6.根据权利要求4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，所述阈值范围为170°～190°。
7.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。
8.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S3中，通过下式计算衰减因子：
Figure FDA0003881229470000021
其中，σSSO(fSSO)为DFIG风电并网系统的衰减因子；ωSSO为次同步振荡的电角速度；RDFIG(fsso)为次同步振荡频率下DFIG风机侧等效电阻，Rnet(fsso)为次同步振荡频率下电网侧等效电阻，XDFIG(fsso)为次同步振荡频率下DFIG风机侧等效阻抗，Xnet(fsso)为次同步振荡频率下电网侧等效电抗。
9.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σSSO<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σSSO＝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。
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CN116626433A (zh) * 2023-07-26 2023-08-22 华东交通大学 一种基于测量波形的次同步振荡识别方法
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