PowerWorld环境下风机脱网对系统稳定性影响的分析

刘国祥，武小梅，周 俊，袁天清

(广东工业大学 自动化学院，广州 510006)

针对风电场并网及脱网对系统稳定性影响的问题，国内外学者开展了广泛而深入的研究[1-5]，分析了风机脱网的原因和提出了相应的解决策略，但没有详细分析风机脱网后对系统稳定性的影响。对此，本文结合PowerWorld Simulator可视化软件对电网稳定性展开了研究，并进行了可视化分析。

1 基于DFIG的变速风电机组模型

双馈感应发电机组(doubly-fed induction generator，DFIG)为目前风电机组的主流机型。双馈异步发电型变速恒频风电机组如图1所示。

图1 双馈异步发电机型变速恒频风电机组

近几年，风力发电机组的单机容量和风电场建设规模日益扩大，成为电网电源的重要组成部分。对于含有风电场的电力系统，由于风力的随机性和间歇性会对电力系统稳定运行产生一定的影响，因此需要建立正确的数学模型对系统进行仿真分析。

假定定子、转子三相绕组对称且不考虑零轴分量，则两相任意速ωs旋转dq坐标系下，DFIG的数学模型应如下表示。

式中:ψsd、ψsq、ψrd、ψrq分别为定子、转子磁链的 d、q轴分量;isd、isq、ird、irq分别为定子、转子电流的 d、q 轴分量;Usd、Usq、Urd、Urq为定子、转子电压的 d、q 轴分量;Ls=Lss+Lm，Lr=Lrr+Lm，Lm=3Lsr/2，Lsr为定子、转子互感幅值，Lss、Lrr分别为定、转子每相漏感;ωs为坐标系旋转角速度;ωr为转子旋转角速度;TL为风力机提供的驱动转矩;Te为电磁转矩;n为电机的极对数;J为风力机的转动惯量。

如果风电场中每台发电机都用全暂态模型表示，则产生的高阶模型在用计算机分析时计算量非常大，不利于计算结果的分析。因此，在研究整个风电场对电力系统的影响时，不需要考虑每台风力发电机组对电网的单独影响。本文采用一台DFIG模型来等值一个完整的风电场，研究整个风电场对电网动态性能的影响。

2 系统仿真模型

PowerWorld Simulator(PWS)是一个面向对象的电力系统大型可视化分析和计算程序。PWS集电力系统潮流计算、灵敏度分析、静态安全分析、短路电流计算、经济调度EDC/AGC，最优潮流OPF、无功优化、GIS功能、电压稳定分析 PV/QV、ATC计算、用户定制模块等多种庞大复杂功能于一体，并利用数据挖掘技术实现强大丰富的三维可视化显示技术。在PWS中，输电线路的通断、变压器或发电机的增加以及联络线功率的交换，一切仅需点击鼠标即可完成[6-10]。

本文中使用模型的基本原型是WSCC-3机9节点系统，不考虑风电场内部机组之间的影响，因此采用PWS15.0中的DFIG模型来等值一个完整的风电场，风电场模型只包括一个简化的风力机等值模型(GEWTG)，它包含了详细的励磁控制器模型(EXWTGE)和机械调速系统模型(WNDTGE)，详细模型见文献[11]。原模型中的两台同步发电机更替成了DFIG，同步机为平衡机，系统负荷水平为315MW，系统接线如图2所示。

图2 PSW下的WSCC-3机9节点系统接线图

2．1 切机对静态电压稳定的影响

常规的大容量发电厂退出运行时，系统由于突然失去大量无功注入可能存在电压崩溃的危险。双馈感应电机能够实现有功、无功的解耦控制，因此基于DFIG的无功特性取决于双馈风电机组的控制。一般而言，DFIG构成的风电场能够控制其风电场出口与电网之间不交换无功功率，即整个风电场不发出也不消耗无功。因此，切除整个风电场后，采用风火打捆方式，即利用火电机组的调节能力配合运行，对风电出力进行补偿，平抑风电的间歇性波动，保证风电电能质量。用等高线可视化展现采用风火打捆方案切风机后各节点的电压情况如图3所示。

图3 PSW下的切DFIG后各节点电压情况

从图3可知，在电网电压稳定极限的允许范围内，风电场并网必须配备足够的无功补偿容量。

2．2 风机脱网对电网频率稳定性的影响

以美国西部电网WSCC-3机9节点系统为例，对风机脱网对系统频率的影响进行暂态仿真。

暂态计算综合评估系统的功角稳定、电压稳定及频率稳定情况。在计算结果满足以下所有条件时，认为系统是暂态的:1)故障后，同一交流系统内功角差最大的两台机组之间的功角差呈现减幅振荡并渐趋于平稳;2)故障期间任何时刻系统频率在47.5～51.5 Hz，故障后恢复至 49.2 ～50.5 Hz。PWS下风机未脱网和脱网系统频率曲线如图4、图5所示。

由图4和图5可知，若风机不脱网，系统瞬时频率最低跌至49.30 Hz，但若风机脱网则最低跌至48.80 Hz，加重了系统频率的下跌幅度。分析其原因，随着风电场并网规模的扩大，当发生故障时，大规模风机暂时脱网将造成系统较大的频率缺额，使系统短时难以恢复至额定频率。文献[8]指出，风电在电网中所占发电比重越大，对系统调频困难的负面影响也越大;文献[9-10]讨论了当双馈感应发电机控制系统使机组转速与电网频率完全解耦时，导致电网频率发生改变，机组无法对电网频率提供有功贡献。当电网中发生高功率缺额时，电网频率降低的变化率较高，频率跌落幅度较大，不利于电网频率的稳定。

2．3 风机脱网对电网暂态稳定性的影响

在暂态稳定计算时，假定故障及其恢复过程中风速保持不变，负荷需求也保持不变，重点研究电网侧发生故障时，风力发电机组的响应特性和对电力系统的影响，以及10个周波后风电场从系统中退出，对同步发电机功角特性的影响。PWS下暂态故障说明如图6所示。

图6 PSW下暂态故障说明图

如图6所示，选取母线8作为三相接地故障发生的母线，发生时间为1 s时刻，断路器在1.1 s动作将故障切除。PWS下机端电压响应曲线如图7所示。

图7 PWS下机端电压响应曲线

图7中三相接地故障发生1 s时刻，各发电机的机端电压都有跌落，最低跌落到0.27 p.u.，风电系统电压稳定问题的关键在于对其补偿无功。文献[12]研究了利用静止同步补偿器(STATCOM)改善基于定转速风电机组和基于转子电阻可调的绕线式发电机风电场的暂态电压稳定性;文献[13]将静止无功补偿器(SVC)和可控硅控制串联补偿器(TCSC)进行联合补偿，通过仿真计算验证了其对异步机风电场与电网暂态电压稳定性的作用。PSW下风机脱网后同步机功角特性如图8所示。

图8 PWS下风机脱网后同步机功角特性

考虑到WSCC-3机9节点为美国西部电网系统，所以为了验证其仿真结果的普遍性，在PSW15.0中搭建典型的IEEE14节点系统进行仿真验证，如图9所示。

将原系统中同步发电机G2替换为等容量的双馈风力发电机，验证风机脱网对系统频率稳定性的影响，仿真结果如图10、图11所示。

由图10、图11可知，若风机不脱网，系统瞬时频率最低跌至49.96 Hz，但若风机脱网则最低跌至49.40 Hz，加重了系统频率的下跌幅度。

3 结论

1)采用风火捆绑方案可改善风机脱网后电网电压稳定性。

2)风电系统电压稳定问题的关键在于对其补偿无功，因此可通过在风电机组机端并联电容及加装静止同步补偿器(STATCOM)、静止无功补偿器(SVC)和可控硅控制串联补偿器(TCSC)的联合补偿来改善电压稳定性。

3)当发生故障时，大规模风机暂时脱网将造成系统较大的频率缺额，导致系统短时难以恢复至额定频率。

4)利用PWS软件分析风电场脱网后的暂态电压、频率稳定问题为调度人员提供了有效而直观的检验手段。

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