一种分析风电并网引发火电机组轴系小干扰振荡的改进阻尼转矩方法与流程

1.本发明涉及电力系统稳定性分析与控制领域，更具体地说，是涉及一种分析风电并网引发火电机组轴系小干扰振荡的改进阻尼转矩方法。


背景技术：

2.风力发电作为我国应用规模最大的清洁可再生能源发电方式，具有巨大的发展价值与广阔的应用前景。然而，随着风电并网规模的日益扩大以及风火打捆输电方式的逐步实施，风电与火电之间的动态交互作用越来越明显，由此引发的电力系统小干扰振荡稳定性问题严重威胁着事故相关区域电网的安全稳定运行。例如我国新疆哈密电网于2015年发生的由风电场引发的次同步振荡事故，导致距风电场约300km外火电厂3台火电机组的轴系扭振保护相继切机，造成功率损失1280mw。因此，探究风电并网对同步机轴系稳定性的影响具有重要的现实意义和理论价值。
3.现有用于分析电力系统小干扰振荡稳定性问题的方法主要分为模式分析法和频域分析法。在研究风电并网引发的火电机组轴系振荡时，模式分析法将风电系统和火电系统作为整体，通过计算风火系统闭环互联线性化模型状态空间矩阵的特征值来判定系统失稳风险，该方法精度较高，但计算量较大，无法满足日益增大的电力系统规模，且该方法无法映出风电系统与火电系统的交互过程；频域分析法包括阻抗模型分析法以及阻尼转矩分析法，分别从负阻抗和负阻尼的物理角度揭示了风电并网引起火电系统失稳的机理，但这两种方法的判断结果常常过于保守，且存在诸多应用限制。
4.阻尼转矩分析法作为分析小干扰振荡稳定性问题的主要方法之一，将被研究系统划分为机械子系统和电气子系统，通过求取轴系扭振频率下同步机轴系上的总阻尼转矩来判断系统稳定性。该方法数学模型易于构建，且物理意义明确，但具有如下局限性：1)不适用于多风电场
‑
多火电机组电力系统的分析，有可能无法获得准确的轴系扭振频率；2)当大规模电力电子设备集成到电力系统中时判断结果往往过于保守。因此，有必要对该方法进行改进，克服以上局限性，且能保留阻尼转矩法的诸多优势，由阻尼转矩入手风电并网系统与原多机电力系统之间的动态交互作用。


技术实现要素：

5.为了克服传统阻尼转矩分析法在研究风电并网引发火电机组轴系小干扰振荡稳定性问题时的缺陷，本发明提出了一种基于轴系解耦及牛顿快速收敛自激法原理的改进阻尼转矩分析方法，从阻尼转矩的物理意义出发分析风电与火电的动态交互作用，指导风电场初期建设的控制参数设置及运行工况规划，以保障风电并网后电力系统的安全、稳定运行。
6.为实现上述目的，本发明提供一种分析风电并网引发火电机组轴系小干扰振荡的改进阻尼转矩分析方法，包括以下步骤：
7.s1：采集并输入电力系统稳态数据；
8.s2：采集并输入电力系统各个元件的参数；
9.s3：利用潮流计算工具，基于已采集到的所述电力系统稳态数据计算系统潮流分布；
10.s4：计算风电机组并网前同步机轴系振荡模式；
11.s5：对同步机轴系进行解耦处理；
12.s6：计算同步机轴系阻尼转矩；
13.s7：基于阻尼转矩及自激发原理计算同步机轴系振荡模式阻尼；
14.s8：基于改进阻尼转矩分析方法的参数调节。
15.优选地，采集并输入所要研究电网中同步发电机组及待并网风力发电机组的机端电压、机端有功、母线有功和母线无功；
16.优选地，采集并输入所研究电力系统线路参数、变压器参数、同步发电机参数、风力发电机参数、励磁系统参数；
17.优选地，建立考虑各同步机轴系状态变量、同步机电气状态变量、输电网络状态变量的风电并网前同步机系统线性化状态空间模型，根据状态空间方程的特征值计算获得风电并网前电力系统的振荡模式，通过参与因子确定出与同步机轴系相关的振荡模式；
18.优选地，所述风电并网前同步机系统线性化状态空间模型为：
[0019][0020]
其中，x1为同步机系统全部状态变量向量，包括各同步机轴系状态变量(角位移及角速度)、同步机电气状态变量(发电机磁通及励磁系统相关变量)、表征输电网络动态的状态变量(各条输电线路电感电流及各节点对地电容电压)；a1为线性化状态空间矩阵；
[0021]
计算状态矩阵a1的特征值，通过参与因子确定出与同步机轴系相关的振荡模式；
[0022]
优选地，同步机轴系通常采用包含高压、中压和低压缸以及发电机、励磁机的六质量块模型，忽略质块间互阻尼，用矩阵形式方程表示为：
[0023]
(ms2 ds k)
△
δ＝
△
t
m
‑△
t
e
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)
[0024]
其中，m为各质量块惯性时间常数对角矩阵，d为阻尼系数矩阵，k为弹性系数矩阵，
△
t
m
为机械转矩矩阵，
△
t
e
为加在各个质块上的电磁转矩矩阵。对式(2)解耦过程如下：
[0025]
令a＝m
‑
1/2
，定义p＝aka，设其特征对角阵取对称矩阵p的正交特征向量阵为u，从而有pu＝uλ。
[0026]
为将各质量块角位移状态量转换为解耦的模态量(用右上角标“m”表示)，定义线性变换q＝aus，使得q满足
[0027]
△
δ＝q
△
δ
(m)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(3)
[0028]
其中，s是对角阵，其对角元的取值使得发电机质块对应的q阵行元素均等于1。对式(8)左乘q
t
，并将(3)代入(2)，有
[0029]
q
t
mqδδ
(m)
q
t
kqδδ
(m)
＝q
t
δt
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4)
[0030]
解耦角位移前系数q
t
mq及q
t
kq均为对角阵，分别用解耦矩阵形式m
(m)
及k
(m)
表示。由于q
t
的发电机质块对应列元素为1，在忽略原动机的作用转矩δt
m
时，可认为发电机质块的电磁力矩加在每一个解耦的等效转子质块上，从而得到同步机轴系方程的解耦形式
[0031][0032]
对第j个扭振模式对应的解耦方程为
[0033][0034]
优选地，风电并网之前，同步机轴系阻尼转矩包括两部分，分别是轴系自身机械阻尼转矩以及系统其他部件电气阻尼转矩d
e
。风电并网后向同步机轴系引入功率变化量
△
p
w
和
△
q
w
，以及机端电压变化量
△
v
w
，同步机状态空间模型变为：
[0035][0036]
式中，a2为考虑风机并网影响的同步机系统状态空间矩阵；c
vt
、b
p
、b
q
、d
p
、d
q
表示相应的系数向量或系数。
△
p
w
、
△
q
w
及
△
v
w
反映了风火机组之间的动态交互作用，且功率变化进一步导致轴系阻尼转矩的变化，有风电引入同步机轴系的电气阻尼转矩记为d
w
。
[0037]
优选地，依据低频振荡自激法分析原理，将传统阻尼转矩法看作从初始状态向真实稳态过渡的过程；根据步骤s5，考虑了风机并网的同步机轴系解耦等价二阶系统微分方程为：
[0038][0039]
满足特征方程(8)的特征根为全阶模型中同步机轴系振荡模式。采用迭代求根法，设s
(0)
＝σ
(0)
jω
(0)
为初值，有
[0040][0041]
式(9)的物理意义是在存在外界激励
△
t下才能维持角频率为ω
(0)
的振荡。通过不断修正特征值s
(k)
，使
△
t趋近于0，则相应的s为风电并网后同步机轴系振荡模式，根据其实部即可判断系统稳定性。将风电并网前同步机轴系扭振模式作为初值s
(0)
，设外界激励表示为
△
t＝
△
t
h
j
△
t
v
，将其实部、虚部与特征方程分别对应，有：
[0042][0043]
采用收敛性良好的牛顿法来修正s，令得到轴系振荡模式的修正计算式：
[0044][0045]
进而，可以计算出基于阻尼转矩及牛顿收敛自激发原理的同步机轴系振荡模式：
[0046]
[0047]
式中，σ
(k)
反映了同步机轴系振荡模式的阻尼，ω
(k)
反映了轴系振荡模式的振荡频率。若σ
(k)
小于零，即风电并网后同步机轴系振荡模式仍处于复平面的左半平面，此时同步机轴系系统稳定；若σ
(k)
大于零或等于零，说明系统会发生轴系次同步振荡失稳或处于临界失稳状态。
[0048]
优选地，根据步骤s7，若系统中存在轴系失稳风险，根据该轴系振荡模式的参与因子辨识风电场中与其发生强烈交互作用的振荡模式及相应主导元件，并通过调整该元件的参数减小风电场向同步机轴系注入的负阻尼转矩，提高系统稳定性。
[0049]
本发明在传统阻尼转矩分析方法的基础上，通过线性变换方法对同步机轴系进行解耦，并通过基于牛顿收敛的自激法原理及阻尼转矩计算风电并网后的同步机轴系振荡模式，根据该轴系振荡模式的参与因子辨识风电场中与其发生强烈交互作用的振荡模式及相应主导元件，通过调整该元件的参数及系统运行工况减小风电场向同步机轴系注入的负阻尼转矩，进而提高系统稳定性。
附图说明
[0050]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对本说明书中所使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0051]
图1为风电并网前同步机轴系解耦结构图；
[0052]
图2为含并网风电及火电机组的电力系统结构示意图；
[0053]
图3为本发明实施例提供的多风电
‑
多同步机电力系统的系统结构图；
[0054]
图4为双馈风机结构示意图；
[0055]
图5为机侧换流器控制结构示意图；
[0056]
图6为网侧换流器控制结构示意图；
[0057]
图7为锁相环控制结构示意图；
[0058]
图8为风电及火电对不稳定振荡模式参与因子；
[0059]
图9为风电机组各环节对不稳定振荡模式参与因子；
[0060]
图10为本发明方法计算出的不稳定振荡模式随风机参数变化轨迹图；
[0061]
图11为风机参数变化时系统小干扰仿真图；
[0062]
图12为本发明实施例计算出的不稳定振荡模式随运行工况变化图；
[0063]
图13为风机运行工况变化时系统小干扰仿真图。
具体实施方式
[0064]
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。
[0065]
除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本发明的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本发明的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施例的目的，不是旨在于限制本发明。本文所使用的术语“及/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。下面结合附图对本发明作更进一步的说明。
[0066]
如图3所示为本发明实施例提供的多风电
‑
多同步机电力系统的系统结构图，系统中包含三个风电中心，其中风电中心1含有3台双馈型风力发电机，风电中心2含有3台双馈风机，风电中心3含有4台双馈风机；外接交流电路包含3台同步发电机和2个负载中心。通过图3所示系统说明本发明提出的基于轴系解耦及牛顿快速收敛自激法原理的改进阻尼转矩分析方法在分析风电并网引发同步机轴系小干扰振荡失稳问题中的具体实施过程。
[0067]
s1：采集并输入电力系统稳态数据；采集并输入所要研究电网中同步发电机组及待并网风力发电机组的机端电压、机端有功、母线有功和母线无功等稳态数据。
[0068]
s2：采集并输入电力系统各个元件的参数；采集并输入所研究电力系统线路参数、变压器参数、同步发电机参数、风力发电机参数、励磁系统参数；在收集到同步机、风力发电机参数的基础上，建立系统线性化模型。
[0069]
同步发电机及传输线路部分参考ieee第一标准模型，同步发电机采用考虑了轴系状态变量(六质量块模型的角位移及角速度)、同步机电气状态变量(发电机磁通及励磁系统变量)的20阶详细模型，输电网络状态变量包括各条输电线路电感电流及各节点对地电容电压。
[0070]
双馈型风力发电机采用考虑了风力机、感应发电机、网侧换流器、机侧换流器、直流电容、滤波电抗及锁相环的15阶详细模型，换流器采用矢量控制方法，通过锁相环跟踪正序三相电压相位建立换流器的dq旋转坐标系，机侧换流器的d、q轴外环控制分别采用有功功率、无功功率控制，网侧换流器的d轴外环控制采用直流电压控制。双馈风机的具体结构如图4所示，机侧换流器的控制结构如图5所示，网侧换流器的控制结构如图6所示，锁相环控制结构如图7所示。
[0071]
s3：利用潮流计算工具，基于已采集到的所述电力系统稳态数据计算系统潮流分布；
[0072]
s4：计算风电机组并网前同步机轴系振荡模式；
[0073]
建立考虑各同步机轴系状态变量、同步机电气状态变量、输电网络状态变量的风电并网前同步机系统线性化状态空间模型，根据状态空间方程的特征值计算获得风电并网前电力系统的振荡模式，通过参与因子确定出与同步机轴系相关的振荡模式；
[0074]
优选地，所述风电并网前同步机系统线性化状态空间模型为：
[0075][0076]
其中，x1为同步机系统全部状态变量向量，包括各同步机轴系状态变量(角位移及角速度)、同步机电气状态变量(发电机磁通及励磁系统相关变量)、表征输电网络动态的状态变量(各条输电线路电感电流及各节点对地电容电压)；a1为线性化状态空间矩阵；
[0077]
计算状态矩阵a1的特征值，通过参与因子确定出与同步机轴系相关的振荡模式。
[0078]
根据风电并网前的同步机子系统线性化空间模型，计算状态矩阵a1的特征值，通过参与因子确定出与同步机轴系相关的振荡模式。
[0079]
实施例原始参数为：
[0080]
表1实施例各同步发电机主要参数(p.u.)
[0081][0082]
风电并网前的同步机子系统线性化方程为：
[0083][0084]
基于参与因子计算实施例中3台同步发电机轴系振荡模式计算状态矩阵a1的特征值：
[0085]
同步机1：
[0086]
λ
11
＝
‑
0.18194
±
j298.18,λ
12
＝
‑
0.44674
±
j202.99,λ
13
＝
‑
0.39412
±
j160.69,
[0087]
λ
14
＝
‑
0.65337
±
j122.90,λ
15
＝
‑
0.17113
±
j92.991
[0088]
同步机2：
[0089]
λ
21
＝
‑
0.18196
±
j298.18,λ
22
＝
‑
0.64121
±
j203.54,λ
23
＝
‑
0.48734
±
j160.73,
[0090]
λ
24
＝
‑
0.72749
±
j127.40,λ
25
＝
‑
0.89203
±
j108.77
[0091]
同步机3：
[0092]
λ
21
＝
‑
0.18196
±
j298.18,λ
22
＝
‑
0.65733
±
j203.58,λ
23
＝
‑
0.46730
±
j160.72,
[0093]
λ
24
＝
‑
1.2634
±
j144.58,λ
25
＝
‑
2.4925
±
j117.34
[0094]
s5：对同步机轴系进行解耦处理；同步机轴系通常采用包含高压、中压和低压缸以及发电机、励磁机的六质量块模型，忽略质块间互阻尼，用矩阵形式方程表示为：
[0095]
(ms2 ds k)
△
δ＝
△
t
m
‑△
t
e
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(3)
[0096]
其中，m为各质量块惯性时间常数对角矩阵，d为阻尼系数矩阵，k为弹性系数矩阵，
△
t
m
为机械转矩矩阵，
△
t
e
为加在各个质块上的电磁转矩矩阵。对式(3)解耦过程如下：
[0097]
令a＝m
‑
1/2
，定义p＝aka，设其特征对角阵取对称矩阵p的正交特征向量阵为u，从而有pu＝uλ。
[0098]
为将各质量块角位移状态量转换为解耦的模态量(用右上角标“m”表示)，定义线性变换q＝aus，使得q满足
[0099]
△
δ＝q
△
δ
(m)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4)
[0100]
其中，s是对角阵，其对角元的取值使得发电机质块对应的q阵行元素均等于1。对式(3)左乘q
t
，并将(4)代入(3)，有
[0101]
q
t
mqδδ
(m)
q
t
kqδδ
(m)
＝q
t
δt
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(5)
[0102]
解耦角位移前系数q
t
mq及q
t
kq均为对角阵，分别用解耦矩阵形式m
(m)
及k
(m)
表示。由于q
t
的发电机质块对应列元素为1，在忽略原动机的作用转矩δt
m
时，可认为发电机质块的电磁力矩加在每一个解耦的等效转子质块上，从而得到同步机轴系方程的解耦形式
[0103][0104]
对第j个扭振模式对应的解耦方程为
[0105][0106]
s6：计算同步机轴系阻尼转矩；风电并网之前，同步机轴系阻尼转矩包括两部分，分别是轴系自身机械阻尼转矩以及系统其他部件电气阻尼转矩d
e
。风电并网后向同步机轴系引入功率变化量
△
p
w
和
△
q
w
，以及机端电压变化量
△
v
w
，同步机状态空间模型变为：
[0107][0108]
式中，a2为考虑风机并网影响的同步机系统状态空间矩阵；c
vt
、b
p
、b
q
、d
p
、d
q
表示相应的系数向量或系数。
△
p
w
、
△
q
w
及
△
v
w
反映了风火机组之间的动态交互作用，且功率变化进一步导致轴系阻尼转矩的变化，有风电引入同步机轴系的电气阻尼转矩记为d
w
。
[0109]
根据步骤s5，同步机轴系通常采用包含高压、中压和低压缸以及发电机、励磁机的六质量块模型，以1号同步发电机为例，通过线性变换对该同步机轴系进行解耦处理，得到1号同步机轴系方程的解耦形式。
[0110]
进而可以初步判断，风电的并网对1号同步机振荡模型λ
15
的稳定性存在负面影响，因此同步机1可能会由于风机的并网而失稳。根据步骤s7，计算1号同步机各解耦轴系振荡模式在风电并网后的总阻尼转矩：
[0111]
d
11
＝0.03,d
12
＝0.15,d
13
＝0.06,d
14
＝0.10,d
15
＝
‑
0.21。
[0112]
s7：基于阻尼转矩及自激发原理计算同步机轴系振荡模式阻尼；依据低频振荡自激法分析原理，将传统阻尼转矩法看作从初始状态向真实稳态过渡的过程；根据步骤s5，考虑了风机并网的同步机轴系解耦等价二阶系统微分方程为：
[0113][0114]
满足特征方程(9)的特征根为全阶模型中同步机轴系振荡模式；
[0115]
采用迭代求根法，设s
(0)
＝σ
(0)
jω
(0)
为初值，有：
[0116][0117]
式(10)的物理意义是在存在外界激励
△
t下才能维持角频率为ω
(0)
的振荡；通过不断修正特征值s
(k)
，使
△
t趋近于0，则相应的s为风电并网后同步机轴系振荡模式，根据其实部即可判断系统稳定性；
[0118]
将风电并网前同步机轴系扭振模式作为初值s
(0)
，设外界激励表示为
△
t＝
△
t
h
j
△
t
v
，将其实部、虚部与特征方程分别对应，有：
[0119][0120]
采用收敛性良好的牛顿法来修正s，令得到轴系振荡模式的修正计算式：
[0121][0122]
进而，可以计算出基于阻尼转矩及牛顿收敛自激发原理的同步机轴系振荡模式：
[0123][0124]
式中，σ
(k)
反映了同步机轴系振荡模式的阻尼，ω
(k)
反映了轴系振荡模式的振荡频率；若σ
(k)
小于零，即风电并网后同步机轴系振荡模式仍处于复平面的左半平面，此时同步机轴系系统稳定；若σ
(k)
大于零或等于零，说明系统会发生轴系次同步振荡失稳或处于临界失稳状态。
[0125]
基于本发明的改进阻尼转矩分析法，通过阻尼转矩及牛顿收敛自激法计算得到风电并网后同步机1轴系振荡模式：
[0126]
λ
11
＝
‑
0.18190
±
j298.16,λ
12
＝
‑
0.25345
±
j203.05,λ
13
＝
‑
0.24545
±
j160.74,
[0127]
λ
14
＝
‑
0.69356
±
j122.90,λ
15
＝0.94202
±
j89.23
[0128]
从以上轴系振荡模式可以看出，在风电并网后，同步机1的轴系振荡模式λ
15
从稳定状态变为不稳定状态，系统存在失稳风险。
[0129]
为了说明本发明的有效性，建立实施例1的全阶线性化模型，得到风电并网后同步机1轴系振荡模式的真实值：
[0130]
λ
11
＝
‑
0.18190
±
j298.17,λ
12
＝
‑
0.21343
±
j203.06,λ
13
＝
‑
0.22543
±
j160.72,
[0131]
λ
14
＝
‑
0.70134
±
j123.02,λ
15
＝0.99154
±
j90.12
[0132]
可以看出，全阶模型的轴系振荡模式真实值与本发明所提的改进阻尼转矩分析方法计算值十分接近，在风电并网后，同步机1的振荡模式λ
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的确由稳定模式变为不稳定振荡模式。验证了本发明所提改进阻尼转矩分析方法在评估风电并网引发的同步机轴系振荡小干扰振荡稳定性时的正确性。
[0133]
s8：基于改进阻尼转矩分析方法的参数调节。在正确评估风电并网系统小干扰振荡稳定性的基础上，应用本发明提出的方法及模型参与因子信息来设计风力发电机参数及系统运行参数，以消除系统的不稳定振荡隐患。系统中存在轴系失稳风险，根据该轴系振荡模式的参与因子辨识风电场中与其发生强烈交互作用的振荡模式及相应主导元件，并通过调整该元件的参数减小风电场向同步机轴系注入的负阻尼转矩，提高系统稳定性。
[0134]
对不稳定振荡模式λ
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进行参与因子分析，分析结果如图8所示，说明该轴系不稳定振荡模式除了与1号同步发电机轴系有关之外，还受到风电中心2的风电机组影响。将风电中心2各台双馈风机对λ
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的参与因子展开，发现参与该振荡模式的风机子模块为双馈风机转子侧换流器无功电流控制环节，如图9所示。基于参与因子分析，造成该轴系振荡模式失稳的主要环节为风电中心2内双馈风机的转子侧换流器无功电流控制环节。因此，通过调节风电场2中风机相关参数，来提升系统的稳定性。由改进阻尼转矩分析法计算得到的不稳定振荡模式λ
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随场内风机转子侧换流器无功电流比例放大倍数变化的曲线如图10所示。随着比例放大倍数逐渐从0.08增大至0.2，不稳定振荡模式也逐渐向复平面左半平面移动，系统稳定性提升。图11中的仿真验证了以上分析结论，说明本发明提出的改进阻尼转矩分析方法可以准确判断风机参数变化情况下的轴系振荡稳定性。
[0135]
同样的，设置风电中心2中双馈风电机组运行功率由0.4p.u.逐渐减小至0.1p.u.，由改进阻尼转矩分析法计算得到的不稳定振荡模式λ
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随运行参数变化的曲线如图12所示。当并网风电场2中风机输出功率为0.4p.u.时，不稳定振荡模式λ
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位于复平面右半平面，系统存在失稳风险；而当风电场2中风机出力逐渐减小至0.1p.u.时，不稳定振荡模式λ
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逐渐移动到复平面左侧，系统稳定性得到了提升。图13中的仿真验证了本发明提出的改进阻尼转矩分析方法在运行参数变化下的有效性。
[0136]
综合上述关于改进阻尼转矩分析法的实施步骤及应用场景，可以得出相应的结论：风电并网可能会引发电力系统中同步机轴系的小干扰不稳定振荡，而本发明提出的阻尼转矩分析法可以在无需建立电力系统复杂全阶模型的基础上准确判断风电并网后轴系稳定性，定位可能失稳的轴系振荡模式，并根据参与因子调节风机参数或运行参数，进而提升系统稳定性。
[0137]
本说明书中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。