大容量变速恒频风电机组接入对电网运行的影响分析

黄学良 刘志仁 祝瑞金 杨增辉 周 赣 王朝明 季振亚

（1. 东南大学伺服控制技术教育部工程研究中心 南京 210096 2. 无锡供电公司 无锡 214061 3. 华东电力试验研究院有限公司 上海 200437）

1 引言

当今社会能源紧缺，温室效应愈加严重，各国都在争相发展可再生的洁净能源。风能作为一项绿色能源在我国越来越受到重视，从1986年5月山东荣成建成我国第一个并网型风电场，至 2008年底，中国风电累计装机容量13 242.2MW。据专家估计，我国总共可开发风能资源约为10亿kW，大约相当于中国目前电力装机总量的 2倍[1]。因此在未来，我国风电仍将快速发展，装机容量必将持续大幅度增加，风电并网容量随之越来越大。但风力发电其自身间歇性、不可控、无调频能力、控制复杂等特点，使得其接入电网后可能给电网带来一系列问题[2]。

风电场有功输出主要受风速、气压、温度等多方面影响，经常发生波动，从而可能影响系统的频率稳定，特别是当系统备用容量不足时，影响更加明显。现在风电场多采用基于双馈式异步发电机（DFIG）的变速恒频机组（VSCF），其具备一定的无功发出能力，因此风电场电压问题相较之采用恒速恒频风电机组（CSCF）得到了一定的改善。但现有的风电机组无功控制方式存在电压偏差过大，可能引起闪变，甚至电压稳定问题。此外风电场的接入还可能对电力系统暂态稳定造成不利影响。

国内外学者已对大规模风电场接入电力系统做了一系列研究，文献[3-4]研究了大规模恒速恒频风电机组接入系统的相互影响；文献[5]分析了风电场接入对系统小干扰稳定的影响；文献[6-8]使用了仿真的方法研究了大规模变速恒频风电机组接入对系统暂态稳定造成的影响；文献[9]通过采用仿真的方法比较了风电场接入系统的各种方式。本文针对风电场接入电网引起系统频率波动增大、电压偏差和电压波动增大以及暂态稳定性变差的原理进行分析，并提出改善以上不利影响的措施。然后在电力系统机电暂态仿真软件PSS/E中建立南通电网的模型，其中包括南通龙源风电场。根据仿真结果可以看出，风电机组的接入对电网频率稳定、电压稳定以及暂态稳定造成影响，采取相应措施可以减小这些影响，增强系统的可靠性。

2 风电场接入电网影响分析

2.1 双馈风力发电机及其数学模型[10-11]

变速恒频双馈风力发电机的结构与控制模型如图1所示，它的核心为一台绕线式异步发电机，其转轴通过一个齿轮箱与风力机相连，负责向发电机输送机械功率；其转子绕组通过变频器和变压器与电网相连，负责向发电机提供交流励磁；其定子直接与电网相连，向电网传输电功率。

风电机组风力机的功率特性为

图1 双馈风力发电机结构与控制模型Fig.1 The structure and control model of DFIG wind turbine

式中 ρ ——空气密度;

A——风轮扫风面积；

Cp——风能转换系数；

λ——叶尖速比，λ=ΩR/v；

Ω ——风力机转速；

R——叶片半径；

β——桨距角；

v——风速。

可见风力机可以在某一风速下通过改变其转速和桨距角取得最大的风能转换系数 Cp,max，从而在该风速下捕获的最大风能为

根据双馈电机中的功率关系，相应定子输出的有功功率Ps,ref为

式中 s——转差率；

Ps,loss——电机铁耗、定子铜耗及机械损耗之和。

通过齿轮箱的转速变换，将风力机的低转速变换为发电机的高转速，可得

式中 ω

——发电机转子转速；n——齿轮箱转速变比。

忽略摩擦等非理想因素，可以获得风电机组的运动方程为

式中 Hg——风电机组惯性常数；

Tm, Te——风电机组机械转矩、电磁转矩。

转子侧变频器控制系统是通过转子电压矢量ur控制转子电流ir实现对双馈电机定子有功功率和无功功率的解耦控制，通常双馈风力发电机采用定子磁场定向的矢量控制：

式中 ψs——定子磁链；

ψsd, ψsq——定子磁链d、q轴分量。

由此可得发电机定子侧的功率方程为

式中 Ps——双馈电机定子输出的有功功率；

Qs——双馈电机定子输出的无功功率；

Us——定子电压幅值；

ird, irq——双馈电机转子电流d、q轴分量；

usd, usq——双馈电机定子电压d、q轴分量；

Lm——双馈电机定转子间互感；

Ls——双馈电机定子自感。

式（3）计算所得 Ps,ref为风电机组的定子有功功率控制目标，再通过式（7）实现，则此时风电机组根据式（6）改变转速捕获最大风能以获得最优效率。当风速超过额定风速时，风电机组则根据式（2）调节桨距角和转速方式将发出功率限制在额定功率以内。当风速过大时，应该将风电机组从电网中切除以保证风电机组的安全，图2为变速恒频双馈风力发电机典型功率特性曲线，从图中可以看出，在通常风速下（5～12m/s），风电机组发出的有功功率随着风速的变化在一个较大的区间内变动。

图2 变速恒频机组典型有功特性曲线图Fig.2 Typical power characteristics of VSCF

由式（7）还可以得到发电机定子可以吸收或发出无功功率，其值通过转子侧变频器控制。同时变频器电网侧输出的无功也可以通过变频器控制。一般控制策略中，为了充分利用变频器的控制能力并尽可能发出更多的有功功率，电网侧变频器一般不发出或吸收无功功率，保持与电网的无功交换为零[12]，即双馈电机与电网的无功功率交换只通过发电机定子完成。由此可见，双馈风力发电机定、转子无功功率均可控，整个机组具有较好的无功连续调节能力。双馈风力发电机无功控制策略通常采用额定电压控制或者额定功率因数控制。为降低控制器的复杂程度，现有双馈风力发电机多采用额定功率因数进行控制，且将功率因数设定为 1，即风电机组与电网没有无功功率交换。

2.2 风电场接入电力系统

风电场存在发电机组多、集中分布等特点，在电气主接线方面与普通发电厂有很大区别，图3为风力发电场接入电力系统示意图。

图3 风电场接入电力系统示意图Fig.3 Scheme of the wind farm integration to power system

对比传统火电厂，风电场接线有如下特点：

（1）常规发电厂，一级升压接入系统，风电场经机端变压器、风电场主变压器两级升压接入系统，在场内产生两次电压降和两次有功、无功功率损耗后才接入电力系统。

（2）风电场中的风电机组数量很多，但由于其一般采用相同型号的风电机组和相同的控制策略，各台风电机组集中放置且排布整齐，对外的功率特性应该基本相同，因此风电场对外功率特性应该和单台风电机组基本类似。在通常风速下，风电场发出的有功功率随着风速的变化在一个较大的区间内变动。

2.3 风电场接入系统有功频率影响分析

风电场有功出力主要由运行时的风速决定，其有功出力是间歇的，不稳定的，如图2所示。

由于本文中的风电机组采用变速恒频双馈风力发电机，其通过励磁回路的调节，保持机组输出功率的稳定。由此可见，在研究静态频率控制时，风电机组的输出功率可看作只与风能变化有关，而与系统频率无关[13]。假设电网按照风电场平均功率调度，则考虑了风电场运行特性后电力系统的调频可以用式（8）描述

式中 ∆PL0Σ——负荷功率预测误差；

∆PG0Σ—电力系统中参与二次调频的机组总的有功功率增量；

∆PGWΣ——风电场输出功率与其平均功率之差；

∆f ——电力系统频率增量。

如系统要实现无差调节，即∆f =0，可得

当∆PL0Σ与∆PGWΣ符号相同时，可以通过减小∆PG0Σ以达到系统频率的无差调节，此刻风电场对电网呈调峰特性；当∆PL0Σ与∆PGWΣ符号相反时，必须通过增大∆PG0Σ以达到系统频率的无差调节，此时风电场对电网呈反调峰特性。同时也可以看出，当风电场呈调峰特性时，系统剩余热备用容量增大，系统稳定裕度提高；当风电场呈反调峰特性时，系统剩余热备用容量减小，系统稳定裕度降低。特别当系统备用容量不足或者响应速度较慢，将无法满足式（9）的要求，造成系统频率波动。

风电场输出功率具有随机性，其在电力系统中经常呈现反调峰，如图4所示。由此可见，进行风电场输出功率预测，并与系统负荷预测相结合，以此合理安排系统热备用容量，同时通过技术手段限制风电场出力的变化量（如开发高效率储能装置等），对于系统维持频率稳定和经济运行具有重要意义。

图4 南通电网某日功率曲线图Fig.4 Power curve of Nantong grid at one day

2.4 风电场接入系统无功电压影响分析

双馈异步风力发电机多采用额定功率因数控制，且通常设定为 1，即与电网无无功功率交换，如 2.1节中所述。由于风电场是两级升压，无功损耗较大，加之线路无功损耗，因此风电场送出有功功率要消耗大量的无功功率，造成并网点（PCC）母线较大的电压偏差与电压波动。风电场接入电网的等效电路如图5所示，其中RS、XS为并网点的系统电阻、电抗，RW、XW为线路与风电场内两级变压器电阻、电抗之和，BL为线路对地电容与变电站补偿电容之和，BT为变压器的励磁电抗，由于线路对地电导与变压器励磁损耗较小，此处均忽略。PL、QL为并网变电站的负荷。

图5 风电场接入电力系统等效电路Fig.5 Equivalent circuit of the wind farm integration to power system

从潮流计算角度看系统点S为平衡节点，风电场W为PQ节点，并网变电站L为PQ节点，由此可得该系统计算方程为

通常变压器有功损耗较小，励磁损耗也较小，此处忽略RW与BT，可得

忽略电压降落纵分量，则

式中 US——系统电压，恒量。

风电场风电机功率因数设定为1时，QW=0。根据式（11）～式（13）可以得到，当其发出的有功PW开始增加时，可以就地平衡并网变电站当地的有功需求，此时并网变电站从电网侧吸收的有功功率P1减小，电网主要向并网变电站输送无功负荷及传输风电场有功功率所产生的无功功率需求Q1，其随着PW的增加而增加，在P1、Q1的共同作用下，并网变电站电压UL基本保持稳定，略有上升；随着风电场发出有功功率的增加，并网变电站开始向网络输送有功功率（P1<0），同时从系统吸收的无功功率Q1持续增加，由于XS≫RS造成Q1占据主导作用，并网变电站的电压UL开始下降。当下降到一定程度时，该点电压将因电压过低无法满足运行要求，电压继续下跌还可能引发电压崩溃。与此同时，风电机组机端电压也会大幅下降，当电压低于风电机组运行限值时将引发风电机组低电压保护动作，使得风电场退出运行。可见，风电场接入会对电网电压造成影响，其发出有功功率的大范围变动会造成整个运行区间较大的电压偏差。

风电机组由于风速波动造成输出功率波动会引起电压波动。风电机组由于塔影效应、偏航误差和风剪切等因素造成输出功率波动，波动频率通常在0.1～35Hz，会造成电压闪变，危害电网的电能质量[14]，应该对此引起足够重视。

风电场在大风速下并网电压过低可以通过在风电场加装并联电容器BL解决，但补偿容量过大时，当风电场输出功率PW较小时将造成Q1＜0且Q1值较大，可能形成过电压。若通过投切电容器组的方式改变并联电容则存在响应速度过慢以及投切次数限制等问题。此外，补偿电容器过多且不合理还可能降低系统的电压稳定裕度[15]。

根据式（12）～式（13），如假设UL变化不大，XS≫RS，在Q1值较大时UL的变化量∆UL为

由式（11）可知在PW增大时增大QW，就可以减小∆Q2，进而减小∆UL，反之亦然。因此适度调整风电机组的额定功率因数将有利于风电场大功率输出下减小并网变电站母线的电压偏差与电压波动，但此功率因数不应该超过风电机组的额定功率因数。

风电机组若采用额定电压控制会明显减小并网变电站母线电压偏差与电压波动，这在下文的仿真中得到了很好的验证。

此外根据式（14）还可以得到电压波动∆UL与RS、XS即并网点系统的短路容量密切相关，通过加强电网建设、接入高电压等级网络等方式增大并网点的短路容量可以有效减小风电场接入系统造成的电压偏差以及电压波动。

2.5 风电场接入系统暂态稳定影响分析

当电力系统发生短路故障，风电机组机端电压瞬时下降到很低的值，电机的定、转子中会出现暂态浪涌电流，其幅值可以达到额定电流值的2～3倍[16]，如果不能有效地抑制这种暂态电流，则与电机转子相连接的变频器就会因为过电流而退出运行。此时电机处于失磁状态，必须通过低电压保护从系统中切除。因此，故障下风电场将退出电力系统，这将对系统在故障后的恢复造成不利影响。

风电机组低电压穿越技术（LVRT）的出现很好地解决了以上问题。LVRT功能是指风电机组端电压降低到一定值的情况下风电机组能够维持并网运行的能力，避免风电场退出对系统的冲击。此外由于风电机组惯性常数 Hg较小发生扰动后调节时间较短，因此有利于系统的暂态稳定。

3 仿真分析

3.1 仿真模型介绍

本文在电力系统机电暂态仿真软件PSS/E中建立了江苏省南通 220kV电网的稳态模型与暂态模型，图 6为南通电网主接线图。龙源风电场（401号节点）通过110kV线路接入洋口变（12号节点）110kV侧，天生港电厂（308号节点）为南通电网装机容量最大的电厂，拥有发电机组四台，且其与风电场之间的电气距离较远，故将其设定平衡节点。发电厂均作为PV节点，风电场与一般变电站为PQ节点，风电场接入电网的结构如上文所述。在暂态仿真中，风电场风电机组模型采用PTI公司发布的PSSEWIND风电计算包，其参数选用美国GE能源集团公司的GE1.5SLe风电机组，单机容量1.5MW，共67台，共计容量100MW。

图6 南通电网主接线图Fig.6 Geographical diagram of Nantong grid

3.2 风电场接入系统有功频率仿真

假定风电场总装机容量 100MW，初始运行于风速 6m/s下，5s时遭遇阵风，波形如图 7所示，仿真结果如图8所示，可见风速波动引起风电机组输出功率的波动以及网络频率波动。

图7 阵风波形图Fig.7 Wave of gust wind

图8 阵风下仿真图Fig.8 Simulation figure under gust wind

3.3 风电场接入系统无功电压仿真

风电场中的风电机组在功率因数 1（风电场未补偿电容器）、功率因数 1（风电场补偿电容器）、功率因数0.98（风电场未补偿电容器）和额定电压控制下运行时，在风电场不同的输出有功功率下，并网变电站母线的电压和风电机组机端的电压如图9所示。

图9 不同无功补偿方式下电压Fig.9 Voltages in different reactive compensation modes

根据计算结果可以得到，在风电场风电机组运行在功率因数1的情况下，风电场输出功率超过100MW时，输出功率的波动会造成并网点电压明显波动，至230MW 时，并网点电压因电压偏差过大不能满足电网运行要求[17-18]，至250MW时风电机组将因机端电压过低被切除，至270MW时已接近静态稳定极限。补偿电容器后增加了风电场输出功率的范围，但其在风电场输出功率50MW时电压已接近电压偏差极限，继续增加电容将引起系统过电压，风电场输出功率超过 250MW 则必须增加电容才能使系统继续正常运行，补偿固定电容并不能减小电压偏差和电压波动。若将风电场风电机组功率因数调节为0.98后，上述问题得到了较好的解决，在风电场输出有功功率变化的整个区间内并网点母线电压偏差控制在较好的水平，电压波动较之前两种控制方式也明显减小。如风电机组采用额定电压控制则并网点电压偏差与电压波动极小，表明这种控制方式优势十分明显。

3.4 风电场接入系统暂态稳定仿真

假定风电场总装机容量100MW，初始运行于风速12m/s下，风电机装有低电压保护，其整定值为Ⅰ段 UⅠ=0.2（pu），跳闸时间 tⅠ=0.09s；Ⅱ段 UⅡ=0.2（pu），跳闸时间 tⅡ=1.38s；Ⅲ段 UⅢ=0.9（pu），跳闸时间 tⅢ=3.08s。3s时位于三官殿变（19号节点）至洋口变（12号节点）线路发生接地故障，0.2s后继保装置动作，切除线路，图10为仿真结果图。在相同的仿真条件下，当风电机组运用低电压穿越技术（LVRT）时仿真结果如图11所示。

由仿真结果可以看出，故障发生后风电机组跳闸退出运行，其他机组均增加出力以平衡风电机组退出导致的系统有功功率不平衡，同时伴随有较长时间的功率振荡以及大幅度的电压下降。低电压穿越技术的运用使风电机组得以在故障下继续运行，并在故障后较快恢复，进而缩短了系统各电气量的调节时间，并减小了故障期间和故障后的电压跌落幅度。可见，风电场接入电网将对系统的暂态稳定造成不利影响，低电压穿越技术的运用将维持故障下风电场继续并网运行，从而增加了系统的暂态稳定性。

图10 系统故障仿真图Fig.10 Simulation figure when system faults

图11 风电机组运用LVRT后系统故障仿真图Fig.11 Simulation figure when system faults for wind turbine equipped with LVRT

4 结论

通过上文的分析和仿真可以得到以下结论：

（1）风电场的接入会对系统的运行频率造成影响，较大的风速波动加之负荷的波动会造成系统的频率波动，当风电场接入系统容量增大时，必须提供足够的旋转备用容量以维持系统的频率稳定，风电功率预测以及储能技术的发展有利于减小旋转备用容量。

（2）适当的风电容量接入有利于维持接入点的电压水平，但当风电场发出的功率大量向网络输送时造成并网点电压显著下降，不满足国标要求并可能引起风电机组低电压保护动作。如果将风电机组的功率因数适当调节，则可以大大改善并网点的电压水平，风电机组额定电压控制会获得最好的控制效果。

（3）风电场在故障下退出运行将对系统的暂态稳定造成不利影响，因此研发风电机组的低电压穿越技术（LVRT）对增强风电场接入系统后的暂态稳定性具有重要意义。

致谢：本文的研究得到了华东电力试验研究院有限公司和江苏省电力试验研究院有限公司的支持，谨此致谢。

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