CN104600743A - 考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法，该方法将灵敏度分析、PV分析和动态仿真相结合，确定能反映风电集群功率波动下***主导动态特性的关键变量，进而构造多维空间上的***关键变量集来表征风功率波动下***的主导特性。关键变量确定过程中充分考虑了风电集群整体影响以及风电场实际控制特点，提取受风电集群功率波动影响较大的母线电压、支路功率以及风电集群送出线路故障条件下***失稳的同步发电机功角作为***关键变量，以表征风电集群功率波动下***的主导特性。

Description

考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法

技术领域

本发明涉及风电集群功率波动对电力***影响领域，提出了一种考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法。

背景技术

随着能源和环境问题的日益严重，风力发电越来越受到世界各国的重视。由于风能具有随机性、间歇性、波动性的特点，随着风电机组单机容量的增加和风电场规模的不断扩大，风电并网对电力***稳定性的影响愈加显著。不同于欧洲国家小容量、分散式接入的风电发展模式，集群式并网、高电压远距离输送已经成为我国风电发展的鲜明特点，集群式风电接入对电网稳定运行势必会带来更为严峻的挑战。提取风电集群功率波动下***关键运行变量，对于研究集群式风电功率波动对电网的影响，把握功率波动下***的主导特性具有重要的学术意义和应用价值。

目前，关于风电并网的影响研究多涉及风电机组或单个风电场，较少涉及风电集群，并且风功率波动下***关键变量的确定方法也鲜有报道。现有的风功率波动下***关键变量提取方法中，有利用灵敏度分析方法确定对风电场无功出力变化灵敏度较高的母线电压；也有利用PV分析法确定受风电场有功出力影响较大的母线电压。但上述研究均针对单个风电场，没有涉及风电集群整体的影响，并且上述研究确定的关键变量较为单一，不能全面反映风功率波动下***主导动态特性。总而言之，目前并没有形成一种完备的计及风电集群功率波动的***关键变量提取方法。

本发明提出一种考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法，该方法将灵敏度分析、PV分析和动态仿真相结合，确定能反映风电集群功率波动下***主导动态特性的关键变量，进而构造多维空间上的***关键变量集来表征风功率波动下***的主导特性，能够较为全面地反映风电集群功率波动下***主导变化趋势。

发明内容

本发明的目的是提出一种考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法，以弥补现有研究的不足，较为全面地表征风电集群功率波动下***主导动态特性。

本发明的技术方案是这样实现的：

步骤一：采用灵敏度分析方法确定受风电集群无功出力变化影响较大的母线电压。

S1：建立***的潮流方程

对于含有n个节点(其中包括m-1个PQ节点、n-m个PV节点以及1个平衡节点)的***，节点i功率方程在极坐标下可以表示为

$\left.\begin{array}{c}{P}_i=V_i\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})\\ Q_i=V_i\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})\end{array}\right\}---\left(1\right)$

式中，P_i、Q_i分别为节点i注入的有功、无功功率；V_i、V_j为节点i、j的电压幅值；θ_ij为节点i、j之间的相角差；G_ij为节点i和节点j之间导纳的实部；B_ij为节点i和节点j之间导纳的虚部。

功率方程线性化后表示为

$\begin{array}{c}\left[\begin{array}{c}\mathrm{\ΔP}\\ \mathrm{\ΔQ}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{cc}\frac{\∂P}{\∂\mathrm{\θ}}& \frac{\∂P}{\∂V}\\ \frac{\∂Q}{\∂\mathrm{\θ}}& \frac{\∂Q}{\∂V}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ\θ}\\ \mathrm{\ΔV}\end{array}\right]\\ \begin{array}{c}=\left[\begin{array}{cc}{J}_{\mathrm{P\θ}}& J_{\mathrm{PV}}\\ J_{\mathrm{Q\θ}}& J_{\mathrm{QV}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ\θ}\\ \mathrm{\ΔV}\end{array}\right]\end{array}\end{array}---\left(2\right)$

其中，ΔP为节点注入有功的微增列向量，有n-1个元素；ΔQ为节点注入无功的微增列向量，有m-1个元素；Δθ为节点电压相角变化列向量，有n-1个元素；ΔV为节点电压幅值变化列向量，有m-1个元素； $\left[\begin{array}{cc}{J}_{\mathrm{P\θ}}& J_{\mathrm{PV}}\\ J_{\mathrm{Q\θ}}& J_{\mathrm{QV}}\end{array}\right]$ 为极坐标下的***潮流方程雅可比矩阵。

通常认为，电压与无功功率是强耦合关系，而与有功功率是弱耦合关系，则得

$\mathrm{\ΔQ}=(J_{\mathrm{QV}}-J_{\mathrm{Q\θ}}{J}_{\mathrm{P\θ}}^{-1}{J}_{\mathrm{PV}})\mathrm{\ΔV}---\left(3\right)$

即

$\mathrm{\ΔV}={(J_{\mathrm{QV}}-J_{\mathrm{Q\θ}}{J}_{\mathrm{Q\θ}}^{-1}{J}_{\mathrm{PV}})}^{-1}\mathrm{\ΔQ}---\left(4\right)$

定义为***的电压无功灵敏度矩阵，其中的任意元素S_ij为***母线i电压对第j个PQ节点无功变化的灵敏度。

S2：母线电压对各风电场无功功率灵敏度

含风电场电力***的潮流计算中，通常根据风机类型及控制方式的不同对风电场并网点进行不同的处理。采用恒功率因数控制方式的风电场并网点一般处理为PQ节点，只有具有足够无功补偿能力的风电场，并采用恒电压控制方式时，风电场并网点才处理为PV节点。目前具有这样无功控制能力的风电场很少，因此，所研究***的风电场均处理为PQ节点。假设所研究***包含一个由M个风电场组成的风电集群，风电场并网点母线构成集合A₁，***所有母线构成集合A₂，则。由式(4)可得任意母线i电压大小对风电场j无功功率变化量的灵敏度

ΔV_ij＝S_ijΔQ_j，(i∈A₂,j∈A₁)  (5)

S3：母线电压对风电集群无功功率灵敏度

为考虑风电集群整体功率波动对母线电压大小的影响，这里定义

$H_i={\mathrm{\Σ}}_{j=1}^M\mathrm{\Δ}{V}_{\mathrm{ij}},(i\∈A_2,j\∈A_1)---\left(6\right)$

H_i为各风电场无功功率波动时母线i电压变化量之和，{H_i}最大值记为H_max，当时，母线i确定为电压受该风电集群无功功率变化影响较大的母线。其中，k₁为正实数，其取值与具体的研究***有关。k₁取值大，则选取的受风电集群无功功率波动影响的母线电压越少。

步骤二：采用PV分析方法确定受风电集群有功出力变化影响较大的母线电压和支路功率。

设***初始运行状态下母线i的电压为V_i0，支路l的有功功率为P_l0，风电集群出力为P₀；***临界极限运行状态下母线i的电压为V_ic，支路l的有功功率为P_lc，风电集群出力为P_c。

风电集群出力从初始运行状态变化到临界极限运行状态，母线i电压变化率为

K_i＝(V_ic-V_i0)/(P_c-P₀)  (7)

支路l有功功率变化率为

R_l＝(P_lc-P_l0)/(P_c-P₀)  (8)

则|K_i|可以近似反映风电集群出力变化时，节点i电压的变化程度，即|K_i|越大，该母线电压受风电集群出力变化影响越大。{|K_i|}的最大值记为|K|_max，对于母线i，当时，则母线电压V_i为受该风电集群有功出力变化影响较大的变量。其中k₂是可设定的正实数，其取值与所研究的***有关。k₂值越大，则选取的母线电压越少。同理，将风电集群出力变化时，支路有功功率变化率与最大支路有功功率变化率之比大于k₃的支路功率确定为***关键支路功率。

步骤三：采用动态仿真方法确定风电集群送出线路故障条件下***失去稳定的同步发电机功角。

风电集群内各风电场满发时，风电集群送出线路发生三相短路故障，将***中失去稳定的同步发电机功角确定为受风电集群功率变化影响较大的关键功角变量。

本发明提出的考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法，其特点和效果是，本发明采用灵敏度分析、PV分析和动态仿真相结合的方法提取风电集群功率波动下***的关键电压变量、关键支路功率变量和关键同步发电机功角变量，从而建立起多维空间上的***关键变量集；本发明所提出的方法充分考虑了风电集群整体功率波动对***运行变量的综合效果，表征了风电集群整体对***运行特性的影响。采用本发明提出的方法能够有效地提取受风电集群功率波动影响较大的***关键变量，能够较为全面地反映风电集群功率波动时***主导动态特性，有利于确定风电集群功率波动下***稳定薄弱点。

附图说明

图1为本发明中考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法基本步骤框图。

图2为使用本发明的实际风电集群示意图。

图3为使用本发明的风电集群典型日功率波动场景图。

图4为使用本发明提取的关键电压变量和非关键电压变量在风电集群典型日功率波动场景下的漂移特性图。其中，蒙春坤51为非关键电压变量，其余为关键电压变量。

图5为使用本发明提取的关键线路有功功率变量和非关键线路有功功率变量在风电集群典型日功率波动场景下的漂移特性图。其中，蒙武川51-蒙旗下51有功功率为非关键线路有功功率变量，其余为关键线路有功功率变量。

图6为使用本发明提取的***关键功角变量和非关键功角变量在风电集群典型日功率波动场景下的漂移特性图。其中，蒙丰镇G4功角为非关键功角变量，其余为关键功角变量。

具体实施方式

下文中，将参照附图详细描述本发明的优选实施例。

图1是本发明提出的考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法基本步骤框图。一种考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法，其特征主要包括以下步骤：

步骤一：采用灵敏度分析方法确定受风电集群无功出力变化影响较大的母线电压。

S1：建立***的潮流方程

对于含有n个节点(其中包括m-1个PQ节点、n-m个PV节点以及1个平衡节点)的***，节点i功率方程在极坐标下可以表示为

$\left.\begin{array}{c}{P}_i=V_i\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})\\ Q_i=V_i\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})\end{array}\right\}---\left(1\right)$

式中，P_i、Q_i分别为节点i注入的有功、无功功率；V_i、V_j为节点i、j的电压幅值；θ_ij为节点i、j之间的相角差；G_ij为节点i和节点j之间导纳的实部；B_ij为节点i和节点j之间导纳的虚部。

功率方程线性化后表示为

$\begin{array}{c}\left[\begin{array}{c}\mathrm{\ΔP}\\ \mathrm{\ΔQ}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{cc}\frac{\∂P}{\∂\mathrm{\θ}}& \frac{\∂P}{\∂V}\\ \frac{\∂Q}{\∂\mathrm{\θ}}& \frac{\∂Q}{\∂V}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ\θ}\\ \mathrm{\ΔV}\end{array}\right]\\ \begin{array}{c}=\left[\begin{array}{cc}{J}_{\mathrm{P\θ}}& J_{\mathrm{PV}}\\ J_{\mathrm{Q\θ}}& J_{\mathrm{QV}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ\θ}\\ \mathrm{\ΔV}\end{array}\right]\end{array}\end{array}---\left(2\right)$

其中，ΔP为节点注入有功的微增列向量，有n-1个元素；ΔQ为节点注入无功的微增列向量，有m-1个元素；Δθ为节点电压相角变化列向量，有n-1个元素；ΔV为节点电压幅值变化列向量，有m-1个元素； $\left[\begin{array}{cc}{J}_{\mathrm{P\θ}}& J_{\mathrm{PV}}\\ J_{\mathrm{Q\θ}}& J_{\mathrm{QV}}\end{array}\right]$ 为极坐标下的***潮流方程雅可比矩阵。

通常认为，电压与无功功率是强耦合关系，而与有功功率是弱耦合关系，则得

$\mathrm{\ΔQ}=(J_{\mathrm{QV}}-J_{\mathrm{Q\θ}}{J}_{\mathrm{P\θ}}^{-1}{J}_{\mathrm{PV}})\mathrm{\ΔV}---\left(3\right)$

即

$\mathrm{\ΔV}={(J_{\mathrm{QV}}-J_{\mathrm{Q\θ}}{J}_{\mathrm{Q\θ}}^{-1}{J}_{\mathrm{PV}})}^{-1}\mathrm{\ΔQ}---\left(4\right)$

定义为***的电压无功灵敏度矩阵，其中的任意元素S_ij为***母线i电压对第j个PQ节点无功变化的灵敏度。

S2：母线电压对各风电场无功功率灵敏度

含风电场电力***的潮流计算中，通常根据风机类型及控制方式的不同对风电场并网点进行不同的处理。采用恒功率因数控制方式的风电场并网点一般处理为PQ节点，只有具有足够无功补偿能力的风电场，并采用恒电压控制方式时，风电场并网点才处理为PV节点。目前具有这样无功控制能力的风电场很少，因此，所研究***的风电场均处理为PQ节点。假设所研究***包含一个由M个风电场组成的风电集群，风电场并网点母线构成集合A₁，***所有母线构成集合A₂，则。由式(4)可得任意母线i电压大小对风电场j无功功率变化量的灵敏度

ΔV_ij＝S_ijΔQ_j，(i∈A₂,j∈A₁)  (5)

S3：母线电压对风电集群无功功率灵敏度

为考虑风电集群整体功率波动对母线电压大小的影响，这里定义

$H_i={\mathrm{\Σ}}_{j=1}^M\mathrm{\Δ}{V}_{\mathrm{ij}},(i\∈A_2,j\∈A_1)---\left(6\right)$

H_i为各风电场无功功率波动时母线i电压变化量之和，{H_i}最大值记为H_max，当时，母线i确定为电压受该风电集群无功功率变化影响较大的母线。其中，k₁为正实数，其取值与具体的研究***有关。k₁取值大，则选取的受风电集群无功功率波动影响的母线电压越少。

步骤二：采用PV分析方法确定受风电集群有功出力变化影响较大的母线电压和支路功率。

设***初始运行状态下母线i的电压为V_i0，支路l的有功功率为P_l0，风电集群出力为P₀；***临界极限运行状态下母线i的电压为V_ic，支路l的有功功率为P_lc，风电集群出力为P_c。

风电集群出力从初始运行状态变化到临界极限运行状态，母线_i电压变化率为

K_i＝(V_ic-V_i0)/(P_c-P₀)  (7)

支路l有功功率变化率为

R_l＝(P_lc-P_l0)/(P_c-P₀)  (8)

则|K_i|可以近似反映风电集群出力变化时，节点i电压的变化程度，即|K_i|越大，该母线电压受风电集群出力变化影响越大。{|K_i|}的最大值记为|K|_max，对于母线i，当时，则母线电压V_i为受该风电集群有功出力变化影响较大的变量。其中k₂是可设定的正实数，其取值与所研究的***有关。k₂值越大，则选取的母线电压越少。同理，将风电集群出力变化时，支路有功功率变化率与最大支路有功功率变化率之比大于k₃的支路功率确定为***关键支路功率。

步骤三：采用动态仿真方法确定风电集群送出线路故障条件下***失去稳定的同步发电机功角。

风电集群内各风电场满发时，风电集群送出线路发生三相短路故障，将***中失去稳定的同步发电机功角确定为受风电集群功率变化影响较大的关键功角变量。

下面通过一个实际风电集群来说明本发明提出的风电集群功率波动下***关键变量提取方法。

以某地区实际风电集群为例进行分析，该风电集群包括8个风电场，总装机容量为475.5MW。所研究***示意图如图2所示，风电集群典型日功率波动场景如图3所示。

根据所研究***的具体情况，k₁取0.7，k₂取0.2，k₃取0.22。采用本文提出的考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法，得到所研究风电集群功率波动下***关键母线电压和关键支路功率分别如表1和表2所示。

表1 风电集群功率波动下的***关键母线电压

母线名称	基准电压(kV)	母线名称	基准电压(kV)
				蒙红井21	230	蒙滦河21	230
蒙白音21	230	蒙元上21	230
				蒙明安21	230	蒙多伦21	230
蒙兴广21	230	蒙灰腾51	525

表2 明安图风电集群功率波动下的***关键支路功率

编号	母线名称	母线名称
			1	蒙白音K1	蒙汗海51
2	蒙白音51	蒙汗海K1
			3	蒙汗海51	沽沽源K1
4	蒙明安21	蒙兴广21
			5	蒙汗海51	蒙集东51
6	蒙白音21	蒙红井21
			7	蒙白音21	蒙明安21

图4为使用本发明提取的关键电压变量和非关键电压变量在风电集群典型日功率波动场景下的漂移特性图。其中，蒙春坤51为非关键电压变量，其余为关键电压变量。

图5、图6分别为使用本发明提取的关键线路有功功率变量和非关键线路有功功率变量以及关键功角变量和非关键功角变量在风电集群典型日功率波动场景下的漂移特性图。其中，蒙武川51-蒙旗下51有功功率为非关键线路有功功率变量，其余为关键线路有功功率变量；蒙丰镇G4功角为非关键功角变量，其余为关键功角变量。

综上所述，使用本发明提出的考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法，能够有效地提取风电集群功率波动下能够表征***主导动态特性的关键电压变量、支路功率变量和同步发电机功角变量，能够在风电集群功率波动下通过重点监视这些关键变量的变化趋势来把握***的主导变化趋势。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均包含在本发明的保护范围内。

Claims (4)

1.一种考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法，其特征在于所述方法包括以下步骤：

步骤一：采用灵敏度分析方法确定受风电集群无功出力变化影响较大的母线电压；

步骤二：采用PV分析方法确定受风电集群有功出力变化影响较大的母线电压和支路功率；

步骤三：采用动态仿真方法确定风电集群送出线路故障条件下***失去稳定的同步发电机功角。

2.根据权利要求1所述的考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法，其特征在于，所述步骤一的具体步骤是：

S1：建立***的潮流方程

对于含有n个节点(其中包括m-1个PQ节点、n-m个PV节点以及1个平衡节点)的***，节点i功率方程在极坐标下可以表示为

$\left.\begin{array}{c}{P}_i=V_i\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})\\ Q_i=V_i\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})\end{array}\right\}---\left(1\right)$

式中，P_i、Q_i分别为节点i注入的有功、无功功率；V_i、V_j为节点i、j的电压幅值；θ_ij为节点i、j之间的相角差；G_ij为节点i和节点j之间导纳的实部；B_ij为节点i和节点j之间导纳的虚部；

功率方程线性化后表示为

$\begin{array}{c}\left[\begin{array}{c}\mathrm{\ΔP}\\ \mathrm{\ΔQ}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{cc}\frac{\∂P}{\∂\mathrm{\θ}}& \frac{\∂P}{\∂V}\\ \frac{\∂Q}{\∂\mathrm{\θ}}& \frac{\∂Q}{\∂V}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ\θ}\\ \mathrm{\ΔV}\end{array}\right]\\ =\left[\begin{array}{cc}{J}_{\mathrm{P\θ}}& J_{\mathrm{PV}}\\ J_{\mathrm{Q\θ}}& J_{\mathrm{QV}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ\θ}\\ \mathrm{\ΔV}\end{array}\right]\end{array}---\left(2\right)$

其中，ΔP为节点注入有功的微增列向量，有n-1个元素；ΔQ为节点注入无功的微增列向量，有m-1个元素；Δθ为节点电压相角变化列向量，有n-1个元素；ΔV为节点电压幅值变化列向量，有m-1个元素； $\left[\begin{array}{cc}{J}_{\mathrm{P\θ}}& J_{\mathrm{PV}}\\ J_{\mathrm{Q\θ}}& J_{\mathrm{QV}}\end{array}\right]$ 为极坐标下的***潮流方程雅可比矩阵；

通常认为，电压与无功功率是强耦合关系，而与有功功率是弱耦合关系，则得

$\mathrm{\ΔQ}=(J_{\mathrm{QV}}-J_{\mathrm{Q\θ}}{J}_{\mathrm{P\θ}}^{-1}{J}_{\mathrm{PV}})\mathrm{\ΔV}---\left(3\right)$

即

$\mathrm{\ΔV}={(J_{\mathrm{QV}}-J_{\mathrm{Q\θ}}{J}_{\mathrm{P\θ}}^{-1}{J}_{\mathrm{PV}})}^{-1}\mathrm{\ΔQ}---\left(4\right)$

定义为***的电压无功灵敏度矩阵，其中的任意元素S_ij为***母线i电压对第j个PQ节点无功变化的灵敏度；

S2：母线电压对各风电场无功功率灵敏度

含风电场电力***的潮流计算中，通常根据风机类型及控制方式的不同对风电场并网点进行不同的处理；采用恒功率因数控制方式的风电场并网点一般处理为PQ节点，只有具有足够无功补偿能力的风电场，并采用恒电压控制方式时，风电场并网点才处理为PV节点；目前具有这样无功控制能力的风电场很少，因此，所研究***的风电场均处理为PQ节点；假设所研究***包含一个由M个风电场组成的风电集群，风电场并网点母线构成集合A₁，***所有母线构成集合A₂，则由式(4)可得任意母线i电压大小对风电场j无功功率变化量的灵敏度

ΔV_ij＝S_ijΔQ_j，(i∈A₂,j∈A₁)    (5)

S3：母线电压对风电集群无功功率灵敏度

为考虑风电集群整体功率波动对母线电压大小的影响，这里定义

$H_i={\mathrm{\Σ}}_{j=1}^M{\mathrm{\ΔV}}_{\mathrm{ij}},(i\∈A_2,j\∈A_1)---\left(6\right)$

H_i为各风电场无功功率波动时母线i电压变化量之和，{H_i}最大值记为H_max，当时，母线i确定为电压受该风电集群无功功率变化影响较大的母线；其中，k₁为正实数，其取值与具体的研究***有关；k₁取值大，则选取的受风电集群无功功率波动影响的母线电压越少。

3.根据权利要求1所述的考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法，其特征在于，所述步骤二的具体步骤是：

设***初始运行状态下母线i的电压为V_i0，支路l的有功功率为P_l0，风电集群出力为P₀；***临界极限运行状态下母线i的电压为V_ic，支路l的有功功率为P_lc，风电集群出力为P_c；

风电集群出力从初始运行状态变化到临界极限运行状态，母线i电压变化率为

K_i＝(V_ic-V_i0)/(P_c-P₀)    (7)

支路l有功功率变化率为

R_l＝(P_lc-P_l0)/(P_c-P₀)    (8)

则|K_i|可以近似反映风电集群出力变化时，节点i电压的变化程度，即|K_i|越大，该母线电压受风电集群出力变化影响越大；{|K_i|}的最大值记为|K|_max，对于母线i，当时，则母线电压V_i为受该风电集群有功出力变化影响较大的变量；其中k₂是可设定的正实数，其取值与所研究的***有关；k₂值越大，则选取的母线电压越少；同理，将风电集群出力变化时，支路有功功率变化率与最大支路有功功率变化率之比大于k₃的支路功率确定为***关键支路功率。

4.根据权利要求1所述的考虑风电集群功率波动的***关键变量提取方法，其特征在于，所述步骤三的具体步骤是：

风电集群内各风电场满发时，风电集群送出线路发生三相短路故障，将***中失去稳定的同步发电机功角确定为受风电集群功率变化影响较大的关键功角变量。