刘一峰，祁　鑫

（国网宁夏电力公司电力调度控制中心，宁夏　银川　750001）

近年来，我国风电和光伏发电快速发展，在风电、光资源丰富的三北地区，区域内的新能源发电消纳能力已难以满足消纳需求［1-2］。研究表明：风、光、火打捆经特高压直流跨区外送是实现大规模风电等清洁能源的集约高效开发和利用的有效手段［3-7］，但近期国内发生过多起风机群体性脱网事故［8-11］，给电网的安全稳定运行带来了很大的隐患。当大规模的风电并入电网后，将导致地区系统电压波动、电网稳定性变差等问题［12］，给宁夏电网的安全稳定运行带来了新的挑战，急需进行风电脱网控制策略研究。

1　研究现状及存在的问题

预计至2017年年底，宁夏电网风电装机容量将达到11.5 GW，约占总装机容量的25%。宁夏地理面积小，风电同时率高；同时，随着大规模集中式新能源的并网接入，在直流近区存在大量风电、光伏的运行方式下，新能源与直流、交流电网的耦合特性日益增强，电网故障将会引起系统无功电压波动［13-14］、短路电流水平升高等一系列新问题，此类问题的出现势必会影响到新能源的并网运行。通过对近期风电脱网事故的分析，发现故障原因主要是由设备故障和汇集地区风电场调压能力不足造成的［15］。文献［16］ 研究了初期并网的风电机组自身普遍低电压穿越水平不足，引发风电机组大规模脱网。文献［17］ 研究了部分风电机组因低电压穿越失败而脱网后，系统无功过剩，造成电压飙升，风电机组因过电压保护动作而脱网，扩大了故障的影响。文献［18-19］ 研究了风电机组的涉网配置、设备性能参差不齐，电网适应性差，不满足正常运行需要。

以上研究是从风机低电压穿越及涉网配置参数进行了分析，而本文主要从以下两个方面进行研究：一是风电机组动态无功补偿方面因装置配置不完善，风机电压调整能力不足造成的风机脱网问题；二是风电机组涉网定值整定不合理，导致风机耐高压性能不满足电网正常运行要求的问题。针对以上两个问题，以宁夏电网为例，利用电力系统分析综合程序（power system analysis software package,PSASP）建立典型系统仿真模型，仿真分析电网发生交直流故障时，新能源场站的动态无功补偿和风电机组涉网定值整定的作用。

2　仿真计算及分析

2.1　系统建模

2.1.1电源规划

预计到2017年底，宁夏电网总装机容量将达到48.42 GW，各类电源装机容量及占比如表1所示。截止到2017年初，宁夏地区已投运81座风电场，总装机容量9.42 GW。在分布位置方面较为集中，主要分布在吴忠、中卫地区集中接入330 kV牛首山、星能、香山、麻黄山、邱渠、九彩、罗山变电站，约占风电装机的58%。宁夏电网负荷以高载能负荷为主，约占总负荷的70%，全网用电负荷率较高，峰谷差较小。

表1　宁夏电网各类电源装机比例

2.1.2网架结构

宁夏主网网架结构如图1所示，形成750 kV双环网网架，银东、灵绍2回直流近电气距离接入，灵绍换流站规划的火电厂全部投产，甘宁断面通过4回750 kV交流线路与西北主网相连。

图1　宁夏电网2017年主网结构

2.1.3仿真条件

宁夏电网计算负荷16.6 GW，电源计算出力25.2 GW，其中风光新能源出力12 GW，风电出力8.3 GW，光伏出力3.7 GW，常规电源出力13.2 GW，留有旋备1.2 GW。灵绍特高压直流外送8 GW，银东直流外送4 GW，甘宁断面受入4 GW，考虑宁夏风电机组满足文献［20-21］ 要求的低电压穿越能力进行仿真计算。

2.2　局部系统解列故障对风机电压的影响

应用PSASP综稳系统对宁夏电网系统模型进行了计算建模，并对直流故障、局部系统解列等故障进行了仿真分析。首先，设置甘宁断面解列的故障，在宁夏电网低频减载第一轮（49 Hz，延时0.2 s）动作前，有部分新能源电站因电压低（0.9 pu，超过2 s）发生脱网，脱网量525.348 MW，分布在中卫、牛首山、宁东等地区，随着低频减载动作切除负荷，系统电压升高，大量新能源电站因电压高而发生脱网，系统频率严重下跌，电网配置的低频减载全部动作也无法避免频率崩溃，宁夏电网的频率变化特性如图2所示，电压变化特性如图3所示。在仿真100 s时间内，低频减载切除的总有功负荷7 360.058 MW，新能源脱网共5 398.168 MW，其中风电4 112.44 MW，光伏1 285.728 MW。

图2　宁夏电网频率变化曲线

图3　宁夏电网母线电压变化曲线

若发生甘宁断面解列故障，如果不考虑新能源场站的动态无功补偿作用（如图3所示），宁夏电网电压随着宁夏电网的频率（如图2所示）发生大幅的波动，大量新能源会因为高低压问题脱网，即使电网配置的低频减载全部动作也无法避免频率崩溃。在当前电网运行方式下，考虑新能源场站的动态无功补偿作用，风电场配置的静止式无功发生器（static var generator,SVG）感性、容性容量相等，为风电场装机容量的24%；光伏电站配置的SVG感性、容性容量也相等，为光伏电站装机容量的20%。甘宁断面解列故障再次进行仿真计算进行对比，在电网配置的低频减载动作3轮，切除负荷3 680.026 MW，系统频率（如图4所示）可恢复在要求范围内；电压变化特性（如图5所示）未发生大幅波动，避免了风电机组的脱网。

图4　考虑动态无功补偿的宁夏电网频率变化曲线

图5　考虑动态无功补偿的宁夏电网电压变化曲线

2.3　直流系统故障对风机电压的影响

在考虑新能源场站的SVG退出的情况下，分别进行灵绍直流双极闭锁，0.1 s切除交流滤波器；灵绍直流双极闭锁，1 s切除交流滤波器；银东直流双极闭锁，0.1 s切除交流滤波器；银东直流双极闭锁，1 s切除交流滤波器的计算分析结果如表2所示，计算结果显示直流近区电压均在合格范围之内。

表2　直流闭锁故障下送端电压升高情况（SVG退出）

在考虑新能源场站的SVG投入的情况下，分别进行灵绍直流双极闭锁，0.1 s切除交流滤波器；灵绍直流双极闭锁，1 s切除交流滤波器；银东直流双极闭锁，0.1 s切除交流滤波器；银东直流双极闭锁，1 s切除交流滤波器的计算分析，结果见表3。计算结果显示投入SVG后直流近区电压较表2所示电压更加合理。

表3　直流闭锁故障下送端电压升高情况（SVG投入）

将新能源高压保护动作定值由原始定值1.1 p.u.持续0.5 s，1.15 p.u.持续0.1 s，1.3 p.u.持续0 s，修改为1.1 p.u.持续1.2 s，1.15 p.u.持续0.3 s，1.3 p.u.持续0 s。定值修改后，灵绍直流双极闭锁后1 s切除交流滤波器故障扰动下，即使罗山和星能接入的风光场站SVG未运行，新能源机组也可以避免因高电压保护动作而脱网。可见更改耐高压保护定值提高了风机的电网适应性，更加符合宁夏电网实际情况，同时SVG的运行对新能源机组的电压稳定有积极作用，降低了新能源机组脱网的风险。

3　效果评价

（1）在合理配置动态无功补偿装置后，低频减载装置只切除部分负荷，既能保持电网的频率、电压稳定，又避免了风机脱网。新能源场站SVG的运行对新能源机组的电压稳定有积极作用，应配置性能良好的动态无功补偿装置，根据系统要求能够进行快速投切、连续调整补偿系统的无功功率，保持风电并网点电压的稳定，降低新能源因低压问题脱网的风险。

（2）将风电机组高压保护动作定值更改为1.1 p.u.持续 1.2 s，1.15 p.u.持续 0.3 s以上能够提高风电机组耐高压能力，有效避免因高压保护动作造成的脱网。因宁夏电网的多直流外送特性对其耐高压能力提出了更高要求，更改后的风电耐压能力比之前的定值更符合区域特点，可大幅提高风电的高电压穿越能力，提升风机的抗扰动能力，降低风机因高压脱网风险。

（3）针对风电机组因交直流故障造成的高低压问题导致的脱网，在合理配置动态无功补偿装置和更改风电机组耐高压保护定值后进行仿真分析，风电场的电压水平得到了改善，有效地避免了风电机组因高低压问题造成的脱网，提高了发用电用户的电压水平，保障了电网的安全稳定运行。

4　结论

（1）当大规模风电接入电网后，对电网的电压特性也会产生一定的影响。通过增加动态无功补偿装置和提高风电机组耐压能力的技术，在系统发生故障电压波动时，可以防止风电机组大量脱网，同时故障后可以及时向系统提供无功功率的支持，用来加速系统电压的恢复，为系统运行及风险管控提供理论指导及应对策略。

（2）本次仿真基于电网电压异常导致的风电机组脱网进行的计算，结果符合宁夏电网运行特点，但故障设置较为单一。随着风力发电场的机组装机规模及容量越来越大，风电在整个系统发电中所占的比重上升，风电发电对电网系统造成的影响将呈现多重化、复杂化的新特点。结合未来电网规划情况，针对大规模的风电机组群体性脱网对电力系统稳定性的影响，是下一步需要深入分析及研究的方向。

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