夏德明，屈可丁，肖 勇，黃 冶

(國家電網(wǎng)有限公司東北分部，遼寧 沈陽 110181)

東北地區(qū)風(fēng)力資源豐富，風(fēng)電裝機容量已接近3200萬kW，占全網(wǎng)運行容量的25%以上。受限于風(fēng)能資源與負(fù)荷中心逆向分布的特點，東北電網(wǎng)風(fēng)電基地大多建設(shè)在網(wǎng)架結(jié)構(gòu)較為薄弱、電源結(jié)構(gòu)較為單一的電網(wǎng)末端，風(fēng)電的大規(guī)模利用與消納需進行遠距離輸送。為提高風(fēng)電的遠距離輸送效率，特/超高壓交流輸電及串聯(lián)補償技術(shù)是目前采用的主要技術(shù)手段[1]。隨著風(fēng)電裝機容量的不斷增加，風(fēng)電場并網(wǎng)點處等效短路比不斷降低，各風(fēng)電場間及其與電網(wǎng)之間的耦合關(guān)系復(fù)雜化，風(fēng)電機組的控制器與電網(wǎng)內(nèi)在特征相互作用引發(fā)新的次/超同步振蕩問題[2]。同時，新能源電源發(fā)電機理不同以及風(fēng)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(guī)模匯集地區(qū)激發(fā)次同步振蕩。若該諧波頻率與發(fā)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(fā)直流系統(tǒng)閉鎖的風(fēng)險，給系統(tǒng)運行帶來安全隱患。

目前，國內(nèi)對于風(fēng)電等新能源引發(fā)次同步振蕩的評估、監(jiān)測、控制理論與措施還不夠成熟，文獻[3]從產(chǎn)生機理上對風(fēng)場并網(wǎng)引發(fā)的次同步振蕩進行分類。文獻[4-5]通過計算交流系統(tǒng)短路容量及并網(wǎng)設(shè)備容量計算短路，反映風(fēng)機等電力電子設(shè)備并網(wǎng)交流系統(tǒng)的相對強度，用于潛在的電網(wǎng)穩(wěn)定風(fēng)險評估。文獻[6-7]將同一條匯集線上所接風(fēng)機等值作成聚合模型計算短路，來評估次同步振蕩風(fēng)險。文獻[8]提出了一種基于發(fā)電機組定子、轉(zhuǎn)子電流的次同步振蕩辨識方法，但僅適用于電源側(cè)。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(guī)模的迭代計算，難以在現(xiàn)有的裝置上推廣。文獻[10-11]針對風(fēng)電場群提出了一種次同步監(jiān)測及抑制策略，但由于監(jiān)測不全面，仍存在次同步諧波在電網(wǎng)中擴散風(fēng)險。

針對東北電網(wǎng)，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(fēng)險，開展次同步振蕩風(fēng)險篩選，并進行監(jiān)測布點；構(gòu)建次同步振蕩監(jiān)測防護系統(tǒng)，并制定東北電網(wǎng)次同步振蕩保護策略。

1 風(fēng)電場次同步振蕩機理

風(fēng)電場通常位于電網(wǎng)末端，地區(qū)負(fù)荷較輕，接入規(guī)模大、輸送距離遠，并網(wǎng)點短路容量較低，抗擾動能力較差。目前，風(fēng)場的次同步諧振主要分為以下3種情況：第一，擾動下的風(fēng)電機組軸系等效電感和串聯(lián)補償?shù)碾娙菀仔纬纱瓮街C振回路，導(dǎo)致能量在風(fēng)機側(cè)和電網(wǎng)側(cè)來回傳遞，引發(fā)振蕩；第二，風(fēng)機側(cè)控制系統(tǒng)參數(shù)配置不合理，控制系統(tǒng)中電力電子裝置的快速響應(yīng)能力可能使風(fēng)機產(chǎn)生負(fù)阻尼效應(yīng)，誘發(fā)振蕩；第三，風(fēng)電機組控制系統(tǒng)與串聯(lián)補償相互作用，引發(fā)次同步振蕩。風(fēng)電機組次同步諧振產(chǎn)生機理如圖1所示。

圖1 風(fēng)電機組次同步諧振產(chǎn)生機理

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

圖2 不同串補度時的次同步振蕩穩(wěn)定運行域

由圖2可知，當(dāng)風(fēng)機的轉(zhuǎn)速一定時，風(fēng)機發(fā)出的有功功率減少，雙饋風(fēng)機將由穩(wěn)定運行域進入次同步振蕩區(qū)域，引發(fā)次同步振蕩；當(dāng)風(fēng)機發(fā)出的有功功率一定時，隨轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速降低，雙饋風(fēng)機將由穩(wěn)定運行域進入次同步振蕩區(qū)域。這說明風(fēng)力機發(fā)出的有功功率和轉(zhuǎn)速越低，越容易發(fā)生風(fēng)電場次同步振蕩。

線路串補度越大，穩(wěn)定運行域范圍越小，發(fā)生次同步振蕩的范圍越大。對于特定的風(fēng)速，線路串補度越高，則次同步振蕩模態(tài)的頻率越低，特征值實部將向正向移動，系統(tǒng)穩(wěn)定性將變差，也越易發(fā)生次同步振蕩。

2 基于有效短路比的次同步振蕩風(fēng)險篩選

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

(1)

式中：SB1為某匯集線B1處系統(tǒng)短路容量；SG為匯集區(qū)域各風(fēng)電場總?cè)萘俊?/p>

其局限性主要表現(xiàn)為當(dāng)計算匯集區(qū)域B1處的短路比時，將各風(fēng)場視為直接接于匯集線B1處。未計及風(fēng)電場內(nèi)部結(jié)構(gòu)，忽略每個風(fēng)電場至匯集線的線路阻抗，可能存在實際穩(wěn)定邊界略小于計算結(jié)果的情況；常規(guī)短路比的計算結(jié)果與并網(wǎng)點的選取位置有關(guān)。

針對常規(guī)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(qū)域各風(fēng)電場總?cè)萘浚籗B1∑為匯集點B1的有效短路容量；Swk為單個風(fēng)電場并網(wǎng)點Bwk短路容量；ni為第i個風(fēng)電場風(fēng)機臺數(shù)。

有效短路容量SB1∑的計算，是將單個風(fēng)電場并網(wǎng)點短路容量以該風(fēng)電場風(fēng)機總?cè)萘窟M行加權(quán)計算，計及了風(fēng)電匯集區(qū)域內(nèi)部網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和線路阻抗的影響?？紤]了單個風(fēng)電場并網(wǎng)強度和風(fēng)機數(shù)量對多風(fēng)場匯集區(qū)域的影響趨勢，不僅反映了短路容量的影響，也體現(xiàn)了風(fēng)場大小的影響。計算結(jié)果與匯集外送線路觀測點位置無關(guān)，突破了不同觀測點造成短路比計算結(jié)果不同的局限性。

3 次同步振蕩監(jiān)測及保護措施

3.1 次同步振蕩檢測技術(shù)

新能源次同步振蕩機理涉及機組軸系、變流器及控制系統(tǒng)、電網(wǎng)串聯(lián)補償間的動態(tài)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(jiān)測難度大，針對此問題提出了基于自適應(yīng)頻率變化的多振蕩模式辨識方法。次同步振蕩分量監(jiān)測提取原理如圖3所示。

圖3 次同步振蕩分量監(jiān)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(shè)計

基于監(jiān)測技術(shù)，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(gòu)建振蕩保護系統(tǒng)。保護判據(jù)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(jù)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(diào)制的結(jié)果，是綜合性的參數(shù)指標(biāo)，通常用于振蕩功率告警或動作閾值制定。

基于本節(jié)提出的自適應(yīng)頻率振蕩分量辨識技術(shù)可實現(xiàn)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(wǎng)次同步振蕩保護的首要判據(jù)。當(dāng)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(fā)。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(rèn)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(shè)計保護功能時，應(yīng)考慮如何判定振蕩方向，為調(diào)度從系統(tǒng)層面確定切除順序、確保系統(tǒng)穩(wěn)定提供數(shù)據(jù)支撐，因此提出諧波阻抗保護判據(jù)，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(nèi)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(yán)格意義上的測控參數(shù)；諧波阻抗是確定頻率的諧波振蕩特性參數(shù)，可以更加精確地描述振蕩本質(zhì)。三者之間相互衍生，互為補充，可實現(xiàn)對新能源輸電系統(tǒng)次同步/超同步振蕩更加全面可靠的監(jiān)測控制。

3.3 次同步振蕩保護策略與方案

電網(wǎng)中的串補裝置、電力電子設(shè)備是激發(fā)次同步振蕩不可忽視的一個因素，在風(fēng)電場/匯集站應(yīng)增設(shè)控制策略，確保當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生次同步振蕩后，優(yōu)先隔離擾動終端，即優(yōu)先切除風(fēng)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(guān)風(fēng)電場。

針對風(fēng)電場的次同步振蕩保護策略為風(fēng)電場出線及無功補償控制回路采用精細化切除，即根據(jù)當(dāng)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(jù)主變高壓側(cè)監(jiān)測的次同步特征量輪切集電線，如風(fēng)電場有多臺主變，則任一主變高壓側(cè)檢測量滿足動作條件，均可輪切集電線，各輪保護設(shè)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(fēng)電場出線，切除順序可通過定值實現(xiàn)靈活配置。東北電網(wǎng)某風(fēng)電場次同步振蕩監(jiān)測保護接入方案如圖4所示。

圖4 東北電網(wǎng)某風(fēng)電場次同步振蕩監(jiān)測保護接入方案

針對風(fēng)電匯集站的次同步振蕩保護策略為所有監(jiān)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(fēng)電匯集站各線路負(fù)荷較高，線路切除機制應(yīng)確保振蕩真實存在，此外風(fēng)電匯集站各進線的負(fù)荷不同，在整定保護定值時，可將各進線重要性分組，通過設(shè)定不同的分組定值實現(xiàn)切除策略優(yōu)化如圖5所示。

圖5 東北電網(wǎng)某風(fēng)電匯集站次同步振蕩監(jiān)測保護裝置接入方案

4 結(jié)語

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