基于风电并网的江西电网安全稳定性分析研究

2019-10-12高彦丽高宝祥陈世明

安阳工学院学报 2019年4期

高彦丽，高宝祥，陈世明

（华东交通大学电气与自动化工程学院，南昌330013）

0 引言

作为一种可扩大规模的新能源技术，风力发电在全球范围内迅速发展。中国风力资源丰富，近年来风电装机容量快速增长。江西省缺乏一次能源，风电等清洁绿色能源的蓬勃发展，是优化江西能源结构，保护江西绿色生态的重要途径。系统地研究和分析风电接入对电网的影响已经迫在眉睫，因为近些年来江西风电装机容量增加，对电网的影响与日俱增[1-5]，主要的影响有：功率分布、电压稳定性和暂态稳定性。

本文的基础是江西电网和风力发电2020年的规划数据，仿真工具利用PSASP（电力系统分析综合程序）软件，建立江西电网新能源接入PSASP计算分析模型，研究江西电网在大的运行方式下，风电场的输出功率对电网主要潮流断面的影响，分析主要的500kV输电线路并进行相应的N-1计算；通过理论和仿真分析全网主要的变电站节点电压和功率因数的关系以及风电出力的影响，通过求取薄弱区域来考核江西电网电压稳定性；临界切除时间是评判暂态稳定性的指标，所以在省内主要联络线路上设置三相金属性短路故障以衡量电网的暂态稳定性[6]。针对受影响较大的风电场举例分析无功补偿装置对电网暂态稳定性的影响。最后，结合江西电网现状提出改善电网安全稳定性的措施。

1 江西电网概况

1.1 江西电网综述

500kV的江西电网结构如图1所示，2020年统调可装机容量将达到2 760万千瓦，最大用电负荷预计2 600万千瓦。江西电网位于华中电网东南端，且整体规模较小，网架结构较为坚强，省内电源分布比较平均。同时2020年还将投运两条特高压工程即±800千伏直流特高压输电工程（雅中～南昌）以及1 000千伏华中交流特高压输变电环网工程（荆门～武汉～南昌～长沙～荆门）。

图1 江西电网结构

1.2 风电规划

根据江西电网规划到2020年省内风电装机容量将突破300万千瓦，主要集中在南部赣州地区和北部九江地区，特点是南部山区风电和北部环鄱阳湖风电。风电接入位置分布情况如图2所示。

2 并网后江西电网潮流的分布

2.1 风电并网对主干潮流的影响

利用江西省2020年夏季大负荷运行方式，在满足统总功率与总负荷保持平衡；新能源场站的就地消纳原则；满足静态N-1安全校核;满足典型n-1故障暂态稳定校核的原则下，通过调整传统火力发电厂有功出力，确定电网的运行方式并建立江西电网新能源接入PSASP计算分析模型[7]。

在风电接入的夏季大负荷方式下，选取5条江西电网500kV主要潮流送电通道：抚红线、石洪线、永南线、罗文线、文赣线，其功率变化如图3所示。

图2 风电接入位置分布情况

图3 大方式下的通道功率

由图3可以得出，随着风电机组出力的增加，省内各个潮流断面的联络通道上的功率有所减少，这一点很好地应征了新能源就地消纳的原则。罗文线是南部赣州地区受电通道，由于南部地区风电装机容量较大，所以图3中，随着风电出力增大，罗文线受电明显减少。石洪线是北部九江地区电力外送的主要通道，由于九江地区电力充盈，再加上风电装机容量较大，所以由图3知，随着风电功率的增加，石洪线潮流有增加的趋势。

2.2 主要输电通道N-1故障分析

对风电并网后的江西电网500kV网架的线路进行N-1故障分析，均不存在过载的危险。为验证在N-1故障下，新能源接入前后系统稳定性，特选择潮流断面中的关键线路，观察系统电压和功角变化。其中电压变化参考标准为赣安源500kV高压母线，赣马回岭500kV高压母线，赣抚州500kV高压母线以及赣雷公山500kV高压母线这四条500kV母线的电压水平变化情况。功角变化参考标准为赣新昌01-赣安源电01，赣神九电厂01-赣安源电01，赣抚州电厂01-赣安源电01以及赣瑞金电01-赣安源电01这四组功角水平变化情况。

风电接入前后，潮流断面上关键线路发生故障时系统的电压水平变化情况与功角水平变化情况发生了一定改变，变化的趋势大体相同，这里选取石洪线作为典型来分析其变化情况。

如图4和5所示，风机接入后关键线路故障导致系统母线电压稍有抬高，震荡幅度更小，回稳时间更短。对于功角水平，风机接入后比接入前，关键线路发生故障时引起的系统功角震荡幅度稍大，回稳时间也略慢。以上电压和功角的变化证明了风机接入后江西电网的发电方式及潮流分布的合理性。

图4 石洪线N-1系统电压变化情况

图5 石洪线N-1系统功角变化情况

3 风电并网对江西电网电压稳定性的影响

风电并网后，输电通道上的500kV枢纽节点的电压会因风电出力的随机性与波动性而有不同程度的波动，这将不可避免地影响电网的安全稳定运行。经相关资料收集研究可知，风电场的出力情况，风电场与电网系统的关联性和对电网无功的补偿强弱对电网的稳定都有一定的影响，本节主要是对在不同风电场的出力情况下对并网后的电压稳定性的分析研究。

3.1 风电接入对江西电网静态电压稳定性的影响

3.1.1 基于PSASP的静态电压稳定性原理分析

1)潮流方程的雅可比矩阵[8]

令潮流方程的修正方程为

其中，JS为常规潮流雅可比矩阵，为功率不平衡向量，为电压不平衡向量。若令∆P=0，则系统负载无功功率与节点电压的对应关系为

模态分析法的基本原理是用JR的特征值和特征向量来衡量系统的电压稳定性。分解JR的特征值为

令x=η-1，则有

其中：Λ=diag{λ1,λ2,…,λn},λ1,λ2,…,λn为JR的特征值；将η称为左特征向量；则ξ就为右特征向量。将（4）式代入（2）可得

其中：ηi为左特征向量阵η的第i行；ξi为右特征向量的第i列。由式（5）得出

令η∆V=∆v，η∆Q=∆q，则有

式中∆v代表模态电压的变化量，∆q为模态无功的变化量。由式（8），对第i个模式有

其中λi是灵敏度，具体就是第i个模态无功功率相对于模态电压的变化。系统接近不稳定可以表示为模态无功的微量变化会引起电压的剧烈变动（此时λi很小或忽略不计）。所以模态电压崩溃就相当于电网电压失稳。

2)薄弱节点和薄弱区域的确定

通过式（6）获得的负载母线k的V-Q灵敏度近似为

从等式（10）可得到，V-Q变动模式的综合作用决定其灵敏度，即不取决于个体的崩溃。此时薄弱节点和薄弱区域再次被考虑，然后引入“总线参与因子”的概念：

此时影响V-Q灵敏度的因子就是λi和k。JR矩阵的特点是：首先其特征值是实数，其次是实对称阵。因此，JR的最小模特征值就代表着系统中的薄弱节点，即主要特征值，以及与之对应相关的最大节点参与因子。

应进一步解释的是，由于电压崩溃与模态电压崩溃存在互联的关系，因此可基于电压稳定极限点与JR的主要特征值相关的各节点参与因子来首先确定系统不稳定性的因素：如果通过模态分析得到的薄弱区域在电压稳定极限点处是负载区域，则可以确定此时将发生单调电压失稳现象；如果通过电压稳定极限点处的模态分析获得的薄弱节点是发电机节点，应特别注意系统中单调功角失稳现象的发生。此时可在极限点处运用基于系统状态方程的严格小干扰特征值分析方法来进一步识别系统的失稳方式。

3.1.2 江西电网电压稳定性

据以上分析和江西电网的实际情况，利用PSASP软件分析风电一体化下的江西电网稳定性。风电场功率因数分别取-0.98（风机从电网吸收无功功率）、1.00和0.98（风机发出无功功率），以此来分析江西电网母线电压和风电场功率的关系，当然核心就是要设置风电场在每个模式下具有不同功率因数和出力。图6～8为具体的三种不同模式下，7座枢纽变电站母线电压与风电出力变化的对应关系[9]。

图6 风电场功率因数为-0.98

图6～8中，江西电网枢纽变压站母线电压随着风电场输出功率的增加而降低。功率因数为1时下降幅度较小。三种功率因数下，在风电机组出力80%～100%，节点电压会有大幅度下降，尤其是功率因数为-0.98和0.98的情况下。赣州站的节点电压变化幅度最大，由上节分析得，赣州站是电压薄弱节点，南部赣州地区是电压薄弱区域，这也与风电场的分布吻合，赣州地区风电机组装机容量较大，增加了地区电压的不可控性和不稳定性。

图7 风电场功率因数为1

图8 风电场功率因数为0.98

3.2 风电接入对江西电网暂态电压稳定性的影响

影响电网暂态稳定性的因素主要有惯性水平的不同、潮流分布以及结构的差异。暂态稳定是在电压稳定的基础上的大扰动故障时的稳定性[10-12]。故障发生的位置和条件的不同会对电网产生不同的冲击。本文利用电力系统分析仿真软件PSASP，并结合实际电网选取典型的5条500kV输电线即抚红线、石洪线、永南线、文赣线和梦罗线，设置三相金属短路故障并计算不同风电输出条件下线路的临界切除时间[13]，结果如图9所示。

由图9可得到，随着风电场输出功率的增加，临界切除时间缩短，表明随着风电场输出的增加，风电系统的瞬态电压正在恶化。即风电并网区域的综合惯量水平降低的原因就是风电并网功率的增大。离风电场较为集中且电气距离较近的抚红线、石洪线的临界切除时间下降幅度较大。

充足的无功功率能够为电网发生大扰动如三相短路故障时继续良好运行提供保证。但是如果电网中不能提供或者不能及时提供足够的无功支撑，很有可能引起风电系统电网暂态电压失稳。所以为保证故障时暂态不失稳，系统能够平稳地过度，本文提出一种可行的措施：在风电场中采用无功补偿设备，为暂态过程提供需要的无功[14-15]。具体而言，本文通过装设提高暂态稳定性最有效的设备SVC来提供暂态过程中消耗的无功功率，补偿无功缺额，增强稳定性。

图9 不同风电出力下线路的故障临界切除时间

根据上节分析结果知，在选取的5条500kV线路上发生三相短路故障时，在出力不同的情况下临界故障切除时间变化幅度最大的是抚红线。为此，选取离500kV红都变电站电力距离较近的基隆嶂风电场进行动态无功补偿研究。如图9所示，风电出力100%时，抚红线三相短路，临界切除时间为0.29秒，此时基隆嶂风电场的机端电压波形如图10所示（无动态无功补偿设备），如果在风电场升压站加装50Mvar的SVC，同等故障条件下，风电场的机端电压变化如图10所示（装设动态无功补偿设备）。

图10 故障后风机机端电压波形

由图10可得，很显然机端电压无法恢复的情况就是在没有SVC的状态下发生了三相短路故障。而在安装无功补偿装置后，由于SVC能够对风电机组提供无功支撑，帮助机组在故障后恢复机端电压。

4 提高并网后安全稳定性的相关措施

经分析可知，电网的功率分布以及电压节点的稳定都会受到风电并网的影响，进而对并网后的新电网安全稳定造成一定的影响，故本节主要针对上述问题提出要一些相对应的措施与建议，以提高并网后的电网安全稳定性。

4.1 最大程度上合理地改变潮流的分布

江西电网500kV输电通道潮流在风电接入后分布不均，甚至部分风电场的送出会受到限制。南部地区文赣I线检修方式下，文赣P线发生N-1，220kV钓埠线潮流过重。过载程度和井冈山一期与钓鱼台风电场出力有关，必要时需限制钓鱼台风电场出力。所以有必要对江西电网500kV输电通道潮流分布进行调整。

4.2 优化无功电源配置

大负荷方式下，从全网来看，无功不存在缺额，从分区平衡来看，中、北部地区无功电源容量不满足导则要求，南部电网的容性无功补偿容量剩余较多，呈现两极分化现象，而风电机组大部分集中在南部和北部地区，所以有必要优化调整省内无功电源的配置，同时控制好发电机的无功出力。

在风电接入区域，由于风电机组出力的变化会引起电网电压的波动，并网点所需的无功功率补偿容量也会随之变动，所以有必要利用风电场无功调节能力并配合地区内其他无功电源，建立协调机制。

4.3 优化风电场保护控制措施提高故障穿越能力

当电网出现故障时，若风电场中没有相应的保护控制装置与措施，由于电网故障会造成电压及功率的减少，进而会造成风机脱网，而使得电网不能安全稳定运行。对江西电网风电机组进行低电压穿越试验，在变压器出口1%设置故障情况下，即最严重情况下，有6座风电场低电压穿越失败。因此提高风机的低电压穿越能力也是打造坚强、稳固电网的措施，使用功率控制技术，使其能够在故障时向电网提供无功支撑，以提高电网的稳定性。