大容量變速恒頻風電機組接入對電網(wǎng)運行的影響分析

黃學良 劉志仁 祝瑞金 楊增輝 周 贛 王朝明 季振亞

（1. 東南大學伺服控制技術(shù)教育部工程研究中心 南京 210096 2. 無錫供電公司 無錫 214061 3. 華東電力試驗研究院有限公司 上海 200437）

1 引言

當今社會能源緊缺，溫室效應愈加嚴重，各國都在爭相發(fā)展可再生的潔凈能源。風能作為一項綠色能源在我國越來越受到重視，從1986年5月山東榮成建成我國第一個并網(wǎng)型風電場，至 2008年底，中國風電累計裝機容量13 242.2MW。據(jù)專家估計，我國總共可開發(fā)風能資源約為10億kW，大約相當于中國目前電力裝機總量的 2倍[1]。因此在未來，我國風電仍將快速發(fā)展，裝機容量必將持續(xù)大幅度增加，風電并網(wǎng)容量隨之越來越大。但風力發(fā)電其自身間歇性、不可控、無調(diào)頻能力、控制復雜等特點，使得其接入電網(wǎng)后可能給電網(wǎng)帶來一系列問題[2]。

風電場有功輸出主要受風速、氣壓、溫度等多方面影響，經(jīng)常發(fā)生波動，從而可能影響系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定，特別是當系統(tǒng)備用容量不足時，影響更加明顯?，F(xiàn)在風電場多采用基于雙饋式異步發(fā)電機（DFIG）的變速恒頻機組（VSCF），其具備一定的無功發(fā)出能力，因此風電場電壓問題相較之采用恒速恒頻風電機組（CSCF）得到了一定的改善。但現(xiàn)有的風電機組無功控制方式存在電壓偏差過大，可能引起閃變，甚至電壓穩(wěn)定問題。此外風電場的接入還可能對電力系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定造成不利影響。

國內(nèi)外學者已對大規(guī)模風電場接入電力系統(tǒng)做了一系列研究，文獻[3-4]研究了大規(guī)模恒速恒頻風電機組接入系統(tǒng)的相互影響；文獻[5]分析了風電場接入對系統(tǒng)小干擾穩(wěn)定的影響；文獻[6-8]使用了仿真的方法研究了大規(guī)模變速恒頻風電機組接入對系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定造成的影響；文獻[9]通過采用仿真的方法比較了風電場接入系統(tǒng)的各種方式。本文針對風電場接入電網(wǎng)引起系統(tǒng)頻率波動增大、電壓偏差和電壓波動增大以及暫態(tài)穩(wěn)定性變差的原理進行分析，并提出改善以上不利影響的措施。然后在電力系統(tǒng)機電暫態(tài)仿真軟件PSS/E中建立南通電網(wǎng)的模型，其中包括南通龍源風電場。根據(jù)仿真結(jié)果可以看出，風電機組的接入對電網(wǎng)頻率穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定以及暫態(tài)穩(wěn)定造成影響，采取相應措施可以減小這些影響，增強系統(tǒng)的可靠性。

2 風電場接入電網(wǎng)影響分析

2.1 雙饋風力發(fā)電機及其數(shù)學模型[10-11]

變速恒頻雙饋風力發(fā)電機的結(jié)構(gòu)與控制模型如圖1所示，它的核心為一臺繞線式異步發(fā)電機，其轉(zhuǎn)軸通過一個齒輪箱與風力機相連，負責向發(fā)電機輸送機械功率；其轉(zhuǎn)子繞組通過變頻器和變壓器與電網(wǎng)相連，負責向發(fā)電機提供交流勵磁；其定子直接與電網(wǎng)相連，向電網(wǎng)傳輸電功率。

風電機組風力機的功率特性為

圖1 雙饋風力發(fā)電機結(jié)構(gòu)與控制模型Fig.1 The structure and control model of DFIG wind turbine

式中 ρ ——空氣密度;

A——風輪掃風面積；

Cp——風能轉(zhuǎn)換系數(shù)；

λ——葉尖速比，λ=ΩR/v；

Ω ——風力機轉(zhuǎn)速；

R——葉片半徑；

β——槳距角；

v——風速。

可見風力機可以在某一風速下通過改變其轉(zhuǎn)速和槳距角取得最大的風能轉(zhuǎn)換系數(shù) Cp,max，從而在該風速下捕獲的最大風能為

根據(jù)雙饋電機中的功率關(guān)系，相應定子輸出的有功功率Ps,ref為

式中 s——轉(zhuǎn)差率；

Ps,loss——電機鐵耗、定子銅耗及機械損耗之和。

通過齒輪箱的轉(zhuǎn)速變換，將風力機的低轉(zhuǎn)速變換為發(fā)電機的高轉(zhuǎn)速，可得

式中 ω

——發(fā)電機轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速；n——齒輪箱轉(zhuǎn)速變比。

忽略摩擦等非理想因素，可以獲得風電機組的運動方程為

式中 Hg——風電機組慣性常數(shù)；

Tm, Te——風電機組機械轉(zhuǎn)矩、電磁轉(zhuǎn)矩。

轉(zhuǎn)子側(cè)變頻器控制系統(tǒng)是通過轉(zhuǎn)子電壓矢量ur控制轉(zhuǎn)子電流ir實現(xiàn)對雙饋電機定子有功功率和無功功率的解耦控制，通常雙饋風力發(fā)電機采用定子磁場定向的矢量控制：

式中 ψs——定子磁鏈；

ψsd, ψsq——定子磁鏈d、q軸分量。

由此可得發(fā)電機定子側(cè)的功率方程為

式中 Ps——雙饋電機定子輸出的有功功率；

Qs——雙饋電機定子輸出的無功功率；

Us——定子電壓幅值；

ird, irq——雙饋電機轉(zhuǎn)子電流d、q軸分量；

usd, usq——雙饋電機定子電壓d、q軸分量；

Lm——雙饋電機定轉(zhuǎn)子間互感；

Ls——雙饋電機定子自感。

式（3）計算所得 Ps,ref為風電機組的定子有功功率控制目標，再通過式（7）實現(xiàn)，則此時風電機組根據(jù)式（6）改變轉(zhuǎn)速捕獲最大風能以獲得最優(yōu)效率。當風速超過額定風速時，風電機組則根據(jù)式（2）調(diào)節(jié)槳距角和轉(zhuǎn)速方式將發(fā)出功率限制在額定功率以內(nèi)。當風速過大時，應該將風電機組從電網(wǎng)中切除以保證風電機組的安全，圖2為變速恒頻雙饋風力發(fā)電機典型功率特性曲線，從圖中可以看出，在通常風速下（5～12m/s），風電機組發(fā)出的有功功率隨著風速的變化在一個較大的區(qū)間內(nèi)變動。

圖2 變速恒頻機組典型有功特性曲線圖Fig.2 Typical power characteristics of VSCF

由式（7）還可以得到發(fā)電機定子可以吸收或發(fā)出無功功率，其值通過轉(zhuǎn)子側(cè)變頻器控制。同時變頻器電網(wǎng)側(cè)輸出的無功也可以通過變頻器控制。一般控制策略中，為了充分利用變頻器的控制能力并盡可能發(fā)出更多的有功功率，電網(wǎng)側(cè)變頻器一般不發(fā)出或吸收無功功率，保持與電網(wǎng)的無功交換為零[12]，即雙饋電機與電網(wǎng)的無功功率交換只通過發(fā)電機定子完成。由此可見，雙饋風力發(fā)電機定、轉(zhuǎn)子無功功率均可控，整個機組具有較好的無功連續(xù)調(diào)節(jié)能力。雙饋風力發(fā)電機無功控制策略通常采用額定電壓控制或者額定功率因數(shù)控制。為降低控制器的復雜程度，現(xiàn)有雙饋風力發(fā)電機多采用額定功率因數(shù)進行控制，且將功率因數(shù)設(shè)定為 1，即風電機組與電網(wǎng)沒有無功功率交換。

2.2 風電場接入電力系統(tǒng)

風電場存在發(fā)電機組多、集中分布等特點，在電氣主接線方面與普通發(fā)電廠有很大區(qū)別，圖3為風力發(fā)電場接入電力系統(tǒng)示意圖。

圖3 風電場接入電力系統(tǒng)示意圖Fig.3 Scheme of the wind farm integration to power system

對比傳統(tǒng)火電廠，風電場接線有如下特點：

（1）常規(guī)發(fā)電廠，一級升壓接入系統(tǒng)，風電場經(jīng)機端變壓器、風電場主變壓器兩級升壓接入系統(tǒng)，在場內(nèi)產(chǎn)生兩次電壓降和兩次有功、無功功率損耗后才接入電力系統(tǒng)。

（2）風電場中的風電機組數(shù)量很多，但由于其一般采用相同型號的風電機組和相同的控制策略，各臺風電機組集中放置且排布整齊，對外的功率特性應該基本相同，因此風電場對外功率特性應該和單臺風電機組基本類似。在通常風速下，風電場發(fā)出的有功功率隨著風速的變化在一個較大的區(qū)間內(nèi)變動。

2.3 風電場接入系統(tǒng)有功頻率影響分析

風電場有功出力主要由運行時的風速決定，其有功出力是間歇的，不穩(wěn)定的，如圖2所示。

由于本文中的風電機組采用變速恒頻雙饋風力發(fā)電機，其通過勵磁回路的調(diào)節(jié)，保持機組輸出功率的穩(wěn)定。由此可見，在研究靜態(tài)頻率控制時，風電機組的輸出功率可看作只與風能變化有關(guān)，而與系統(tǒng)頻率無關(guān)[13]。假設(shè)電網(wǎng)按照風電場平均功率調(diào)度，則考慮了風電場運行特性后電力系統(tǒng)的調(diào)頻可以用式（8）描述

式中 ?PL0Σ——負荷功率預測誤差；

?PG0Σ—電力系統(tǒng)中參與二次調(diào)頻的機組總的有功功率增量；

?PGWΣ——風電場輸出功率與其平均功率之差；

?f ——電力系統(tǒng)頻率增量。

如系統(tǒng)要實現(xiàn)無差調(diào)節(jié)，即?f =0，可得

當?PL0Σ與?PGWΣ符號相同時，可以通過減小?PG0Σ以達到系統(tǒng)頻率的無差調(diào)節(jié)，此刻風電場對電網(wǎng)呈調(diào)峰特性；當?PL0Σ與?PGWΣ符號相反時，必須通過增大?PG0Σ以達到系統(tǒng)頻率的無差調(diào)節(jié)，此時風電場對電網(wǎng)呈反調(diào)峰特性。同時也可以看出，當風電場呈調(diào)峰特性時，系統(tǒng)剩余熱備用容量增大，系統(tǒng)穩(wěn)定裕度提高；當風電場呈反調(diào)峰特性時，系統(tǒng)剩余熱備用容量減小，系統(tǒng)穩(wěn)定裕度降低。特別當系統(tǒng)備用容量不足或者響應速度較慢，將無法滿足式（9）的要求，造成系統(tǒng)頻率波動。

風電場輸出功率具有隨機性，其在電力系統(tǒng)中經(jīng)常呈現(xiàn)反調(diào)峰，如圖4所示。由此可見，進行風電場輸出功率預測，并與系統(tǒng)負荷預測相結(jié)合，以此合理安排系統(tǒng)熱備用容量，同時通過技術(shù)手段限制風電場出力的變化量（如開發(fā)高效率儲能裝置等），對于系統(tǒng)維持頻率穩(wěn)定和經(jīng)濟運行具有重要意義。

圖4 南通電網(wǎng)某日功率曲線圖Fig.4 Power curve of Nantong grid at one day

2.4 風電場接入系統(tǒng)無功電壓影響分析

雙饋異步風力發(fā)電機多采用額定功率因數(shù)控制，且通常設(shè)定為 1，即與電網(wǎng)無無功功率交換，如 2.1節(jié)中所述。由于風電場是兩級升壓，無功損耗較大，加之線路無功損耗，因此風電場送出有功功率要消耗大量的無功功率，造成并網(wǎng)點（PCC）母線較大的電壓偏差與電壓波動。風電場接入電網(wǎng)的等效電路如圖5所示，其中RS、XS為并網(wǎng)點的系統(tǒng)電阻、電抗，RW、XW為線路與風電場內(nèi)兩級變壓器電阻、電抗之和，BL為線路對地電容與變電站補償電容之和，BT為變壓器的勵磁電抗，由于線路對地電導與變壓器勵磁損耗較小，此處均忽略。PL、QL為并網(wǎng)變電站的負荷。

圖5 風電場接入電力系統(tǒng)等效電路Fig.5 Equivalent circuit of the wind farm integration to power system

從潮流計算角度看系統(tǒng)點S為平衡節(jié)點，風電場W為PQ節(jié)點，并網(wǎng)變電站L為PQ節(jié)點，由此可得該系統(tǒng)計算方程為

通常變壓器有功損耗較小，勵磁損耗也較小，此處忽略RW與BT，可得

忽略電壓降落縱分量，則

式中 US——系統(tǒng)電壓，恒量。

風電場風電機功率因數(shù)設(shè)定為1時，QW=0。根據(jù)式（11）～式（13）可以得到，當其發(fā)出的有功PW開始增加時，可以就地平衡并網(wǎng)變電站當?shù)氐挠泄π枨?，此時并網(wǎng)變電站從電網(wǎng)側(cè)吸收的有功功率P1減小，電網(wǎng)主要向并網(wǎng)變電站輸送無功負荷及傳輸風電場有功功率所產(chǎn)生的無功功率需求Q1，其隨著PW的增加而增加，在P1、Q1的共同作用下，并網(wǎng)變電站電壓UL基本保持穩(wěn)定，略有上升；隨著風電場發(fā)出有功功率的增加，并網(wǎng)變電站開始向網(wǎng)絡(luò)輸送有功功率（P1<0），同時從系統(tǒng)吸收的無功功率Q1持續(xù)增加，由于XS?RS造成Q1占據(jù)主導作用，并網(wǎng)變電站的電壓UL開始下降。當下降到一定程度時，該點電壓將因電壓過低無法滿足運行要求，電壓繼續(xù)下跌還可能引發(fā)電壓崩潰。與此同時，風電機組機端電壓也會大幅下降，當電壓低于風電機組運行限值時將引發(fā)風電機組低電壓保護動作，使得風電場退出運行。可見，風電場接入會對電網(wǎng)電壓造成影響，其發(fā)出有功功率的大范圍變動會造成整個運行區(qū)間較大的電壓偏差。

風電機組由于風速波動造成輸出功率波動會引起電壓波動。風電機組由于塔影效應、偏航誤差和風剪切等因素造成輸出功率波動，波動頻率通常在0.1～35Hz，會造成電壓閃變，危害電網(wǎng)的電能質(zhì)量[14]，應該對此引起足夠重視。

風電場在大風速下并網(wǎng)電壓過低可以通過在風電場加裝并聯(lián)電容器BL解決，但補償容量過大時，當風電場輸出功率PW較小時將造成Q1＜0且Q1值較大，可能形成過電壓。若通過投切電容器組的方式改變并聯(lián)電容則存在響應速度過慢以及投切次數(shù)限制等問題。此外，補償電容器過多且不合理還可能降低系統(tǒng)的電壓穩(wěn)定裕度[15]。

根據(jù)式（12）～式（13），如假設(shè)UL變化不大，XS?RS，在Q1值較大時UL的變化量?UL為

由式（11）可知在PW增大時增大QW，就可以減小?Q2，進而減小?UL，反之亦然。因此適度調(diào)整風電機組的額定功率因數(shù)將有利于風電場大功率輸出下減小并網(wǎng)變電站母線的電壓偏差與電壓波動，但此功率因數(shù)不應該超過風電機組的額定功率因數(shù)。

風電機組若采用額定電壓控制會明顯減小并網(wǎng)變電站母線電壓偏差與電壓波動，這在下文的仿真中得到了很好的驗證。

此外根據(jù)式（14）還可以得到電壓波動?UL與RS、XS即并網(wǎng)點系統(tǒng)的短路容量密切相關(guān)，通過加強電網(wǎng)建設(shè)、接入高電壓等級網(wǎng)絡(luò)等方式增大并網(wǎng)點的短路容量可以有效減小風電場接入系統(tǒng)造成的電壓偏差以及電壓波動。

2.5 風電場接入系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定影響分析

當電力系統(tǒng)發(fā)生短路故障，風電機組機端電壓瞬時下降到很低的值，電機的定、轉(zhuǎn)子中會出現(xiàn)暫態(tài)浪涌電流，其幅值可以達到額定電流值的2～3倍[16]，如果不能有效地抑制這種暫態(tài)電流，則與電機轉(zhuǎn)子相連接的變頻器就會因為過電流而退出運行。此時電機處于失磁狀態(tài)，必須通過低電壓保護從系統(tǒng)中切除。因此，故障下風電場將退出電力系統(tǒng)，這將對系統(tǒng)在故障后的恢復造成不利影響。

風電機組低電壓穿越技術(shù)（LVRT）的出現(xiàn)很好地解決了以上問題。LVRT功能是指風電機組端電壓降低到一定值的情況下風電機組能夠維持并網(wǎng)運行的能力，避免風電場退出對系統(tǒng)的沖擊。此外由于風電機組慣性常數(shù) Hg較小發(fā)生擾動后調(diào)節(jié)時間較短，因此有利于系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定。

3 仿真分析

3.1 仿真模型介紹

本文在電力系統(tǒng)機電暫態(tài)仿真軟件PSS/E中建立了江蘇省南通 220kV電網(wǎng)的穩(wěn)態(tài)模型與暫態(tài)模型，圖 6為南通電網(wǎng)主接線圖。龍源風電場（401號節(jié)點）通過110kV線路接入洋口變（12號節(jié)點）110kV側(cè)，天生港電廠（308號節(jié)點）為南通電網(wǎng)裝機容量最大的電廠，擁有發(fā)電機組四臺，且其與風電場之間的電氣距離較遠，故將其設(shè)定平衡節(jié)點。發(fā)電廠均作為PV節(jié)點，風電場與一般變電站為PQ節(jié)點，風電場接入電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)如上文所述。在暫態(tài)仿真中，風電場風電機組模型采用PTI公司發(fā)布的PSSEWIND風電計算包，其參數(shù)選用美國GE能源集團公司的GE1.5SLe風電機組，單機容量1.5MW，共67臺，共計容量100MW。

圖6 南通電網(wǎng)主接線圖Fig.6 Geographical diagram of Nantong grid

3.2 風電場接入系統(tǒng)有功頻率仿真

假定風電場總裝機容量 100MW，初始運行于風速 6m/s下，5s時遭遇陣風，波形如圖 7所示，仿真結(jié)果如圖8所示，可見風速波動引起風電機組輸出功率的波動以及網(wǎng)絡(luò)頻率波動。

圖7 陣風波形圖Fig.7 Wave of gust wind

圖8 陣風下仿真圖Fig.8 Simulation figure under gust wind

3.3 風電場接入系統(tǒng)無功電壓仿真

風電場中的風電機組在功率因數(shù) 1（風電場未補償電容器）、功率因數(shù) 1（風電場補償電容器）、功率因數(shù)0.98（風電場未補償電容器）和額定電壓控制下運行時，在風電場不同的輸出有功功率下，并網(wǎng)變電站母線的電壓和風電機組機端的電壓如圖9所示。

圖9 不同無功補償方式下電壓Fig.9 Voltages in different reactive compensation modes

根據(jù)計算結(jié)果可以得到，在風電場風電機組運行在功率因數(shù)1的情況下，風電場輸出功率超過100MW時，輸出功率的波動會造成并網(wǎng)點電壓明顯波動，至230MW 時，并網(wǎng)點電壓因電壓偏差過大不能滿足電網(wǎng)運行要求[17-18]，至250MW時風電機組將因機端電壓過低被切除，至270MW時已接近靜態(tài)穩(wěn)定極限。補償電容器后增加了風電場輸出功率的范圍，但其在風電場輸出功率50MW時電壓已接近電壓偏差極限，繼續(xù)增加電容將引起系統(tǒng)過電壓，風電場輸出功率超過 250MW 則必須增加電容才能使系統(tǒng)繼續(xù)正常運行，補償固定電容并不能減小電壓偏差和電壓波動。若將風電場風電機組功率因數(shù)調(diào)節(jié)為0.98后，上述問題得到了較好的解決，在風電場輸出有功功率變化的整個區(qū)間內(nèi)并網(wǎng)點母線電壓偏差控制在較好的水平，電壓波動較之前兩種控制方式也明顯減小。如風電機組采用額定電壓控制則并網(wǎng)點電壓偏差與電壓波動極小，表明這種控制方式優(yōu)勢十分明顯。

3.4 風電場接入系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定仿真

假定風電場總裝機容量100MW，初始運行于風速12m/s下，風電機裝有低電壓保護，其整定值為Ⅰ段 UⅠ=0.2（pu），跳閘時間 tⅠ=0.09s；Ⅱ段 UⅡ=0.2（pu），跳閘時間 tⅡ=1.38s；Ⅲ段 UⅢ=0.9（pu），跳閘時間 tⅢ=3.08s。3s時位于三官殿變（19號節(jié)點）至洋口變（12號節(jié)點）線路發(fā)生接地故障，0.2s后繼保裝置動作，切除線路，圖10為仿真結(jié)果圖。在相同的仿真條件下，當風電機組運用低電壓穿越技術(shù)（LVRT）時仿真結(jié)果如圖11所示。

由仿真結(jié)果可以看出，故障發(fā)生后風電機組跳閘退出運行，其他機組均增加出力以平衡風電機組退出導致的系統(tǒng)有功功率不平衡，同時伴隨有較長時間的功率振蕩以及大幅度的電壓下降。低電壓穿越技術(shù)的運用使風電機組得以在故障下繼續(xù)運行，并在故障后較快恢復，進而縮短了系統(tǒng)各電氣量的調(diào)節(jié)時間，并減小了故障期間和故障后的電壓跌落幅度?？梢姡L電場接入電網(wǎng)將對系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定造成不利影響，低電壓穿越技術(shù)的運用將維持故障下風電場繼續(xù)并網(wǎng)運行，從而增加了系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定性。

圖10 系統(tǒng)故障仿真圖Fig.10 Simulation figure when system faults

圖11 風電機組運用LVRT后系統(tǒng)故障仿真圖Fig.11 Simulation figure when system faults for wind turbine equipped with LVRT

4 結(jié)論

通過上文的分析和仿真可以得到以下結(jié)論：

（1）風電場的接入會對系統(tǒng)的運行頻率造成影響，較大的風速波動加之負荷的波動會造成系統(tǒng)的頻率波動，當風電場接入系統(tǒng)容量增大時，必須提供足夠的旋轉(zhuǎn)備用容量以維持系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定，風電功率預測以及儲能技術(shù)的發(fā)展有利于減小旋轉(zhuǎn)備用容量。

（2）適當?shù)娘L電容量接入有利于維持接入點的電壓水平，但當風電場發(fā)出的功率大量向網(wǎng)絡(luò)輸送時造成并網(wǎng)點電壓顯著下降，不滿足國標要求并可能引起風電機組低電壓保護動作。如果將風電機組的功率因數(shù)適當調(diào)節(jié)，則可以大大改善并網(wǎng)點的電壓水平，風電機組額定電壓控制會獲得最好的控制效果。

（3）風電場在故障下退出運行將對系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定造成不利影響，因此研發(fā)風電機組的低電壓穿越技術(shù)（LVRT）對增強風電場接入系統(tǒng)后的暫態(tài)穩(wěn)定性具有重要意義。

致謝：本文的研究得到了華東電力試驗研究院有限公司和江蘇省電力試驗研究院有限公司的支持，謹此致謝。

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