风电场接入对送端电网暂态特性的影响研究

2019-03-18张更贺张祥成张鹏宇

分布式能源 2019年1期

傅旭，赵娟，张更贺，张祥成，张鹏宇

(1.西北电力设计院有限公司，陕西西安 710075；2.国网青海省电力公司检修公司，青海西宁 810003；3.国网青海省电力公司经济技术研究院, 青海西宁 810008； 4.国网吉林省电力有限公司，吉林长春 130000)

0 引言

风电机组出力特性具有随机性和不确定性，且风电往往处于电网末端，风电并网对电网运行的影响将日益突出[1-4]，对电网频率特性、功角稳定性、无功电压特性等诸多方面都将产生重大影响[5-9]。风电机组类型包括异步发电机、双馈发电机、永磁同步发电机等，各种类型的风力发电机的暂态过程不同于传统同步发电机[10-12]。文献[13]研究了风电和光伏接入电网后对电网短路电流的影响。文献[14]利用最小二乘法对故障条件下风电场参数进行参数辨识。文献[15]将风电场的输出特性引入到风电场的等值求解过程中，采用遗传算法进行求解。文献[16]用改进容量加权单机等值法对风电场进行等值，同时保留所有风力机和风速模型。文献[17-18]分析了风电场对暂态稳定性的影响，并采用功率注入模型模拟风电场。文献[19]将双馈感应发电机(doubly fed induction generator，DFIG)风电场在故障恢复后用恒阻抗功率源模拟。文献[20]以风电机组具有相近运行点为机组分群原则，给出风电场动态等值的多机表征方法。

电力系统接入大型风电场后，对电力系统的暂态稳定特性将产生重大影响。本文以我国某地区实际电网为例，研究风电场接入对送端电网的暂态稳定特性的影响规律，研究成果表明：在送端系统送出功率恒定的情况下，由于风电机组本身不存在功角同步的问题，风电接入后系统的暂态稳定性有所改善；但风电装机占比较大时，可能导致系统的电压稳定性变差，静止无功补偿器(static var compensator,SVC)有利于提高送端电网的暂态功角稳定性和暂态电压稳定性。在电网安全稳定分析中，需对大规模接入风电机组的送电电网暂态电压稳定性加以重点关注。

1 风电场暂态模型

1.1 双馈风力发电机

双馈风力发电机组中的电力电子变流器只需要对转子的功率进行变换与处理，减小变流器容量，实现了双馈发电机定子的有功、无功解耦控制。图1为双馈机组的结构示意图，双馈风力发电机5阶矢量表示的数学模型[10]如下：

图1 双馈感应风电机组结构示意图Fig.1 Schematic diagram of doubly fed induction generator structure

(1)

式中：Us、Ur为定、转子电压；Is、Ir为定、转子电流；ψs、ψr为定、转子磁链；ωs、ωr为定子电压的角频率及转子的电角频率；Rs、Rr、Ls、Lr、Lm分别为双馈风力发电机的定、转子绕组电阻、电感以及定转子之间的互感值；J为发电机转子惯量；Tm为机械转矩；Te为电磁转矩。

1.2 永磁同步风力发电机

永磁同步风力发电机没有齿轮箱和转子励磁装置，通过一个全功率的变频器与系统相连，系统基本结构如图2所示,数学模型[11]如下：

图2 永磁同步风力发电机组结构示意图Fig.2 Schematic diagram of permanent magnet synchronous generator

(2)

式中：ud、uq、id、iq为永磁同步风力发电机定子电压、电流的d轴与q轴分量；ψf为永磁同步风力发电机转子永磁体的磁链；ωe为永磁同步风力发电机定子电压的角频率；Ld、Lq为永磁同步风力发电机的d轴同步电感及转子同步电感。

2 案例分析

采用某地区电网进行实例仿真计算，数据模拟为某年该地区五省的220 kV及以上电网。

1) 对暂态稳定性的影响。

以极限故障切除时间指标研究风电机组对系统暂态功角稳定性的影响。

工况1：接入敦煌变330 kV侧的风电合计出力4 000 MW， “敦煌—酒泉+沙州—鱼卡”断面潮流为6 573 MW，潮流计算结果收敛。故障设置为敦煌—酒泉变0周波发生三相短路故障。经过仿真计算，系统的故障极限切除时间为350 ms。

工况2：风电出力降低1 000 MW，火电机组有功出力增加1 000 MW以补充风电降低的出力。经仿真计算，系统火电机组功角失稳，故障极限切除时间为320 ms。

可看出，以风电场代替相同容量的火电机组后，由于风电机组本身并没有功角失稳问题，系统的极限故障切除时间有所增加，即系统的暂态稳定性有所改善。

2) 对电压稳定性的影响。

含有大型风电场的电网发生故障后，系统风电机组的机端电压变化会和系统中同步发电机组的机端电压变化表现不同。风电场在电网发生故障的情况下，普遍存在一种暂态电压持续跌落、最后发生电压崩溃或电压剧烈振荡的现象，有可能激发同步机组功角失步。

图3 工况3下节点电压变化曲线Fig.3 Bus voltage variation under condition 3

工况3：风电出力4 000 MW，稳态潮流计算收敛，“敦煌—酒泉+沙州—鱼卡”断面潮流6 573 MW，敦煌—酒泉变敦煌侧0周波发生三相短路故障，10周波故障线路切除。敦煌变750 kV侧和330 kV侧的电压恢复情况如图3所示，由图可见：故障切除后约10个周波，电压恢复至0.75 pu以上。

工况4：接入敦煌变330 kV侧的风电场合计有功出力为3 000 MW，“敦煌—酒泉+沙州—鱼卡”断面潮流5 573 MW。故障设置同工况3。

敦煌变750 kV侧和330 kV侧的电压恢复曲线情况如图4所示，由图可见：故障切除后约10个周波，电压恢复至0.85 pu以上。

图4 工况4下节点电压变化曲线Fig.4 Bus voltage variation under condition 4

对比图3、4可看出，风电场出力从4 000 MW降至3 000 MW后，节点电压恢复速度和电压幅值均有所提高。即：风电场出力的增加对节点电压影响较大；并且出力越大，节点电压的恢复速度越慢。

3) 利用SVC提高系统暂态功角稳定性。

普通投切式低压并联电容器的无功输出与节点电压平方成正比。风电场出现故障时，电压往往会降低，电容器的无功补偿量也会减少。SVC可更快、更平滑地改变其无功出力，对风电场的暂态稳定起到更快速的调节作用。

工况5：潮流分布同工况3，每个风电场并网侧加装50 Mvar的SVC无功补偿装置，取代原来每个风电场布置的50 Mvar并联电容器，敦煌—酒泉变敦煌侧0周波发生三相短路故障。

工况6：潮流分布同工况4，每个风电场并网侧加装50 Mvar的SVC无功补偿装置，取代原来每个风电场布置的50 Mvar电容器，故障设置同工况5。

通过工况5和6的仿真计算，投入SVC取代原可投切的低压电容器后，工况5的极限故障切除时间为370 ms；工况6的极限故障切除时间为350 ms。无SVC装置时工况5下极限故障切除时间为350 ms，SVC投入后系统的极限故障切除时间延长了20 ms；工况6下，极限故障切除时间为320 ms，SVC投入后系统的极限故障切除时间延长了30 ms。

4) 利用SVC提高暂态电压稳定性。

工况7：同工况5，敦煌—酒泉变敦煌侧0周波发生三相短路故障，10周波故障线路切除。

工况8：同工况6，敦煌—酒泉变敦煌侧0周波发生三相短路故障，10周波故障线路切除。

图5和6给出了风电场集中并网点装设SVC后节点电压恢复情况，由图可见：SVC投入后，工况7在100周波时，敦煌变330 kV侧和750 kV侧的电压均恢复至0.95 pu以上；工况8在100周波时，敦煌变330 kV侧和750 kV侧的电压均恢复到了0.97 pu以上。与无SVC投入的工况相比，装设SVC后电压恢复速度和幅值均有了较大提高。