CN103199558B - 大规模风电汇集地区送出能力的确定方法及设备 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种大规模风电汇集地区送出能力的确定方法及设备，该方法包括：从风电汇集地区的风电场群中确定出处于电力系统末端的风电场子群；分别确定风电场子群中每个风电场对应的等效阻抗；选取出等效阻抗最大的风电场作为保留节点；设定风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率；根据风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率以及保留节点对应的等效阻抗建立功率方程；根据风电机组的恒定功率因数、故障消除后的有功功率以及功率方程确定风电汇集地区的送出能力。通过研究风电接入弱端电网时的网络化简和系统等效方法，基于等值系统推导了有功变化引起的电压变化，可用于定量化计算风电汇集系统的送出能力。

Description

大规模风电汇集地区送出能力的确定方法及设备

技术领域

本发明关于新能源勘探技术领域，特别是关于大规模风电的运行和规划技术，具体的讲是一种大规模风电汇集地区送出能力的确定方法及设备。

背景技术

风电运行中的脱网实例表明，大规模风电集中接入弱端电网，当系统出现暂态扰动时，可能出现高电压过程，造成风机因高电压保护动作而脱网。

当系统发生短路故障时，常会引起系统出现高电压过程。这是由风电汇集地区网络结构及风电机组低电压穿越时的功率特性造成的。当系统发生短路故障时，风机进入低电压穿越状态，双馈风电机组出力降至0MW左右。故障消除后由于风机有功功率不能够与电压同步恢复，使得故障消除后系统的无功过剩，出现高电压过程，使未因低电压脱网的风机因高电压脱网。

随着风电机组低电压穿越改造的逐步完成，风电机组因不具备低电压穿越能力而脱网的问题已经逐步得到解决。而风机因高电压脱网的问题越来越突出。统计显示，风电机组因高电压脱网在历次脱网事件中所占比例逐渐增加，高电压问题已经成为制约风电汇集地区风电送出的主要因素。

目前业内已经逐渐注意到大规模风电集中接入弱端电网时存在高电压的问题，但是对其机理和脱网风险评估方法还没有深入的研究。因此，在大规模风电汇集地区，如何校核风电汇集地区关键断面送出能力，指导风电调度运行，降低风电汇集地区发生风机因高电压脱网的风险是本领域亟待解决的技术难题。

发明内容

本发明提供的一种大规模风电汇集地区送出能力的确定方法及设备，针对现有技术中存在的上述技术问题，通过研究风电接入弱端电网时的网络化简和系统等效方法，基于等值系统推导了有功变化引起的电压变化，综合考虑了风电场初始电压、风电场出力及系统短路容量的影响，可用于定量化计算风电汇集系统的送出能力。

本发明的目的之一是，提供一种大规模风电汇集地区送出能力的确定方法，包括：从风电汇集地区的风电场群中确定出处于电力系统末端的风电场子群；分别确定所述的风电场子群中每个风电场对应的等效阻抗；选取出等效阻抗最大的风电场作为保留节点；设定风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率；根据所述的风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率以及保留节点对应的等效阻抗建立功率方程；根据风电机组的恒定功率因数、故障消除后的有功功率以及功率方程确定风电汇集地区的送出能力。

本发明的目的之一是，提供了一种大规模风电汇集地区送出能力的确定设备，包括：风电场子群确定模块，用于从风电汇集地区的风电场群中确定出处于电力系统末端的风电场子群；等效阻抗确定模块，用于分别确定所述的风电场子群中每个风电场对应的等效阻抗；保留节点选取模块，用于选取出等效阻抗最大的风电场作为保留节点；功率设定模块，用于设定风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率；功率方程建立模块，用于根据所述的风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率以及保留节点对应的等效阻抗建立功率方程；送出能力确定模块，用于根据风电机组的恒定功率因数、故障消除后的有功功率以及功率方程确定风电汇集地区的送出能力。

本发明的有益效果在于，通过研究风电接入弱端电网时的网络化简和系统等效方法，基于等值系统推导了有功变化引起的电压变化，综合考虑了风电场初始电压、风电场出力及系统短路容量的影响，可用于定量化计算风电汇集系统的送出能力，进而指导风电调度运行，降低风电汇集地区发生风机因高电压脱网的风险。

为让本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的一种大规模风电汇集地区送出能力的确定方法的流程图；

图2为图1中的步骤S102的具体流程图；

图3为本发明实施例提供的一种大规模风电汇集地区送出能力的确定方法的实施方式二的流程图；

图4为本发明实施例提供的一种大规模风电汇集地区送出能力的确定设备的实施方式一的结构框图；

图5为本发明提供的一种大规模风电汇集地区送出能力的确定设备中等效阻抗确定模块的结构框图；

图6为本发明实施例提供的一种大规模风电汇集地区送出能力的确定设备的实施方式二的结构框图；

图7为大规模风电汇集地区的网络划分示意图；

图8为大规模风电汇集地区风电汇集地区的等值系统示意图；

图9为大规模风电汇集地区添加无功补偿容量后的风电汇集地区的等值系统示意图；

图10为电压升幅随风电场出力和机端电压的变化趋势图；

图11为本发明提供的实施例中三电源系统接线图；

图12为本发明提供的实施例中等效阻抗形式系统接线图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

我国风电资源丰富的地区大多处于电力系统末端，系统短路容量较小，电网薄弱，当风电大规模接入时，系统短路故障可能会造成系统出现高电压过程。如何定量化计算有功降低引起高电压过程的风险，并计算关键断面风电送出能力，是本发明的主要研究内容。

图1为本发明实施例提供的一种大规模风电汇集地区送出能力的确定方法的流程图，由图1可知，该方法具体包括：

S101：从风电汇集地区的风电场群中确定出处于电力系统末端的风电场子群。大规模风电汇集地区会有几十座风电场，上千台风电机组分散接入电力系统，因此，该步骤先从风电机场群中筛选出处于电力系统末端的风电场，作为风电机场子群。

S102：分别确定所述的风电场子群中每个风电场对应的等效阻抗；

S103：选取出等效阻抗最大的风电场作为保留节点。保留节点可根据需求调整，一般选取距离系统电气距离最远的节点，即等效阻抗最大的节点。

S104：设定风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率。在具体的实施方式中，设B为风电场的无功补偿容量，风电机组发出的有功功率为P，无功功率为Q。

S105：根据所述的风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率以及保留节点对应的等效阻抗建立功率方程；

S106：根据风电机组的恒定功率因数、故障消除后的有功功率以及功率方程确定风电汇集地区的送出能力。

图2为图1中的步骤S102的具体流程图，由图2可知，该步骤具体包括：

S201：从所述的风电场子群中选取一个风电场作为预保留节点。即选取处于系统末端的风电场作为预保留节点，用W表示。

S202：将所述的风电场群中所述预保留节点以外的所有风电场称为中间网络。大规模风电汇集地区会有几十座风电场，上千台风电机组分散接入电力系统，在进行分析的时候，可以考虑将风电汇集地区所有风电机组等效为位于预保留节点的一台大容量风电机组，需要对网络结构进行化简。电力系统的系统节点表示为S，预保留节点表示为W。预保留节点以外的所述风电场群中的所有风电场为预化简掉的部分称为中间网络，其节点集用M表示。图7为大规模风电汇集地区的网络划分示意图，其中的节点S即为系统节点，节点M为中间网络对应的节点集，节点W则为预保留节点。

S203：根据所述的预保留节点、中间网络以及电力系统的系统节点建立导纳矩阵方程，具体为：

$\left[\begin{array}{ccc}{Y}_{\mathrm{MM}}& Y_{\mathrm{MW}}& Y_{\mathrm{MS}}\\ Y_{\mathrm{WM}}& Y_{\mathrm{WW}}& Y_{\mathrm{WS}}\\ Y_{\mathrm{SM}}& Y_{\mathrm{SW}}& Y_{\mathrm{SS}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{V}}_M\\ {\stackrel{\·}{V}}_W\\ {\stackrel{\·}{V}}_S\end{array}\right]=\left[\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_M\\ {\stackrel{\·}{I}}_W\\ {\stackrel{\·}{I}}_S\end{array}\right]---\left(1\right)$

其中，下标W表示预保留节点，M表示中间网络对应的节点集，S表示电力系统的系统节点，Y为各节点的导纳，V为各节点的电压，I为各风电场的电流。

S204：根据高斯消去法消去所述的导纳矩阵方程中的中间节点消去导纳矩阵方程中的中间节点后，所述的导纳矩阵方程变为：

$\left[\begin{array}{cc}{Y}_{\mathrm{WW}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{WM}}& Y_{\mathrm{WS}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}\\ Y_{\mathrm{SW}}-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MW}}& Y_{\mathrm{SS}}-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{V}}_W\\ {\stackrel{\·}{V}}_S\end{array}\right]=\left[\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_W-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{\stackrel{\·}{I}}_M\\ {\stackrel{\·}{I}}_S-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{\stackrel{\·}{I}}_M\end{array}\right]---\left(2\right)$

其中，为等值后的预保留节点的自导纳；为等值后的预保留节点与系统节点之间的导纳，包括了中间节点简化后的贡献；为等值后的系统节点与预保留节点之间的导纳；为等值后的系统节点的自导纳；为中间网络对应的节点集注入电流移置到预保留节点时的等值电流；为中间网络对应的节点集注入电流移置到系统节点时的等值电流。

S205：根据所述的导纳矩阵方程确定所述的预保留节点与所述的系统节点之间的电压差，具体为

S206：确定流入所述的电力系统的电流，即从电力系统侧看进去，流入系统的电流为

S207：根据所述的电流以及所述的电压差确定选取的风电场对应的等效阻抗，等效阻抗通过如下公式进行：

$X=-\frac{1}{I_W+\mathrm{\Σ}{I}_M}\left(\frac{{\stackrel{\·}{I}}_W-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{\stackrel{\·}{I}}_M}{Y_{\mathrm{WS}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}}\right)---\left(3\right).$

因此，图7所示大规模风电汇集地区的网络划分示意图可表达成等效阻抗的形式，如图8所示。此处确定的等效阻抗即为步骤S201中选取的一个风电场对应的等效阻抗。

S208：遍历所述的风电场子群，确定每个风电场对应的等效阻抗。即重复执行步骤S201至S207，将风电场子群中的每个风电场依次作为预保留节点，确定对应的等效阻抗。

在图8所示的等值系统的基础上，考虑风电场无功补偿容量装置的调节作用，电力系统的示意图如图9所示，B为风电场的无功补偿容量，P为风电机组发出的有功功率，Q为风电机组发出的无功功率，X为保留节点对应的等效阻抗，为等效阻抗上通过的电流，为电力系统电压，为风机机端电压，以电力系统的电压相角为参考，δ为风机机端电压的相角，电力系统的电压可表示为风机机端电压可表示为则图9对应的功率方程为：

$\left\{\begin{array}{c}\stackrel{\·}{I}=\frac{{\stackrel{\·}{V}}_W-{\stackrel{\·}{V}}_S}{\mathrm{jX}}\\ P+\mathrm{jQ}={\stackrel{\·\·}{V}}_W{(\stackrel{\·}{I}+j{\stackrel{\·}{V}}_{W}B)}^{*}\end{array}\right.---\left(4\right);$

将其进行整理，则为：

$\left\{\begin{array}{c}P=\frac{V_W{V}_S}{X}\sin \mathrm{\δ}\\ Q=v_W^2(\frac{1}{X}-B)-\frac{V_W{V}_S}{X}\cos \mathrm{\δ}\end{array}\right.---\left(5\right).$

图3为本发明实施例提供的一种大规模风电汇集地区送出能力的确定方法的实施方式二的流程图，由图3可知，图1中的步骤S106具体包括：

S306：根据风电机组的恒定功率因数以及所述的功率方程确定风电场的无功补偿容量。由于风电机组一般在恒定功率因数为1的方式下运行，因此Q＝0，则有：

$\cos \mathrm{\δ}=\frac{V_W(1-\mathrm{XB})}{V_S}---\left(6\right);$

综合(5)、(6)式，可得：

${\left(\frac{\mathrm{PX}}{V_W{V}_S}\right)}^2+{\left(\frac{V_W(1-\mathrm{XB})}{V_S}\right)}^2=1---\left(7\right);$

由上述(7)，即可确定出风电场的无功补偿容量B：

$B=\frac{V_W^2-\sqrt{V_S^2{V}_W^2-P^2{X}^2}}{X{V}_W^2}---\left(8\right).$

对于确定的系统等效阻抗X和系统电压V_S，等效无功补偿容量B是风机机端电压V_W和风电场有功功率P的函数，其数值意义为当风电场出力为P时为维持风电场端电压为V_W所需的无功补偿容量容量，该无功补偿容量B随着风电场有功功率P和风机机端电压V_W的上升而增加。

S307：根据故障消除后的有功功率以及所述的功率方程确定故障消除后的风机机端电压。

国标19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》中规定：“对电力系统故障期间没有切出的风电场，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。”而实际系统中故障消除后电压恢复时非常迅速的，基本在100ms左右即可恢复到额定电压，在这段时间内若根据国标规定的功率恢复速度计算，风电机组仅能够恢复1％的额定功率，基本可以忽略。因此考虑较为恶劣的情况，故障消除后不考虑风电机组有功出力恢复的影响，即假设故障消除后的有功功率P'＝0，此时的风机机端电压(即故障后的风机机端电压)V′_W与系统电压V_S之间的关系可以表示为：

$V_W^{\′}B=\frac{V_W^{\′}{V}_S}{X}---\left(9\right);$

则结合公式(5)、(6)，可得V_W’表达式：

$V_W^{\′}=\frac{V_W}{\sqrt{1-{\left(\frac{\mathrm{PX}}{V_W{V}_s}\right)}^2}}---\left(10\right).$

当风机机端电压确定，风电场出力水平增加时，风机全部脱网引起的电压升幅随之迅速增加。当风机出力水平确定时，若风机初始电压越高，风机全部脱网后引起的电压升幅反而略有降低，具体如图10电压升幅随风电场出力和机端电压的变化趋势图所示。

S308：根据所述的风电场的无功补偿容量、故障消除后的风电机端电压确定风电汇集地区的送出能力。

由于不考虑风电机组故障后功率恢复的影响，系统无有功功率流动，仅存在无功功率将导致风场电压升高，因此为了避免高电压脱网，风机机端电压需满足如下不等式：V′_W≤V_max。

结合公式(10)，确定的风电汇集地区的送出能力为：

$P_{\max }=\frac{V_S{V}_W}{X}\sqrt{1-{\left(\frac{V_W}{V_{\max }}\right)}^2}---\left(11\right)$

其中，P_max为风电汇集地区的送出能力，V_max为风电场机端允许的最大电压。

即为保证故障消除后风电场并网点电压不超过V_max，故障前风电汇集地区有功出力不能够大于

本发明可用于校核风电汇集地区关键断面送出能力，指导风电调度运行，降低风电汇集地区发生风机因高电压脱网的风险。

图4为本发明实施例提供的一种大规模风电汇集地区送出能力的确定设备的实施方式一的结构框图，由图4可知，所述的确定设备具体包括：

风电场子群确定模块100，用于从风电汇集地区的风电场群中确定出处于电力系统末端的风电场子群。大规模风电汇集地区会有几十座风电场，上千台风电机组分散接入电力系统，因此，该模块先从风电机场群中筛选出处于电力系统末端的风电场，作为风电机场子群。

等效阻抗确定模块200，用于分别确定所述的风电场子群中每个风电场对应的等效阻抗；

保留节点选取模块300，用于选取出等效阻抗最大的风电场作为保留节点。保留节点可根据需求调整，一般选取距离系统电气距离最远的节点，即等效阻抗最大的节点。

功率设定模块400，用于设定风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率。在具体的实施方式中，设B为风电场的无功补偿容量，风电机组发出的有功功率为P，无功功率为Q。

功率方程建立模块500，用于根据所述的风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率以及保留节点对应的等效阻抗建立功率方程；

送出能力确定模块600，用于根据风电机组的恒定功率因数、故障消除后的有功功率以及功率方程确定风电汇集地区的送出能力。

图5为本发明提供的一种大规模风电汇集地区送出能力的确定设备中等效阻抗确定模块的结构框图，由图5可知，等效阻抗确定模块200具体包括：

预保留节点选取单元201，用于从所述的风电场子群中选取一个风电场作为预保留节点。即选取处于系统末端的风电场作为预保留节点，用W表示。

中间网络确定单元202，用于将所述的风电场群中所述预保留节点以外的所有风电场称为中间网络。大规模风电汇集地区会有几十座风电场，上千台风电机组分散接入电力系统，在进行分析的时候，可以考虑将风电汇集地区所有风电机组等效为位于预保留节点的一台大容量风电机组，需要对网络结构进行化简。电力系统的系统节点表示为S，预保留节点表示为W。预保留节点以外的所述风电场群中的所有风电场为预化简掉的部分称为中间网络，其节点集用M表示。图7为大规模风电汇集地区的网络划分示意图，其中的节点S即为系统节点，节点M为中间网络对应的节点集，节点W则为预保留节点。

导纳矩阵方程建立单元203，用于根据所述的预保留节点、中间网络以及电力系统的系统节点建立导纳矩阵方程，具体为：

$\left[\begin{array}{ccc}{Y}_{\mathrm{MM}}& Y_{\mathrm{MW}}& Y_{\mathrm{MS}}\\ Y_{\mathrm{WM}}& Y_{\mathrm{WW}}& Y_{\mathrm{WS}}\\ Y_{\mathrm{SM}}& Y_{\mathrm{SW}}& Y_{\mathrm{SS}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{V}}_M\\ {\stackrel{\·}{V}}_W\\ {\stackrel{\·}{V}}_S\end{array}\right]=\left[\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_M\\ {\stackrel{\·}{I}}_W\\ {\stackrel{\·}{I}}_S\end{array}\right]---\left(1\right)$

其中，下标W表示预保留节点，M表示中间网络对应的节点集，S表示电力系统的系统节点，Y为各节点的导纳，V为各节点的电压，I为各风电场的电流。

中间节点消去单元204，用于根据高斯消去法消去所述的导纳矩阵方程中的中间节点消去导纳矩阵方程中的中间节点后，所述的导纳矩阵方程变为：

$\left[\begin{array}{cc}{Y}_{\mathrm{WW}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{WM}}& Y_{\mathrm{WS}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}\\ Y_{\mathrm{SW}}-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MW}}& Y_{\mathrm{SS}}-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{V}}_W\\ {\stackrel{\·}{V}}_S\end{array}\right]=\left[\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_W-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{\stackrel{\·}{I}}_M\\ {\stackrel{\·}{I}}_S-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{\stackrel{\·}{I}}_M\end{array}\right]---\left(2\right)$

其中，为等值后的预保留节点的自导纳；为等值后的预保留节点与系统节点之间的导纳，包括了中间节点简化后的贡献；为等值后的系统节点与预保留节点之间的导纳；为等值后的系统节点的自导纳；为中间网络对应的节点集注入电流移置到预保留节点时的等值电流；为中间网络对应的节点集注入电流移置到系统节点时的等值电流。

电压差确定单元205，用于根据所述的导纳矩阵方程确定所述的预保留节点与所述的系统节点之间的电压差，具体为

电流确定单元206，用于确定流入所述的电力系统的电流，即从电力系统侧看进去，流入系统的电流为

等效阻抗确定单元207，用于根据所述的电流以及所述的电压差确定选取的风电场对应的等效阻抗，等效阻抗通过如下公式进行：

$X=-\frac{1}{I_W+\mathrm{\Σ}{I}_M}\left(\frac{{\stackrel{\·}{I}}_W-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{\stackrel{\·}{I}}_M}{Y_{\mathrm{WS}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}}\right)---\left(3\right).$

因此，图7所示大规模风电汇集地区的网络划分示意图可表达成等效阻抗的形式，如图8所示。此处确定的等效阻抗即为步骤S201中选取的一个风电场对应的等效阻抗。

遍历单元208，用于遍历所述的风电场子群，确定每个风电场对应的等效阻抗。即将风电场子群中的每个风电场依次作为预保留节点，确定对应的等效阻抗。

在图8所示的等值系统的基础上，考虑风电场无功补偿容量装置的调节作用，电力系统的示意图如图9所示，B为风电场的无功补偿容量，P为风电机组发出的有功功率，Q为风电机组发出的无功功率，X为保留节点对应的等效阻抗，为等效阻抗上通过的电流，为电力系统电压，为风机机端电压，以电力系统的电压相角为参考，δ为风机机端电压的相角，电力系统的电压可表示为风机机端电压可表示为则图9对应的功率方程为：

$\left\{\begin{array}{c}\stackrel{\·}{I}=\frac{{\stackrel{\·}{V}}_W-{\stackrel{\·}{V}}_S}{\mathrm{jX}}\\ P+\mathrm{jQ}={\stackrel{\·}{V}}_W{(\stackrel{\·}{I}+j{\stackrel{\·}{V}}_{W}B)}^{*}\end{array}\right.---\left(4\right);$

将其进行整理，则为：

$\left\{\begin{array}{c}P=\frac{V_W{V}_S}{X}\sin \mathrm{\δ}\\ Q=v_W^2(\frac{1}{X}-B)-\frac{V_W{V}_S}{X}\cos \mathrm{\δ}\end{array}\right.---\left(5\right).$

图6为本发明实施例提供的一种大规模风电汇集地区送出能力的确定设备的实施方式二的结构框图，由图6可知，送出能力确定模块600具体包括：

无功补偿容量确定单元601，用于根据风电机组的恒定功率因数以及所述的功率方程确定风电场的无功补偿容量。由于风电机组一般在恒定功率因数为1的方式下运行，因此Q＝0，则有：

$\cos \mathrm{\δ}=\frac{V_W(1-\mathrm{XB})}{V_S}---\left(6\right);$

综合(5)、(6)式，可得：

${\left(\frac{\mathrm{PX}}{V_W{V}_S}\right)}^2+{\left(\frac{V_W(1-\mathrm{XB})}{V_S}\right)}^2=1---\left(7\right);$

由上述(7)，即可确定出风电场的无功补偿容量B：

$B=\frac{V_W^2-\sqrt{V_S^2{V}_W^2-P^2{X}^2}}{X{V}_W^2}---\left(8\right).$

对于确定的系统等效阻抗X和系统电压V_S，等效无功补偿容量B是风机机端电压V_W和风电场有功功率P的函数，其数值意义为当风电场出力为P时为维持风电场端电压为V_W所需的无功补偿容量容量，该无功补偿容量B随着风电场有功功率P和风机机端电压V_W的上升而增加。

风机机端电压确定单元602，用于根据故障消除后的有功功率以及所述的功率方程确定故障消除后的风机机端电压。

国标19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》中规定：“对电力系统故障期间没有切出的风电场，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。”而实际系统中故障消除后电压恢复时非常迅速的，基本在100ms左右即可恢复到额定电压，在这段时间内若根据国标规定的功率恢复速度计算，风电机组仅能够恢复1％的额定功率，基本可以忽略。因此考虑较为恶劣的情况，故障消除后不考虑风电机组有功出力恢复的影响，即假设故障消除后的有功功率P'＝0，此时的风机机端电压(即故障后的风机机端电压)V′_W与系统电压V_S之间的关系可以表示为：

$V_W^{\′}B=\frac{V_W^{\′}{V}_S}{X}---\left(9\right);$

则结合公式(5)、(6)，可得V_W’表达式：

$V_W^{\′}=\frac{V_W}{\sqrt{1-{\left(\frac{\mathrm{PX}}{V_W{V}_s}\right)}^2}}---\left(10\right).$

当风机机端电压确定，风电场出力水平增加时，风机全部脱网引起的电压升幅随之迅速增加。当风机出力水平确定时，若风机初始电压越高，风机全部脱网后引起的电压升幅反而略有降低，具体如图10电压升幅随风电场出力和机端电压的变化趋势图所示。

送出能力确定单元603，用于根据所述的风电场的无功补偿容量、故障消除后的风电机端电压确定风电汇集地区的送出能力。

由于不考虑风电机组故障后功率恢复的影响，系统无有功功率流动，仅存在无功功率将导致风场电压升高，因此为了避免高电压脱网，风机机端电压需满足如下不等式：V′_W≤V_max。

结合公式(10)，确定的风电汇集地区的送出能力为：

$P_{\max }=\frac{V_S{V}_W}{X}\sqrt{1-{\left(\frac{V_W}{V_{\max }}\right)}^2}---\left(11\right)$

其中，P_max为风电汇集地区的送出能力，V_max为风电场机端允许的最大电压。

即为保证故障消除后风电场并网点电压不超过V_max，故障前风电汇集地区有功出力不能够大于

本发明阐述了风电汇集地区出现高电压过程的机理，定量化计算风电场并网点因功率降低引起的电压升幅。本发明可以用于计算风电汇集地区关键断面送出能力，指导风电调度运行，降低风电汇集地区发生风机因高电压脱网的风险。

下面结合具体的实施例，详细介绍本发明的技术方案。以沽源地区为例，分析风电汇集地区网络化简方法。图11所示的由沽源地区网络结构特征抽象得到的三电源系统，图12为等效阻抗形式系统接线图，两个风场(2、3号风场)分别通过阻抗为X₂和X₃的线路汇集至风场1汇集母线，然后通过阻抗为X₀的线路并入主网，并网点可以等效成短路阻抗为X_S的恒定电压源。2、3号风电场位于电力系统末端，将其作为末端风电场子群。首先选择风电场2作为预保留节点，建立系统的导纳矩阵如下所示：

采用高斯消去法消去中间环节对应的导纳矩阵块，可得

$\left[\begin{array}{cc}{y}_2-\frac{y_2^2}{y_1+y_2}& -\frac{y_1{y}_2}{y_1+y_2}\\ -\frac{y_1{y}_2}{y_1+y_2}& y_1-\frac{y_1^2}{y_1+y_2}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}{V}_2\\ V_S\end{array}\right]=\left[\begin{array}{c}{I}_2+\frac{y_2}{y_1+y_2}(I_1+I_3)\\ I_S++\frac{y_2}{y_1+y_2}(I_1+I_3)\end{array}\right];$

则风电场2对应的等效阻抗就可以表示为：

$X_2^{\′}=\frac{1}{I_1+I_2+I_3}\frac{I_2+\frac{y_2}{y_1+y_2}(I_1+I_3)}{\frac{y_1{y}_2}{y_1+y_2}}=\frac{(y_1+y_2)I_2+y_2(I_1+I_3)}{y_1{y}_2(I_1+I_2+I_3)}.$

同理若选择风电场3作为预保留节点，可以计算得到风电场3对应的等效阻抗为：

$X_3^{\′}=\frac{(y_1+y_3)I_3+y_3(I_1+I_2)}{y_1{y}_3(I_1+I_2+I_3)}.$

对于沽源地区，察北站对应节点1，白龙山站对应风电场群2，义缘站对应风电场群3，假定义缘、白龙山、察北下的风机按相同出力水平，令白龙山侧电流为I，则根据装机情况，察北侧电流应为1.43I，义缘侧电流应为2.11I，线路电抗及导纳如表1所示(基准容量1000MVA)。

表1 沽源地区各线路等值

计算白龙山站对应阻抗为：

$X_2^{\′}=\frac{(y_1+y_2)I_2+y_2(I_1+I_3)}{y_1{y}_2(I_1+I_2+I_3)}=0.4946;$

义缘站对应阻抗为

$X_3^{\′}=\frac{(y_1+y_3)I_3+y_3(I_1+I_2)}{y_1{y}_3(I_1+I_2+I_3)}=0.6858.$

义缘站阻抗大于白龙山站等效阻抗，应当选取义缘站作为保留节点分析沽源地区风电送出能力。

送出能力计算

根据沽源地区各风电场汇集站电压控制要求，风场汇集站电压运行上限约为1.03U_n，若V_max取1.10U_n时，其允许的最大有功出力为：

$P_{\max }=\frac{V_S{V}_W}{X}\sqrt{1-{\left(\frac{V_W}{V_{\max }}\right)}^2}=\frac{1.0*1.03}{0.6858}\sqrt{1-{\left(\frac{1.03}{1.1}\right)}^2}=0.5272.$

为避免出现高压脱网，由式(15)可得需限制沽察线潮流在527MW以下。根据实际系统仿真计算沽察线送出能力为560MW，二者误差约为5.9％。

若V_max取1.15U_n时，其允许的最大有功出力为：

$P_{\max }=\frac{V_S{V}_W}{X}\sqrt{1-{\left(\frac{V_W}{V_{\max }}\right)}^2}=\frac{1.0*1.03}{0.6856}\sqrt{1-{\left(\frac{1.03}{1.15}\right)}^2}=0.6679.$

即沽察线潮流需控制在667.9MW以内，才能够保证并网点电压在短路故障后不超过1.15U_n，根据实际系统仿真计算沽察线送出能力为702.7MW，两者误差约为4.9％，证明了本发明所提出的因高电压约束的大规模风电汇集地区送出能力的计算方法的准确性。

本发明的技术关键点在于：大规模间歇式能源接入弱端电网时，因短路故障造成风机有功出力的变化，可能造成系统电压出现大幅度升高。一般电压升幅最高的节点位于系统末端，通过系统化简，可以将风电汇集地区的网络等效为单台大容量风机。结合风电机组功率因数为1的特性，故障消除后并网点电压可以表示为：

$V_W^{\′}=\frac{V_W}{\sqrt{1-{\left(\frac{\mathrm{PX}}{V_W{V}_S}\right)}^2}};$

根据上述表达式，定量计算风电汇集地区关键断面在V_max约束下的送出能力P_max，可表示为：

$P_{\max }=\frac{V_S{V}_W}{X}\sqrt{1-{\left(\frac{V_W}{V_{\max }}\right)}^2}.$

综上所述，本发明的有益成果是：提供了一种大规模风电汇集地区送出能力的确定方法及设备，通过研究风电接入弱端电网时的网络化简和系统等效方法，基于等值系统推导了有功变化引起的电压变化，综合考虑了风电场初始电压、风电场出力及系统短路容量的影响，可用于定量化计算风电汇集系统的送出能力，进而指导风电调度运行，降低风电汇集地区发生风机因高电压脱网的风险。

本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分流程，可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于一般计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，所述的存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体(Read-OnlyMemory，ROM)或随机存储记忆体(Random Access Memory，RAM)等。

本领域技术人员还可以了解到本发明实施例列出的各种功能是通过硬件还是软件来实现取决于特定的应用和整个系统的设计要求。本领域技术人员可以对于每种特定的应用，可以使用各种方法实现所述的功能，但这种实现不应被理解为超出本发明实施例保护的范围。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (18)

1.一种大规模风电汇集地区送出能力的确定方法，其特征是，所述的方法包括：

从风电汇集地区的风电场群中确定出处于电力系统末端的风电场子群；

分别确定所述的风电场子群中每个风电场对应的等效阻抗；

选取出等效阻抗最大的风电场作为保留节点；

设定风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率；

根据所述的风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率以及保留节点对应的等效阻抗建立功率方程；

根据风电机组的恒定功率因数、故障消除后的有功功率以及功率方程确定风电汇集地区的送出能力；

其中，分别确定所述的风电场子群中每个风电场对应的等效阻抗包括：从所述的风电场子群中选取一个风电场作为预保留节点；将所述的风电场群中所述预保留节点以外的所有风电场称为中间网络；根据所述的预保留节点、中间网络以及电力系统的系统节点建立导纳矩阵方程；根据高斯消去法消去所述的导纳矩阵方程中的中间节点；根据所述的导纳矩阵方程确定所述的预保留节点与所述的系统节点之间的电压差；确定流入所述的电力系统的流入电流；根据所述的流入电流以及所述的电压差确定选取的风电场对应的等效阻抗；遍历所述的风电场子群，确定每个风电场对应的等效阻抗。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征是，根据所述的预保留节点、中间网络以及电力系统的系统节点建立的导纳矩阵方程为：

$\left[\begin{array}{ccc}{Y}_{\mathrm{MM}}& Y_{\mathrm{MW}}& Y_{\mathrm{MS}}\\ Y_{\mathrm{WM}}& Y_{\mathrm{WW}}& Y_{\mathrm{WS}}\\ Y_{\mathrm{SM}}& Y_{\mathrm{SW}}& Y_{\mathrm{SS}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\stackrel{\·}{V_M}\\ \stackrel{\·}{V_W}\\ \stackrel{\·}{V_S}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{c}\stackrel{\·}{I_M}\\ \stackrel{\·}{I_W}\\ \stackrel{\·}{I_S}\end{array}\right]---\left(1\right)$

其中，下标W表示预保留节点，M表示中间网络对应的节点集，S表示电力系统的系统节点，Y为各节点的导纳，V为各节点的电压，I为各风电场的电流。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征是，根据高斯消去法消去所述的导纳矩阵方程中的中间节点后，所述的导纳矩阵方程变为：

$\left[\begin{array}{cc}{Y}_{\mathrm{WW}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{WM}}& Y_{\mathrm{WS}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}\\ Y_{\mathrm{SW}}-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MW}}& Y_{\mathrm{SS}}-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\stackrel{\·}{V_W}\\ \stackrel{\·}{V_S}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{c}\stackrel{\·}{I_W}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}\stackrel{\·}{I_M}\\ \stackrel{\·}{I_S}-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}\stackrel{\·}{I_M}\end{array}\right]---\left(2\right)$

其中，为等值后的预保留节点的自导纳；为等值后的预保留节点与系统节点之间的导纳，包括了中间节点简化后的贡献；为等值后的系统节点与预保留节点之间的导纳；为等值后的系统节点的自导纳；为中间网络对应的节点集注入电流移置到预保留节点时的等值电流；为中间网络对应的节点集注入电流移置到系统节点时的等值电流。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征是，根据所述的流入电流以及所述的电压差确定选取的风电场对应的等效阻抗通过如下公式进行：

$X=-\frac{1}{I_W+\mathrm{\Σ}{I}_M}\left(\frac{\stackrel{\·}{I_W}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}\stackrel{\·}{I_M}}{Y_{\mathrm{WS}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}}\right)---\left(3\right)$

其中，I_W+∑I_M为流入所述的电力系统的流入电流，为所述的预保留节点与所述的系统节点之间的电压差。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征是，根据所述的风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率以及保留节点对应的等效阻抗建立的功率方程为：

$\left\{\begin{array}{c}\stackrel{\·}{I}=\frac{{\stackrel{\·}{V}}_W-{\stackrel{\·}{V}}_S}{\mathrm{jX}}\\ P+\mathrm{jQ}={\stackrel{\·}{V}}_W{(\stackrel{\·}{I}+j{\stackrel{\·}{V}}_{W}B)}^{*}\end{array}\right.---\left(4\right)$

其中，B为风电场的无功补偿容量，P为风电机组发出的有功功率，Q为风电机组发出的无功功率，X为保留节点对应的等效阻抗，为等效阻抗上通过的电流，Vs为电力系统电压，Vw为风机机端电压，以电力系统的电压相角为参考，δ为风机机端电压的相角，电力系统电压风机机端电压 ${\stackrel{\·}{V}}_W=V_W\∠\mathrm{\δ}.$

6.根据权利要求5所述的方法，其特征是，根据风电机组的恒定功率因数、故障消除后的有功功率以及功率方程确定风电汇集地区送出能力具体包括：

根据风电机组的恒定功率因数以及所述的功率方程确定风电场的无功补偿容量；

根据故障消除后的有功功率以及所述的功率方程确定故障消除后的风机机端电压；

根据所述的风电场的无功补偿容量、故障消除后的风电机端电压确定风电汇集地区的送出能力。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征是，根据风电机组的恒定功率因数确定的风电场的无功补偿容量为：

$B=\frac{V_W^2-\sqrt{V_S^2{V}_W^2-P^2{X}^2}}{{\mathrm{XV}}_W^2}---\left(8\right).$

8.根据权利要求7所述的方法，其特征是，根据故障消除后的有功功率以及所述的功率方程确定的故障消除后的风机机端电压为：

$V_W^{\′}=\frac{V_W}{\sqrt{1-{\left(\frac{\mathrm{PX}}{V_W{V}_S}\right)}^2}}---\left(10\right)$

其中，V′_W为故障消除后的风机机端电压。

9.根据权利要求8所述的方法，其特征是，根据所述的风电场的无功补偿容量、故障消除后的风电机端电压确定的风电汇集地区的送出能力为：

$P_{\max }=\frac{V_S{V}_W}{X}\sqrt{1-{\left(\frac{V_W}{V_{\max }}\right)}^2}---\left(11\right)$

其中，P_max为风电汇集地区的送出能力，V_max为风电场机端允许的最大电压且满足V′_W≤V_max。

10.一种大规模风电汇集地区送出能力的确定设备，其特征是，所述的确定设备包括：

风电场子群确定模块，用于从风电汇集地区的风电场群中确定出处于电力系统末端的风电场子群；

等效阻抗确定模块，用于分别确定所述的风电场子群中每个风电场对应的等效阻抗；

保留节点选取模块，用于选取出等效阻抗最大的风电场作为保留节点；

功率设定模块，用于设定风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率；

功率方程建立模块，用于根据所述的风电场的无功补偿容量、风电机组对应的有功功率、无功功率以及保留节点对应的等效阻抗建立功率方程；

送出能力确定模块，用于根据风电机组的恒定功率因数、故障消除后的有功功率以及功率方程确定风电汇集地区的送出能力；

其中，所述的等效阻抗确定模块包括：预保留节点选取单元，用于从所述的风电场子群中选取一个风电场作为预保留节点；中间网络确定单元，用于将所述的风电场群中所述预保留节点以外的所有风电场称为中间网络；导纳矩阵方程建立单元，用于根据所述的预保留节点、中间网络以及电力系统的系统节点建立导纳矩阵方程；中间节点消去单元，用于根据高斯消去法消去所述的导纳矩阵方程中的中间节点；电压差确定单元，用于根据所述的导纳矩阵方程确定所述的预保留节点与所述的系统节点之间的电压差；电流确定单元，用于确定流入所述的电力系统的流入电流；等效阻抗确定单元，用于根据所述的流入电流以及所述的电压差确定选取的风电场对应的等效阻抗；遍历单元，用于遍历所述的风电场子群，确定每个风电场对应的等效阻抗。

11.根据权利要求10所述的确定设备，其特征是，所述的导纳矩阵方程建立单元建立的导纳矩阵方程为：

$\left[\begin{array}{ccc}{Y}_{\mathrm{MM}}& Y_{\mathrm{MW}}& Y_{\mathrm{MS}}\\ Y_{\mathrm{WM}}& Y_{\mathrm{WW}}& Y_{\mathrm{WS}}\\ Y_{\mathrm{SM}}& Y_{\mathrm{SW}}& Y_{\mathrm{SS}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\stackrel{\·}{V_M}\\ \stackrel{\·}{V_W}\\ \stackrel{\·}{V_S}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{c}\stackrel{\·}{I_M}\\ \stackrel{\·}{I_W}\\ \stackrel{\·}{I_S}\end{array}\right]---\left(1\right)$

其中，下标W表示预保留节点，M表示中间网络对应的节点集，S表示电力系统的系统节点，Y为各节点的导纳，V为各节点的电压，I为各风电场的电流。

12.根据权利要求10所述的确定设备，根据高斯消去法消去所述的导纳矩阵方程中的中间节点后，所述的导纳矩阵方程变为：

$\left[\begin{array}{cc}{Y}_{\mathrm{WW}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{WM}}& Y_{\mathrm{WS}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}\\ Y_{\mathrm{SW}}-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MW}}& Y_{\mathrm{SS}}-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\stackrel{\·}{V_W}\\ \stackrel{\·}{V_S}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{c}\stackrel{\·}{I_W}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}\stackrel{\·}{I_M}\\ \stackrel{\·}{I_S}-Y_{\mathrm{SM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}\stackrel{\·}{I_M}\end{array}\right]---\left(2\right)$

其中，为等值后的预保留节点的自导纳；为等值后的预保留节点与系统节点之间的导纳，包括了中间节点简化后的贡献；为等值后的系统节点与预保留节点之间的导纳；为等值后的系统节点的自导纳；为中间网络对应的节点集注入电流移置到预保留节点时的等值电流；为中间网络对应的节点集注入电流移置到系统节点时的等值电流。

13.根据权利要求12所述的确定设备，其特征是，所述的等效阻抗确定单元通过如下公式进行：

$X=-\frac{1}{I_W+\mathrm{\Σ}{I}_M}\left(\frac{\stackrel{\·}{I_W}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}\stackrel{\·}{I_M}}{Y_{\mathrm{WS}}-Y_{\mathrm{WM}}{Y}_{\mathrm{MM}}^{-1}{Y}_{\mathrm{MS}}}\right)---\left(3\right)$

其中，I_W+∑I_M为流入所述的电力系统的流入电流，为所述的预保留节点与所述的系统节点之间的电压差。

14.根据权利要求13所述的确定设备，其特征是，所述的功率方程建立模块建立的功率方程为：

$\left\{\begin{array}{c}\stackrel{\·}{I}=\frac{{\stackrel{\·}{V}}_W-{\stackrel{\·}{V}}_S}{\mathrm{jX}}\\ P+\mathrm{jQ}={\stackrel{\·}{V}}_W{(\stackrel{\·}{I}+j{\stackrel{\·}{V}}_{W}B)}^{*}\end{array}\right.---\left(4\right)$

其中，B为风电场的无功补偿容量，P为风电机组发出的有功功率，Q为风电机组发出的无功功率，X为保留节点对应的等效阻抗，为等效阻抗上通过的电流，Vs为电力系统电压，Vw为风机机端电压，以电力系统的电压相角为参考，δ为风机机端电压的相角，电力系统电压风机机端电压 ${\stackrel{\·}{V}}_W=V_W\∠\mathrm{\δ}.$

15.根据权利要求14所述的确定设备，其特征是，所述的送出能力确定模块具体包括：

无功补偿容量确定单元，用于根据风电机组的恒定功率因数以及所述的功率方程确定风电场的无功补偿容量；

风机机端电压确定单元，用于根据故障消除后的有功功率以及所述的功率方程确定故障消除后的风机机端电压；

送出能力确定单元，用于根据所述的风电场的无功补偿容量、故障消除后的风电机端电压确定风电汇集地区的送出能力。

16.根据权利要求15所述的确定设备，其特征是，所述的无功补偿容量确定单元确定的风电场的无功补偿容量为：

$B=\frac{V_W^2-\sqrt{V_S^2{V}_W^2-P^2{X}^2}}{{\mathrm{XV}}_W^2}---\left(8\right).$

17.根据权利要求16所述的确定设备，其特征是，所述的风机机端电压确定单元确定的故障消除后的风机机端电压为：

$V_W^{\′}=\frac{V_W}{\sqrt{1-{\left(\frac{\mathrm{PX}}{V_W{V}_S}\right)}^2}}---\left(10\right)$

其中，V′_W为故障消除后的风机机端电压。

18.根据权利要求17所述的确定设备，其特征是，所述的送出能力确定单元确定的风电汇集地区的送出能力为：

$P_{\max }=\frac{V_S{V}_W}{X}\sqrt{1-{\left(\frac{V_W}{V_{\max }}\right)}^2}---\left(11\right)$

其中，P_max为风电汇集地区的送出能力，V_max为风电场机端允许的最大电压且满足V′_W≤V_max。