大规模集中接入条件下风电涉网特性分析

颜力翔， 张小奇

（1.南京信息工程大学滨江学院，江苏南京 210044；2.西北电网有限公司，陕西西安 710048）

随着经济社会的不断发展，全球能源需求量与日俱增，风电以其清洁高效、资源丰富、成本低廉等特点从诸多新能源中脱颖而出。但具备规模化开发的大型风电基地通常处于电网末端，风电资源与负荷中心呈逆向分布，往往要通过远距离、高电压等级输送[1]，由此带来一系列安全稳定问题，2011年几次大规模风电脱网事故已始见端倪，因此大规模集中接入条件下风电的涉网特性值得关注和研究。

本文分析了双馈风力发电机组的运行原理，并基于simulink仿真工具，搭建了大规模风电集中并网的模型，分析了电网短路故障下风电的运行特性及风险，并提出了相关解决措施。仿真表明，本文提出的解决措施可以为大规模风电集中并网运行提供借鉴。

1 双馈风力发电机组基本原理

双馈感应风力发电机组（Doubly Fed Wind Thrbine Generator，DFIG）是目前应用最为普遍的现代变速恒频风力发电机组。其定子绕组与电网直接相连，转子通过交-直-交变频器与电网相连，通过调节转子励磁电流实现发电机有功、无功的解耦控制，同时通过桨距角控制实现风机变速恒频运行[2]，双馈风机的拓扑结构见图1。

图1 双馈感应风力发电机原理示意图Fig.1 Operating principle of the DFIG

如图1所示，风轮驱动发电机旋转，发电机转速随风速而变化，因此大多数情况下转子以非同步速在运动，转子交流励磁电流的频率不断调整，追踪转子转速变化，使得电枢合成磁场为同步速，因此定子感应电流为工频交流。当转子转速低于同步速时，转子吸收小部分电网能量，定子向电网输出电能；当转子转速高于同步速时，定子和转子均向电网馈电。转子通过变频器接到电网，通过交直交模块（AC-DC-AC）对励磁电流的频率、幅值、相位进行调制，进而控制发电机输出电压的频率、以及机组无功和有功。变频器的容量一般为机组额定容量的30%以下，机侧变频器的作用是调节机组的发电频率、有功及无功，网侧变频器的作用是调节直流母线电压在允许范围内，同时也可以在故障情况下向电网提供无功电流的支撑。

2 仿真模型设置

2.1 网架结构

如图2所示，地区电网和主网通过220 kV线路联网运行，集中接入的风电通过220 kV/35 kV升压变接入联网通道。风电基地包含4座风电场，每座容量为200 MW，风机机端电压为575 V，风电场采用固定电容补偿，风机箱变高压侧至升压变主变低压侧为“△”形接线，即中性点不接地系统。

图2 仿真模型电网结构Fig.2 The simulation of power gird

2.2 初始方式

风电机组恒功率因数为1运行，既不发出无功，也不吸收无功；风电机组不具备低电压穿越能力，其低电压保护为0.9 pu、100 ms，过电压保护为1.1 pu，100 ms；无功补偿额定容量为250 Mvar，为恒电压运行方式。事故前地区电网为送端电网，主网受入，风电基地为西电东送方式，风电场出力为800 MW，动态无功补偿装置满出力。

2.3 故障设置

风电场35 kV集电线路近汇集母线侧发生三相短路故障，持续100 ms后，线路保护动作将故障切除。按照国标GB/T19963《风电场接入电力系统技术规定》，本文定义风电场并网点为升压变的高压侧节点，仿真工具采用simulink平台。

2.4 风机主要参数

1）额定功率/MVA：Sn=200

2）额定电压/V：Un=575

3）定子电阻及漏抗/pu:Rs=0.00706，Lls=0.171

4）转子电阻及漏抗/pu:Rr′=0.005，Llr′=0.156

5）变频器容量/pu：α=0.5

6）直流母线电容/F：C=6*10000e-6

7）直流母线额定电压/V：Vdc=1200

8）最大桨距角/（°）：pitch_angle=50

9）桨距角控制增益：Kp=100

10）额定风速/（m/s）：Vc=12

3 涉网特性分析

3.1 功角特性

为研究风机并网后的功角特性，我们采用同样容量的火电机组和风电机组接入电网的同一位置来对比分析。

图3 火电机组接入后并网点功角曲线（pu,度）Fig.3 Voltage and rotor angle curves after thermal power units interconnected to the grid

图4 双馈风机接入后并网点电压及功角曲线（pu,度）Fig.4 Voltage and rotor angle curves after DFID interconnected to the grid

由图3和图4可见，常规机组接入情况下，电网故障过程中并网点电压约3 s内恢复到故障前水平，而功角在7 s内衰减至新的稳定值，相比故障前，功角增大了5°。接入双馈风力发电场情况下，并网点电压和功角均在0.5 s内恢复到故障前水平，功角相比故障前增大了5°。这是因为双馈机组在电网故障情况下，由于变频器的快速调节，迅速追踪电网电压相位并实现锁相运行，减少了功角振荡的时间，因而功角稳定问题不突出，也可以认为双馈风机并网运行不受功角稳定的制约。

3.2 功率及机械量特性

图5 故障期间双馈风机有功、无功、转速及桨距角的变化曲线（pu）Fig.5 Real and reactive power，rotor speed and pitch angle of the DFIG power plant during the fault

假设风机具备低电压穿越能力（Low Voltage Ride-Through，LVRT），但故障情况下不提供无功支撑，则由图5可见，风电机组的电气量和机械量在故障期间具有如下特性：回桨避免低电压后的转速飞逸，确保机组安全运行，而在电压恢复后，风机控制根据当前转速给定风机力矩，因此风机按照较高转速对应的有功指令增发出力，在原动机功率未变化的情况下，风机消耗了叶轮中储存的动能维持较高的扭矩，随着叶轮速度的回落，主控发出扭矩指令亦减小，风机输出有功功率也减小。

②无功特性。不考虑风机crowbar电阻的作用，在电网低电压突变瞬态（系统电压降低或恢复的瞬间）由于磁链不能突变，从而在定子侧感应出直流分量电流，该电流与稳态短路后的交流分量叠加，使定子输出电流波形发生畸变，从而造成双馈风机瞬态与电网的无功交换。由仿真曲线可见，故障恢复瞬间，机组吸收了接近1 pu的无功功率，若集中接入的风机规模较大，且故障特性的同时率较高，则低电压穿越过程中风机吸收的无功功率可能恶化电网运行的稳定条件。

③机械特性。系统电压降低时，风机机械力矩与电磁力矩的不平衡导致风机转速飞升，风机变桨系统开始动作，迅速增大桨距角，抑制转速上升，当监测到转速稳定下降后，桨距角调整至正常运行水平。

3.3 电压特性

故障导致电网电压降低，部分风电机组不具备LVRT能力将发生脱网，但由于电容器组仍然挂网运行，且风电送出的220 kV线路潮流变轻，整个局部系统的无功过剩，电网电压飙升，当并网点电压超过其过压保护限值，低电压期间未脱网的机组将在高电压时发生脱网，导致电网电压进一步升高，从而形成恶性循环。

本文仿真中设置了4台风机，假设2台风机低电压脱网，一台风机高电压脱网，如图6所示，上半部分为电压曲线，下半部分为风电场出力曲线。仿真开始阶段系统电压为1 pu，风电场出力为800 MW，均为正常运行方式，1.1 s电网发生三相短路故障后，系统电压跌落至约0.17 pu，1.2 s后风机欠压保护触发，400 MW容量脱网，随后故障切除，风电场有功出力短时稳定至400 MW。由于两台风机脱网，风电场并网点电压高于1.1 pu的设定值，机组高电压保护动作，又导致200 MW风电脱网，第1.6 s切除一组电容补偿支路，并网点电压恢复至1.05 pu，事故结束，剩余一座风电场再未发生脱网。

图6 风电场并网点电压及上网有功曲线Fig.6 The voltage at the connecting point and activepower curve of the wind farm

为了明显看出风机的出力变化和保护动作时间的对应关系，本文对风机保护动作的电平进行了标示，绿色代表低电压保护电平，红色代表高电压保护电平。图7为实际事故中PMU录波曲线，对比可见，本文仿真结果符合实际情况。

图7 实际事故中风电场并网点电压及有功PMU曲线Fig.7 The voltage and active power curve of the wind farm captured by PMU in accident

4 运行风险分析

4.1 低电压脱网分析

由于大规模风电集中接入弱系统，电网短路容量较小，故障导致的电压跌落程度较深，风机不具备低电压穿越能力将发生大规模脱网，这也是制约风电并网和发展的根本原因，图8为国标GB/T19963《风电场接入电力系统技术规定》所要求的风电机组LVRT运行曲线，当并网点电压在红色曲线以上时，风电机组应保持并网运行，并提供一定的无功支撑。

4.2 高电压脱网分析

图8 风电场LVRT标准曲线Fig.8 The standard LVRT curve of the wind turbine

由于目前国内风机普遍不具备无功调节能力，风电场无功补偿设备在风电大负荷运行时作为其无功电源支撑，当风机低电压脱网后，电容器组继续挂网运行，向系统注入大量无功，加之系统潮流减轻造成的无功富裕，造成电压飙升，而采用动态无功补偿装置的情况下，因为其可调支路（TCR/MCR/SVG）容量往往较小，对过电压调节能力不足，加之其响应速度也难以保证，因此现阶段限制过电压效果并不理想。若开放风机的无功调节能力，则一方面部分机组低电压脱网后，其无功出力也被带走，另一方面可减少正常运行时投入电容器组的数量，抑制电网电压的上升。

5 解决措施

5.1 风电机组LVRT改造

电网电压跌落会导致风机变频器直流母线升高，从而损坏电力电子设备[3]，本文采用串联电阻（Series Dynamic Braking Resistors，SDBR）及风机的励磁调节来实现LVRT，即在电网故障情况下，风机网侧变频器增发无功电流，对电网提供无功支撑，同时投入SDBR，利用流经该电阻的短路电流，抬升机端电压。图9为采用含SDBR的风电场等值电路图，通过风机提供的短路电流在SDBR上产生的压升，提高风机端电压，进而实现LVRT。图10为SDBR在simulink软件中的实现，即通过脉冲控制断路器的开合，来进行串联电阻的投切，当风电场并网点电压跌落至0.9 pu及以下且持续20 ms，同时风机直流母线电压升高至1.1pu且持续20ms后触发脉冲，投入SDBR。

图11为电网电压跌落时，LVRT实现前后机端电压对比曲线，实现LVRT后机端电压提升至约0.8 pu；图12为变频器直流母线电压对比曲线，实现LVRT后，直流母线电压升高幅值及持续时间均大为减少；图13为LVRT实现后网侧风机无功电流曲线，电网及风机电压降低期间，网侧变频器提供了无功电流的支撑。可见实现LVRT对降低风机运行风险，确保电网安全稳定运行意义重大。

图9 SDBR实现低电压穿越的电路图Fig.9 Circuit for SDBR to realize LVRT

图10SDBR模块设计Fig.10 Interface of SDBR

图11 低电压穿越实现前后机端电压对比曲线Fig.11 Comparisons of stator voltage before and after LVRT

图12 低电压穿越实现前后直流母线电压对比曲线Fig.12 Comparisons of DC-BUS voltage before and after LVRT

5.2 开放风机无功调节能力

图14为本文仿真模型中不同有功及功率因数下风电场无功出力，图15为不同功率因数下，并网点电压在事故过程中的变化曲线，可见，开放风机无功调节能力即减小单机功率因数，可有效抑制脱网后的过压程度。

图13 并网点电压及网侧变频器励磁电流仿真曲线Fig.13 Grid voltage and reactive current of gird side converter

图15 不同功率因数下风电场并网点电压变化曲线Fig.15 Curve of voltage changes at the connecting point of the wind farm under different powers and power factors

6 结论

本文通过搭建仿真模型，分析了大规模集中接入条件下风电场的涉网特性及运行风险，主要结论如下：

1）双馈风力发电机组并网无功角稳定问题，仅受电压稳定约束；

2）风电机组LVRT能力缺失是导致脱网事故频发的根本原因，本文利用并网点电压及风机直流母线电压越限实现LVRT是可满足电网运行需要；

3）风电机组抗高压扰动能力不足是低电压脱网后发生过压连锁反应的主要原因，本文提出的开放风机无功调节能力对解决高压脱网行之有效。

此外，合理的源网规划，如补强电网结构，加强近区常规电源的支撑，发展高耗能等就地负荷，降低风电并网集中度等也对大型风电基地的安全稳定运行也具有积极的意义。

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