一种分析DFIG动力学特性与电力系统动态交互影响的方法

摘要

本发明公开了一种分析DFIG动力学特性与电力系统动态交互影响的方法，包括以下步骤：1)构建了完整的双馈风电机组(doubly fed induction generator，DFIG)的数学模型，包括轴系模型，发电机仿真模型及其控制系统模型；2)改变系统中调速器的增益参数，分析调速器对系统响应的影响；3)改变双馈发电机组的定转子电阻参数，采用特征根分析方法研究电阻参数的变化对系统的影响；4)发电机组从风电场不同接入点并网、运用征根分析方法研究特征值以及相应参与因子的变化，分析风电机组的状态变量对关键特征根的参与水平；保证联络线传送功率不，分析了不同风电出力、并网容量不同、不同工况下双馈风电机组动力学特性与电力系统动态行为的交互影响。

说明书

技术领域

本发明属于电网技术领域，具体涉及一种分析DFIG动力学特性与电力系统动态交互影响的方法。

背景技术

能源是人类文明进步和世界经济发展的重要条件，化石能源的大量消耗给环境带来了前所未有的挑战，《2017年BP世界能源统计年鉴》的数据显示,当前全球能源市场正处于转型期，发展新形式能源已然成为世界各国的重要战略措施。

在现有的新形式能源发电中，风力发电技术最为成熟，由于其无污染、占地面积少、可缓解化石能源危机等优势，越发受到世界各国的重视。中国风能蕴含量丰富，但主要分布在“三北”地区，距离负荷中心较远，资源和负荷的逆向分布势必需要更多的技术支持来接纳大规模风电并入主干电网。随着风电并网容量在电力系统中的不断增加，其对配网的功率流向和潮流分布的影响越来越大，特别是风电场附近的电网局部电压和联络线传输功率波动，严重影响了系统的鲁棒性和稳定性。

双馈风电机组因为能够大幅提高风能转换效率，减小机组承受机械应力，实现机械部分与电气部分解耦，而且还能实现有功功率和无功功率解耦控制，提高并网系统调节能力及稳定性，成为目前商业化运行的主力机型之一。但是随着基于电力电子技术的非同步电源大规模并网，一方面具备较强的可控性，可适应或改变原有电力系统的一些基本运行特性；另一方面受电力电子设备无惯性、过载能力弱、抗电网扰动能力差等限制，其控制能力对外部电网环境具有较强的依赖性，使得风电与电网之间的交互作用越来越复杂，电力系统能源结构、电磁特性、电特性等均发生巨大变化。在不同运行环境与面向不同研究对象时，大规模双馈风电并网系统会表现出一些新的运行特性、新的现象与新的特点等。

近几年我国发生多次大规模风电机组脱网事故，给电网的安全稳定运行构成极大威胁。为了避免大规模风电脱网事故的发生，针对大规模双馈风电并网系统表现出的新运行特性、新现象与新特点等问题，清晰认识双馈风电机组动力学特性与电力系统动态行为的交互影响，对于保障我国大规模风电的发展和并网安全运行具有极其重要的理论和实践意义。

发明内容

本发明提供一种分析DFIG动力学特性与电力系统动态交互影响的方法，建立符合双馈风力发电机组物理特性的完整模型，以便利用该详细模型进行特征根分析和时域仿真分析，提供一种综合考虑是否加装调速器、并网接入点、机组电阻参数、并网容量、联络线传输功率等因素对系统影响的分析方法，为探究双馈风电机组动力学特性与电力系统动态行为的交互影响提供理论支撑。

为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案如下：

一种分析DFIG动力学特性与电力系统动态交互影响的方法，步骤如下：S1，建立双馈风电机组模型；

S1.1，构建风电机组轴系模型；

所述轴系模型为包含发电机质块和风力机质块的两质量块轴系模型，具体公式为：

式中：ω_r是发电机轴的角速度；ω_t是风力机轴的角速度；ω_b是基准角速度值；H_t是风力机的惯性时间常数；H_g是发电机的惯性时间常数；θ_t是低速风机轴相对于高速发电机轴的扭曲角度；B是发电机转子的阻尼系数；T_sh是两质块间的转矩；T_e是发电机的电磁转矩；T_m是风力机的机械转矩；

两质块间的转矩T_sh、发电机的电磁转矩T_e和风力机的机械转矩T_m的计算公式为：

式中：K_sh是轴的刚度系数；D_sh是轴的阻尼系数；ρ是空气密度；r是风力机叶轮半径；i_ds是定子电流的d轴分量；i_qs是定子电流的q轴分量；i_dr是转子电流的d轴分量；i_qr是转子电流的q轴分量；L_m是定转子互感；v_w是风速；C_p是风力机的风能转换效率系数；λ是风力机的叶尖速比；β是风力机的桨距角；

S1.2，构建风电机组的电机模型；

双馈风电机组在dq轴下的模型为：

式中：x_s'是定子暂态电抗；s_r是转子转差率；ω_s是发电机同步转速；L_s是定子自感；L_r是转子自感；e_ds'是暂态电势的d轴分量；e_qs'是暂态电势的q轴分量；T₀'是转子时间常数；u_ds是定子电压的d轴分量；u_qs是定子电压的q轴分量；u_dr是转子电压的d轴分量；u_qr是转子电压的q轴分量；

S1.3，构建系统控制器模型；

所述控制器包括转子侧变换器和网侧变换器；

S1.3.1，构造转转子侧变换器的模型，具体为：

式中:标识φ表明变量是在定子磁链Ψ_s定向的参考坐标系下；U_s是机端电压值；U_sref是机端电压的参考值；x是中间变量；σ是漏磁系数；K_Pu是RCS中电压控制器的比例系数；K_Pidr是RCS中电流控制器的比例系数；K_Pω是RCS中功率控制器的比例系数；K_Piqr是RCS中电流控制器的比例系数；T_Iu是RCS中电压控制器的积分时间常数；T_Iidr是RCS中电流控制器的积分时间常数；T_Iω是RCS中功率控制器的积分时间常数；T_Iiqr是RCS中电流控制器的积分时间常数；

S1.3.2，构造网侧变换器的模型；

把电网电压u_s方向界定为参考坐标系d轴方向，网侧变换器电感电流的状态方程为:

式中，i_dL是网侧变换器电感电流的d轴分量；i_qL是网侧变换器电感电流的q轴分量；ω_b是基准角速度值；ω_s是发电机同步转速；R_L是网侧等效电阻；u_da是α-β轴变换成d-q轴下的d轴分量；u_qa是α-β轴变换成d-q轴下的q轴分量；；u_ds是电网电压的d轴分量；u_qs是电网电压的q轴分量；L是网侧变换器电感；

网侧变换器的模型为:

式中:标识ε表明该变量是在u_s定向的参考坐标系下；U_dc是电容两端直流电压值；U_dcref是电容两端直流电压参考值；m是调制深度；K_Pv是GSC中电压控制器的比例系数；K_PiL是GSC中电流控制器的比例系数；T_Iv是GSC中电压控制器的积分时间常数；T_IiL是GSC中电流控制器的积分时间常数；

S1.4，结合步骤S1.1-1.3，得到完整的双馈风电机组模型；

S2，分析调速器对电力系统的影响；

S2.1，构建调速器的模型，具体为：

式中：ω_ref是参考角速度，R是下垂增益，x_g是表明调速器状态的辅助变量，T₁和T₂分别是瞬态时间常数和调速器增益时间常数，p_m0和p_m分别是原始机械功率和机械功率。

S2.2，将双馈风电机组模型和电力系统建立仿真系统；

仿真时，假定风电场的DFIG机组的参数和运行状态均一致，且机组并联组成，风电场总输出功率由所有DFIG机组的输出功率相加得到，而且整个风电场由单机模型的集总模型来替代；

S2.3，对仿真系统采用特征根分析方法，分析是否加装调速器对系统间的交互影响；

S2.4，采用特征根分析方法，分析调速器的增益R对仿真系统的影响；

S3，在步骤S2的基础上，运用特征根分析法分析双馈发电机组的定转子电阻参数的变化对仿真系统的影响；

S4，从风电场并网接入点、风电场出力以及联络线传输功率三个方面，采用特征根分析方法和暂态时域仿真，对电力系统的鲁棒性进行研究，进而分析双馈风电机组和网系统之间的交互作用。

S4.1，在给定运行条件下，发电机组从风电场不同接入点并网，运用特征根分析方法分析DFIG机组的状态变量对关键特征根的参与水平；

DFIG机组的状态变量对关键特征根的参与水平，可通过计算相应的参与因子来表征；参与因子是用来描述状态变量与模式之间的关联程度；

假设DFIG机组的状态矩阵A_S有复特征值λ＝σ+jω，相应的振荡频率为f＝ω/2π，对应阻尼比定义为，

状态矩阵A_S中第i个状态变量对仿真系统第j个特征根的参与因子p_ij可用相应的左右特征向量w和v计算，计算公式为：

其中，w_ijv_ji是特征向量矩阵中第i行第j列个元素，w_j，v_j分别是左右特征向量的第j列。

而对任一特征值λ_i，满足A_Sv_i＝λ_iv_i(i＝1,2,…,n)的n行向量v_i被称为λ_i的右特征向量；满足w^T_iA_S＝w^T_iλ_i(i＝1,2,…,n)的n列向量w_i被称为λ_i的左特征向量；

S4.2，保证联络线传送功率不变的情况下，计算不同风电出力情况下所述电力系统阻尼比和频率的变化。

S4.3，在给定运行条件下，通过改变同步发电机出力，改变联络线传送功率，计算联络线传送功率不同时系统的局部振荡模式和区域间振荡模式。

本发明的有益效果是，采用特征根分析和动态时域仿真方法，综合考虑是否加装调速器、双馈风电机组定转子的电阻参数、并网接入点、并网容量、联络线传送功率等因素，计算分析双馈风电机组动力学特性与电力系统动态行为交互的影响，以期为电力系统的稳定运行研究提供新思路，对于深入研究DFIG机组大规模并网的稳定机理有重要的意义。

附图说明

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，下面将对实施例或现有技术描述中所需要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的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明四机两区域互联系统图。

图2为本发明调速器模型图。

图3为本发明无负荷扰动时加装调速器前后系统阶跃响应。

图4为本发明扰动时加装调速器前后系统阶跃响应图。

图5为本发明不同调速器增益R值下的阶跃响应图。

图6为本发明不同DFIG参数下特征根变化轨迹。

图7为本发明状态变量对关键特征根参与因子的关系图。

图8为本发明联络线功率变化时阻尼比变化轨迹图。

具体实施方式

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。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有付出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

一种分析DFIG动力学特性与电力系统动态交互影响的方法，步骤如下：S1，建立双馈风电机组模型；

S1.1，构建风电机组轴系模型；

所述轴系模型为包含发电机质块和风力机质块的两质量块轴系模型，具体公式为：

式中：ω_r是发电机轴的角速度；ω_t是风力机轴的角速度；ω_b是基准角速度值；H_t是风力机的惯性时间常数；H_g是发电机的惯性时间常数；θ_t是低速风机轴相对于高速发电机轴的扭曲角度；B是发电机转子的阻尼系数；T_sh是两质块间的转矩；T_e是发电机的电磁转矩；T_m是风力机的机械转矩；

两质块间的转矩T_sh、发电机的电磁转矩T_e和风力机的机械转矩T_m的计算公式为：

式中：K_sh是轴的刚度系数；D_sh是轴的阻尼系数；ρ是空气密度；r是风力机叶轮半径；i_ds是定子电流的d轴分量；i_qs是定子电流的q轴分量；i_dr是转子电流的d轴分量；i_qr是转子电流的q轴分量；L_m是定转子互感；v_w是风速；C_p是风力机的风能转换效率系数；λ是风力机的叶尖速比；β是风力机的桨距角；

S1.2，构建风电机组的电机模型；

双馈风电机组在dq轴下的模型为：

式中：x_s'是定子暂态电抗；s_r是转子转差率；ω_s是发电机同步转速；L_s是定子自感；L_r是转子自感；e_ds'是暂态电势的d轴分量；e_qs'是暂态电势的q轴分量；T₀'是转子时间常数；u_ds是定子电压的d轴分量；u_qs是定子电压的q轴分量；u_dr是转子电压的d轴分量；u_qr是转子电压的q轴分量；

S1.3，构建系统控制器模型；

所述控制器包括转子侧变换器和网侧变换器；

S1.3.1，构造转转子侧变换器的模型，具体为：

式中:标识φ表明变量是在定子磁链Ψ_s定向的参考坐标系下；U_s是机端电压值；U_sref是机端电压的参考值；x是中间变量；σ是漏磁系数；K_Pu是RCS中电压控制器的比例系数；K_Pidr是RCS中电流控制器的比例系数；K_Pω是RCS中功率控制器的比例系数；K_Piqr是RCS中电流控制器的比例系数；T_Iu是RCS中电压控制器的积分时间常数；T_Iidr是RCS中电流控制器的积分时间常数；T_Iω是RCS中功率控制器的积分时间常数；T_Iiqr是RCS中电流控制器的积分时间常数；

S1.3.2，构造网侧变换器的模型；

把电网电压u_s方向界定为参考坐标系d轴方向，网侧变换器电感电流的状态方程为:

式中，i_dL是网侧变换器电感电流的d轴分量；i_qL是网侧变换器电感电流的q轴分量；ω_b是基准角速度值；ω_s是发电机同步转速；R_L是网侧等效电阻；u_da是α-β轴变换成d-q轴下的d轴分量；u_qa是α-β轴变换成d-q轴下的q轴分量；；u_ds是电网电压的d轴分量；u_qs是电网电压的q轴分量；L是网侧变换器电感；

网侧变换器的模型为:

式中:标识ε表明该变量是在u_s定向的参考坐标系下；U_dc是电容两端直流电压值；U_dcref是电容两端直流电压参考值；m是调制深度；K_Pv是GSC中电压控制器的比例系数；K_PiL是GSC中电流控制器的比例系数；T_Iv是GSC中电压控制器的积分时间常数；T_IiL是GSC中电流控制器的积分时间常数；

S1.4，结合步骤S1.1-1.3，得到完整的双馈风电机组模型；

S2，分析调速器对电力系统的影响；

S2.1，构建调速器的模型，具体为：

式中：ω_ref是参考角速度，R是下垂增益，x_g是表明调速器状态的辅助变量，T₁和T₂分别是瞬态时间常数和调速器增益时间常数，p_m0和p_m分别是原始机械功率和机械功率。

S2.2，将双馈风电机组模型和电力系统建立仿真系统；

仿真时，假定风电场的DFIG机组的参数和运行状态均一致，且机组并联组成，风电场总输出功率由所有DFIG机组的输出功率相加得到，而且整个风电场由单机模型的集总模型来替代；

S2.3，对仿真系统采用特征根分析方法，分析是否加装调速器对系统间的交互影响；

S2.4，采用特征根分析方法，分析调速器的增益R对仿真系统的影响；

S3，在步骤S2的基础上，运用特征根分析法分析双馈发电机组的定转子电阻参数的变化对仿真系统的影响；

S4，从风电场并网接入点、风电场出力以及联络线传输功率三个方面，采用特征根分析方法和暂态时域仿真，对电力系统的鲁棒性进行研究，进而分析双馈风电机组和网系统之间的交互作用。

S4.1，在给定运行条件下，发电机组从风电场不同接入点并网，运用特征根分析方法分析DFIG机组的状态变量对关键特征根的参与水平；

DFIG机组的状态变量对关键特征根的参与水平，可通过计算相应的参与因子来表征；参与因子是用来描述状态变量与模式之间的关联程度；

假设DFIG机组的状态矩阵A_S有复特征值λ＝σ+jω，相应的振荡频率为f＝ω/2π，对应阻尼比定义为，

状态矩阵A_S中第i个状态变量对仿真系统第j个特征根的参与因子p_ij可用相应的左右特征向量w和v计算，计算公式为：

其中，w_ijv_ji是特征向量矩阵中第i行第j列个元素，w_j，v_j分别是左右特征向量的第j列。

而对任一特征值λ_i，满足A_Sv_i＝λ_iv_i(i＝1,2,…,n)的n行向量v_i被称为λ_i的右特征向量；满足w^T_iA_S＝w^T_iλ_i(i＝1,2,…,n)的n列向量w_i被称为λ_i的左特征向量；

S4.2，保证联络线传送功率不变的情况下，计算不同风电出力情况下所述电力系统阻尼比和频率的变化。

S4.3，在给定运行条件下，通过改变同步发电机出力，改变联络线传送功率，计算联络线传送功率不同时系统的局部振荡模式和区域间振荡模式。

下面具体说明本发明的构思。

Step1：构建完整的双馈风力发电机组

DFIG是一种采用脉宽调制PWM(Pulse Width odulation)技术的新式风力发电机组，是当前风力发电市场普遍使用的机型。DFIG定子绕组径直接入电网，而转子绕组通过PWM变换器，经升压变压器连入系统。

(1)风电机组轴系模型

风机轴系刚性明显低于常规电厂的轴系刚性，因此在分析DFIG发电系统的稳定性时须计及风力机的轴系。一般采用两质块轴系模型进行表述，其数学模型可表示为：

式中:ω_r是发电机轴的角速度；ω_t是风力机轴的角速度；ω_b是基准角速度值；H_t和H_g分别是风机和发电机的惯性时间常数；θ_t是低速风机轴相对于高速发电机轴的扭曲角度；B是发电机转子的阻尼系数；T_sh是两质块间的转矩；T_e是发电机的电磁转矩；T_m是风机的机械转矩，其数学模型可分别表示为:

式中:K_sh是轴的刚度系数；D_sh是轴的阻尼系数；ρ是空气密度；r是风机叶轮半径；i_ds和i_qs分别是定子电流的dq轴分量；idr和iqr分别是转子电流的dq轴分量；L_m是定转子互感；v_w是风速；C_p是风机的风能转换效率系数；λ是风机的叶尖速比；β是风机的桨距角。

(2)电机模型

双馈风电机组在dq轴下的数学模型可描述为：

式中:x_s'是定子暂态电抗；s_r是转子转差率；ω_s是发电机同步转速；L_s是定子自感；L_r是转子自感；e_ds'和e_qs'分别是暂态电势的dq轴分量；T₀'是转子时间常数；u_ds和u_qs分别是定子电压的dq轴分量；u_dr和u_qr分别是转子电压的dq轴分量。

(3)相应控制器模型

a)转子侧变换器

式中:标识φ表明变量是在定子磁链Ψ_s定向的参考坐标系下；U_s是机端电压值；U_sref是机端电压的参考值；x是中间变量；σ是漏磁系数；K_Pu是RCS中电压控制器的比例系数；K_Pidr是RCS中电流控制器的比例系数；K_Pω是RCS中功率控制器的比例系数；K_Piqr是RCS中电流控制器的比例系数；T_Iu是RCS中电压控制器的积分时间常数；T_Iidr是RCS中电流控制器的积分时间常数；T_Iω是RCS中功率控制器的积分时间常数；T_Iiqr是RCS中电流控制器的积分时间常数；

b)网侧变换器

把电网电压u_s方向界定为参考坐标系d轴方向。

网侧变换器电感电流的状态方程为：

网侧变换器的数学模型为:

式中:标识ε表明该变量是在u_s定向的参考坐标系下；U_dc是电容两端直流电压值；U_dcref是电容两端直流电压参考值；m是调制深度；K_Pv是GSC中电压控制器的比例系数；K_PiL是GSC中电流控制器的比例系数；T_Iv是GSC中电压控制器的积分时间常数；T_IiL是GSC中电流控制器的积分时间常数；

Step2：采用特征根分析和动态时域仿真方法，分析是否加装调速器对系统间的交互影响。

构建的仿真系统如图1所示，本发明采用典型的两区域四机系统，该系统包含了2个相似的区域系统，其间有1条联络线相连，在每个区域内有2台紧密耦合的机组。仿真时，假定风电场的DFIG机组的参数和运行状态均一致，且机组并联组成，风电场总输出功率由所有DFIG机组的输出功率相加得到，而且整个风电场由单机模型的集总模型来替代。

再构建如图2所示的调速系统。

然后通过改变系统的负荷，对比加装调速器前后系统的阶跃响应和关键特征值变化；并改变调速器增益R的数值，再次对比系统的阶跃响应和特征值变换。表1给出了负载扰动情况下当R为0.05时，系统加装TG前后的部分特征值。

表1有无TG时的系统部分特征根

图3显示了在没有负载扰动时，系统加装TG前后的阶跃响应结果。结果显示，调速器的加入对振荡阻尼有很大的影响；图4显示了在有负载扰动时，系统加装TG前后的阶跃响应结果，结果显示，调速器的加入对振荡阻尼有很大的影响；与图3相比，图4表明负载扰动可以使振荡幅度增加。

针对图2的调速系统，分别在R＝0.02与R＝0.05时对系统进行了特征根分析和动态仿真，表2给出了系统的振荡模式，图5给出了响应曲线。

表2不同R值时系统的部分特征根

从表2可知，下垂增益数值上的变化，很大程度上影响了两种情况的特征值，与R较大时相比，R较小时系统的阻尼比有很大的增加，图5响应曲线也表明下垂增益在数值上较小时对系统的阻尼有更好的影响。

Step3：运用特征根分析，改变双馈风电机组定转子电阻参数，分析双馈风电机组动力学特性与电力系统动态行为的交互影响。

结合Step2理论分析分析，由于DFIG不同参数所关联的状态变量不同，对互联系统的影响也存在不同程度上的差异，分别改变双馈风电机组的定子和转子的电阻值R_s和R_r，系统的相关特征值变化轨迹如图6所示。两个特征根分别与ω_dfig以及发电机模态相关。

由图6可知，增大R_r的值，提高了有关角速度模态的阻尼，即提高了转子阻尼；增大R_s的值，增大了有关角速度模态以及发电机模态的阻尼，即增大了转子阻尼和系统阻尼。由以上分析，适当的增大定子电阻值可以提高系统的阻尼，有利于系统的稳定。

Step4：采用特征根分析和动态时域仿真方法，从双馈风电机组并网接入点、并网容量、联络线传送功率多方面多角度研究系统的鲁棒性，进而了解到双馈风电机组动力学特性与电力系统动态行为的交互影响。

(1)、风电机组分别经母线6和母线8并入系统，如图1所示，表3给出了双馈风电机从两个不同点接入系统时机电振荡模式。

表3接入点不同时系统的关键特征根

为研究DFIG机组的状态变量对关键特征根的参与水平，可通过计算相应的参与因子来表征，计算值如图7所示。图7给出了DFIG在母线6和母线8并入系统时各状态变量对关键特征根参与因子幅值。

PF表明了某一状态变量和某一模式的相互贡献程度，由图7可知，DFIG机组的状态变量对互联系统的局部振荡模式的PF基本为零，对模式4区域振荡模式有不可忽略的影响。

而参与因子通常被用来描述状态变量与模式之间的关联程度。

假设DFIG机组的状态矩阵A_S有复特征值λ＝σ+jω，相应的振荡频率为f＝ω/2π，对应阻尼比定义为，

状态矩阵A_S中第i个状态变量对仿真系统第j个特征根的参与因子p_ij可用相应的左右特征向量w和v计算，计算公式为：

其中，w_ijv_ji是特征向量矩阵中第i行第j列个元素，w_j，v_j分别是左右特征向量的第j列。

而对任一特征值λ_i，满足A_Sv_i＝λ_iv_i(i＝1,2,…,n)的n行向量v_i被称为λ_i的右特征向量；满足w^T_iA_S＝w^T_iλ_i(i＝1,2,…,n)的n列向量w_i被称为λ_i的左特征向量。

(2)、风电机组在区域1，联络线传输功率从区域1向区域2传输。

在增大风电场输出功率的同时，调节G1和G2的输出功率，使联络线输送功率保持恒定，表4给出了五种工况下系统有功功率潮流和风机不同出力的概况。

表4五种工况

表5表述了局部振荡模式随风电场出力水平变化情况。

表5局部振荡模式随风电场出力水平变化情况

表5中结果表明，随着风电出力的不断增加，局部振荡模式1的阻尼比呈现上升的趋势。造成这种结果的因素有：1)，DFIG机组的控制系统使风电机组系统的关联变弱，削弱了系统阻尼；2)，旋转备用容量的增加，使系统阻尼变大；3)，基于联络线交换功率相同的前提，风电渗透率愈大，阻尼特性愈好。在低渗透率下旋转备用容量的增加起到更好的改善作用。但是，风机出力变化对局部振荡模式2的阻尼影响甚小。

区域间振荡模式随风电场出力水平变化情况如表6。

表6区域间振荡模式随风电场出力水平变化情况

从表6中可知，随着风电出力的增加，区域间模式1的振荡频率及阻尼比呈变大趋势。该模式与G2强相关，随着风电机组出力增加，机组2出力减小，使得旋转备用容量增加，进而造成该模式下阻尼比增加。区域间模式2的振荡频率显现为变大趋势，然而阻尼比却逐步变小。该模式下，双馈风力发电机组属于强相关机组，此时，DFIG的接入使得减少系统阻尼的影响更大。

(3)、发电机出力或负荷功率变化都会使联络线传送功率发生变化，甚至改变联络线的功率传输方向。本发明通过改变同步发电机的出力，分析联络线传输功率的不同对互联系统振荡模态的影响。

风电场在区域1，区域1向区域2送电，通过改变G1和G2的输出功率的大小，改变联络线传输功率的大小，考察这时局部振荡模式和区域间振荡模式的阻尼变化规律，分析结果如图8所示。

由图8可知，随着联络线上传输功率从40WM增大到618WM，局部模式1的阻尼比呈现出不断减小趋势，局部模式2的阻尼比却不断增加；然而区域间模式1的阻尼比先略增大然后减小，区域间模式2的阻尼比呈减小趋势。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。