一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法与流程

本发明涉及风电并网
技术领域：
，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。
背景技术：
：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。技术实现要素：针对上述问题，本发明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，本发明采取以下技术方案：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Pek′为其中，为同步发电机k的节点内电势；为当系统接入风电时，同步发电机k节点注入电流的共轭值；为当系统未接入风电时，同步发电机k节点注入电流的共轭值；为风电接入后在同步发电机k节点引起的注入电流增量；Pek为未接入风电时的同步发电机k的电磁功率，ΔPek为接入风电后的同步发电机k的电磁功率增量，且有：ΔPek=RE[E·kΔI*k]=EkΔIkcos(δk-ψk),]]>其中，ΔIk为风电在同步发电机k机端上产生电流增量的幅值；ψk为风电在同步发电机k机端上产生电流增量的相角；1.2.3)风电接入后S群、A群中各同步发电机的电磁功率为：Eei′=Ei2Yiicosθii+EiΣg∈S,g≠iEgYigcosθig+EiΣj∈AEjYijcos(δsa-θij)+EiΔIicos(δi-ψi),∀i∈SPej′=Ej2Yjjcosθjj+EjΣh∈A,h≠jEhYjhcosθih+EjΣi∈SEiYijcos(δsa+θij)+EjΔIjcos(δj-ψj),∀j∈A,]]>其中，P′ei为风电接入后S群中各同步发电机的电磁功率；P′ej为风电接入后A群中各同步发电机的电磁功率；E为直轴暂态电抗后的电势；Ei为同步发电机i的直轴暂态电抗后的电势；Ej为同步发电机j的直轴暂态电抗后的电势；Eh为同步发电机h的直轴暂态电抗后的电势；Eg为同步发电机g的直轴暂态电抗后的电势；ΔIi、ΔIj分别风电在同步发电机i机端、j机端上产生电流增量的幅值；ψi、ψj分别风电在同步发电机i机端、j机端上产生电流增量的相角；Y为收缩到同步机内部节点的导纳矩阵；Yij为导纳矩阵Y的第ij元素的幅值；Yii、Yjj分别为导纳矩阵Y的第ii元素、第jj元素的幅值；Yig、Yjh分别为导纳矩阵Y的第ig元素、第jh元素的幅值；θij、θih分别导纳矩阵Y中第ij元素、第ih元素的角度；θig为导纳矩阵Y中第ig元素的角度；δi、δj分别为同步发电机i、j的转子角；定义δsa为领先S群与滞后A群等值转子角的差δsa＝δs-δa；1.2.4)结合风机出力对各个同步发电机的电磁功率进行修正，将含风电的两机系统严格变换成等值的单机无穷大系统：所述步骤2)中，风电并网系统暂态功角第二摆失稳的充分条件为：Sinc.2-Sdec.2max>0;]]>其中，Sinc.2为第二摆加速动能面积，为第二摆减速过程中可吸收的最大减速动能面积。所述步骤2)中，风电并网系统暂态功角第二摆失稳的必要条件为：其中，为第二摆加速过程中可吸收的最大动能面积；为第二摆减速过程中可吸收的最大减速动能面积；PcΣ为正弦曲线的偏距；Pm为OMIB系统等值机械功率。所述步骤2)中，在多机系统中，当转子角加速超过预设阈值时风电并网系统暂态功角第二摆失稳的必要条件为：Pms-PcsMs≤Pma-PcaMa]]>其中，Pms为S群的等值机械输入功率；Pma为A群的等值机械输入功率；Ms为S群的等值惯量；Ma为A群的等值惯量；Pca为A群等值电气输入功率正弦曲线的偏距；Pcs为S群等值电气输入功率正弦曲线的偏距。所述步骤3)中，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确定方法如下：(1)当故障清除时间τ小于首摆临界切除时间τc.1时，等值的OMIB系统首摆与第二摆都是稳定；当τ＝τc.1时，系统首摆临界稳定，第二摆稳定；当τ>τc.1时，系统在首摆失稳，不进入第二摆；此情况下系统暂态功角前两摆临界切除时间τs取为τc.1；其中，为第二摆加速过程中可吸收的最大动能面积；为第二摆减速过程中可吸收的最大减速动能面积；(2)当τ<τc.1时，等值的OMIB系统首摆与第二摆皆稳定；当τ＝τc.1时，系统首摆临界稳定，且第二摆也临界稳定；当τ>τc.1时，系统在首摆失稳，不进入第二摆；此情况下τs等于τc.1；(3)当τ>τc.1时，系统在首摆失稳，不进入第二摆；当τ＝τc.1时，系统首摆临界稳定，且第二摆失去稳定；当τ<τc.1时，系统首摆稳定，但是如果τ大于第二摆临界切除时间τc.2时，第二摆失去稳定；当τ<τc.2时，系统首摆与第二摆都稳定。本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明通过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，对风电并网系统的前两摆失稳的现象进行判断、区别，可以从物理理论层面上解释传统上混淆不清的现象，并为今后的定量计算提供支撑。2、本发明基于静态扩展等面积定则，对DFIG接入后风电并网系统的网络节点电压方程进行改进，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，能精确的反映多机系统的特性；而传统的建立在单机无穷大系统上，方法有较大的局限性，不能精确的反映多机系统的特性。3、本发明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能有效的对第二摆稳定性进行判断，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。附图说明图1是本发明的整体流程示意图；图2是本发明的风电以电流源方式并入风电系统示意图；图3是本发明的故障后风电控制对第二摆稳定性的影响示意图；图4a是时，风电控制行为对暂态前两摆功角稳定性的影响示意图；图4b是时，风电控制行为对暂态前两摆功角稳定性的影响示意图；图4c是时，风电控制行为对暂态前两摆功角稳定性的影响示意图；图5是本发明的风机有功恢复过程对系统关键同步机转子角运动曲线影响的示意图。具体实施方式下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。如图1所示，本发明提供一种风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法，其步骤如下：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；本发明基于静态扩展等面积定则，对DFIG接入后系统的网络节点电压方程进行改进，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；1.1.1)根据静态扩展等面积定则，对于一个不含风机的n机电力系统，在忽略发电机机械阻尼因子时，其运动方程可以抽象为：Mkδ··k=Pmk(t)-Pek(t),k=1,2,...,n---(1)]]>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，下文中下标i、j、g、h含义类似，均表示同步发电机的编号。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。定义S(或A)群的等值转子角δs(或δa)为：δs=Σi∈SMiδi/Σi∈SMiδa=Σj∈AMjδj/Σj∈AMj,---(2)]]>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)定义Ms、Ma分别为S群、A群的等值惯量，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，则：Ms=Σi∈SMi,MaΣj∈AMjPms=Σi∈SPmi,Pes=Σi∈SPeiPma=Σj∈APmj,Pea=Σj∈APej,---(3)]]>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)根据式(2)和式(3)得到互补机群的动态方程为：Msδ··s=Pms-PesMaδ··a=Pma-Pea;---(4)]]>式中，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。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；当大规模风电接入多机系统后，暂态过程中风机将会与互补群内各个同步机组互相影响，进而改变同步机转子角运动轨迹。而DFIG因为连接在其转子绕组与电网之间的变流器及控制系统使其具有机电解耦特性，其功角失去了在空间上的意义，并且由于以下原因通常不易出现其自身的超速脱网问题：1)DFIG所具有的特殊转速-转矩特性会削弱电网故障对其转子的加速影响；2)DFIG允许的转速变化范围较大，为同步转速的±30％左右；3)DFIG的桨距角控制策略能有效防止其转子超速问题。因此，本发明中所指的系统暂态功角稳定性为电网在大扰动下所有同步机组维持转子角同步的能力，即研究风电并网后其有功控制行为对系统同步机转子角的影响。基于上述原因，如图2所示，本发明在暂态功角稳定性判断中将集中接入的风电等效为注入电流源，其中，Zpq为系统节点p、q之间的阻抗。当风电通过节点w接入系统时，会对相邻节点p、q的注入电流分别产生电流增量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(非降阶到同步机内部节点的n阶导纳矩阵)可表示为:I·GI·WI·O=YGGYGWYGOYWGYWWYWOYOGYOWYOOE·GU·WU·O,---(5)]]>式中，为同步发电机节点注入电流列向量；为同步发电机节点内电势列向量,为风电节点注入电流列向量；为风电母线电压列向量；为非电源节点注入电流列向量；为非电源母线电压列向量列向量；矩阵中各个元素分别为为各个节点的自导钠(如YGG为同步发电机节点的自导钠)或节点之间的互导纳(如YGW为同步发电机节点与风机节点之间的互导钠)。1.2.2)计算得到编号为k的同步发电机(以下简称同步发电机k)的电磁功率修正值：非电源节点当系统未接入风电时,则：I·G=[YGG-YGOYOO-1YOG-(YGW-YGOYOO-1YOW)(YWG-YWOYOO-1YOG)YWW-YWOYOO-1YOW]E·G;---(6)]]>当系统接入风电时，同步机节点注入电流为：I·G′=[YGG-YGOYOO-1YOG-(YGW-YGOYOO-1YWO)(YWG-YWOYOO-1YOG)YWW-YWOYOO-1YOW]E·G+[(YGW-YGOYOO-1WOW)YWW-YWOYOO-1YOW]I·W;---(7)]]>即：I·G′=I·G+ΔI·G;---(8)]]>式中，为风电接入后在各个同步机节点引起的注入电流增量。因此，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·kΔI*k]=Pek+ΔPek---(9)]]>其中，为同步发电机k的节点内电势；为当系统接入风电时，同步发电机k节点注入电流的共轭值；为当系统未接入风电时，同步发电机k节点注入电流的共轭值；为风电接入后在同步发电机k节点引起的注入电流增量；Pek为未接入风电时的同步发电机k的电磁功率，ΔPek为接入风电后的同步发电机k的电磁功率增量，且有：ΔPek=RE[E·kΔI*k]=EkΔIkcos(δk-ψk),---(10)]]>其中，ΔIk为风电在同步发电机k机端上产生电流增量的幅值；ψk为风电在同步发电机k机端上产生电流增量的相角。1.2.3)假设系统暂态过程为理想两机群模式，则风电接入后S群、A群中各同步发电机的电磁功率可表示为：Eei′=Ei2Yiicosθii+EiΣg∈S,g≠iEgYigcosθig+EiΣj∈AEjYijcos(δsa-θij)+EiΔIicos(δi-ψi),∀i∈SPej′=Ej2Yjjcosθjj+EjΣh∈A,h≠jEhYjhcosθih+EjΣi∈SEiYijcos(δsa+θij)+EjΔIjcos(δj-ψj),∀j∈A,---(11)]]>其中，P′ei为风电接入后S群中各同步发电机的电磁功率；P′ej为风电接入后A群中各同步发电机的电磁功率；E为直轴暂态电抗后的电势；Ei为同步发电机i的直轴暂态电抗后的电势；Ej为同步发电机j的直轴暂态电抗后的电势；Eh为同步发电机h的直轴暂态电抗后的电势；Eg为同步发电机g的直轴暂态电抗后的电势；ΔIi、ΔIj分别风电在同步发电机i机端、j机端上产生电流增量的幅值；ψi、ψj分别风电在同步发电机i机端、j机端上产生电流增量的相角；Y为收缩到同步机内部节点的导纳矩阵；Yij为导纳矩阵Y的第ij元素的幅值；Yii、Yjj分别为导纳矩阵Y的第ii元素、第jj元素的幅值；Yig、Yjh分别为导纳矩阵Y的第ig元素、第jh元素的幅值；θij、θih分别导纳矩阵Y中第ij元素、第ih元素的角度；θig为导纳矩阵Y中第ig元素的角度；δi、δj分别为同步发电机i、j的转子角；定义δsa为领先S群与滞后A群等值转子角的差：δsa＝δs-δa。(12)1.2.4)结合风机出力根据式(11)对各个同步发电机的电磁功率进行修正，将含风电的两机系统严格变换成等值单机无穷大系统：Mδ··sa=Pm-Pe′,---(13)]]>其中：{M=MsMaMT-1;MT=Σi=1nMiPm=MaMTPms-MsMTPmaPe′=MaMTPes′-MsMTPea′=PcΣ+PmaxΣsin(δsa-β),---(14)]]>式中，为领先S群与滞后A群等值转子角的二阶导数；M为OMIB系统(等值单机无穷大系统)等值惯量；Pm为OMIB系统等值机械功率；Mi为同步发电机i的惯量；P′e为风电接入后修正的OMIB系统等值电磁功率，其中P′e为以δsa为变量的正弦函数；P′es为风电接入后修正的S群等值电气输入功率；Pea为风电接入后修正的A群的等值电气输入功率；PcΣ为正弦曲线P′e的偏距、β为正弦曲线Pe′的初相位(PcΣ、β分别决定波形与Y、X轴的位置关系)，PmaxΣ为正弦曲线P′e的振幅(决定波形的峰值)，且有：PcΣ=Pc+ΔPcPmaxΣsin(δsa-β)=Pmaxsin(δsa-υ)+ΔPmaxsin(δsa+δa+90-ψ),---(15)]]>其中，Pc为未接入风电时OMIB系统等值电磁功率正弦曲线Pe的偏距、Pmax为未接入风电时正弦曲线Pe的振幅、υ为未接入风电时正弦曲线Pe的初相位，ψ为风电在同步发电机机端上产生电流增量的等值相角。由风电引起的参数变化如下：上式中，B1-B6为计算过程中的中间变量，没有物理含义；ΔPmax为由风电引起的正弦曲线Pe的振幅变化量。ΔPc为由风电引起的OMIB系统等值电磁功率正弦曲线Pe的偏距变化量。用等值注入电流源来描述风电时,只需根据风电出力对同步发电机等值电流进行修正，不改变原始网络结构。当风电出力频繁变化时，可以避免复杂的矩阵重新降阶过程，即收缩到同步发电机内部节点的导纳矩阵Y的各元素只在故障前、故障阶段和故障后发生突变，然后结合风机出力根据式(11)对各个同步发电机的电磁功率进行修正，利用式(14)-(16)形成新的单机无穷大系统的电气输出功率曲线，进而可构成含风电多机系统等值OMIB模型(等值单机无穷大系统模型)，据此可定量分析暂态功角稳定性。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；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如下：不同的控制策略l对应着风机故障后不同的送出功率SFl，在相应的控制策略序列下可得到系统对应的响应事件V{V1,V2,…,Vl,…}。事件V序列中各项事件因控制策略的不同，其OMIB系统等值电磁功率正弦曲线会有幅值、上下、左右位置的差异。值得注意的是，PmaxΣ与β的大小变化分别造成电磁功率曲线幅值变化和电磁功率曲线左右移动，但不会对系统第二摆产生影响，在此不做深入探讨。如图3所示，Pe0、Pe1分别为故障前、故障期间风电并网系统等值电磁功率曲线，且以故障后风电并网系统等值电磁功率曲线Pe2为例。当电网受到严重故障时，风电并网系统等值电磁功率会从c0点迅速降到d0点，由于机械功率较大，系统等值转子角加速运动，此时电磁功率对应Pe1曲线，等值的OMIB系统进入首摆过程。设故障在转子运动到δ1时切除，电磁功率由d1迅速上升到c1点，此时电磁功率大于机械功率，转子开始减速，并在系统动能为零的时刻(对应图中转子运动到δ2的时刻)开始反向进入第二摆加速过程；当转子角反向运动通过c2点后，由于电磁功率小于机械功率，系统进入第二摆减速过程，电磁功率在整个第二摆过程中始终对应Pe2曲线。由图可知，第二摆加速动能面积Sinc.2＝S1，第二摆加速过程中可吸收的最大动能面积第二摆减速过程中可吸收的最大减速动能面积其中，由电网参数决定，与实际的故障清除时间τ无关。在保证首摆稳定的前提下，故障期间注入系统的暂态能量以及第二摆加速面积Sinc.2都随τ的增大而增加，第二摆失稳的可能性也越大，当实际的Sinc.2大于时，第二摆失去稳定。即：风电并网系统暂态功角第二摆失稳的充分条件为：Sinc.2-Sdec.2max>0;---(17)]]>但如果第二摆加速面积Sinc.2在未达到时就超过了则系统首摆失去稳定，不可能进入第二摆。而对于等值系统来说，第二摆失稳可能性最大的情况出现在首摆临界稳定状态，此刻Sinc.2达到最大值同时因此，系统还必须满足以下条件才会出现暂态功角第二摆失稳，即：风电并网系统暂态功角第二摆失稳的必要条件为：且风电并网系统暂态功角第二摆失稳的必要条件只与风机出力引起的PcΣ变化有关。据此条件，若对应事件中系统等值的电磁功率曲线的水平中心轴从Pc0上移到Pc0′，等值的功率曲线从Pe2向上移动到功率曲线Pe2′，系统可吸收的加速动能面积由原来的(S1+S1′)增加到(S1+S1′+S2)，可吸收的减速动能面积Sdec.2从原来的(S3+S4)减少到S4，因此系统暂态功角第二摆稳定裕度也会逐步降低。如果故障后大规模风电出力足够小时，即能满足式(18)的条件，则会使风电并网系统暂态功角第二摆失稳成为可能。另外，在多机系统中，严重故障下领先机群的临界同步机组会因为吸收过多的暂态能量导致转子角加速过大，此时必须对部分临界同步机组采取切机措施，这样切除过剩的暂态动能使被切机组的转子运动不再对系统中剩下的同步机组造成影响；但系统中原有负荷没变，切机迫使负荷转移由剩余的临界同步发电机群供电，其电气转矩会得到一个突然的增加值，即切机措施有利于系统的暂态功角首摆稳定性。然而，由于临界同步发电机群的切除会导致领前群机组的机械功率Pms及等值惯量Ms减小，此时可将风电并网系统暂态功角第二摆失稳的必要条件改为：Pms-PcsMs≤Pma-PcaMa.---(19)]]>其中，Pca为A群等值电气输入功率正弦曲线的偏距；Pcs为S群等值电气输入功率正弦曲线的偏距。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，从整体上判断系统暂态功角前两摆稳定性。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如下：对事件V序列中各项事件进行比较，根据第二摆失稳必要条件公式(18)可判断相应响应事件的系统在不同风电控制行为下暂态前两摆功角稳定性，会出现如图4所示的3种情况。依据式(17)中的第二摆失稳充分条件，通过改变故障清除时间τ(相当于改变第二摆加速面积Sinc.2)来对各个情况进行分析如下：(1)如图4a所示。当故障清除时间τ小于首摆临界切除时间τc.1时，等值的OMIB系统首摆与第二摆都是稳定；当τ＝τc.1时，系统首摆临界稳定，第二摆稳定；当τ>τc.1时，系统在首摆失稳，不可能进入第二摆；因此，此情况下系统暂态功角前两摆临界切除时间τs取为τc.1。(2)如图4b所示。当τ<τc.1时，等值的OMIB系统首摆与第二摆皆稳定；当τ＝τc.1时，系统首摆临界稳定，且第二摆也临界稳定；当τ>τc.1时，系统在首摆失稳，不可能进入第二摆；因此，此情况下τs等于τc.1。(3)如图4c所示。当τ>τc.1时，系统在首摆失稳，不可能进入第二摆；当τ＝τc.1时，系统首摆临界稳定，且第二摆失去稳定；当τ<τc.1时，系统首摆稳定，但是如果τ大于第二摆临界切除时间τc.2时，第二摆失去稳定；当τ<τc.2时，系统首摆与第二摆都稳定。在风电场实际运行时，故障后风机有功出力并不是恒定值，而是一个连续的恢复过程。且在不违反该规定的情况下，常常通过控制故障后风机有功功率使其缓慢恢复至故障前的值，这一方面可以降低风机变流器中的电流值，防止电力电子设备过热；另一方面能够有效地保证暂态功角首摆的稳定性。然而，很有可能造成系统的暂态功角第二摆失稳。因此，下面结合实际情况对系统等值功率曲线在风机有功恢复过程中的变化进行分析，如图5所示，在故障结束瞬间，风机有功功率处于一个很低水平，根据上节可知，此时OMIB系统等值功率曲线相对于风机正常运行时会有一定的向上偏移。但是随着有功逐渐恢复到初始值的过程中，系统等值功率曲线会相应下降至初始位置。因此，在求解Sinc.2、时由于OMIB系统等值功率曲线的不断移动而不能用同一条固定等值功率曲线计算得出。但是，在此过程仍可使用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进行判断。实施例：在实际工程运行中人们所关注的重点通常放在“不区分摆次”的暂态功角失稳现象或是系统功角临界失稳时的故障切除时间。而大规模风电集中并网系统中隐藏着首摆失稳与第二摆失稳交替出现的现象。因此，现利用本发明的判断方法对某风电并网系统的前两摆失稳的现象进行判断、区别，同时可以从物理理论层面上解释传统上混淆不清的现象，并用仿真软件进行验证。需要注意的是仿真软件只能给出结果作为验证的参考，而暂态稳定的物理概念和稳定机理都被埋没在数值演算中，无法识别潜在的失稳模式。利用DIgSILENT/PowerFactory仿真软件在新英格兰10机39节点系统中集中接入风电。系统中发电机采用详细模型并考虑调压及调速系统；BUS42处用一台容量等于整个风电场容量(950MW)的等值风电机组模型代表整个DFIG风电场(运行在单位功率因数下)，风电通过一回线路接到BUS19处，与火电机组G4(包含G4.1、G4.2、G4.2三台同步机255MW×3)、G5(680MW)形成“风电打捆”的外送电网格局，风火打捆比例为1:1.52。对控制方式设置为有功恢复速率12.5％额定功率/s。仿真时从0s开始逐渐增加BUS19三相短路持续时间ts，按照上述风电并网系统暂态功角前二摆稳定性判断方法的步骤对风电场并网系统进行计算，发现此参数下系统会出现第二摆失稳的现象，且第二摆稳定性临界切除时间小于首摆稳定性临界切除时间。通过仿真观察G5转子角运动曲线，当逐渐增大短路持续时间ts，相应场景中同步机G5相对于参考机的转子角振荡幅值会随之变大，系统越来越不稳定；在ts＝0.1952s的场景中出现了转子角第二摆失稳的现象。在此种有功恢复速率值下，如果继续增加ts，在ts＝0.202s时出现转子角首摆失稳。仿真结果与本发明计算结果一致。上述各实施例仅用于说明本发明，各部件的结构、尺寸、设置位置及形状都是可以有所变化的，在本发明技术方案的基础上，凡根据本发明原理对个别部件进行的改进和等同变换，均不应排除在本发明的保护范围之外。当前第1页1 2 3