交直流混聯電網中風電脫網風險評估方法

程雪婷，徐宏銳，李業功

（1.國網山西省電力公司電力科學研究院， 山西 太原 030001； 2.國網山西省電力公司， 山西 太原 030001）

0 引言

近年來，我國新能源并網容量快速增加，2020年已完成風電裝機容量2 億kW[1]，同時也形成了交直流混聯電網的新格局[2]。 復雜的電網結構與大容量的新能源并網，使電網運行工況日趨復雜。特高壓直流輸電線路中直流換相失敗時， 產生的暫態過電壓可能導致近區風電機組因不具備高電壓穿越能力而脫網，對電網造成沖擊。

風電的高電壓穿越是指電網出現過電壓時風電機組仍然能夠不間斷地運行的能力[3]。 風電機高電壓穿越的根本原因就是本地的無功功率過多，使風電場電壓過高。當電壓升高到一定程度時需要強制將風電機從電網退出，單個風電機組的脫網將會導致其周邊無功功率不平衡，進而可能引起大量風電脫網，造成大量功率損失[4-6]。 當前對風電的高電壓穿越已經有了一定的研究。文獻[7]考慮了孤立風險、電源孤立風險和電網解列風險，對保護拒動故障的電力系統進行風險評估，但并沒有考慮高電壓穿越脫網風險。文獻[8]建立了風電出力模型和線路故障概率模型，使用TLS 分布描述風電機的預測誤差分布，并結合電網運行狀態分析風險指標，引入風險閾值確定風電送出能力。文獻[9]中提出了一種基于潮流計算的在線風電場互聯預警系統，實現了對風電場并網節點電壓水平和聯絡線潮流的趨勢預測和安全評估，但該方法僅考慮了脫網容量和電壓，缺少對其他風電場的影響評估。文獻[10]采用不確定性理論和并行計算技術設計了風力發電機組脫扣風險在線分析系統，但是算法復雜，難以投入應用。文獻[11]建立了風電脫網預警模型，該軟件可根據脫網容量給出相應的預警信息，但并沒有考慮風機高電壓穿越脫網的整體風險。當前對風機高電壓穿越脫網風險評估大多只考慮負荷、靜態穩定等影響因素，缺少一種能夠對風電機組高電壓穿越脫網整體風險進行評估的方法，且多數風險評估方法比較復雜，難以投入實際應用。

基于此，本文提出了一種考慮脫網時序的風電機組高電壓穿越脫網風險評估模型，給電網調度的高電壓穿越出力方案提供有效信息參考，盡可能避免或減少風機因高電壓穿越脫網帶來的損失。

1 直流近區風電機組暫態過電壓問題

1.1 直流近區風電機組高電壓脫網機理分析

a） 換流站無功過剩。在交直流系統中，直流換流過程需要消耗有功輸送水平約40%～60%的無功，因此換流站安裝有大量交流濾波器組，就地集中對換流器進行固定補償。 同時，風電集群還會對換流站的無功進行補償。交流系統中發生短路故障會導致換流站上的交流電壓發生相角畸變、電壓幅值下降，從而使關斷角減小，最終導致直流輸電線路的換流站換相失敗。此時換流站有功功率傳輸瞬時中斷，無功損耗大幅變化，導致局部無功大量過剩，迅速抬升換流站近區交流電壓。 換流站近區風電集群并網電壓大幅上升，使風電機組脫網。

b） 電網向風電場補充無功功率。 當電網發生短路后，電網電壓驟降，系統隨即向風電機組補充無功功率以維持電壓；當短路故障被清除后，風電機從較低電壓運行轉至正常電壓運行，有功輸出恢復正常，而系統在電壓驟降時大量補償的無功將會導致該處電壓上升。

1.2 風電場高電壓穿越標準

近年來， 各國已注重風電機組的高/低電壓穿越能力的研究并制定了相關規則。澳大利亞提出風電機組電壓突然升至1.3 標幺值時，風電機組應能保持0.6 s 不脫網。美國WECC 則要求：并網點電壓在1.1～1.15 標幺值時，風電機組可以不間斷運行至少3 s，在1.15～1.175 標幺值時，保持并網2 s 以上；電壓在1.175～1.2 標幺值時， 保持并網最少1 s；電壓超過1.2 標幺值時則允許脫網。 德國EON 電力公司要求風電機組在并網點電壓大于1.2 標幺值時至少不間斷運行0.1 s。我國風電機的高電壓穿越標準為電壓在1.1～1.15 標幺值之間風電機可工作10 s 再脫網， 電壓達到1.2 標幺值時需運行2 s，達到1.25 標幺值時需運行1 s， 達到1.3 標幺值時需運行0.1 s，超過1.3 標幺值立刻脫網。

2 風電機組高電壓脫網風險評估模型

2.1 風險理論

風險定量評估的意義在于建立表征系統風險的指標，是概率和后果的綜合。風險指數取決于事故發生的概率及其對電力系統安全的影響。 本文將風險定義為風電損失期望， 其計算方法為各狀態下風電場有功失穩與應急概率的乘積之和。 一般風險的表達式為

其中，R 為風險；P 為事故概率；I 為事故的后果。本文在這里將P 表示為脫網概率，I 表示電網中風機脫網的損失和后果。

2.2 風機工作狀態

風機的狀態 L（i）服從[0，1]二項分布，具體可表示為

其中，當風電機的電壓U在正常工作區間時，L（i）為0，表示“正常工作”狀態；當電壓在不脫網范圍內時，L（i）為1，表示此時風機處于“脫網”狀態。

2.3 線路故障位置概率模型

設置N 次線路故障事件，每次故障事件都是隨機在線路的某位置上發生。 對于第i 條線路，該線路某位置發生故障的概率為

其中，N 為仿真次數。

2.4 后果嚴重度模型

后果嚴重度模型用于形容風機在發生高電壓穿越脫網以后，風機脫網對電網的影響。 風電場嚴重度模型評估指標的基本信息如下。

a） 脫網時間。脫網時間指的是并網風電機組從電網故障到風機脫落的時間，均集中在0 s~4 s 之間，對于脫網時間進行加權得到脫網時間的風險為

其中，W（t）為脫網時間系數；t 為脫網時間，t=0為故障發生時間。

b） 脫網容量風險。 脫網容量風險計算公式為

其中，Pg為風機脫網容量；Ps 為風電場輸出容量。

c） 電壓越限嚴重指標。 電壓越限嚴重指標為

其中，駐U 為風電場并網電壓偏移值；U 為風電場并網處基準電壓。

d） 頻率越限嚴重指標。 頻率越限嚴重指標為

其中，駐f 為風電場并網處頻率改變量，f＝50 Hz。

2.5 綜合風險模型

通過統計脫網信息，計算出2.4 節中風險評估指標后，將權重因子代入，得到風電機組高電壓穿越脫網綜合風險指標為

其中，R 表示風電機組脫網綜合風險指標；wS、wf、wU為權重因子，與對系統風險研究的側重點有關。

綜合風險反映了風機脫網對整個電力系統的影響，本文定義綜合風險為脫網容量風險、電壓越限風險和頻率越限風險的加權和，采用層次分析法以確定其權重。

2.6 權重確定方法

層次分析法 AHP（analytic hierarchy process）是對一些較為復雜、較為模糊的問題做出決策的簡易方法，特別適用于難以完全定量分析的問題。 本文采用層次分析法對含多個影響因素的風險評估模型的權重進行確定。

a） 構建層次關系：以脫網容量嚴重程度、電壓越限嚴重程度和頻率越限嚴重程度構建準則層，以風險指標構建目標層。

b） 構建判斷矩陣。 構建的判斷矩陣如表1所示。

表1 風險評價指標判斷矩陣

其中，層次分析法中判斷矩陣標度含義為

c） 歸一化處理：對于矩陣進行歸一化處理，所得到的向量數值即為特定影響因素的權重。經歸一化處理，本文中脫網容量嚴重程度、電壓越限嚴重程度和頻率越限嚴重程度的權重分別為0.54、0.30和0.16。

綜合以上步驟可構建風電場集群并網的風電機組高電壓穿越脫網風險評估模型。風險系數R 越大說明脫網所帶來的影響越大；當R 較小時，說明脫網時間偏后，造成的影響較小。

3 模型實現

3.1 蒙特卡洛方法

風電機高電壓穿越中，風機運行情況、電網無功配置情況等處于高度不確定的情況。蒙特卡洛模擬可用于對由于隨機變量的干預而無法輕易預測事件進行建模，是一種用于了解預測模型中的風險和不確定性影響的技術，蒙特卡羅模擬法的特性使其在電網規劃方案的風險評估中得到很好的運用。根據大數定律，當采樣足夠大時，采樣的事件頻率將幾乎接近于其發生的概率，即頻率的穩定性。 電網風險評估過程中，需要根據元件的停運模型進行隨機抽樣，確定系統的狀態。 通過蒙特卡羅法模擬元件的停運可以很好地模擬真實狀況下元件的停運狀態，從而更好地進行風險評估。

本文采用蒙特卡洛方法代替對于概率模型和風電出力模型的計算。 本研究設置的隨機變量包括：隨機線路故障（交流電網中任意線路中選擇）、隨機線路地點故障（在Digsilent 中隨機設置線路故障的地點）、隨機故障類型（分為三相/兩相/單相接地/雙相接地短路 4 種）和持續時間（在 0.1～0.3 s 之間）， 最后利用數據總結出風機的高電壓穿越脫網風險指標。

根據蒙特卡洛性質，使用蒙特卡洛方法的實驗次數需要滿足式（11）的要求。

其中，ε 為所需精度；tα為置信區間；σ2為方差。

本風險評估模型中，需要先對電網模型進行較少次數的仿真，得到真正需要的仿真次數N。

3.2 風險評估流程

風電機組高電壓穿越風險評估流程見圖1。

圖1 風電機組高電壓穿越風險評估流程

4 算例分析

4.1 模型說明

本文仿真采用Digsilent/PowerFactory 仿真軟件， 應用山西省某特高壓交直流混聯電網進行分析， 該特高壓交直流混聯電網含有9 臺風電場，具體情況如圖2 所示。

圖2 風電場地理接線圖

本模型中，為了適應山西當地的要求，風電機的脫網標準為：電壓升高至1.1 標幺值時要求能保持不脫網運行2 s； 高于1.5 標幺值時保持不脫網運行0.2 s；高于1.2 標幺值時則應直接脫網。

4.2 結果分析

本實驗高電壓穿越原理為雙回直流線路因交流短路而同時換相失敗，直流線路換相失敗向電網輸送無功功率，風電機組在低電壓穿越時接受系統輸送無功功率， 在短短0.3 s 之內短路線路恢復正常后，風電機組處的無功過剩，發生高電壓穿越事件，最終進入直流送端近區相對平衡狀態。

根據蒙特卡洛仿真次數計算公式， 本文利用Digsilent 仿真軟件對電網進行了8 756 次仿真。 實驗中，各風機的脫網相關參數如表2 所示。

表2 某地區各風電機組脫網風險相關參數

經計算，最終9 臺風電機的脫網風險如表3 所示，其中DFIG 表示雙饋風電場，PMSG 表示直驅風電場，距離表示風電場與變電站之間的距離。

表3 某地區各風電機組脫網風險

根據本文模型計算得到的風電脫網的整體風險評估指標，可以得到不同風電場的高電壓穿越風險，并根據風險大小的排序結果，優先切除脫網風險較高的風電場。 從以上數據可以得出如下結論：

a） 當前運行方式下風電場高電壓穿越風險較小，風險最大為0.024 4，最小僅為0.000 9。

b） 該模型中， 雙饋風機的脫網風險明顯高于直驅風機。 如DFIG02 的風險為0.024 4，而直驅風機中風險最大的風電場PMSG02 僅有0.013 2。

c） 通過比較同類型的風電場位置， 可以得到距離特高壓直流線路電氣距離越近的風電場，其脫網風險越高。 應重點關注距離較近的風電場，并在直流近區風電設置SVC、STATCOM 等電壓波動調節設備。

5 結束語

本文研究了特高壓交直流混聯電網的近區風電中因高電壓穿越導致的脫網過程和原理，建立了基于實際電網數據的電網模型。考慮到線路短路的不確定性和高電壓穿越的復雜性，利用蒙特卡洛方法對于特高壓交直流混聯電網中短路和之后風機的過電壓情況進行仿真并獲取相應的電網數據。結合脫網容量、電壓越限、頻率越限風險，建立高電壓穿越脫網風險的評估指標，使用層次分析法確定不同風險指標的權重。 結合風電機組的脫網時間，建立了可以對風電高電壓穿越風險進行整體評估的評估模型。

采用暫態仿真方法給出準確的評估結果，以山西某地區實際電網模型為例，基于Digsilent 仿真軟件，進行了高電壓穿越的風機脫網風險評估，比較了不同容量和地點的風電脫網風險，探究了風電高電壓穿越脫網風險的影響因素。該模型可對風電機組進行高電壓穿越的脫網風險評估， 操作簡單易行，能為調度人員決策提供參考信息，減少脫網事件帶來的損失。