东北电网风电次同步振荡风险评估及防控策略研究

夏德明，屈可丁，肖 勇，黄 冶

(国家电网有限公司东北分部，辽宁 沈阳 110181)

东北地区风力资源丰富，风电装机容量已接近3200万kW，占全网运行容量的25%以上。受限于风能资源与负荷中心逆向分布的特点，东北电网风电基地大多建设在网架结构较为薄弱、电源结构较为单一的电网末端，风电的大规模利用与消纳需进行远距离输送。为提高风电的远距离输送效率，特/超高压交流输电及串联补偿技术是目前采用的主要技术手段[1]。随着风电装机容量的不断增加，风电场并网点处等效短路比不断降低，各风电场间及其与电网之间的耦合关系复杂化，风电机组的控制器与电网内在特征相互作用引发新的次/超同步振荡问题[2]。同时，新能源电源发电机理不同以及风电、光伏与无功补偿装置相互耦合，也有可能在新能源场站大规模汇集地区激发次同步振荡。若该谐波频率与发电机轴系自然振荡频率互补，则会进一步引起火电机组的次同步振荡，甚至引发直流系统闭锁的风险，给系统运行带来安全隐患。

目前，国内对于风电等新能源引发次同步振荡的评估、监测、控制理论与措施还不够成熟，文献[3]从产生机理上对风场并网引发的次同步振荡进行分类。文献[4-5]通过计算交流系统短路容量及并网设备容量计算短路，反映风机等电力电子设备并网交流系统的相对强度，用于潜在的电网稳定风险评估。文献[6-7]将同一条汇集线上所接风机等值作成聚合模型计算短路，来评估次同步振荡风险。文献[8]提出了一种基于发电机组定子、转子电流的次同步振荡辨识方法，但仅适用于电源侧。文献[9]提出了一种基于阻尼正弦分量分解的辨识算法，但受限于大规模的迭代计算，难以在现有的装置上推广。文献[10-11]针对风电场群提出了一种次同步监测及抑制策略，但由于监测不全面，仍存在次同步谐波在电网中扩散风险。

针对东北电网，研究新能源场站与无功补偿装置、火电机组之间次同步振荡相互耦合机理；分析评估次同步振荡风险，开展次同步振荡风险筛选，并进行监测布点；构建次同步振荡监测防护系统，并制定东北电网次同步振荡保护策略。

1 风电场次同步振荡机理

风电场通常位于电网末端，地区负荷较轻，接入规模大、输送距离远，并网点短路容量较低，抗扰动能力较差。目前，风场的次同步谐振主要分为以下3种情况：第一，扰动下的风电机组轴系等效电感和串联补偿的电容易形成次同步谐振回路，导致能量在风机侧和电网侧来回传递，引发振荡；第二，风机侧控制系统参数配置不合理，控制系统中电力电子装置的快速响应能力可能使风机产生负阻尼效应，诱发振荡；第三，风电机组控制系统与串联补偿相互作用，引发次同步振荡。风电机组次同步谐振产生机理如图1所示。

图1 风电机组次同步谐振产生机理

东北电网双馈异步风力发电机占比极高，针对双馈风机开展影响因素分析。由于风电机组的机械惯性以及最大风能追踪特性，双馈风机实际运行区域左右边界主要受双馈风机的转速运行范围限制，上方界限由额定风速下的转速-功率特性曲线确定。在双馈风机完整运行区域的基础上分析参数变化对次同步振荡的影响，可以确定出双馈风机在该参数下的稳定运行域和次同步振荡区域，图2给出某双馈风机在风速11 m/s时，线路串补度分别为5%和8%下的稳定运行域和次同步振荡区域。

图2 不同串补度时的次同步振荡稳定运行域

由图2可知，当风机的转速一定时，风机发出的有功功率减少，双馈风机将由稳定运行域进入次同步振荡区域，引发次同步振荡；当风机发出的有功功率一定时，随转子转速降低，双馈风机将由稳定运行域进入次同步振荡区域。这说明风力机发出的有功功率和转速越低，越容易发生风电场次同步振荡。

线路串补度越大，稳定运行域范围越小，发生次同步振荡的范围越大。对于特定的风速，线路串补度越高，则次同步振荡模态的频率越低，特征值实部将向正向移动，系统稳定性将变差，也越易发生次同步振荡。

2 基于有效短路比的次同步振荡风险筛选

风电场及其汇集区域的交流系统强度是影响次同步振荡风险的重要外部因素。常规短路比是计算风电场/汇集点的系统短路容量与风电场/汇集点的并网风机容量的比值，如式(1)所示。

(1)

式中：SB1为某汇集线B1处系统短路容量；SG为汇集区域各风电场总容量。

其局限性主要表现为当计算汇集区域B1处的短路比时，将各风场视为直接接于汇集线B1处。未计及风电场内部结构，忽略每个风电场至汇集线的线路阻抗，可能存在实际稳定边界略小于计算结果的情况；常规短路比的计算结果与并网点的选取位置有关。

针对常规短路比方法的不足，提出了有效短路比的基本原理和计算方法，如式(2)所示。

(2)

式中：SG为汇集区域各风电场总容量；SB1∑为汇集点B1的有效短路容量；Swk为单个风电场并网点Bwk短路容量；ni为第i个风电场风机台数。

有效短路容量SB1∑的计算，是将单个风电场并网点短路容量以该风电场风机总容量进行加权计算，计及了风电汇集区域内部网架结构和线路阻抗的影响。考虑了单个风电场并网强度和风机数量对多风场汇集区域的影响趋势，不仅反映了短路容量的影响，也体现了风场大小的影响。计算结果与汇集外送线路观测点位置无关，突破了不同观测点造成短路比计算结果不同的局限性。

3 次同步振荡监测及保护措施

3.1 次同步振荡检测技术

新能源次同步振荡机理涉及机组轴系、变流器及控制系统、电网串联补偿间的动态相互作用，振荡特性的影响因素较多，振荡后谐波具有频率时变、多振荡分量并存、振荡分量幅值较小等特征，监测难度大，针对此问题提出了基于自适应频率变化的多振荡模式辨识方法。次同步振荡分量监测提取原理如图3所示。

图3 次同步振荡分量监测提取原理

主要流程分为信号采集、工频信号滤波、振荡信息提取和振荡信息辨识。在振荡信息提取中，采用中心频率递增、差值及带通宽度为1 Hz窄带带通滤波器，组成梳状滤波器组。在振荡分量辨识中，采用过零测频法以提升识别效率。

3.2 次同步振荡保护功能设计

基于监测技术，可以获得包括谐波电压、谐波电流、谐波阻抗等特征量用以构建振荡保护系统。保护判据基于谐波功率、谐波电流、谐波阻抗3方面选取。

其中谐波功率判据可采用振荡功率相对工频功率的占比Ps定义，计算公式如式(3)所示。

(3)

式中：U0和I0为工频电压和工频电流幅值；Us和Is为谐波电压和工频电流幅值。

谐波功率是工频电压、工频电流、谐波电流、谐波电压相互耦合调制的结果，是综合性的参数指标，通常用于振荡功率告警或动作阈值制定。

基于本节提出的自适应频率振荡分量辨识技术可实现对特定频率谐波电流幅值的实时获取，因此可采用谐波电流作为电网次同步振荡保护的首要判据。当线路中存在多个谐波电流，每个频率的谐波电流均不满足电流阈值条件时，谐波电流保护不启动，但振荡功率综合了所有谐波分量，振荡功率保护可能被触发。从这个角度上讲，振荡功率保护的灵敏性要高于谐波电流，谐波电流保护是确认谐波存在，且在谐波幅值越限后的一种安全性防护措施。

在设计保护功能时，应考虑如何判定振荡方向，为调度从系统层面确定切除顺序、确保系统稳定提供数据支撑，因此提出谐波阻抗保护判据，计算公式如式(4)所示。

R+jX=Z∠(φU-φI)

(4)

振荡功率综合考量谐波电流与谐波电压，是次同步范围内所有谐波功率的总和；谐波电流是确定振荡频率的谐波幅值，是谐波更严格意义上的测控参数；谐波阻抗是确定频率的谐波振荡特性参数，可以更加精确地描述振荡本质。三者之间相互衍生，互为补充，可实现对新能源输电系统次同步/超同步振荡更加全面可靠的监测控制。

3.3 次同步振荡保护策略与方案

电网中的串补装置、电力电子设备是激发次同步振荡不可忽视的一个因素，在风电场/汇集站应增设控制策略，确保当系统发生次同步振荡后，优先隔离扰动终端，即优先切除风电场级无功补偿回路与集电线回路，如振荡仍然存在，再切除相关风电场。

针对风电场的次同步振荡保护策略为风电场出线及无功补偿控制回路采用精细化切除，即根据当前线路检测到的次同步特征量切除本线路；集电线路采用轮切机制，依据主变高压侧监测的次同步特征量轮切集电线，如风电场有多台主变，则任一主变高压侧检测量满足动作条件，均可轮切集电线，各轮保护设定不同的动作时间，避免同时切除过多的集电线路。切除顺序为先切除无功补偿控制回路，其次为集电线分组轮切，最后为风电场出线，切除顺序可通过定值实现灵活配置。东北电网某风电场次同步振荡监测保护接入方案如图4所示。

图4 东北电网某风电场次同步振荡监测保护接入方案

针对风电汇集站的次同步振荡保护策略为所有监测线路采用精细化切除机制。切除顺序为先切进线，再切出线。由于风电汇集站各线路负荷较高，线路切除机制应确保振荡真实存在，此外风电汇集站各进线的负荷不同，在整定保护定值时，可将各进线重要性分组，通过设定不同的分组定值实现切除策略优化如图5所示。

图5 东北电网某风电汇集站次同步振荡监测保护装置接入方案

4 结语

本文针对东北电网大规模新能源并网产生的次同步振荡问题，构建一种先振荡区域筛选，再特征量监测，最后振荡保护的次同步防控技术体系。本文提出的基于有效短路比的风电汇集区域次同步振荡风险筛选方法，能够考虑风电场内部网架和各风电场容量不同对汇集站交流系统强度的影响，为监控保护装置的布点提供有效依据；提出的振荡谐波识别方法能准确提取信号各振荡分量，为保护应用提供有效支撑；制定的次同步振荡保护策略分别考虑风电场和汇集站2种情景，能有效切除扰动风电场，为东北电网新能源大规模消纳提供有效保障。