王 栋，方志辉

（1.国网浙江省电力公司舟山供电公司，浙江 舟山 316000；2.国网浙江岱山县供电公司，浙江 岱山 316200）

海岛风电并网运行特性对电网适应性的分析

王 栋1，方志辉2

（1.国网浙江省电力公司舟山供电公司，浙江 舟山 316000；2.国网浙江岱山县供电公司，浙江 岱山 316200）

通过对风电机组并网系统进行建模，从保护安全、电能质量、线损等方面分析了分布式电源接入后对电网的影响，结合岱山美达一期风电场实测数据和网架结构，从有功频率控制、无功功率控制、低电压穿越和五端柔性直流输电接入4个方面分析其运行特性，从而论证风电机组运行特性对电网的适应性。

分布式电源；低电压穿越；电网适应性；柔性直流输电

随着化石能源的日益紧缺，挖掘清洁、高效和可再生的新能源以及发展DG（分布式电源）成为能源世界的主旋律。DG通常装机规模小，直接接入到中低压配电系统，一般不穿越上一级变压器直接向用户提供电能，使分散式能源资源就近利用，实现电能就地消纳，减少电能传输损耗。我国海洋风能资源丰富，在国家新能源政策的鼓励下，海岛风电已成为研究热点。

1 建模分析

1.1 风电机组简介

DFIG（双馈感应变速风电机组）是一种变速恒频发电机组，具有传统风电机组所没有的优势：

（1）参与系统无功调节，通过调节励磁电流使发电机吸收无功功率。

（2）调节转子励磁电流的幅值、频率和相位，风电机组发出恒定频率的电流，实现优质发电。

（3）传统电机并网控制技术复杂，需精确转速控制和准同期操作，而DFIG通过对转子实施交流励磁，调节发电机定子输出电压，实现安全快速的并网操作[1]。

DFIG定子直接接入电网，转子通过功率变频器接入电网，利用变频器实现发电机有功、无功功率解耦控制，使风电机组具有变速运行的特性，提高风能转换率，实现最大风能捕获并减小风电机组机械部件所受感应力，改善风电的功率因数及电压稳定性。

1.2 风电机组功率波动特征描述

风能的随机性、间歇性致使并网风电功率波动，对电网调度运行、电压控制、电网调峰等造成诸多不利影响，甚至危及电网安全稳定运行[2-4]。为此国内外出台了一系列DG并网标准，以规范电网对DG的接入要求。我国国标GB/T 19963-2011《风电场接入电力系统技术》对风电场有功功率变化作了相关规定[5]，详见表1。

表1 风电场有功功率变化限值推荐

风电场有功功率变化特性，可用式（1）和式（2）中的功率变化量和变化率表示：

式中：ΔPt为t时刻风电场输出有功功率变量；σp，t为t时刻风电有功功率变化率；Pw为风电场总装机容量；Δt为数据采样时间。

衢山美达风电场装机容量为40.8 MW，其采样时间为5 min，10 min内最大有功功率变化限值为40.8/3=13.43 MW，则它的功率变化率范围为[-32.9%，+32.9%]。2015年4月29日00∶40，风电场输出功率为17.34 MW，4月29日00∶50时，输出功率为14.17 MW，实际功率变化率为7.77%，满足国标要求。

1.3 功率变换方法

为实现风机及相关DG顺利并网，并网DG电压与系统电压需匹配，DG输出功率满足并网要求。设DG的额定输出电压为，额定输出容量为，系统电压为Us，要求的DG额定电压为UDG，额定容量为SDG。可在标准DG与系统之间加入电压适配和电流变换环节，如图1所示。

图1 DG并网功率变换原理

电压电流变换系数满足式（3）：

式中：KU为电压变换系数；KI为电流变换系数；为DG的额定输出电流；IDG为要求的DG额定电流。

DFIG是输出功率固定的风电机组，无功限制由风机有功出力PG和特定的功率因数确定，即吸收的无功功率QG为：

DFIG进相运行，需从电网吸收无功功率，功率因数小于0。为使风机功率因数固定，通常在风机机端安装并联电容器组以补偿异步风电机组吸收的无功功率。通过配套并联电容器组的自动投切，保证其工作功率因数在0.9以上。衢山美达风电场采用4×12台维斯塔斯V52风机群，风机发出额定电压690 V，通过电压电流变换器后，输出1 kV电压，功率因数为0.98。

2 DG接入影响

2.1 DG对电网的影响

2.1.1 对保护安全的影响

传统配电网以辐射状为主，潮流从电源单向流到用户，仅在变电站出口安装过流保护，支路上装设熔断器。DG接入后，成为多电源系统，潮流方向将不确定，这要求其保护设备应具有方向性。同时增加配电线路的短路电流，进而影响上下游保护的故障判别能力。文献[6]介绍了系统短路故障对风机的影响。舟山海岛的特殊地理结构使得舟山电网与省网的联络较为薄弱，当因故与大陆电网解列成孤网后，风电对小系统频率稳定的控制非常不利。另外衢山供区成孤立系统后，风机无法支撑该系统频率、电压的稳定且对蓬莱变电站（简称蓬莱变，以下类推）线路重合闸造成干扰。

2.1.2 对电压的影响

传统配电网电压沿馈线潮流方向逐渐降低，接入DG后系统电压波动主要是由有功、无功负荷随时间变化所引起的。DG的位置及总容量大小决定了沿馈线的各负荷节点处的电压，影响系统电压的波动。

2.1.3 对电能质量的影响

DG能够提高供电可靠性，但因其不连续性和不确定性以及本身的运行特性，输出功率波动，当电网发生故障（如风速过大风电机组自动切除运行）时，将对电网产生明显的冲击[7]。电力电子装置被大量应用到DG系统中，它们均为谐波源，文献[4]分析了DG接入电网产生的谐波影响及相应治理措施。

2.1.4 对损耗的影响

若系统中节点负荷大于或等于该节点的DG输入量，应对该节点功率进行就地补偿，以减少损耗。若DG输入功率远大于该节点的负荷，其功率穿越上一级变压器倒送至上级电网，线路的损耗可能增加，故发展海岛DG能减少损耗。

2.2 电网扰动对风电场的影响

2.2.1 电网扰动对风电场影响情况统计

衢山美达风电场于2008年4月3日投运，经升压变压器升至35 kV，通过美达3321线和风电3322线分列接至35 kV幸福变，幸福变和金海湾变均由35 kV线路同接在110 kV岱山变35 kV母线上，如图2（a）所示（投运初期未装设SVG）。截至2010年12月29日110 kV大衢变投运，因幸福变10 kV线路短路故障、金海湾变故障及上级电网电压波动而导致风电场分别切机3次、2次和7次。

大衢变投运后，风电场从幸福变切割至大衢变35 kV母线，按照《风电场接入电力系统技术规定》配置了SVG，金海湾变也从岱山变切割至220 kV蓬莱变。幸福变、金海湾变和美达风电场不再直接连接，如图2（b）所示。这期间因幸福变10 kV线路短路、金海湾变故障及上级电网电压波动而导致风电场分别切机0次，0次和6次。

图2 柔直投入前后的网架结构

由此可见，大衢变投运后，使网架结构更加合理，加上SVG作用，进一步增强了电网对风电等DG接入的适应性，因幸福变10 kV线路短路、金海湾变故障导致风电场切机次数已减至零。但因上级电网电压波动而导致风电场切机次数仍较多。2014年6月，舟山五端柔性直流输电系统（简称柔直）投运，它提高系统稳定性，增加系统动态无功储备，解决冲击性负荷对系统的影响，保障敏感设备供电，从柔直投运至2015年9月，因上级电网电压波动而导致风电场切机仅2次。

2.2.2 电网扰动对风电场影响的仿真分析

在柔直接入舟山电网后，进行了上级电网扰动对风电影响的BPA仿真。故障设置为：浙春晓-浙六横500 kV线路N-1，对线路发生三相短路，嵊泗HVDC发生双极闭锁，并于0.1 s后切除故障，通过仿真观察系统的暂态过程。五端直流以定海站作为主送端，其余四端作为受端，其中岱山站具备后备定直流电压功能。故障前北仑电厂、郎熹电厂、舟山电厂机组均满负荷运行，均投入PSS。在暂态仿真中，选择柔直满发、风机满发进行仿真，五端柔直采用定无功功率控制策略，电网的动态过程如图3所示。

图3 动态过程仿真

由图 3（a）和（b）可见，在故障期间，嵊泗HVDC突然跌落到0.7 pu后，在故障时间内会上升到0.85 pu左右，长白、美达、岑港风电场的电压会持续保持在0.8 pu左右，稍后过电压被加剧了；HVDC逆变侧的电压在故障切除后会升至1.2 pu，过电压的持续时间大约0.8 s左右，美达风电场的电压在故障切除后会升至1.2 pu，过电压的持续时间也会持续0.8 s左右。导致美达风电场电压升幅比其他两个风电场高的原因是美达风电场离衢山、嵊泗换流站电气距离较近，且美达风电场还并联了12 Mvar电容器，在过电压期间，该电容器给风电场提供较大无功，这是不利的，但定无功功率控制策略能有效防止风机高压脱网，可有效缓解过电压问题，因此五端柔直采用定无功功率的方式运行，向交流系统提供动态无功支撑，能够有效提高系统对风机的适应性。

3 风电场电源控制方案

为使电网安全稳定、经济可靠地运行，需控制风电场有功、无功功率对系统的不利影响。根据调度指令和风电场并网点信号（风速、风向、风密度、并网点电压等），对风电场无功补偿装置和风机本身进行调节，实现对整个风电场的优化控制，使各参数在规定范围内变化。

3.1 有功功率控制

各国对DG并网标准的有功功率控制描述有所不同，但基本要求有2点：最大功率变换率限制；电网特殊情况下DG的输出功率限制。一些国家还规定DG应具备降低有功功率和参与系统一次调频的功能，提出DG需根据电网频率值、调度指令等信号调节有功功率范围和做出响应的时间，以及参与一次调频的调节系统技术参数[3，5]。国家电网公司企业标准Q/GDW 480-2010《分布式电源接入电网技术规定》对DG具体的频率响应要求做了具体规定[5]。

控制风电场有功功率的方式包括切除风机、切除整个风电场和调节风电机组的有功功率输出水平。为防止系统故障后出现孤岛运行，在大衢变和美达风电场均安装了系统解列装置。

3.2 无功功率控制

风机输出功率的波动性会导致并网功率因数不合格、电压偏差、电压波动和闪变等问题，在大容量风电场接入系统时还存在稳定性问题。标准Q/GDW 480-2010对不同DG的无功调节能力和调节方式做了规定：DFIG输出有功功率时，需从电网吸收一定无功功率，降低并网点电压。美达风电场装设了容量为±4 Mvar的动态无功补偿装置SVG共2套，并配备自动监控和保护装置，每套装置以进线无功功率及母线电压作为控制目标，动态跟踪电网电能质量变化，并根据变化情况动态调节无功输出，实现变电站在任意负荷下的高功率因数运行。

3.3 低电压穿越能力

低电压穿越指当风电场接入点电压跌落时，能保持并网，甚至向电网提供一定的无功功率，直到电网恢复正常，从而穿越此低电压时间[3]。风电在电网中所占比例较小时，一般风电场实施被动式自我保护而解列；当比例较大时，如继续使用被动式自我保护而解列，则会增加系统的恢复难度，甚至加剧故障，最终导致系统崩溃，此时可采取有效低电压穿越措施，以维护风电场电网稳定。GB/T 19963-2011要求风电机组应具有低电压穿越能力和必要的高电压耐受能力。

接入点电压跌落至额定电压的20%～90%时，风电机组在0.625 s内能够持续并网运行，并要求风电机组向电网提供无功功率，无功功率控制应在电压跌落的0.08 s内响应，并能持续0.6 s，实现电网的快速恢复和稳定。文献[8]介绍了分布式电源低电压跌落控制策略，文献[9-10]对DFIG低电压穿越采用变频器暂态电压控制及桨距角控制，改善了风电场的暂态电压稳定性。

4 结论

在介绍DFIG优势的基础上，指出风机并网对无功电压、线损、电能质量、负荷预测等具有一定影响，同时电网的扰动对风机也有冲击。基于柔直投运前后因电网扰动导致风电场切机次数的统计情况，开展了柔直接入后电网扰动对风机影响的BPA仿真分析。结果表明：对衢山美达风电场进行网架结构优化、配置SVG等措施有利于增加系统动态无功储备，提高风电并网适应性。为保证电网安全稳定、经济可靠运行需依据国标标准对风电场有功、无功功率进行控制。

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（本文编辑：方明霞）

Analysis on Operation Characteristic Adaptability of Integrated Island Wind Power to Power Grid

WANG Dong1，FANG Zhihui2
（1.State Grid Zhoushan Power Supply Company，Zhoushan Zhejiang 316000，China；2.State Grid Daishan Power Supply Company，Daishan Zhejiang 316200，China）

By modeling the integration system of wind power generating sets，the paper analyzes the impact of DG integration on the power grid in terms of protection safety，power quality and line loss.In accordance with the measured data and grid structure of Daishan Meida phase-I wind farm，the paper analyzes the operation characteristics active frequency control，reactive power control and LVRT and the five-terminal VSC-HVDC integration to demonstrate the operation characteristic adaptability of wind turbines to power grid.

distributed generation（DG）；low voltage ride through（LVRT）；grid adaptability；VSC-HVDC

TM614

：B

：1007-1881（2016）05-0042-05

2016-03-09

王 栋（1974），男，高级工程师，从事电网调度管理及运方工作。