考虑风电场影响的地区电网孤网运行分析

张俊安，田西秦，牛铭

（1.陕西送变电工程公司，陕西西安710014；2.陕西省地方电力集团公司 周至县供电分公司，陕西 周至 710400；3.华北电力大学 电气与电子工程学院,北京 102206）

电网是电力传输的载体，是联系发电和用户的纽带。在能源日益紧张的今天，分布式发电技术的优势逐渐显露出来，但盲目扩大分布式发电的容量和规模会给电网的调控造成难度，并对电网稳定性带来影响。北方地区风电资源丰富，风电机组往往采用不同于常规同步发电机的发电技术，在电网发生故障时其暂态特性与传统同步电机有很大不同，大量风电接入改变了电网原有的潮流分布、线路传输功率与整个系统的惯量，使得风电接入后电网暂态稳定性发生变化[1-6]。

本文选取北方某地区电网作为研究对象，该地区为大电源，小负荷地区，风电起步晚，发展快。风电大规模接入电网，进一步增加了地区电网电力外送的难度。针对故障导致的风电场切除情况在PSS/E中进行了仿真，分析了风电场不同出力时的电网暂态稳定性，以及电网孤网时大规模风电场瞬间切除对稳定性的影响。

1 风电场对电网的影响

1.1 对频率的影响

风电场对系统频率的影响取决于风电场容量占系统总容量的比例。当风电场容量在系统中所占比例较大时，其输出功率的随机波动性对电网频率的影响显著，影响电网的电能质量和一些对频率敏感负荷的正常工作，这就要求电网中其他常规机组有较高的频率响应能力，能进行跟踪调节，抑制频率的波动。考虑到风电场出力的间歇性，当风电场由于停风或大失速而失去出力后，会使电网频率降低，特别是当风电比重较大时，会影响到系统的频率稳定性[7]。

1.2 对电网电压的影响

风力发电出力随风速大小等因素而变化，同时，由于风力资源分布的限制，风电场大多建设在电网的末端，网络结构比较薄弱，因此在风电场并网运行时必然会影响电网的电压质量和电压稳定性。另外，风力发电机多采用感应发电机，感应发电机的运行需要无功支持，因此,并网运行的风力发电机对电网来说是一个无功负荷。为满足风机的无功需求，每台风机都配有无功补偿装置[8]。

2 风机动态数学模型

2.1 双馈风机原理

本文中地区电网风机的发电机为双馈感应电机（DFIG）。DFIG结构如图1所示，发电机的定子侧与电网侧直接相连，转子侧通过交-直-交变频器与电网侧相连，交-直-交变频器为双PWM换流器，可实现四象限运行。电网提供发电机交流励磁，励磁电流的幅值、相位、频率均可变，其中励磁频率为转差频率。电网侧换流器的主要任务是保证电流波形和功率因数满足要求以及保证直流母线电压的稳定，转子侧换流器的主要任务是调节有功功率，实现最大风能捕获以及为转子回路提供励磁，调节定子无功功率[9-10]。本文采用PSS/E中美国GE公司的1.5 MW和3.6 MW风机模型，对风电场进行总体等值。

图1 双馈型风力发电机

2.2 地区电网

2009年底，地区电网装机容量达到5 483.8MW，风电装机容量占1 130 MW。大部分极端天气导致的电网事故均发生于冬季腰荷时期，南部地区220 kV变电站冬腰负荷为908.8 MW，北部地区220 kV变电站冬腰负荷为72 MW。电磁环网断面电气接线如图2所示。该地区不仅风电场规模大，而且220 kV联络线解环后，若500 kV线路同时跳闸，电网将分为南北两片孤网运行。风电场出力的随机性使电网安全稳定运行的难度进一步增大[11-14]。依据该地区电网实际数据，在PSS/E中建立了66 kV及以上等级的网络模型，至辽宁电网和吉林电网的潮流用等效电源代替。

图2 地区电网电磁环网断面电气接线图

3 电网暂态稳定性分析

3.1 风电场不同出力时电网暂态稳定性

电网中除了经常发生的小扰动以外，线路短路、断线故障等大扰动情况也时常出现，因此有必要对风电场并网后电网发生大扰动故障时电网的暂态电压稳定性进行研究，尤其是发生大扰动故障如三相短路故障时，该地区电网的暂态电压稳定问题是最需要关注的问题。本节以联网运行时的典型故障情况为例，分析风电场全出力和不出力时电网的暂态稳定性。此处主要选取主力电厂和右中站情况进行分析说明。

风电场全出力时，科沙线潮流为2 320 MW；风电场不出力时，科沙线潮流降低为1 290MW。

算例1：

1）T=1 s，科河1号线发生三相短路故障；

2）T=1.02 s，科河1号线故障清除；

风电场有无出力时，接入等级为220 kV的主力电厂电压情况如图3所示。

（a）通辽电厂电压

图3 电厂电压

故障瞬间，主力电厂和重要变电站电压最小值统计如图4所示。由电压情况可见，风机满出力在电网故障情况下对电压有一定的支撑作用。北部霍林河电网受故障影响较小，南部电网在故障清除后电压立即恢复至原来水平，没有对电网造成较大影响。

图4 风电有无出力时各站最小电压

通辽电厂和霍煤电厂功角和频率情况如图5所示。由图5（a）、图5（b）可知，科河1号线发生三相短路故障时，相比风电场满出力情况下，风电场不出力时电厂功角稳定后与故障前差别较小。由图5（c）、图5（d）可知，科河1号线发生三相短路故障时，风电场不出力情况下，由于电网整体出力水平较低，因此对频率的冲击也较小，并且系统频率可以较快恢复稳定；风电场满出力情况下，由于风电场容量在系统中所占的比例较大，导致频率震荡时间和幅度均较大，并且震荡时间较长。对于频率敏感的负荷地区，发生严重故障时可以考虑适当切除当地风电机组。

图5 风电场有无出力时电厂功角和频率

3.2 风电场故障退出时电网暂态稳定性

地区电网孤网后，500 kV系统全部断开，分为南北两片孤网。由于电源过剩，风电场必需及时切除，以通辽电厂为中心的“双日字形”220 kV环网带周边的鲁北站、右中站、乌兰站、奈曼站、库伦站、甘旗卡站和宝龙山站形成南部孤网。北部孤网由霍煤电厂带地区负荷运行。

以通辽电厂三机组方式，科沙线2 100MW的输送功率作为算例计算地区电网孤网时，风电场瞬时退出的稳定性。

孤网时，科沙线外送潮流2 100 MW全部中断，220 kV联络线外送潮流20MW全部中断。对于南部电网而言，孤网时阿科线向其输送的1 228MW功率全部中断，南部电网孤网时失去通辽二厂出力530 MW和风电场出力750 MW，外送潮流2 120 MW全部中断，相当于孤网时增加负荷388MW；北部电网失去霍煤坑口厂出力1 140MW和风电场出力280MW，送至南部电网的阿科线1 228 MW功率全部中断，相当于孤网时增加负荷192MW。电源负荷分析详见表1。

表1 通辽三机组方式电源负荷分析

1）t=0~1 s，电网正常稳定运行；

2）t=1 s，500 kV母线故障切除，系统失去500 kV电源（霍煤坑口厂和通辽二厂）以及500 kV输电线路（霍阿1号、2号线，阿科1号、2号线和科沙1号、2号线）；

3）t=1.02 s，风电场退出运行，并且220 kV外送联络线跳闸；

主力电厂功角、频率仿真结果如图6所示。由图6（a）、图6（c）图可知，两个孤网地区频率均未达到低频减载装置动作整定值，功角已经首先失去稳定，必须采取切负荷措施，维持功角稳定，切负荷后功角可恢复稳定，如图6（b）图所示，切负荷后频率可基本恢复至故障前水平，如图6（d）图所示。南北两地区在孤网后不采取任何措施的情况下均不能维持自身稳定。北部电网切除168 MW负荷，可维持电网稳定；南部电网负荷偏重，经仿真需切除380MW负荷以保证主力电厂功角稳定。孤网频率在9 s后稳定，但仍有微小波动，波动幅度在0.005 Hz内，对系统没有影响。

图6 通辽三机组时各电厂功角和频率

4 结语

仿真结果表明，风电场不同出力情况下，电网故障时的受冲击水平不同，风电场全出力情况下受影响更大，应在电网发生故障时切除适当风机，减弱故障对电网的影响。

极端情况导致的电网孤网，风电场全部退出后，电源出现缺额，可以通过切除一定量负荷的措施保证系统稳定运行。如提前增加通辽电厂出力，可减小切除风机瞬间的电网功率差额，从而减小对电网的冲击，使孤网更快恢复稳定。

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