大规模风电汇集外送的次同步振荡机理研究

1、大规模风电汇集外送的次同步振荡机理研究一、项目执行情况二、合同完成程度三、主要完成内容四、研究成果及成效主要内容五、成果创新点及特色2014年1月，项目任务书下达，成立研究团队2013年3月，冀北电网收资；风电场实地考察、收资并与风机厂家交流。2014年8月，清华大学研究团队赴德州农机学院进行了为期7天的访问并深入讨论了项目内容。2014年10月，再次收集2014年次同步振荡数据。德州农机研究团队来到清华大学进行访问并深入讨论了项目研究进展。2014年11月，撰写项目报告，总结研究成果，提炼创新点，完成预验收工作。工作开展情况每个时间节点要侧重研究每个时间节点要侧重研究内容，突出研究成果内容，

2、突出研究成果23研究任务冀北电网有限公司清华大学清华大学美国德州农机学院美国德州农机学院系统运行及管理机理分析机理分析课题负责组织和协调数据收集协调收集数据收集数据机理分析感应发电机效应感应发电机效应仿真复现PSCADPSCAD仿真复现仿真复现侦测方法PronyProny在线辨识方法在线辨识方法主成分分析法主成分分析法抑制措施验证特征值灵敏度分析法特征值灵敏度分析法示范应用验证试运行调试优化调试优化调试优化调试优化一、项目执行情况二、合同完成程度三、主要完成内容四、研究成果及成效主要内容五、成果创新点及特色5合同完成情况合同规定的研究内容及预期成果实际完成情况研究内容预期成果取得的成果及创新特

3、色成果应用情况及证明材料完成情况1 、 提 出次同步振荡的快速侦测方法。通过基于主成分分析的 降 维 方 法 提 出 基PMU数据的快速在线侦测系统次同步振荡方法，并利用实际数据进行验证。为了快速、准确地快速侦测出电力系统次同步振荡，本项目从两方面进行了研究1.基于主成分分析的降维方法提出了快速侦测电力系统次同步振荡的方法，该方法属于来源于大数据理论，是一种非模型的研究方法，其特点是快速，适用于系统闭环策略的切换。最终利用实测次同步振荡数据对该方法进行了验证。2.完成了使用Prony方法辨识系统次同步振荡的研究，该方法是一种模型辨识方法，其特点是准确，适用于在线监测次同步振荡以及离线校核，最终

4、利用实测数据对该方法进行了验证。大规模风电汇集外送的次同步振荡机理研究报告全部完成6合同完成情况合同规定的研究内容及预期成果实际完成情况研究内容预期成果取得的成果及创新特色成果应用情况及证明材料完成情况2 、 分 析大规模风电汇集外送的引起的次同步振荡机理。基于极点灵敏度基本方法研究控制器参数影响电力系统次同步振荡的机理，并在不同风速和不同串联补偿度条件下，通过时域仿真方法验证。1、基于极点灵敏度基本方程中的留数和反馈控制器灵敏度的相位和及幅值积，判定控制器参数增加对次同步振荡模式的影响。2、通过PSCAD及Matlab-Simulink仿真不同风速和不同串联补偿度条件下风机控制器参数对次同步

5、振荡的影响。大规模风电汇集外送的次同步振荡机理研究报告全部完成7合同完成情况合同规定的研究内容及预期成果实际完成情况研究内容预期成果取得的成果及创新特色成果应用情况及证明材料完成情况3 、 研 究提高电力系统次同步振荡稳定性的措施。基于次同步振荡的快速侦测技术和风电机组影响系统次同步振荡的机理分析，分别从风电机组、风电场、电网三个层面提出相应的提高次同步振荡稳定性的措施，通过时域仿真讨论其在技术上的可行性。利用特征值灵敏度分析方法，分别从风电机组、风电厂、电网三个层面提出了风电接入后的次同步振荡的抑制措施。1.在风电机组层面，与风电机组生产厂家进行了问题研讨，向厂家阐述了电网侧的分析结果及需求

6、，协助厂家对风机控制策略进行升级改造，从根本上消除次同步振荡。2.在风电场层面，提出了通过增加无源滤波器的方案以阻隔次同步振荡的传播。3.在电网层面，提出了通过修改串联补偿度的次同步振荡抑制措施，保证了在次同步振荡发生时风力发电不脱网。大规模风电汇集外送的次同步振荡机理研究报告 及 大规模风电汇集外送的次同步振荡机理研究应用证明全部完成8行号科目清华大学预算批复数累计支出预算结余1经费支出合计139.90126.48 13.42 2（一）直接费用126.00120.655.3531、设备费4（1）购置设备费5（2）试制设备费6（3）设备改造与租赁费72、材料费83、测试化验加工费94、燃料动力

7、费105、差旅费19.0018.180.82116、会议费15.0013.871.13127、国际合作与交流费138、出版/文献/信息传播/知识产权事务费14.0013.680.32149、劳务费48.0048.000.001510、专家咨询费15.0012.003.001611、其他支出15 14.92 0.08 17（二）间接费用13.9 5.83 8.07 18其中：绩效支出0.00 经费使用情况截止至结算日，该项截止至结算日，该项目资金经费支出情况为：目资金经费支出情况为：差旅费差旅费18.18万元、会议费万元、会议费13.87万元、出版万元、出版/文献文献/信信息传播息传播/知识产权

8、事务费知识产权事务费13.68万元、劳务费万元、劳务费48万元、万元、专家咨询费专家咨询费12、管理费、管理费5.83万元、其他费用万元、其他费用14.92万元，合计支出万元，合计支出126.48万万元，元，资金支出率资金支出率90.4%。一、项目执行情况二、合同完成程度三、主要完成内容四、研究成果及成效主要内容五、成果创新点及特色10主要完成内容提纲项目背景次同步振荡数据初步分析风机模型 & 次同步振荡仿真复现PMU数据的可辨识性研究风电次同步振荡的侦测方法风电次同步振荡的机理分析风电次同步振荡的抑制措施数据收集2013年8次 & 2014年1次频率初步分析振荡频率 7Hz

9、or 43Hz ？双馈机组的动态数学模型次同步振荡的仿真复现PMU功率计算方法主成分分析法多信号Prony辨识法感应发电机效应机理控制器相互作用(极点灵敏度)特征值灵敏度方法阻波器阻隔法风电场：阻隔次同步电流 电网：串联补偿度 风机：控制器参数创新特色准确模态分析离线控制、校核快速大数据&非机理闭环控制轴系振荡机理111、项目背景冀北风电次同步振荡频发l近期冀北电网沽源地区频繁发生由于功率振荡造成大量风电机组脱网事故，损失大量风电出力l2013年8次，2014年9次（其中4次出现风机脱网事故）2013年年6月月17日日8时时15分分-8时时28分沽源分沽源500kV变压器有功功率变压器

10、有功功率PMU实测实测沽源沽源500kV变压器三相电流录波变压器三相电流录波121、项目背景美国德州电网2009年次同步振荡事故l事故后果短时间(150ms)内造成过电压（达1.9p.u.）和过电流造成一条345kV线路停运，变电站并联高抗切除风场大量风机保护动作l事故分析双馈风机与串补电容发生了次同步谐振双馈风机控制器与串补电容的相互作用引起了次同步振荡频率的负电阻效应，进一步加剧了振荡不稳定三相电流三相电流三相电压三相电压131、项目背景l与德州电网单相接地故障引发的次同步振荡不同，冀北电网几次功率振荡时并无故障发生，事故分析报告初步认为与规模风电通过串补送出时引起的次同步振荡有关，该问题

11、已经严重影响沽源地区大规模风电基地及外送系统的安全稳定运行l本项目将结合冀北电网沽源地区的实际问题，提出快速侦测电力系统次同步振荡的方法，分析大规模风电接入对电力系统次同步振荡的影响机理，研究抑制风电次同步振荡的措施l提出快速侦测电力系统次同步振荡的方法，深入分析大规模风电接入对电力系统次同步振荡的影响机理，研究提高电力系统次同步振荡稳定性的措施，对于全面认识电力系统次同步振荡问题，提高电网消纳大规模风电的能力，保证电力系统安全稳定运行具有重要的理论价值和应用前景142、冀北风电次同步振荡数据的初步分析2.1 冀北风电次同步振荡数据的收集l2013年8次SSOPMU主站实测数据（采样周期20m

12、s）；2014年1次PMU实测数据l2013年冀北电网年度运行方式、BPA数据和系统接线图l风场子站PMU数据，录波数据和测风塔数据等2013年年8次次SSO现象数据采集时间（现象数据采集时间（略大于实际持续时间略大于实际持续时间）152、冀北风电次同步振荡数据的初步分析2.1 冀北风电次同步振荡数据的收集l2013年8次SSOPMU主站实测数据（采样周期20ms）；2014年1次PMU实测数据l2013年冀北电网年度运行方式、BPA数据和系统接线图l风场子站PMU数据，录波数据和测风塔数据等2014年年9次次SSO；其中；其中4次有脱网事故发生次有脱网事故发生发生时间发生时间时间间隔时间间隔

13、(分钟分钟)是否有脱网是否有脱网备注备注1月月3日日16:356有冀北风电出力由764MW降至654MW，脱网风机共计46台，总容量64MW，甩负荷36.16MW1月月16日日15:442有脱网风机共计9台，总容量11.75MW，甩负荷5.4MW2月月4日日11:142无2月月9日日20:242无2月月11日日19:135无2月月15日日01:443有冀北风电出力由628MW降至584MW，脱网风机共计23台，总容量37.5MW，甩负荷19.97MW3月月9日日11:022无4月月25日日13:155有沽源主变负荷由115MW降至-16MW，谐振造成12家风电场共555台风机脱网，脱网容量96

14、6.25MW，甩负荷64.95MW7月月6日日7:1117无162、冀北风电次同步振荡数据的初步分析2.1 冀北风电次同步振荡数据的收集(现象归纳)l频率：各风场录波数据频谱分析频率接近l录波瞬时值电流畸变严重，频率为7Hz左右（该频率表征了次同步频率，即谐振频率）；不同位置波形会有差异，瞬时值电压畸变很小，未见明显7Hz左右频率分量l风场PMU（10ms采样周期）捕捉的功率振荡频率约43Hz，而冀北调度中心PMU主站捕捉的功率振荡频率约7Hzl风场主变发出明显的类似拖拉机发出的响声，有时持续约10分钟，明显异于正常运行的嗡嗡声，主变未见明显损伤，但会影响设备寿命172、冀北风电次同步振荡数据

15、的初步分析2.2 事故波形9号风机A相电流有效值9号风机有功功率有效值9号风机无功功率有效值5号母线（35kV）A相电压有效值有效值182.2 事故波形FFT结果数据名称数据名称基波有效值基波有效值次同步分量有效值次同步分量有效值次同步频率分量含量次同步频率分量含量%9号风机号风机A相电流相电流/A33.4912.5537.479号风机有功功率号风机有功功率/MW1.6511.19372.269号风机无功功率号风机无功功率/Mvar0.0041.191297.75*1025号母线（号母线（35kV）A相电压相电压/kV21.04670.036320.175号母线（号母线（220kV）A相电压相

16、电压/kV130.92450.5250.4子站数据（采样时间10ms） 主导次同步频率：42.4Hz主站数据（采样时间20ms） 主导次同步频率：7.6Hz数据名称数据名称基波有效值基波有效值次同步分量有效值次同步分量有效值次同步频率分量含量次同步频率分量含量%9号风机号风机A相电流相电流/A33.3612.6437.899号风机有功功率号风机有功功率/MW1.65091.19572.389号风机无功功率号风机无功功率/Mvar0.00441.175267*1025号母线（号母线（35kV）A相电压相电压/kV21.04670.034470.16385号母线（号母线（220kV）A相电压相电压

17、/kV130.92530.51910.39652、冀北风电次同步振荡数据的初步分析 空气动力学模型 传动轴系统模型 桨距控制模型 双馈电机模型 转子侧变流器193、风电机组模型3.1 双馈风电机组的动态数学模型双馈风力发电系统23mpw23mpwt=0.5( ,)=0.5( ,)PCR VTCR V tmtgtgtgtggtgtgtgtgetgbtg()/2()/2()tgpTKDHpKDTHp ssssrrrsliprrbssssmrrmsrrrssbslipsgjj/RRpLLLLp IIIIIIUU 桨距控制模型drr drdrslipqrqrr qrqrslipdrslipmsssuR

18、ipiiuRipiiLL 203、次同步振荡现象的仿真复现及分析3.2 仿真复现PCC现场数据（沽沽源-唐太平双回线）额定电压额定电压/kV额定电流额定电流/A电阻标幺值电阻标幺值电抗标幺值电抗标幺值线路线路I52530000.014220.19926线路线路II52530000.015060.2014仿真数据电机漏抗电机漏抗35kV/690V变压变压器漏抗器漏抗/p.u.500kV/35kV变变压器漏抗压器漏抗/p.u.500kV线路等效线路等效阻抗阻抗/p.u.补偿度补偿度/%串补电抗串补电抗/p.u.9.3996.6676.6670.03415+0.4674i4-0.9431仿真系统21

19、3、次同步振荡现象的仿真复现及分析仿真结果仿真中PCC点处的电压仿真中PCC点处的电流故障录波中的现场瞬时电压波形故障录波中的现场瞬时电流波形223、次同步振荡现象的仿真复现及分析结果分析 仿真中系统的补偿度为4%，而理论上，产生7Hz的振荡对应的系统补偿度应为1.96% 。造成仿真结果与理论值的偏差的原因是在补偿度的理论值计算中，没有考虑到双馈风机控制器部分的等效阻抗，使得补偿度的计算结果偏大。 冀北电网提供的数据中，线路补偿度在40%左右，这个补偿度是指串补电容对500kV线路的补偿度，即补偿度的计算中并没有考虑变压器及风机的阻抗，这两部分阻抗占总阻抗的比重很大，仿真中4%的补偿度的计算考

20、虑了这两部分阻抗。234、次同步振荡频率辨识差异的仿真及分析4.1 PMU的功率测量方式方法一：方法二：244、次同步振荡频率辨识差异的仿真及分析4.2 PMU的功率计算方式（方法一）0011( )cos()()NavdcacacpmukskPiPPTiNf测得次同步频率仍为f0-f，若采样间隔满足抽样定理，FFT结果准确 若采样间隔不满足抽样定理，FFT结果出现频率混叠254、次同步振荡频率辨识差异的仿真及分析4.3 PMU的功率计算方式（方法二，采样时间20ms）21111022(1)+Bcos()NjkNlkssfkfN lUAeff21222022(1)+Bcos()NjkNlkssf

21、kfN lIAeff电压电流相量221112122211002211122100(1)(1)cos()cos()(1)(1)cos()cos()NNjkjkNNlllkkssssNNjkjkNNkksssskN lkN lSU IA AABeA BeffffkN lkN lB Beeffff 264、次同步振荡频率辨识差异的仿真及分析4.3 PMU的功率计算方式（方法二，采样时间10ms）2110122021202110120102122(1)cos(1)cos()(1) cos(1)cos()cos(1)cos(1)(1)cos()NjkNlllkssNjkNkssksskN lSU IAl

22、BeffkN lAlBeffA AllkN lB Bff 2211100(1)cos()NNjkjkNNksskN leeff274、次同步振荡频率辨识差异的仿真及分析4.4 仿真结果（有功功率有效值的FFT，设定电压电流均含有7Hz谐波）010203040506070809010000.20.40.60.811.21.41.61.82X:43Y:1.084frequency/HzPmagnitudepmumethod1仿真采样时间10ms0510152025303540455000.020.040.060.080.10.120.140.160.180.2X:43Y:0.1187frequen

23、cy/HzPmagnitudepmumethod2仿真采样时间10ms0510152025303540455000.20.40.60.811.21.41.61.82X:7Y:0.2365frequency/HzPmagnitudepmumethod1仿真采样时间20ms051015202500.020.040.060.080.10.120.140.160.180.2X:7Y:0.04096frequency/HzPmagnitudepmumethod2仿真采样时间20ms方法一方法一方法二方法二285、风电次同步振荡的快速侦测方法5.1 主成分分析法295、风电次同步振荡的快速侦测方法5.1

24、主成分分析法305、风电次同步振荡的快速侦测方法5.1 主成分分析法315、风电次同步振荡的快速侦测方法5.1 主成分分析法事件发生前至事件结束事件发生前至事件结束:200s事件发事件发生前生前:10s暂态过暂态过程程:90sAm为幅值，为幅值， 为初相位，为初相位， 为衰减因子，为衰减因子，fm为振荡频率，为振荡频率， 为采样间隔，为采样间隔，p为模型的阶数，为模型的阶数，N为采样点个数。为采样点个数。325、风电次同步振荡的快速侦测方法5.2 Prony辨识方法 离散时间序列 (系统数据) 其中 进而得到系统振荡模态1( ) (0,1,1)pnmmmx nb znN=(2)mmmjmmjf

25、tmbA ezemmtarctanIm()/ Re()( )/arctanIm( )/ Re( )/ 2iijjiiijjjiiiiiAbbbIn ztfzzt需要注意：需要注意：Prony辨识的阶数；数据窗长度；信号采样率；数据降噪处理辨识的阶数；数据窗长度；信号采样率；数据降噪处理335、风电次同步振荡的快速侦测方法5.2 Prony辨识方法-冀北电网模态辨识结果(a)2013年年03月月19日日14时时（b）2013年年6月月17日日8时时 Prony辨识所得振荡模态图（机端电压频率） 两次次同步振荡两次次同步振荡中，三个风电场之中，三个风电场之间有相互的谐振，间有相互的谐振，而且存在三

26、个风电而且存在三个风电场作为一个机群与场作为一个机群与冀北电网（太平站）冀北电网（太平站）间的振荡。间的振荡。 由振荡模态也可由振荡模态也可以看到，太平站和以看到，太平站和恒泰的模式可观性恒泰的模式可观性较好。较好。346、风电次同步振荡的机理分析6.1 感应发电机效应 IGE：次同步频率下的负转差引起的该频率下的固有负电阻效应rRs感应发电机效应感应发电机效应次同步控制相互作用，次同步控制相互作用，与控制器参数，运行与控制器参数，运行状态有关，振荡频率状态有关，振荡频率有关有关RSCZ/101/1merrrmerrrmerffRRsffRRsff356、风电次同步振荡的机理分析6.1 感应发

27、电机效应转差率s=(fer-fm)/fer，fer为谐振频率，fm为双馈电机转速（电气角频率） ，实际补偿度k通常小于40%，fer通常小于31.6Hzfm通常在32.565Hz对应转速（标幺值0.651.3pu）次同步频率下转差率s制定抑制措施的流程447、风电次同步振荡的抑制措施7.2 风机层抑制次同步振荡 (控制器参数)-系统建模457、风电次同步振荡的抑制措施算例分析467、风电次同步振荡的抑制措施算例分析477、风电次同步振荡的抑制措施7.3 风电场抑制措施 - 阻波器增加带阻滤波器前后增加带阻滤波器前后PCCPCC点点88.28.48.68.899.29.49.69.810-1.5

28、-1-0.500.511.5time/sIpcc88.28.48.68.899.29.49.69.810-1.5-1-0.500.511.5time/sUpcc电流电流 电压电压蓝色波形为滤波前，红色波形为滤波后蓝色波形为滤波前，红色波形为滤波后487、风电次同步振荡的抑制措施7.3 风电场抑制措施 - 阻波器增加带阻滤波器前后增加带阻滤波器前后PCCPCC点点88.28.48.68.899.29.49.69.81000.050.10.150.20.250.30.350.40.450.5time/sPpcc88.28.48.68.899.29.49.69.810-1-0.8-0.6-0.4-0

29、.200.2time/sTpcc有功功率有功功率 电磁转矩电磁转矩蓝色波形为滤波前，红色波形为滤波后蓝色波形为滤波前，红色波形为滤波后497、风电次同步振荡的抑制措施7.3 风电场抑制措施 - 阻波器观测量观测量滤波前滤波前滤波后滤波后工频分量次同步频率次同步分量工频分量次同步频率次同步分量PCCPCC点电压点电压0.502370.052980.49987.50.03227PCCPCC点电流点电流0.288970.36450.28537.50.2439PCCPCC点有功点有功0.1459430.043370.144142.50.02828电磁转矩电磁转矩0.2824430.25430.2828

30、42.50.1664虽然对于工频分量会有一定的影响，虽然对于工频分量会有一定的影响，但是带阻滤波器对于谐波分量的但是带阻滤波器对于谐波分量的过滤作用更为显著，过滤作用更为显著，滤掉了约滤掉了约30%30%的谐波分量的谐波分量，也由于加入了带阻滤，也由于加入了带阻滤波器，对于系统的实际补偿度产生了一定的影响，从而也引起了次同波器，对于系统的实际补偿度产生了一定的影响，从而也引起了次同步频率的轻度偏移。步频率的轻度偏移。507、风电次同步振荡的抑制措施7.4 电网抑制措施 - 降低串联补偿度串补度=4% 串补度=10%电流电压有功转矩 补偿度低的情况下，除了电压以外的变量的发散度更小，即阻尼比更高

31、，电压在两种情况下差别不大，再次说明了电压量不是造成次同步现象的主要原因一、项目执行情况二、合同完成程度三、主要完成内容四、研究成果及成效主要内容五、成果创新点及特色52研究成果及成效形式：1. 大规模风电汇集外送的次同步振荡机理研究技术报告2. 发表科技论文2篇（另有1篇在投）3. 申请发明专利1项成效：1. 次同步振荡快速侦测方面，提出了主成分分析法以及多信号Prony辨识方法。2. 次同步振荡机理研究方面，分别基于感应发电机理论、极点灵敏度分析方法、风电机轴系震荡阻尼研究了次同步振荡机理。 3. 次同步振荡抑制措施方面，分别从风电机组、风电场、电力系统三个层面提出相应的抑制措施。成果成果

32、53成果指标完成情况指标指标项目报告项目报告专利专利论文论文合同预期112已完成112报告：报告：大规模风电汇集外送的次同步振荡机理研究技术报告，工作报告，应用报告等专利专利：发明专利，已受理发明专利，已受理1.发明人：孙荣富，程林，王立新，马锁明，崔正湃，王若阳，王靖然，崔慧军。双馈风电机组传动轴系统中稳定器的设计方法、稳定器。申请号：201410674616.7；申请日：2014年11月21日；申请人：国家电网公司，国网冀北电力有限公司，清华大学。论文：论文：1.MengWu,RongfuSun（冀北电网公司）,LinCheng,LeXie.ParameterSensitivityAnalysisforSub-SynchronousControlInteractionsinWind-IntegratedPowerSystems.CIGREUSNation