双馈机组次同步谐振机理与风险评估研究

我国风能资源大部分都远离负荷中心,大容量的远距离输电是实现风能资源充分利用、可再生能源合理配置的主要途径。为了提高风电输送能力,集群风电场通过串联补偿输电技术输送风电已经被广泛应用,这就导致我国风电并网的次同步谐振问题(subsynchronous resonance,SSR)比较突出,严重危害整个电力系统的安全稳定运行。如,2012年我国冀北沽源双馈风电集群发生了较严重的次同步谐振现象。由于最大功率跟踪,双馈机组的转速随着风速不断变化,因此风速是影响双馈机组次同步谐振危险区域变化规律和安全风险的显著不确定性因素。针对上述问题,本文主要开展了如下两方面研究工作:(1)针对风速变化对双馈机组次同步谐振危险区域影响规律的问题,本文揭示了双馈风电机组等效电阻随着双馈风力发电机组转速(或者风速)和系统自然谐振频率变化的规律,提出了应用等效电阻分析双馈风电场感应发电机效应危险区域的一种新方法。分析结果显示,双馈风力发电机感应发电机效应的危险区域在系统自然谐振频率对应转速的右侧区域附近。而且,随着串补度升高,系统自然谐振频率增大,双馈风力发电机组感应发电机效应的危险区域向高风速区域移动。同时,随着串补度的增大,等效电阻的最小值也进一步减小,感应发电机效应更加剧烈。(2)当前风电场次同步谐振安全评估主要采用确定性方法,不能全面反映风速随机变化对双馈机组次同步谐振风险的影响。针对这一问题,本文定义了风险矩阵、风险指数,并结合概率配点法发展了一种次同步谐振风险评估方法。应用该方法评估了考虑风速不确定性的某风电场次同步谐振风险。结果表明:低串补度时,平均风速较高的地区次同步谐振安全风险较小,而平均风速较低的地区次同步谐振安全风险较高;高串补度时则相反,平均风速较高的地区次同步谐振安全风险较大,而平均风速较低的地区次同步谐振安全风险较小;对于同一风速分布,随着串补度的升高,次同步谐振安全风险先升高,然后降低。