江西大型风电场动态稳定研究

杨 超，程 虹，肖 园

（国网江西省电力公司经济技术研究院，江西 南昌 330043）

0 引言

上随着江西并网发电的风电场容量的不断增加，风电场对电网的影响将受到广泛的关注。风电系统中除经常发生线路、变压器短路等大扰动故障以外，也经常发生风电场出力随风速变化的小扰动。所以有必要对风电场接入的电网发生大扰动故障以及风速扰动时风电机组和接入电网的暂态及动态稳定性进行研究。作为风电场的基本组成单元，风电机组的运行特性与控制模式对整个风电场的稳态和动态行为有着重大的影响。江西目前常用的变速风电机组主要有双馈变速风电机组和永磁直驱风电机组，其中永磁直驱同步风电机组省去了增速齿轮箱，减少了风电机组的维护工作并降低了噪声，在风力发电领域受到越来越多的关注，近几年来逐渐成为江西风电场的主流机型。

1 永磁直驱风电机组简介

永磁直驱风电机组属于变速运行的风电机组。变速运行的风电机组具有风能利用率高、机械部件所受应力小、电能质量高等特点。因此，近几年来成为新建风电场所采用的主要机型之一。

1.1 永磁直驱风电机组的基本结构

永磁直驱风电机组，其转子为永磁式结构，无需外部提供励磁电源，提高了风电机组的效率。风力机与永磁同步发电机通过轴系直接耦合，省去了增速齿轮箱，大大提高了可靠性，减小了系统的机械噪声，降低了机组的维护工作量。永磁同步发电机经过背靠背式全功率变频器系统接入电网，通过对变频器的控制来实现风电机组的变速运行，并且可以调节机组的功率因数。永磁直驱风电机组主要包括变桨距式风力机、永磁同步发电机、背靠背式全功率变频器以及控制系统四部分。其中，变频器系统硬件部分又分为发电机侧变频器、直流环节和电网侧变频器。

1.2 永磁直驱风电机组变频器的控制策略

永磁直驱风电机组全功率变频器的控制策略为：对于发电机侧变频器，通过矢量控制的方法，实现同步发电机的有功功率和无功功率的解耦控制，控制目标为有功功率按照最优功率曲线变化，同时保持与发电机无功交换为零。对于电网侧变频器，通过矢量控制的方法实现直流环节直流电压和无功功率的解耦控制，控制目标为控制直流电压在设定值，同时保持变频器与电网交换的无功功率按指定的功率因数变化（一般采用恒功率因数cosϕ＝1.0的控制模式），也就是恒功率因数控制。

1.3 永磁直驱风电机组的保护设置

目前，永磁直驱风电机组设置的系统保护主要包括：1）低压和过压保护；2）过流保护；3）频率保护。另外，根据国家电网公司《风电场接入电网技术规定》的要求，并网运行的风电场应具有在电网电压发生跌落的过程中维持并网运行的能力，也就是低电压穿越能力（LVRT），以在特定电网条件下按照电网部门的要求实现该功能。风电场的低电压穿越能力最终依靠风电机组的低电压穿越能力来实现。

2 江西钓鱼台风电场概况

江西钓鱼台风电场位于泰和县东南部的水搓乡，拟将该地区风力资源分为四期开发，近期先开发水搓南部山脊，远期继续开发北部山脊，风电场开发顺序为：钓鱼台（48 MW）—天湖山（48 MW）—茶园（84 MW）—浪川（70 MW），规划总装机容量约250 MW。对该地区连片开发的风电场采取集中式送出的方式，以220 kV电压等级接入电网，钓鱼台风电场全部建成后将是江西装机规模最大的风电场。钓鱼台风电场本期新建1座220 kV升压站，剖口接入井冈山电厂—埠头变220 kV线路接入系统，四期风电场均通过35 kV线路汇集送至220 kV升压站，升压站规划新建3台升压变压器。风电场首先经机端一级升压变升至35 kV，再经二级升压变升至220 kV，最后通过2回220 kV线路接入井冈山电厂和220 kV埠头变电站。

钓鱼台风电的投产，将对江西南部电网供电提供一定的补给和支撑，提高了南部电网的供电能力。从地理位置来看，钓鱼台风电位于吉安、赣州市地理交界，处于吉安电网和赣州电网的交接处，钓鱼台汇集站的风电电力流向由北往南注入赣州东部电网。

3 风电场稳定仿真分析

3.1 风电场建模

钓鱼台风电场为125台永磁直驱同步风电机组采用“一机一变”的接入方式，构成装机容量为250 MW的风电场，所有机组均采用恒功率因数控制模式并且控制功率因数为1.0，并考虑其低电压穿越能力。

根据风电场接入电网技术规定，一般需要在风电场安装一定容量的集中无功补偿装置并实现动态调节，因此，考虑在升压站35 kV侧安装合计60 Mvar（容性）容量的动态无功补偿装置。

直驱永磁同步电机的风电机额定功率为2 000 kVA，风机额定风速为11 m/s，切出风速为22 m/s，切入风速为3 m/s。本次计算采用GE直驱类型的风电机组模型对其进行模拟，其动态模型示意见图1，发电机和换流器模型根据控制系统命令向系统注入有功功率和无功功率，同时模拟低电压和过电压保护功能。

图1 直驱永磁同步风电机动态模型示意图

3.2 电网故障对风电场的影响

按照风电场本期接入容量，研究区域内部分220 kV线路发生三相短路故障情况下，接入风场后的母线电压、地区内部主要电厂发电机功角摇摆以及电厂出力等变化情况。对于电网故障，考虑风电场近侧线路发生三相永久故障，线路跳开。对风电场附近部分220 kV元件短路故障仿真分析结果如表1所示。220 kV埠头—升压站线路埠头侧发生三相短路故障，埠头变母线电压和风电场出力的变化曲线如图2、图3所示。

表1 电网故障时暂态稳定计算结果

图2 关键母线电压曲线

图3 风电场有功无功变化曲线

根据仿真计算，在故障发生瞬间风电机组的有功功率和机端电压迅速跌落，风电机组注入系统的无功功率迅速增大。在电网故障期间，永磁直驱风电机组发出无功功率的能力有利于风电场维持暂态电压稳定。扰动消失后，风电场的有功功率、风电机组的机端电压以及风电场升压变高压侧母线电压很快恢复到故障前的稳定状态；风电场全部机组吸收的无功功率经过短暂的衰减振荡后也恢复稳定。故障距离风电场越近，则风电场的出力波动越大。三相短路故障仿真时，除母线故障，风电场保护均未动作（即未发生切机情况），说明风电场在电网故障情况下的运行稳定性较好。全功率变频器的使用实现了永磁同步发电机与电网之间的解耦，通过对变频器的有效控制对电网的故障能够起到很好的隔离作用。

由于赣州东部电网为系统末端电网，风电场接入后对受电断面稳定极限的影响问题也应给予注意，但不在本文讨论的范围。风电场保护和稳控措施应根据具体电网和风电场装机规模、接入方式等进行具体计算分析。

3.3 风速扰动对风电场的影响

风力发电具有随机性、间歇性和不可控性的特点，使得风电出力变化较大。风电机组在正常运行时，风力的波动造成发电机输出的功率波动，从而造成部分变电站电压变动，导致调压困难。风电场在运行过程中，由于风速的波动会导致风机输入功率产生变化，从而引起风电场输出功率产生变化。当风速变化剧烈时，由于风电场出力变化较大，风电场并网点的电压稳定性会有较大波动，导致因电压波动而引起的系统电压失稳现象。本文分别研究在阵风和渐变切出风情况下，风电场从额定风速增大至切除风速附近及减小到切入风速附近对系统的扰动情况。

初始风速为额定风速，模拟叠加最大为12 m/s的阵风，阵风启动时间为2 s，持续时间5 s，考虑风速突然变化时，风电场并网点因扰动而产生的电压波动见图4和图5所示。

当风速大于切出风速时，风电机组为保持自身的安全性将停止发电。此时由于风机的突然切出，引起系统潮流发生突变。从计算结果够看出，在风速超出切出风速的扰动情况下，风电场并网点电压波动较小，达到0.5%左右，远低于超规程对切出风时并网点电压波动不超过2.5%的要求范围，能够满足规程的技术要求。

图4 风电机组各相关参数变化曲线（阵风）

图5 关键母线电压稳定曲线（阵风）

初始风速为额定风速，模拟叠加-10 m/s的渐变风，渐变风启动时间为1 s，下降为3 s，持续时间40 s，考虑风速突然变化时，风电场并网点因扰动而产生的电压波动见图6和图7所示。在渐变风扰动情况下，当风速低于切入风速后，风电机出力下降，风电场并网点电压波动发生波动，但波动范围较小，为0.13%左右。因此，在渐变风扰动情况下，能够保证并网点电压运行在规程允许的1%电压波动范围内，满足规程的要求。

图6 风电机组各相关参数变化曲线（渐变风）

图7 关键母线电压稳定曲线（渐变风）

4 结论

风电机组在并网运行中会经受各种各样的扰动，风电机组承受扰动的能力是风电机组的重要特性之一。本文分析江西钓鱼台250 MW永磁直驱风电机组承受扰动的能力，扰动按最严重的系统三相短路故障和风速变化来考虑。在电网故障期间且故障消失后，整个风电场均能够恢复到故障前的稳定运行状态；在风速快速变化期间，风机的有功功率、无功功率、系统母线电压的波动都很小。仿真结果表明，钓鱼台风电场采用的永磁直驱风电机组发出无功功率的能力，有利于风电场维持稳定。需要特别指出的是，由于风电场与电网之间的相互影响与电网的结构有关，因此本章仿真结果仅适于本文的算例系统。另外，以上分析结论在风电场厂方提供的技术参数下计算得到，技术参数的改变也会对计算结果和结论带来影响。

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