交直流混联电网中风电脱网风险评估方法

程雪婷，徐宏锐，李业功

（1.国网山西省电力公司电力科学研究院， 山西 太原 030001； 2.国网山西省电力公司， 山西 太原 030001）

0 引言

近年来，我国新能源并网容量快速增加，2020年已完成风电装机容量2 亿kW[1]，同时也形成了交直流混联电网的新格局[2]。 复杂的电网结构与大容量的新能源并网，使电网运行工况日趋复杂。特高压直流输电线路中直流换相失败时， 产生的暂态过电压可能导致近区风电机组因不具备高电压穿越能力而脱网，对电网造成冲击。

风电的高电压穿越是指电网出现过电压时风电机组仍然能够不间断地运行的能力[3]。 风电机高电压穿越的根本原因就是本地的无功功率过多，使风电场电压过高。当电压升高到一定程度时需要强制将风电机从电网退出，单个风电机组的脱网将会导致其周边无功功率不平衡，进而可能引起大量风电脱网，造成大量功率损失[4-6]。 当前对风电的高电压穿越已经有了一定的研究。文献[7]考虑了孤立风险、电源孤立风险和电网解列风险，对保护拒动故障的电力系统进行风险评估，但并没有考虑高电压穿越脱网风险。文献[8]建立了风电出力模型和线路故障概率模型，使用TLS 分布描述风电机的预测误差分布，并结合电网运行状态分析风险指标，引入风险阈值确定风电送出能力。文献[9]中提出了一种基于潮流计算的在线风电场互联预警系统，实现了对风电场并网节点电压水平和联络线潮流的趋势预测和安全评估，但该方法仅考虑了脱网容量和电压，缺少对其他风电场的影响评估。文献[10]采用不确定性理论和并行计算技术设计了风力发电机组脱扣风险在线分析系统，但是算法复杂，难以投入应用。文献[11]建立了风电脱网预警模型，该软件可根据脱网容量给出相应的预警信息，但并没有考虑风机高电压穿越脱网的整体风险。当前对风机高电压穿越脱网风险评估大多只考虑负荷、静态稳定等影响因素，缺少一种能够对风电机组高电压穿越脱网整体风险进行评估的方法，且多数风险评估方法比较复杂，难以投入实际应用。

基于此，本文提出了一种考虑脱网时序的风电机组高电压穿越脱网风险评估模型，给电网调度的高电压穿越出力方案提供有效信息参考，尽可能避免或减少风机因高电压穿越脱网带来的损失。

1 直流近区风电机组暂态过电压问题

1.1 直流近区风电机组高电压脱网机理分析

a） 换流站无功过剩。在交直流系统中，直流换流过程需要消耗有功输送水平约40%～60%的无功，因此换流站安装有大量交流滤波器组，就地集中对换流器进行固定补偿。 同时，风电集群还会对换流站的无功进行补偿。交流系统中发生短路故障会导致换流站上的交流电压发生相角畸变、电压幅值下降，从而使关断角减小，最终导致直流输电线路的换流站换相失败。此时换流站有功功率传输瞬时中断，无功损耗大幅变化，导致局部无功大量过剩，迅速抬升换流站近区交流电压。 换流站近区风电集群并网电压大幅上升，使风电机组脱网。

b） 电网向风电场补充无功功率。 当电网发生短路后，电网电压骤降，系统随即向风电机组补充无功功率以维持电压；当短路故障被清除后，风电机从较低电压运行转至正常电压运行，有功输出恢复正常，而系统在电压骤降时大量补偿的无功将会导致该处电压上升。

1.2 风电场高电压穿越标准

近年来， 各国已注重风电机组的高/低电压穿越能力的研究并制定了相关规则。澳大利亚提出风电机组电压突然升至1.3 标幺值时，风电机组应能保持0.6 s 不脱网。美国WECC 则要求：并网点电压在1.1～1.15 标幺值时，风电机组可以不间断运行至少3 s，在1.15～1.175 标幺值时，保持并网2 s 以上；电压在1.175～1.2 标幺值时， 保持并网最少1 s；电压超过1.2 标幺值时则允许脱网。 德国EON 电力公司要求风电机组在并网点电压大于1.2 标幺值时至少不间断运行0.1 s。我国风电机的高电压穿越标准为电压在1.1～1.15 标幺值之间风电机可工作10 s 再脱网， 电压达到1.2 标幺值时需运行2 s，达到1.25 标幺值时需运行1 s， 达到1.3 标幺值时需运行0.1 s，超过1.3 标幺值立刻脱网。

2 风电机组高电压脱网风险评估模型

2.1 风险理论

风险定量评估的意义在于建立表征系统风险的指标，是概率和后果的综合。风险指数取决于事故发生的概率及其对电力系统安全的影响。 本文将风险定义为风电损失期望， 其计算方法为各状态下风电场有功失稳与应急概率的乘积之和。 一般风险的表达式为

其中，R 为风险；P 为事故概率；I 为事故的后果。本文在这里将P 表示为脱网概率，I 表示电网中风机脱网的损失和后果。

2.2 风机工作状态

风机的状态 L（i）服从[0，1]二项分布，具体可表示为

其中，当风电机的电压U在正常工作区间时，L（i）为0，表示“正常工作”状态；当电压在不脱网范围内时，L（i）为1，表示此时风机处于“脱网”状态。

2.3 线路故障位置概率模型

设置N 次线路故障事件，每次故障事件都是随机在线路的某位置上发生。 对于第i 条线路，该线路某位置发生故障的概率为

其中，N 为仿真次数。

2.4 后果严重度模型

后果严重度模型用于形容风机在发生高电压穿越脱网以后，风机脱网对电网的影响。 风电场严重度模型评估指标的基本信息如下。

a） 脱网时间。脱网时间指的是并网风电机组从电网故障到风机脱落的时间，均集中在0 s~4 s 之间，对于脱网时间进行加权得到脱网时间的风险为

其中，W（t）为脱网时间系数；t 为脱网时间，t=0为故障发生时间。

b） 脱网容量风险。 脱网容量风险计算公式为

其中，Pg为风机脱网容量；Ps 为风电场输出容量。

c） 电压越限严重指标。 电压越限严重指标为

其中，驻U 为风电场并网电压偏移值；U 为风电场并网处基准电压。

d） 频率越限严重指标。 频率越限严重指标为

其中，驻f 为风电场并网处频率改变量，f＝50 Hz。

2.5 综合风险模型

通过统计脱网信息，计算出2.4 节中风险评估指标后，将权重因子代入，得到风电机组高电压穿越脱网综合风险指标为

其中，R 表示风电机组脱网综合风险指标；wS、wf、wU为权重因子，与对系统风险研究的侧重点有关。

综合风险反映了风机脱网对整个电力系统的影响，本文定义综合风险为脱网容量风险、电压越限风险和频率越限风险的加权和，采用层次分析法以确定其权重。

2.6 权重确定方法

层次分析法 AHP（analytic hierarchy process）是对一些较为复杂、较为模糊的问题做出决策的简易方法，特别适用于难以完全定量分析的问题。 本文采用层次分析法对含多个影响因素的风险评估模型的权重进行确定。

a） 构建层次关系：以脱网容量严重程度、电压越限严重程度和频率越限严重程度构建准则层，以风险指标构建目标层。

b） 构建判断矩阵。 构建的判断矩阵如表1所示。

表1 风险评价指标判断矩阵

其中，层次分析法中判断矩阵标度含义为

c） 归一化处理：对于矩阵进行归一化处理，所得到的向量数值即为特定影响因素的权重。经归一化处理，本文中脱网容量严重程度、电压越限严重程度和频率越限严重程度的权重分别为0.54、0.30和0.16。

综合以上步骤可构建风电场集群并网的风电机组高电压穿越脱网风险评估模型。风险系数R 越大说明脱网所带来的影响越大；当R 较小时，说明脱网时间偏后，造成的影响较小。

3 模型实现

3.1 蒙特卡洛方法

风电机高电压穿越中，风机运行情况、电网无功配置情况等处于高度不确定的情况。蒙特卡洛模拟可用于对由于随机变量的干预而无法轻易预测事件进行建模，是一种用于了解预测模型中的风险和不确定性影响的技术，蒙特卡罗模拟法的特性使其在电网规划方案的风险评估中得到很好的运用。根据大数定律，当采样足够大时，采样的事件频率将几乎接近于其发生的概率，即频率的稳定性。 电网风险评估过程中，需要根据元件的停运模型进行随机抽样，确定系统的状态。 通过蒙特卡罗法模拟元件的停运可以很好地模拟真实状况下元件的停运状态，从而更好地进行风险评估。

本文采用蒙特卡洛方法代替对于概率模型和风电出力模型的计算。 本研究设置的随机变量包括：随机线路故障（交流电网中任意线路中选择）、随机线路地点故障（在Digsilent 中随机设置线路故障的地点）、随机故障类型（分为三相/两相/单相接地/双相接地短路 4 种）和持续时间（在 0.1～0.3 s 之间）， 最后利用数据总结出风机的高电压穿越脱网风险指标。

根据蒙特卡洛性质，使用蒙特卡洛方法的实验次数需要满足式（11）的要求。

其中，ε 为所需精度；tα为置信区间；σ2为方差。

本风险评估模型中，需要先对电网模型进行较少次数的仿真，得到真正需要的仿真次数N。

3.2 风险评估流程

风电机组高电压穿越风险评估流程见图1。

图1 风电机组高电压穿越风险评估流程

4 算例分析

4.1 模型说明

本文仿真采用Digsilent/PowerFactory 仿真软件， 应用山西省某特高压交直流混联电网进行分析， 该特高压交直流混联电网含有9 台风电场，具体情况如图2 所示。

图2 风电场地理接线图

本模型中，为了适应山西当地的要求，风电机的脱网标准为：电压升高至1.1 标幺值时要求能保持不脱网运行2 s； 高于1.5 标幺值时保持不脱网运行0.2 s；高于1.2 标幺值时则应直接脱网。

4.2 结果分析

本实验高电压穿越原理为双回直流线路因交流短路而同时换相失败，直流线路换相失败向电网输送无功功率，风电机组在低电压穿越时接受系统输送无功功率， 在短短0.3 s 之内短路线路恢复正常后，风电机组处的无功过剩，发生高电压穿越事件，最终进入直流送端近区相对平衡状态。

根据蒙特卡洛仿真次数计算公式， 本文利用Digsilent 仿真软件对电网进行了8 756 次仿真。 实验中，各风机的脱网相关参数如表2 所示。

表2 某地区各风电机组脱网风险相关参数

经计算，最终9 台风电机的脱网风险如表3 所示，其中DFIG 表示双馈风电场，PMSG 表示直驱风电场，距离表示风电场与变电站之间的距离。

表3 某地区各风电机组脱网风险

根据本文模型计算得到的风电脱网的整体风险评估指标，可以得到不同风电场的高电压穿越风险，并根据风险大小的排序结果，优先切除脱网风险较高的风电场。 从以上数据可以得出如下结论：

a） 当前运行方式下风电场高电压穿越风险较小，风险最大为0.024 4，最小仅为0.000 9。

b） 该模型中， 双馈风机的脱网风险明显高于直驱风机。 如DFIG02 的风险为0.024 4，而直驱风机中风险最大的风电场PMSG02 仅有0.013 2。

c） 通过比较同类型的风电场位置， 可以得到距离特高压直流线路电气距离越近的风电场，其脱网风险越高。 应重点关注距离较近的风电场，并在直流近区风电设置SVC、STATCOM 等电压波动调节设备。

5 结束语

本文研究了特高压交直流混联电网的近区风电中因高电压穿越导致的脱网过程和原理，建立了基于实际电网数据的电网模型。考虑到线路短路的不确定性和高电压穿越的复杂性，利用蒙特卡洛方法对于特高压交直流混联电网中短路和之后风机的过电压情况进行仿真并获取相应的电网数据。结合脱网容量、电压越限、频率越限风险，建立高电压穿越脱网风险的评估指标，使用层次分析法确定不同风险指标的权重。 结合风电机组的脱网时间，建立了可以对风电高电压穿越风险进行整体评估的评估模型。

采用暂态仿真方法给出准确的评估结果，以山西某地区实际电网模型为例，基于Digsilent 仿真软件，进行了高电压穿越的风机脱网风险评估，比较了不同容量和地点的风电脱网风险，探究了风电高电压穿越脱网风险的影响因素。该模型可对风电机组进行高电压穿越的脱网风险评估， 操作简单易行，能为调度人员决策提供参考信息，减少脱网事件带来的损失。