東北電網風電次同步振蕩風險評估及防控策略研究

夏德明，屈可丁，肖 勇，黃 冶

(國家電網有限公司東北分部，遼寧 沈陽 110181)

東北地區風力資源豐富，風電裝機容量已接近3200萬kW，占全網運行容量的25%以上。受限于風能資源與負荷中心逆向分布的特點，東北電網風電基地大多建設在網架結構較為薄弱、電源結構較為單一的電網末端，風電的大規模利用與消納需進行遠距離輸送。為提高風電的遠距離輸送效率，特/超高壓交流輸電及串聯補償技術是目前采用的主要技術手段[1]。隨著風電裝機容量的不斷增加，風電場并網點處等效短路比不斷降低，各風電場間及其與電網之間的耦合關系復雜化，風電機組的控制器與電網內在特征相互作用引發新的次/超同步振蕩問題[2]。同時，新能源電源發電機理不同以及風電、光伏與無功補償裝置相互耦合，也有可能在新能源場站大規模匯集地區激發次同步振蕩。若該諧波頻率與發電機軸系自然振蕩頻率互補，則會進一步引起火電機組的次同步振蕩，甚至引發直流系統閉鎖的風險，給系統運行帶來安全隱患。

目前，國內對于風電等新能源引發次同步振蕩的評估、監測、控制理論與措施還不夠成熟，文獻[3]從產生機理上對風場并網引發的次同步振蕩進行分類。文獻[4-5]通過計算交流系統短路容量及并網設備容量計算短路，反映風機等電力電子設備并網交流系統的相對強度，用于潛在的電網穩定風險評估。文獻[6-7]將同一條匯集線上所接風機等值作成聚合模型計算短路，來評估次同步振蕩風險。文獻[8]提出了一種基于發電機組定子、轉子電流的次同步振蕩辨識方法，但僅適用于電源側。文獻[9]提出了一種基于阻尼正弦分量分解的辨識算法，但受限于大規模的迭代計算，難以在現有的裝置上推廣。文獻[10-11]針對風電場群提出了一種次同步監測及抑制策略，但由于監測不全面，仍存在次同步諧波在電網中擴散風險。

針對東北電網，研究新能源場站與無功補償裝置、火電機組之間次同步振蕩相互耦合機理；分析評估次同步振蕩風險，開展次同步振蕩風險篩選，并進行監測布點；構建次同步振蕩監測防護系統，并制定東北電網次同步振蕩保護策略。

1 風電場次同步振蕩機理

風電場通常位于電網末端，地區負荷較輕，接入規模大、輸送距離遠，并網點短路容量較低，抗擾動能力較差。目前，風場的次同步諧振主要分為以下3種情況：第一，擾動下的風電機組軸系等效電感和串聯補償的電容易形成次同步諧振回路，導致能量在風機側和電網側來回傳遞，引發振蕩；第二，風機側控制系統參數配置不合理，控制系統中電力電子裝置的快速響應能力可能使風機產生負阻尼效應，誘發振蕩；第三，風電機組控制系統與串聯補償相互作用，引發次同步振蕩。風電機組次同步諧振產生機理如圖1所示。

圖1 風電機組次同步諧振產生機理

東北電網雙饋異步風力發電機占比極高，針對雙饋風機開展影響因素分析。由于風電機組的機械慣性以及最大風能追蹤特性，雙饋風機實際運行區域左右邊界主要受雙饋風機的轉速運行范圍限制，上方界限由額定風速下的轉速-功率特性曲線確定。在雙饋風機完整運行區域的基礎上分析參數變化對次同步振蕩的影響，可以確定出雙饋風機在該參數下的穩定運行域和次同步振蕩區域，圖2給出某雙饋風機在風速11 m/s時，線路串補度分別為5%和8%下的穩定運行域和次同步振蕩區域。

圖2 不同串補度時的次同步振蕩穩定運行域

由圖2可知，當風機的轉速一定時，風機發出的有功功率減少，雙饋風機將由穩定運行域進入次同步振蕩區域，引發次同步振蕩；當風機發出的有功功率一定時，隨轉子轉速降低，雙饋風機將由穩定運行域進入次同步振蕩區域。這說明風力機發出的有功功率和轉速越低，越容易發生風電場次同步振蕩。

線路串補度越大，穩定運行域范圍越小，發生次同步振蕩的范圍越大。對于特定的風速，線路串補度越高，則次同步振蕩模態的頻率越低，特征值實部將向正向移動，系統穩定性將變差，也越易發生次同步振蕩。

2 基于有效短路比的次同步振蕩風險篩選

風電場及其匯集區域的交流系統強度是影響次同步振蕩風險的重要外部因素。常規短路比是計算風電場/匯集點的系統短路容量與風電場/匯集點的并網風機容量的比值，如式(1)所示。

(1)

式中：SB1為某匯集線B1處系統短路容量；SG為匯集區域各風電場總容量。

其局限性主要表現為當計算匯集區域B1處的短路比時，將各風場視為直接接于匯集線B1處。未計及風電場內部結構，忽略每個風電場至匯集線的線路阻抗，可能存在實際穩定邊界略小于計算結果的情況；常規短路比的計算結果與并網點的選取位置有關。

針對常規短路比方法的不足，提出了有效短路比的基本原理和計算方法，如式(2)所示。

(2)

式中：SG為匯集區域各風電場總容量；SB1∑為匯集點B1的有效短路容量；Swk為單個風電場并網點Bwk短路容量；ni為第i個風電場風機臺數。

有效短路容量SB1∑的計算，是將單個風電場并網點短路容量以該風電場風機總容量進行加權計算，計及了風電匯集區域內部網架結構和線路阻抗的影響。考慮了單個風電場并網強度和風機數量對多風場匯集區域的影響趨勢，不僅反映了短路容量的影響，也體現了風場大小的影響。計算結果與匯集外送線路觀測點位置無關，突破了不同觀測點造成短路比計算結果不同的局限性。

3 次同步振蕩監測及保護措施

3.1 次同步振蕩檢測技術

新能源次同步振蕩機理涉及機組軸系、變流器及控制系統、電網串聯補償間的動態相互作用，振蕩特性的影響因素較多，振蕩后諧波具有頻率時變、多振蕩分量并存、振蕩分量幅值較小等特征，監測難度大，針對此問題提出了基于自適應頻率變化的多振蕩模式辨識方法。次同步振蕩分量監測提取原理如圖3所示。

圖3 次同步振蕩分量監測提取原理

主要流程分為信號采集、工頻信號濾波、振蕩信息提取和振蕩信息辨識。在振蕩信息提取中，采用中心頻率遞增、差值及帶通寬度為1 Hz窄帶帶通濾波器，組成梳狀濾波器組。在振蕩分量辨識中，采用過零測頻法以提升識別效率。

3.2 次同步振蕩保護功能設計

基于監測技術，可以獲得包括諧波電壓、諧波電流、諧波阻抗等特征量用以構建振蕩保護系統。保護判據基于諧波功率、諧波電流、諧波阻抗3方面選取。

其中諧波功率判據可采用振蕩功率相對工頻功率的占比Ps定義，計算公式如式(3)所示。

(3)

式中：U0和I0為工頻電壓和工頻電流幅值；Us和Is為諧波電壓和工頻電流幅值。

諧波功率是工頻電壓、工頻電流、諧波電流、諧波電壓相互耦合調制的結果，是綜合性的參數指標，通常用于振蕩功率告警或動作閾值制定。

基于本節提出的自適應頻率振蕩分量辨識技術可實現對特定頻率諧波電流幅值的實時獲取，因此可采用諧波電流作為電網次同步振蕩保護的首要判據。當線路中存在多個諧波電流，每個頻率的諧波電流均不滿足電流閾值條件時，諧波電流保護不啟動，但振蕩功率綜合了所有諧波分量，振蕩功率保護可能被觸發。從這個角度上講，振蕩功率保護的靈敏性要高于諧波電流，諧波電流保護是確認諧波存在，且在諧波幅值越限后的一種安全性防護措施。

在設計保護功能時，應考慮如何判定振蕩方向，為調度從系統層面確定切除順序、確保系統穩定提供數據支撐，因此提出諧波阻抗保護判據，計算公式如式(4)所示。

R+jX=Z∠(φU-φI)

(4)

振蕩功率綜合考量諧波電流與諧波電壓，是次同步范圍內所有諧波功率的總和；諧波電流是確定振蕩頻率的諧波幅值，是諧波更嚴格意義上的測控參數；諧波阻抗是確定頻率的諧波振蕩特性參數，可以更加精確地描述振蕩本質。三者之間相互衍生，互為補充，可實現對新能源輸電系統次同步/超同步振蕩更加全面可靠的監測控制。

3.3 次同步振蕩保護策略與方案

電網中的串補裝置、電力電子設備是激發次同步振蕩不可忽視的一個因素，在風電場/匯集站應增設控制策略，確保當系統發生次同步振蕩后，優先隔離擾動終端，即優先切除風電場級無功補償回路與集電線回路，如振蕩仍然存在，再切除相關風電場。

針對風電場的次同步振蕩保護策略為風電場出線及無功補償控制回路采用精細化切除，即根據當前線路檢測到的次同步特征量切除本線路；集電線路采用輪切機制，依據主變高壓側監測的次同步特征量輪切集電線，如風電場有多臺主變，則任一主變高壓側檢測量滿足動作條件，均可輪切集電線，各輪保護設定不同的動作時間，避免同時切除過多的集電線路。切除順序為先切除無功補償控制回路，其次為集電線分組輪切，最后為風電場出線，切除順序可通過定值實現靈活配置。東北電網某風電場次同步振蕩監測保護接入方案如圖4所示。

圖4 東北電網某風電場次同步振蕩監測保護接入方案

針對風電匯集站的次同步振蕩保護策略為所有監測線路采用精細化切除機制。切除順序為先切進線，再切出線。由于風電匯集站各線路負荷較高，線路切除機制應確保振蕩真實存在，此外風電匯集站各進線的負荷不同，在整定保護定值時，可將各進線重要性分組，通過設定不同的分組定值實現切除策略優化如圖5所示。

圖5 東北電網某風電匯集站次同步振蕩監測保護裝置接入方案

4 結語

本文針對東北電網大規模新能源并網產生的次同步振蕩問題，構建一種先振蕩區域篩選，再特征量監測，最后振蕩保護的次同步防控技術體系。本文提出的基于有效短路比的風電匯集區域次同步振蕩風險篩選方法，能夠考慮風電場內部網架和各風電場容量不同對匯集站交流系統強度的影響，為監控保護裝置的布點提供有效依據；提出的振蕩諧波識別方法能準確提取信號各振蕩分量，為保護應用提供有效支撐；制定的次同步振蕩保護策略分別考慮風電場和匯集站2種情景，能有效切除擾動風電場，為東北電網新能源大規模消納提供有效保障。