含风电场的受端系统暂态电压稳定性评估.pdf

第４３卷第１３期２０１５年７月１日电力系统保护与控制ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌＶｏ１．４３Ｎｏ．１３Ｊｕ１．１，２０１５含风电场的受端系统暂态电压稳定性评估李东东，梁自超，周玉琦（１．上海电力学院上海绿色能源并网工程技术研究中心，上海２０００９０；２．上海电力学院电气工程学院，上海２０００９０）摘要：考虑风电场的自身特性和受端系统的结构特点，对含双馈风电场的受端系统暂态电压稳定性进行了评估。从严重度和可能性的角度提出了电压严重度和故障极限切除时间两个衡量暂态电压稳定性的指标。以所提指标为基础，重点考虑风速扰动和故障扰动的因素，研究了故障点位置、风电穿透率与受端系统暂态电压稳定之间的定性关系，并量化了暂态电压失稳的风险。在ＤＩｇＳＩＬＥＮＴ／ＰｏｗｅｒＦａｃｔｏｒｙ仿真平台中搭建的含风电场的受端系统算例评估结果验证了所提方法的有效性。关键词：风电场；受端系统；暂态电压稳定指标；故障极限切除时间；失稳风险ＴｒａｎｓｉｅｎｔｖｏｌｔａｇｅｓｔａｂｉｌｉｔｙａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｏｆｒｅｃｅｉｖｉｎｇｅｎｄｇｒｉｄｉｎｃｏｒｐｏｒａｔｉｎｇｗｉｔｈｗｉｎｄｆａｒｍＬＩＤｏｎｇｄｏｎｇ，ＬＩＡＮＧＺｉｃｈａｏ。，ＺＨＯＵＹｕｑｉ（１．ＳｈａｎｇｈａｉＧｒｅｅｎＥｎｅｒｇｙＧｒｉｄ－ＩｎｔｅｇｒａｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＲｅｓｅａｒｃｈＣｅｎｔｅｒ，ＳｈａｎｇｈａｉＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒ，Ｓｈａｎｇｈａｉ２０００９０，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｃｈｏｏｌｏｆＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，ＳｈａｎｇｈａｉＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒ，Ｓｈａｎｇｈａｉ２０００９０，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｃｏｎｓｉｄｅｒｉｎｇｔｈｅｃｈａ—ｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｗｉｎｄｆａｒｍａｎｄｔｈｅｓｔｒｕｃｔｕｒａｌｆｅａｔｕｒｅｓ，ｒｅｃｅｉｖｉｎｇｅｎｄｇｒｉｄ，ｔｈｅｔｒａｎｓｉｅｎｔ—ｖｏＲａｇｅｓｔａｂｉｌｉｔｙｏｆｒｅｃｅｉｖｉｎｇｅｎｄｄｉｎｃｏｒｐｏｒａｔｉｎｇｗｉｔｈｄｏｕｂ￣一ｆｅｄｗｉｎｄｆａｒｍｉｓｅｖａｌｕａｔｅｄ．Ｔｈｉｓｐａｐｅｒｐｒｏｐｏｓｅｓｔｗｏｉｎｄｅｘｅｓｗｈｉｃｈａｒｅｖｏｌｔａｇｅｓｅｖｅｒｉｔｙａｎｄｃｒｉｔｉｃａｌｃｌｅａｒｉｎｇｔｉｍｅｔｏｅｖａｌｕａｔｅｔｒａｎｓｉｅｎｔｖｏｌｔａｇｅｓｔａｂｉｌｉｔｙｆｒｏｍｔｈｅｐｅｒｓｐｅｃｔｉｖｅｏｆｓｅｖｅｒｉｔｙａｎｄｐｏｓｓｉｂｉｌｉｔｙ．Ｂａｓｅｄｏｎｔｈｅｐｒｏｐｏｓｅｄｉｎｄｅｘｅｓ，ｔｈｅｑｕａｌｉｔａｔｉｖｅｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｆａｕｌｔｐｏｉｎｔｌｏｃａｔｉｏｎ，ｗｉｎｄｐｏｗｅｒｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎｒａｔｅａｎｄｔｒａｎｓｉｅｎｔｖｏｌｔａｇｅｓｔａｂｉｌｉｔｙｏｆｒｅｃｅｉｖｉｎｇｅｎｄｇｒｉｄｃｏｎｓｉｄｅｒｉｎｇｗｉｎｄｓｐｅｅｄｄｉｓｔｕｒｂａｎｃｅａｎｄｆａｕｌｔｄｉｓｔｕｒｂａｎｃｅｉｓｓｔｕｄｉｅｄａｎｄｉｎｓｔａｂｉｌｉｔｙｒｉｓｋｏｆｔｒａｎｓｉｅｎｔｖｏｌｔａｇｅｉｓｑｕａｎｔｉｆｉｅｄ．ＲｅｓｕｌｔｓｏｆａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｆｏｒｒｅｃｅｉｖｉｎｇｅｎｄｇｒｉｄｉｎｃｏｒｐｏｒａｔｉｎｇｗｉｎｄｆａｒｍｂｕｉｌｔｉｎＤｌｇＳｌＬＥＮＴ／ＰｏｗｅｒＦａｃｔｏｒｙｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｐｌａｔｆｏｒｍｖｅｒｉｆｙｔｈｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｎｅｓｓｏｆｔｈｅｐｒｏｐｏｓｅｄｍｅｔｈｏｄ．ＴｈｉｓｗｏｒｋｉＳｓｕｐｐｏｒｔｅｄｂｙＮａｔｉｏｎａｌＨｉｇｈ－ｔｅｃｈＲ＆ＤＰｒｏｇｒａｍｏｆＣｈｉｎａ（８６３Ｐｒｏｇｒａｍ）ｎｏ．２０１２ＡＡ０５１７０３）．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｗｉｎｄｆａｒｍ；ｒｅｃｅｉｖｉｎｇ－ｅｎｄｇｒｉｄ；ｔｒａｎｓｉｅｎｔｖｏｌｔａｇｅｓｔａｂｉｌｉｔｙｉｎｄｅｘ；ｃｒｉｔｉｃａｌｃｌｅａｒｉｎｇｔｉｍｅ；ｉｎｓｔａｂｉｌｉｔｙｒｉｓｋ中图分类号：ＴＭ６１４文献标识码：Ａ——文章编号：１６７４３４１５（２０１５）１３－０００８０７０引言从送受电的角度，电网可分为送端系统、受端系统和输电网络三个部分。随着经济的快速发展，许多大城市电网逐渐出现了典型受端系统的特征。受端系统内负荷大于电源，对外来电力依赖程度高，大量的电能需要远距离传输，电网输电、供电压力大。而受端电网自身结构又相对薄弱，缺乏强有力基金项目：国家８６３计划项目（２０１２ＡＡ０５１７０３）；上海市科学技术委员会（１３ＤＺ２２５１９００，１０ＤＺ２２７３４００）；上海市科技攻关计划项目（１４ＢＺ１２００９０５）的电压支撑，较易出现电压失稳事故。风力发电固有的弊端也会导致电压不稳定或电压崩溃。因此，对含风电场的受端系统进行暂态电压稳定评估，分析影响系统暂态稳定性的因素有着重要的意义。目前已有众多学者对风电场接入系统的暂态电压稳定性进行了深入研究Ｊ。文献【４】指出风电场的容量、故障持续时间及故障点位置是影响暂态电压稳定的主要原因；文献【５］分析了大规模风电场并网对电网暂态稳定性的影响，提出了保障电网安全的安全容量的概念；文献［６］研究对比了在相同接入点接入同等容量的双馈风电场与同步发电机对系统暂态电压稳定性的不同影响；文献［７】研究了恒速异李东东，等含风电场的受端系统暂态电压稳定性评估．９．步风力发电机、永磁直驱同步风力发电机、双馈异步风力发电机对电网暂态稳定影响的差异性。为了深入研究风电场接入受端系统后的暂态电压稳定性，本文提出以电压严重度和线路故障极限切除时间为指标，对含双馈风电场的受端系统进行暂态电压稳定性评估。文中将重点考虑风速扰动和故障扰动的因素，研究系统的暂态稳定性与故障点位置、风电穿透率之间的关系，并量化系统在不同故障情况下的暂态电压失稳风险。１风力发电机组模型１．１ＤＦＩＧ模型—双馈异步风力发电机（ＤｏｕｂｌｙＦｅｄＩｎｄｕｃｔｉｏｎＧｅｎｅｒａｔｏｒ，ＤＦＩＧ）结构示意图如图１所示。ＤＦＩＧ的定子绕组直接与电网相连，转子绕组通过背靠背变流器与电网连接，通过调节转子励磁电流可实现有功功率和无功功率的解耦控制【８。。转子侧变流器网侧受流器图１双馈风电机组结构示意图’Ｆｉｇ．１ＡｓｋｅｔｃｈｍａｐｏｆＤＦＩＧＳｓｔｒｕｃｔｕｒｅ１．２风力机输出功率模型风力发电机输出的有功功率随风速的变化而变化，有功功率输出方程为０（）：３＿＿Ｖ３（Ｖｘ＜，＞Ｖ０ｕｔ）ＰＮ≤（ＹｘＶＮ）（１）≤（＜Ｖｏ）式中：ｅｗ￣（Ｖｘ）代表风速下风力机发出的有功功率；风力机的切入风速、切出风速分别为和；代表额定风速ＶＮ下风力机发出的有功功率。２ＤＦＩＧ接入受端系统电压稳定性分析采取适当的控制措施，可使ＤＦＩＧ运行在单位功率因数状态。在单位功率因数状态下，风电场出口处的无功功率为０，与电网不进行无功的交换，风电机组基本不消耗无功。但风电场向受端系统输出有功功率时，线路上将需求一定的无功，这会造成风电场并网点的电压偏低，若系统中无功不足，该地区电压将严重下降，甚至导致电压崩溃。双馈风电场接入受端电网的等效示意图如图２所示。ＳｎｍＳｉｄＢ／２Ｂ／２ｄ｛丰』』图２风电场接入受端系统等效电路图Ｆｉｇ．２Ｅｑｕｉｖａｌｅｎｔｃｉｒｃｕｉｔｏｆｗｉｎｄｆａｒｍｉｎｔｅｇｒａｔｉｏｎｔｏｒｅｃｅｉｖｉｎｇ－ｅｎｄｇｒｉｄ图２中，和分别为风电场和受端系统的视在功率，和代表风电场侧和受端系统侧的电压，，为连接风电场和受端系统间输电线上的电流，尺、和Ｂ／２为输电线的等值阻抗和电纳。风电场中各台双馈风机均处于单位功率因数控制，风电场不与电网进行无功的交换，即＝＋ｊＯ。当风电场输出有功功率时，受端系统侧向风电场输出的无功仅包含输电线路上的无功需求，如果以风场向受端系统输出无功为正，则＜０。现设定受端系统侧电压为参考电压，即＝１Ｚ０。，风电场和受端系统间输电线路上的电压降为‘ＡＵ：一‘Ｕｗｏ：ｊＺ：（阜）ｚ（２）＝【，一＝＝（）ｚ（２）将＝＋ｊ以及Ｚ：＋代入式（２）可得△：＋ｊ二（３）ｄｄ一式中：线路电压降落的纵分量为△—ｕ：ＰｇｎｄＲ＋—ＱｇｒｌｄＸｆ４）ｄ线路电压降落的横分量为：二（５）删实际中，往往可以忽略线路电压降落的横向分量ｄｕ，即＝Ｕｇｒｉｄ＋ＡＵ（６）由于电力网络中远大于，可以近似认为Ｘ远大于Ｒ，又因＜０，所以＜【，鲥（７）即风电场的机端电压低于受端系统侧的电压。风电场出力时，线路上的无功变化分为两部分，一部分为线路电抗上的无功变化，如式（８）。电力系统保护与控嘲㈣另一部分为线路电纳上的无功变化，风电场侧为△Ｑ＝一叽＿（９）二受端电网侧为ｒ７２△＝一（１０）△可见，随着风电场出力的增加，线路上的ＱＴ△增大，线路上的充电功率，减小。因此，风电场出力越高，受端系统需要向风电场侧输送的无功功率越大，线路电压下降也越严重，风场出口处的电压稳定性越差。３暂态电压稳定性评价指标３．１电压严重度为分析阵风扰动情况对暂态电压稳定的影响，定义电压稳定的严重度指标，其含义为暂态过程中系统电压中枢点母线电压（低于０．７５ｐ．ｕ．）下降持续时间与最大允许时间ｒｖ（定义为１ｓ）的比值，即６ｖ＝。／一（１１）的定义参考了国家电网关于电压失稳实用判据的规定，从降落时间和幅值出发，表明扰动后系统电压的持续跌落过程，即当８ｖ＜１时，认为能保持暂态电压稳定；否则认为暂态电压失去稳定。３．２故障极限切除时间故障极限切除时间（ＣｒｉｔｉｃａｌＣｌｅａｒｉｎｇＴｉｍｅ，ＣＣＴ）是衡量暂态电压稳定裕度的重要指标，是指在系统发生故障后，为保证暂态稳定故障切除的最大时间。ＣＣＴ越长，风电场所在电网能承受的暂态扰动时间越长；ＣＣＴ越短，系统的暂态稳定裕度越小，当故障持续的时间超过ＣＣＴ时，系统电压会不断振荡直至崩溃。计算系统各扰动情况下的ＣＣＴ是系统暂态电压稳定性评估的关键和核心。对于系统的某个运行方式和受扰序列，一般采用二分法搜索此扰动序列下系统的ＣＣＴ，其基本的原理如图３所示。用二分法进行搜索时需先设定最大故障临界切除时间ｃｃ。具体步骤如下：第１步取故障的切除时间为ＣＣＴｍ，，，／２进行时域仿真；如果系统稳定，则第２步取切除时间为３ＣＣＴｍ￣ｘ／４，否则取为ｃＣ／４，后续的步骤类似，直到ＣＣＴ的值满足精度要求为止。＇一一一——＇．Ｉ一一一——＋第三次搜索——系统稳定＋…系统失稳．Ｉ图３二分法搜索示意图Ｆｉｇ．３ＳｅａｒｃｈｉｎｇＣＣＴｂｙｍｅａｎｓｏｆｂｉ－ｓｅｃｔｉｏｎａｌｇｏｒｉｔｈｍ３．３暂态失稳风险为量化各扰动因素对系统暂态电压稳定性的影响程度，基于ＣＣＴ定义系统在某运行方式和扰动下的暂态稳定概率和失稳风险。电力系统继保装置历史统计数据表明，故障切除时间的概率密度函数服从中心为，偏差为的正态分布［１２］，如式（１２）所示。根据任一ＣＣＴ，对式（１２）的概率密度函数进行积分，即可得出基于ＣＣＴ的暂态稳定概率。和失稳风险，如式（１３）和式（１４）。１二！＝ｆ（ｘ）＝＿ｅ（１２）（ｅ（１３）一“（ｘ－１－１＿＿０．５一１ｅ（１４）４暂态电压稳定性评估策略基于电压严重度指标和故障极限切除时间的含风电场的受端系统暂态电压稳定评估流程图如图４所示，具体步骤如下：（１）选择进行评估的典型受端系统，确定系统的初始运行状态，包括系统潮流的计算及发电机和负荷有功无功的分布。（２）对所选受端系统，确定要模拟的扰动类型。针对风速扰动，设定不同强度的阵风扰动；针对故障扰动，选择故障线路以及故障点的位置和类型。ｆ３）在风速扰动下，计算系统各节点的电压严重度指标ｄｒ＂；在故障扰动下，用二分法搜索系统在不同故障条件下的极限切除时间ＣＣＴ，并计算系统的暂态失稳风险。（４）统计不同情况下，系统的两个暂态电压稳定性指标。并以所得指标为标准，对含双馈风电场的受端系统进行暂态电压稳定性的评估。李东东，等含风电场的受端系统暂态电压稳定性评估．１１．图４暂态电压稳定评估流程Ｆｉｇ．４Ｆｌｏｗｃｈａｒｔｏｆｔｒａｎｓｉｅｎｔｖｏｌｔａｇｅｓｔａｂｉｌｉｔｙａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ５算例仿真与分析５．１含双馈风电场的受端系统图５给出了一个典型的受端系统引。两台远方发电机由送端区域通过５条５００ｋＶ线路向受端区域输送约为５０００Ｍｗ的功率，受端区域中包含一台同步发电机、一个双馈风电场和两个负荷。此系统送端区域内包括Ｂｕｓｌ、Ｂｕｓ２、Ｂｕｓ４和Ｂｕｓ５母线，而Ｂｕｓ３、Ｂｕｓ６、Ｂｕｓ７、Ｂｕｓ８、Ｂｕｓ９和Ｂｕｓｌ０母线位于受端区域内。送端区域受端域图５含双馈风电场的受端系统Ｆｉｇ．５Ａｒｅｃｅｉｖｉｎｇ－ｅｎｄｇｒｉｄｗｉｔｈＤＦＩＧｗｉｎｄｆａｒｍｃｏｎｎｅｃｔｅｄ本文采用ＤＩｇＳＩＬＥＮＴ／ＰｏｗｅｒＦａｃｔｏｒｙ软件进行时域仿真分析。以图５所示的含风电场的受端系统为例，建立双馈风电场及其接入受端系统的仿真模型。双馈风电机组经箱变升压至１１５ｋＶ，再经变压器Ｔ２接入５００ｋＶ输电网，系统中两区域间的单条输电线路每公里的阻抗和电纳分别设定为（０．０２６２＋ｊ０．２９０）Ｑ和３．９５６ｓ。５．２阵风扰动时系统的暂态电压稳定评估不同的风速会使双馈风电机组处于不同的运行点，当风电场容量较大时，风速的变化同样会导致系统的电压稳定性受到影响。设定受端区域中风电场的装机容量为６００ＭＷ，初始风速为１２ｍ／ｓ。在ｔ＝－２Ｓ时叠加三种不同强度的阵风扰动：阵风１的强度为３ｍ／ｓ、阵风２的强度为７ｒｎ／ｓ、阵风３的强度为１５ｍ／ｓ，三种阵风的持续时间均为３Ｓ。系统中电压稳定性较差的前５条母线在不同阵风扰动下的电压严重度指标如表１所示。表１不同阵风扰动下母线电压严重度指标值Ｔａｂｌｅ１Ｖｏｋａｇｅｓｅｖｅｄｔｙｉｎｄｅｘｅｓｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｇｕｓｔｗｉｎｄｄｉｓｔｕｒｂａｎｃｅｓ由表１可见，在风速扰动下，电压稳定性较差的母线均位于受端区域内，这是由于该区域负荷较重，且接入了有功出力跟风速密切相关的风电场。随着阵风强度的增加，受端区域母线的电压严重度指标有增大的趋势。在阵风３的扰动下，受端区域的电压稳定性最差，这是由于高强度的阵风扰动会使风电场的风速急剧增加，风速过大将引起风机的转子转速持续增加，风机的转速保护动作而切机，切机致使系统的有功出力严重不足，受端区域支持负荷的能力变弱，靠近负荷节点的母线Ｂｕｓ７电压稳定性差，而远离电源负荷较重的母线Ｂｕｓｌ０和Ｂｕｓ９电压严重度指标超过限值１，出现电压暂态失稳。５．３故障扰动时系统的暂态电压稳定评估５．３．１基于ＣＣＴ的暂态电压稳定性当双馈风电场运行在额定风速条件下，且处于单位功率因数控制时，送端区域和受端区域之间的联络线发生故障扰动时，对图５所示系统进行暂态电压稳定性的评估。本文设定两区域之间的１条输电线路在某时刻发生三相短路故障，研究系统暂态电压稳定性与故障点的位置和受端区域中风电穿透率之间的关系。电力系统保护与控砌在图５所示的系统中，用故障点距送端区域母线Ｂｕｓ５的距离和线路总长度的比值表示故障点的具体位置，故障点设定在输电线路的９个位置上，每隔１０％的距离设定一个故障点。受端区域包含一台同步发电机和一个双馈风电场，两者共有１１００ＭＷ的出力，通过不断增加风电场出力，相应减少同步发电机出力，来提高受端区域中的风电穿透率（ＷｉｎｄＰｅｎｅｔｒａｔｉｏｎＬｅｖｅｌ，ＰＬ），如表２所示。表２受端区域风电穿透率风电场不同的运行：况Ｔａｂｌｅ２Ｗｉｎｄｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎｌｅｖｅｌｉｎｒｅｃｅｉｖｉｎｇ－ｅｎｄｇｒｉｄＰＥ／％Ｏ％ｌ８．２％２７．３％３６．４％４５．５％５４．５％风电／ＭＷ０２００３００４００５００６００Ｇｅｎ３／ＭＷ１１００９００８００７００６００５００下面针对不同情形，以系统的ＣＣＴ为指标，来定性分析系统暂态电压稳定性的影响因素。系统的临界故障切除时间ＣＣＴ与故障点位置％和风电穿透率ＰＬ％的关系曲面图如图６所示。图６表明，在不同故障点位置和风电穿透率下，系统的临界故障切除时间均在０Ｓ和２．５Ｓ之间。图６故障极限切除时间的变化曲面图Ｆｉｇ．６ＳｕｒｆａｃｅｆｉｇｕｒｅｏｆＣＣＴｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ为直观研究各量对系统暂态电压稳定性的影响，作出风电场不同运行工况下系统ＣＣＴ的曲线图，如图７所示。Ｃａｓｅｌ表示受端区域无风电场的情况，即用同步发电机代替同等容量的双馈风电场，此时ＰＬ％＝Ｏ％。Ｃａｓｅ２到ｃａｓｅ６分别代表ＰＬ％从１８．２％变化到５４．５％的工况。Ｃａｓｅ７表示ＰＬ％＝５４．５％，且故障情形为５条输电线路中有２条线路在相同位置同时发生三相短路的情况。由图７可见，风电穿透率较低时，ＣＣＴ变化范围较大，此时影响系统暂态电压稳定性的因素主要为故障点的位置。风电穿透率越高，ＣＣＴ越小，系统的暂态电压稳定性越差。从Ｃａｓｅ６到Ｃａｓｅ７的变化，可见相同风电穿透率下，短路故障越严重，系统的暂态电压稳定性越差，针对Ｃａｓｅ６和Ｃａｓｅ７两种情况后面部分将做详细的对比分析。图７风电场不同运行工况下系统的故障极限切除时间Ｆｉｇ．７ＣＣＴｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｗｉｎｄｆａｒｍｏｐｅｒａｔｉｏｎｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ为进一步分析故障点位置和风电穿透率与ＣＣＴ之间的关系，做出图８所示的曲线。从图８可以看出，故障点位置距送端系统较近时，ＣＣＴ较小，系统暂态电压稳定性差，风电穿透率的变化作用不明显，这是由于送端系统的出力对整个系统的稳定性有决定性的影响，而送端系统附近发生短路故障时，联络线输送功率受很大影响，且短路电流较大，为保证系统的暂态稳定性，需迅速切除近送端系统的故障。当故障点距受端系统较近时，风电穿透率的变化对ＣＣＴ的影响较明显。在％＝０％时，ＣＣＴ在各故障点均有大幅增加，从侧面反映了风电场的接入使系统对故障扰动的承受力下降。图８不同故障位置下系统的故障极限切除时间Ｆｉｇ．８ＣＣＴｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｆａｕｌｔｐｏｉｎｔｌｏｃａｔｉｏｎｓ为验证以ＣＣＴ为指标所得结论的准确性，作如下分析。设定５条５００ｋＶ输电线路中的一条发生三相短路故障，￡％＝９０％且兕％＝２７．３％，由二分法得出此故障条件下，系统的ＣＣＴ为０．４７６Ｓ。在ｔ＝０．５Ｓ时设置此故障条件，并在ｔ＝０．９７６Ｓ时由继电保护装置切除故障线路，系统两区域中各母线在５Ｓ内的电压动态响应曲线如图９所示。在图９中，由于故障的切除时间正好等于此故障条件下的ＣＣＴ，两区域中各母线电压均经过短暂的小幅振荡后逐渐恢复稳定。但受端区域内的６条母线在故障期间电压跌落幅值明显大于送端区域内的４条母李东东，等含风电场的受端系统暂态电压稳定性评估线，说明受端区域内母线的暂态电压稳定性弱于送端系统内的母线，与前述结论一致。图９风电穿透率为２７．３％时系统各母线的电压响应曲线Ｆｉｇ．９Ｖｏｌｔａｇｅｒｅｓｐｏｎｓｅｃｕｒｖｅｓｏｆｅｖｅｒｙｂｕｓｗｈｅｎｗｉｎｄｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎｌｅｖｅｌｉｓ２７．３％将受端区域的风电穿透率由２７．３％增加到３６．４％，系统的其他运行条件和故障的设置不变，仍在ｔ＝－０．５Ｓ时设定三相短路故障，并在ｔ＝－０．９７６Ｓ时切除故障线路，系统两区域中各母线的电压动态响应曲线如图１０所示。从图ｌ０中可以看出，系统中的所有母线均不能保持电压稳定，从ｔ＝－ｉ．０Ｓ时起，各母线电压开始发生大幅度振荡，风电穿透率的增加导致系统暂态电压失稳，验证了高风电穿透率的受端系统对故障扰动的承受力下降的结论。图１０风电穿透率为３６．４％时系统各母线的电压响应曲线Ｆｉｇ．１０Ｖｏｌｔａｇｅｒｅｓｐｏｎｓｅｃｕｒｖｅｓｏｆｅｖｅｒｙｂｕｓｗｈｅｎｗｉｎｄｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎｌｅｖｅｌｉｓ３６．４％５．３．２暂态电压失稳风险评估本文中故障线路为５００ｋＶ的输电线，根据ＢＣＨｙｄｒｏ公司的历史统计数据，５００ｋＶ输电线路故障切除时问的概率密度函数服从中心为０．０８，偏差为０．００４的正态分布函数Ｌ１引，如式（１５）所示。５００ｋＶ输电线故障切除时间分布在０．０８Ｓ附近，数值较为集中，对式（１５）进行积分结果如式ｆ１６）。）１‘∞００８）（５）１一（一ｅ圳７％（１６）由式（１６）和正态分布函数的特性可知，当故障极限切除时间低于０．０６４Ｓ时，系统失稳的概率大于９９．９９８５％；当故障极限切除时间高于０．０９６Ｓ时，系统失稳的概率小于０．００１５％。当ＰＬ％＝５４．５％时，ＣＣＴ较小，系统暂态稳定性较差，现对图８所示的暂态稳定性较差的两种情况Ｃａｓｅ６和Ｃａｓｅ７进行暂态失稳风险的评估。基于ＣＣＴ的暂态失稳风险评估结果如表３所示。表３输电线路不同故障下系统的临界切除时间和暂态失稳风险Ｔａｂｌｅ３ＣＣＴａｎｄｔｒａｎｓｉｅｎｔｉｎｓｔａｂｉｌｉｔｙｒｉｓｋｏｆｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｆａｕｌｔｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ短路位置输电线路不同故障情况Ｃａｓｅ６：一条输电线短路Ｃａｓｅ７：两条输电线短路ＣＣＴ／ｓ失稳风险ＣＣＴ／ｓ失稳风险从表３中所得结论与前述一致，在高风电穿透率下，故障点发生在受端区域附近时，系统的暂态电压失稳风险将大大增加。在送端区域的近端发生严重故障时，同样将增大系统的暂态电压失稳风险。６结论本文用电压严重度指标和故障极限切除时间定性分析了含双馈风电场的受端系统暂态电压稳定的影响因素，并量化了系统暂态电压的失稳风险。（１）含风电场的受端系统暂态电压稳定性既与风电场的自身特性相关，也与电网的结构密不可分，受端区域母线的暂态电压稳定性远低于送端区域。（２）受端区域中风电接入点及其附近节点和远离电源负荷较重的节点电压波动受风速影响较大，暂态电压稳定性较差。（３）风电场的接入使系统对故障扰动的承受力下降，随着风电穿透率的增加，系统暂态电压的稳定裕度减小。在送端区域的近端发生故障时，系统．１４．电力系统保护与控制的暂态电压失稳风险将大大增加。参考文献［１］林俐，杨以涵．基于扩展等面积定则的含大规模风电场电力系统暂态稳定性分析【Ｊ】．电力系统保护与控制，２０１２，４０（１２）：１０５－１１５．ＬＩＮＬｉ，ＹＡＮＧＹｉｈａｎ．Ａｎａｌｙｓｉｓｏｆｔｒａｎｓｉｅｎｔｓｔａｂｉｌｉｔｙｏｆｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍｉｎｃｌｕｄｉｎｇｌａｒｇｅｓｃａｌｅｗｉｎｄｐｏｗｅｒｂａｓｅｄｏｎｔｈｅｅｘｔｅｎｄｅｄｅｑｕａｌａｒｅａｒｕｌｅ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１２，４０（１２）：１０５－１１５．［２］张龙，黄家栋，王莉莉．风速相关性对电力系统暂态稳定的影响［Ｊ】．电力系统保护与控制，２０１４，４２（６）：７７＿８３．ＺＨＡＮＧＬｏｎｇｉＨＵＡＮＧＪ￣ｄｏｎｇ，ＷＡＮＧＬｉｌｉ．Ｉｍｐａｃｔｏｆｗｉｎｄｓｐｅｅｄｃｏｒｒｅｌａｔｉｏｎｏｎｔｒａｎｓｉｅｎｔｓｔａｂｉｌｉｔｙｏｆｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１４，—４２（６）：７７８３．［３］毕天姝，刘素梅，薛安成，等．具有低电压穿越能力的双馈风电机组故障暂态特性分析［Ｊ］．电力系统保护与控制，２０１３，４１（２）：２６．３１．ＢＩＴｉａｎｓｈｕ，ＬＩＵＳｕｍｅｉ，ＸＵＥＡｎｃｈｅｎｇ，ｅｔａ１．Ｆａｕｌｔａｎａｌｙｓｉｓｏｆｄｏｕｂｌｙｆｅｄｉｎｄｕｃｔｉｏｎｇｅｎｅｒａｔｏｒｗｉｎｄ—ｔｕｒｂｉｎｅｓｗｉｔｈｌｏｗｖｏｌｔａｇｅｒｉｄｅ－ｔｈｒｏｕｇｈｃａｐａｂｉｌｉｔｙ［Ｊ】．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１３，４１（２）：２６．３１．［４］林莉，孙才新，王永平，等．大容量风电场接入后电网电压稳定性的计算分析与控制策略［Ｊ］．电网技术，２００８，３２（３）：４１－４６．ＬＩＮＬｉ，ＳＵＮＣａｉｘｉｎ，ＷＡＮＧＹｏｎｇｐｉｎｇ，ｅｔａ１．Ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎａｎａｌｙｓｉｓａｎｄｃｏｎｔｒｏｌｓｔｒａｔｅｇｙｆｏｒｖｏｌｔａｇｅｓｔａｂｉｌｉｔｙｏｆｐｏｗｅｒｇｒｉｄｗｉｔｈｌａｒｇｅｃａｐａｃｉｔｙｗｉｎｄｆａｒｍｉｎｔｅｒｃｏｎｎｅｃｔｅｄ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，２００８，３２（２）：４１－４６．［５］张红光，张粒子，陈树勇，等．大容量风电场接入电网的暂态稳定特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