海上风电集群与火电打捆外送系统低电压穿越特性

余浩，王盼盼，段瑶，田书新，陈武晖

（1.广东电网有限责任公司电网规划研究中心，广东省广州市 510080；2.太原理工大学电气与动力工程学院，山西省太原市 030024）

0 引言

随着全球一次能源的不断减少以及“双碳”目标的提出，提升新能源在电力系统中的比例，逐步形成以新能源为主的新型电力系统，已经成为国家战略要求。风力发电是新能源发电当中发展比较成熟的一种。相比陆上风电，海上风电具有更丰富的风能资源、年利用小时数高、节省土地资源等优点。海上风电在广东、江苏、山东等省份迅速发展，目前在电力系统当中占据相当规模。广东电网海上风电发展迅速，截止2021年7月底，广东海上风电装机1472 MW。但海上风电依赖于天气与气候的变化，因此具有间歇性、波动性与不确定性，这对电能质量与电网稳定性都是巨大的挑战。

为平抑海上风电的波动性和间歇性对输电通道及系统功率平衡的影响，海上风电通常与火电打捆外送。为确保海上风电与火电打捆外送系统的稳定性与安全性，相关学者在外送系统稳定性方面，其中风、火配置比例与方案，风、火打捆系统次同步振荡以及风、火打捆调控策略等方面进行了较多的研究。文献[1-2]从风、火打捆直流输电系统稳定性出发，研究对比了不同风、火配比下的影响，提出最优风、火容量配置比例；文献[3]综合考虑了输电成本与火电机组的影响，结合风电场持续出力曲线给出了最优的风、火配置方案；文献[4-5]分别基于风、火打捆系统风机与直流输电的动态交互问题和线路串补度等，进一步研究了风、火打捆系统的次同步振荡产生机理与抑制措施；文献[6]从系统暂态稳定性角度，研究了电力系统稳定器与静止同步串联补偿器对风、火打捆系统低频振荡的削弱作用；文献[7]基于扩展等面积定则，分析了风电场选址与火电机组出力等因素对系统暂态功角稳定性的影响；文献[8-9]针对目前风、火打捆系统存在的有功控制问题，结合中国风电输送调度现状，给出了风、火打捆有功控制系统的智能调节策略。尽管风、火打捆技术研究发展迅速，但低电压穿越问题在风、火打捆系统安全稳定运行当中作为关键性技术，目前研究仍然很少涉及。

在风电场低电压穿越方面，文献[10]基于6台1.5 MW永磁直驱式风机研究了单相与三相短路故障下，风电机组通过降低有功功率，增大无功功率维持电网电压；文献[11]采用12台0.989 MW的风力发电机，分析了静止同步补偿器(static synchronous compensator，STATCOM)控制策略在低电压穿越当中的正确性。但单台或小容量风机研究在风、火打捆实际场景中缺少适用于我国风电集中开发并网的场景。文献[12]基于150台2 MW变速风机，对电压故障下不同接入方案进行比较，分析了系统接入方案与风电场接入方案对低电压穿越的影响；文献[13]在80台1.5 MW风机基础上，利用变异系数法对风电场进行性能评估，进而调整各台风力发电机的无功出力，故障发生时支撑电网电压；文献[14-15]侧重考虑打捆系统中双馈风机的影响，证明了撬棒保护在故障穿越中的作用。以上风电场低电压穿越研究仅考虑了风电场低电压穿越，更加侧重风电场本身，未考虑大规模风电场集群之间动态耦合对故障风电场低电压穿越的影响，也没有计及风电集群与打捆火电之间的相互耦合对低电压穿越的影响。

由上述分析可知，当前研究主要针对单个风电场的低电压穿越问题，而随着“十四五”规划的提出，基地式集中连片开发成为我国海上风电开发的主流模式，多个风电场集中并网故障期间各风电场之间的动态特性耦合、各风电场故障期间的相互影响、低电压穿越过程特性复杂等问题，亟需进一步研究。而且风电集群与打捆火电之间的相互耦合对低电压穿越的影响也需要进一步研究。

本文在总结国内外风电场低电压穿越标准的基础上，应用风、火打捆系统的短路比和火电机组的无功调整机理，从理论角度解释了火电提升了海上风电与火电打捆系统电压的支撑能力，进而指出火电对多风电场的低电压穿越能力也有一定程度的提升。并在PSCAD/EMTDC中搭建某实际规划场景的海上风电集群与火电打捆系统模型进行仿真验证，结果表明：火电机组提升了与其打捆的风电集群的低电压穿越能力。而在风电集群单独外送系统中，由于多风电场之间动态相互作用导致故障风电场的电压、电流以及功率等发生振荡，即使在电压跌落至额定电压75%的情况下也可能无法实现低电压穿越；在故障风电场电压跌落严重的情况，可能导致非故障风电场也无法正常运行。这些研究结果验证了上述理论分析的合理性。

1 我国风电场低电压穿越

电力系统中电网短路故障是较为常见且后果也比较严重的一类故障，电网发生短路故障常常引起风电场并网点母线不同程度的电压跌落，风机无法像火电机组一样在电力系统发生故障时对系统提供一定的无功与有功功率协助系统恢复稳定，严重时将使得风电场无法正常运行甚至脱网，进而使电网产生电能缺额，对电力系统稳定性提出了挑战，因此各国根据各自电网运行需求，制订了不同的风电场低电压穿越标准。

1.1 我国低电压穿越要求

我国规定的风电场低电压穿越能力是指当电网故障或扰动引起电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，风电机组保证不脱网连续运行的能力[16]。在《GB∕T 19963.1—2021风电场接入电力系统技术规定》中给出了风电场低电压穿越的具体标准，要求即使在电压跌落很严重的情况下，发电设备也应该保持并网并持续运行，只有在电压跌落至标准线下，才允许风机脱网。

从图1可以看出，我国要求风力发电机组在并网点电压降至20%时仍能并网连续运行0.625 s，并且故障发生2 s内并网点电压能恢复至正常运行时的90%。同时国标上也对不同故障类型下风电场未脱网风机的有功功率恢复速率、动态无功支撑能力等做出了相应要求。三相短路故障在所有类型的故障当中最为严重，对电网稳定性的影响更加显著，因而规范中对三相短路故障时的动态无功支撑能力有着更加严苛的要求。

图1 我国低电压穿越标准Fig.1 The LVRT specified in CNS

风电场动态无功电流增量应响应并网点电压变化，并应满足公式（1）[16]

式中：ΔIt为风电场注入的动态无功电流增量；K1为风电场动态无功电流比例系数，取值范围应不小于1.5、不大于3；Ut为风电场并网点电压标幺值；IN为风电场额定电流。

除此之外，规范也要求风电场并网点电压正序分量跌至额定电压的80%及以下时，风电场输出的无功电流不能低于风电场正常情况下并网额定电流的1.05倍，且要求风电场故障切除后有功功率速率不小于0.2 PN/s 恢复至故障前的值，PN为风电场额定有功功率。

1.2 风电集群动态相互作用对故障穿越的影响

我国海上风电目前呈现出大规模连片开发特点，大规模风电集群集中并网成为典型场景之一，图2所示为我国某地区实际海上风电集群规划项目。A区域7个风电场与B区域4个风电场并网外送，这些海上风电场相互之间存在动态相互作用，包括同一区域内风电场间相互作用，不同区域之间风电场相互作用。假设风电场Wind8送出线路发生短路故障时，故障风场母线电压下降，与此同时，非故障风电场Wind9-11由于与故障风电场之间存在电气连接，电压也会受到影响，不同区域的风电场Wind1-7也会存在不同程度的电压下降。与单独风电场接入相比，非故障风电场的电压下降，将吸收大量的无功，进一步恶化故障风电场故障穿越的电网环境，为协调控制所有风电场电压，需要向系统注入大量无功功率，造成多场站系统低电压穿越所需无功功率比单独风电场大很多，若系统不能及时向风电集群注入大量无功功率支撑电网电压，风电集群之间无功串动，可能遭受动态电压振荡失稳，无法实现故障穿越。因此，与单个风电场低电压穿越相比，对多风场系统低电压穿越能力的要求更高，需要进一步研究。

图2 海上多风场并网示意图Fig.2 Sketch map of grid-connected multi offshore wind farms

2 火电机组对与其打捆的海上风电系统低电压穿越性能的提升作用

我国海上风电目前呈现出大规模连片开发而且集中并网的特点，由于风电场间的动态耦合，大规模风电集群集中并网的低电压穿越问题严重。目前海上风电与火电打捆系统发展迅速，风、火打捆系统低电压穿越问题还有待研究。本文从系统短路比和火电机组励磁调节系统提供无功支持原理2个方面来阐述火电机组对海上风电集群低电压穿越的提升作用。

2.1 风、火打捆提高风电场短路比对电压支持作用

火电的接入可以改善新能源系统并网的抗扰性能，增大系统阻尼提高系统的稳定性[17-18]。短路比作为工程实际中衡量电网强度的指标，可以为电网规划和运行提供一定程度的参考，当风、火打捆系统短路比过低时，系统会存在宽频振荡风险；短路比越高，系统强度越大，可以应对的严重故障的能力越强。火电的接入对系统短路比具有提升作用，具体如下：

通常将单独风电场接入交流系统用戴维南等值方法简化为一个理想电压源串联电阻的形式[19]，以受端系统为例，如图3所示。

图3 单独风电场示意图Fig.3 Sketch map of grid-connected individual wind farm

将系统三相短路容量与送出额定有功功率的比值作为衡量电网强度的短路比指标，计算单独风电场的短路比

式中： Zeq1=ZW+ZX， ZW为风电场送出线路等值电抗；ZX为 打捆系统输电线路等值电抗；SN为系统三相短路容量；PN为新能源系统送出有功功率；UN为风机并网点额定电压。

进一步将单独风电场戴维南等值方法推广至风、火打捆系统，同样可以将其简化为一个电压源串联电阻的形式，图4为风、火打捆系统接入受端电网示意图。

图4 风、火打捆系统示意图Fig.4 Sketch map of bundled system composed of offshorewind power cluster and thermal power units

考虑到火电机组在风、火打捆系统中能够像交流系统一样提供短路电流，增大交流系统的短路容量，故将火电机组并入受端电网，机组阻抗与受端电网阻抗并联得到新能源风电场短路比计算公式为

式中： Zeq2=ZW1+ZX//ZF2，为风、火打捆系统等值阻抗；ZF2为同步电机电抗与线路阻抗的和。一般情况下火电接入后，系统网架会因传输功率上升而进一步加强，ZX也会减小。显然，由式（2）（3）可以看出，当风电场传输容量相同，输电线路阻抗同样保持不变的情况下，风、火打捆系统短路比要大于单独风电场短路比：

当增大火电厂容量时，火电机组等效电抗由ZF变 为Zf

式中： Zeq3=ZW+ZX//Zf，由于火电厂容量增大导致Zf＜ZF，故 Zeq3＜Zeq2，代入式（3）和（5）可以得到如下关系

从短路比角度来看，上述分析可以归纳为：风、火打捆系统由于火电厂的接入，短路比相对变大，且随着火电厂容量增大，风、火打捆系统短路比提高，风、火打捆系统电网强度大于单独风电场电网强度。当系统发生故障时，风电场并网点电压保持能力也进一步增强，系统在电压跌落故障时受扰能力也相应增强。

2.2 火电机组对风、火打捆系统的动态无功支撑

火电厂通过励磁调节器调节发电机的励磁电流，原理如图5所示。测量环节采集到的机端电压与发电机机端电流经过滤波环节与电压参考值Uref比较后，再经过综合放大与移相触发环节等控制发电机励磁绕组的励磁电压uf。

图5 交流励磁机励磁系统传递函数Fig.5 Transfer function of AC exciter excitation system

由于发电机的内电势与发电机励磁电流成正比 E0=kfIf。根据图5，发电机励磁系统通过调节励磁电压uf可以改变励磁电流If，从而改变发电机的内电势，保持发电机的机端电压恒定，同时控制同步机输出的无功功率，如图6所示。E0、E0′、分别表示发电机正常励磁、欠励和过励时的激磁电动势。

图6 励磁调节原理图Fig.6 Schematic diagram of Excitation regulation

正常运行时，励磁电动势与机端电压和电流的关系E˙0=U˙t+j I˙tXa。为保持发电机的机端电压恒定不变，当机端电压降低时，发电机励磁调节器会增大励磁电流，发电机运行在过励磁状态，向电网输出无功功率；当系统电压升高时，发电机励磁调节器减小励磁电流，发电机运行于欠励磁状态，发电机从电网吸收无功功率。

风电场在正常运行期间，只向电网发出有功功率而几乎不发出无功功率，功率因数接近1。发生短路故障时，短路点电压会瞬间跌落，形成较大的无功功率缺口，因而需要系统中的无功功率电源发出一定的无功功率填补缺额，阻止短路点电压进一步跌落，最终实现风电场的低电压穿越。系统正常运行情况下，火电机组发出的有功功率和无功功率为恒定值。当风电场发生短路故障时，电网电压跌落，火电机组机端电压下降，机组为保持机端电压恒定，通过励磁调节器自动增大励磁电流，为系统提供动态无功功率，在一定程度上也会减少风、火打捆系统的电压跌落，提升风电场低电压穿越能力。

综上分析，风、火打捆系统中火电机组对风电场的低电压穿越能力有一定的提升作用，主要表现在2个方面：一方面火电接入可以提高系统短路比，增强系统电压抗扰能力；另一方面火电在系统故障时可以提供动态无功功率，帮助电网电压更快恢复至稳定值。

3 火电接入对风电场低压穿越的影响

3.1 某实际规划海上风电集群与火电打捆场景及参数

本文研究的算例为某海上风电集群与火电打捆接入系统的实际规划项目，风、火容量配比为1：1.35，其中海上风电集群包括11个风电场，海上风电场分布在2个地区，总容量3320 MW，A区7个风电场总容量为1600 MW；B区4个风电场总容量为1720 MW，其中的500 MW风电场为该区容量最大的风电场。打捆外送火电厂2个，总容量4480 MW，而2个火电厂只分布在C市与D市，总容量分别为2480 MW与2000 MW。

风电场均采用额定容量为5.5 MW的永磁半直驱风电机组，风机接背靠背脉冲宽度调制(pulse width modulation，PWM)变流器后连接0.69 kV/35 kV变压器，经11回路传输线(A区7回路、B区4回路)汇集到35 kV母线，再经过2次集控站升压到500 kV接入电网。另一侧火电机组也经22 kV/500 kV变压器将电能输送到远端受电系统，最终实现风、火打捆。海上风电场集中并网场景如图2所示，与火打捆场景如图7所示，场景详细规划参数见表1—4。

表1 线路参数Table 1 Line parameters

图7 风、火打捆系统场景图Fig.7 Scene of bundled system composed of offshorewind power cluster and thermal power units

本文在PSCAD仿真的基础上搭建上述实际规划的风、火打捆的场景，通过在风电场并网点设置三相接地短路故障进行对比，探究多风电场与多火电机厂的打捆外送对风电场低电压穿越产生的影响。如图7所示，B区容量为500 MW的风电场在并网点发生三相经电感接地故障，通过改变电感大小控制电压跌落程度。故障起始时间4 s，持续时间0.625 s。

3.2 火电厂对故障穿越能力提升作用分析

1)系统短路比变化对低电压穿越影响。

由图8可以看出，随着系统阻抗从0.02 H提升到0.06 H，系统短路比逐渐减小，相同故障下风机电压跌落程度也逐渐从0.785 pu变化到0.776 pu。同样，由图9可以看出，随着火电接入阻抗从0 H提升到0.1 H，系统短路比减小，相同故障下风机电压跌落程度也逐渐从0.781 pu变化到0.752 pu。综合图8—9，说明风、火打捆系统

图8 改变外送线路阻抗时风电场并网点电压示意图Fig.8 Voltage at grid-connected point of wind farm when impedance of outwardsdelivery transmission line ischanged

图9 改变火电厂接入阻抗时风电场并网点电压示意图Fig.9 Voltage at grid-connected point of wind farm when grid-connected impedanceof thermal power plant ischanged

低电压穿越能力与短路比正相关，火电的接入使系统短路比增强，维持系统电压保持能力也增强，风、火打捆系统故障穿越能力也同时提升。

表2 变压器参数Table 2 Transformer parameters

表3 风机参数Table3 Parametersof wind-driven generator

表4 同步机参数Table 4 Parametersof synchronousgenerator

2)火电机组励磁调节器对低电压穿越的作用。

为探究火电机组提升风电场低电压穿越能力的运行机理，给出火电机组3种程度故障时励磁电流与无功功率曲线，如图10所示。

从图10可以看出，风电场发生故障引起电压跌落后，火电机组的励磁电流会相应上升，过励磁的火电机组会向电网发出感性无功功率支撑电网电压。并且跌落程度越严重，励磁电流上升的越多，火电机组发出的无功功率也越多。

图10 火电厂穿越故障的无功支持作用Fig.10 Reactive power supporting action of thermal power plant under fault ride-through

为进一步研究火电机组励磁电流的变化对系统低电压穿越能力的作用，本文选取电压跌落至20%的场景，改变故障发生时励磁电流的大小，测量故障点电压变化情况，得出图11。

如图11所示，相同跌落程度下，随着励磁电流的上升，故障点电压跌落程度有所减小，说明火电机组除了提高系统短路比，增强系统电压保持能力外，还可以通过改变励磁电流，增大故障时提供给系统动态的无功功率，故障结束后帮助电网电压恢复至稳定值，与前文分析一致。

图11 不同励磁电流时故障点电压示意图Fig.11 Voltage at faulty point under different exciting currents

3.3 风电单独外送与风、火打捆系统的低电压穿越性能对比

选择接地电感为0.003、0.001和0.00025 H的场景，设置3种故障程度，分别为75%、50%、20%电压跌落，数据测量点为35 kV并网点风机侧。本文给出了75%与20%跌落程度仿真图，50%跌落程度与前2者相似。图12—15给出了2组测试结果，包括风电场并网点电压、电流、有功功率、无功功率。

通过观察图12—13中(a)、(b)、(c)和(d)，可以看出：当风电场故障点跌落至75%、20%时，无论是电压、电流、有功功率还是无功功率，风、火打捆系统都比未接入火电的系统波动程度要小，故障后都能恢复稳定，且符合国标低电压穿越标准。

图12(a)中，当风场故障点电压最低跌落至标称电压的75%时，无打捆火电的系统的故障点电压在120%与80%之间剧烈振荡，且故障后电压无法恢复至故障前状态。而当风电集群与火电打捆后的系统并网点电压故障时能够平稳地维持在额定80%，且在故障后电压很快恢复至初始的稳定电压。图13(a)中，也同样显示，当风场故障点电压最低跌落至标称电压的20%时，无打捆火电的系统故障点电压在120%与20%之间剧烈振荡，且故障后电压无法恢复至故障前状态。而风电集群与火电打捆后的系统并网点电压故障时能够平稳地维持在额定电压的20%，且在故障后电压很快恢复至初始的稳定电压。从图12—13还可以看出，无火电打捆时，风电场故障点的电流、有功和无功也发生剧烈振荡，且无法恢复到稳态运行。

图12 故障风场电压跌落至75%时的测试结果对比Fig.12 Comparison of test results when voltage of faulty wind farm dropsto 75%

图13 故障风场电压跌落至20%时的测试结果对比Fig.13 Comparison of test results when voltage of faulty wind farm drops to 20%

从图12—13分析可知，当风电集群单独并网时，由于系统短路比较小，一个风电场发生三相电压跌落时，故障风电场并网点电压会瞬间跌落并产生剧烈波动，风电场交流电压支撑能力不足使系统出现振荡，最终导致风电场低电压穿越的失败，其他参量如电流、有功功率和无功功率与电压一样，也发生剧烈振荡，说明当风电集群容量较大或者故障程度较为严重时，单纯依靠风电机组网侧的控制难以恢复稳定。而当风电集群与火电打捆外送时，火电对风电场的故障穿越性能有重要的提升作用。

如图14(a)当风电场故障点电压跌落至75%、时，非故障风电场并网点电压跌落至86%，与风、火打捆时并网点电压、电流、有功和无功曲线相比，风电集群单独并网系统的各量的曲线都有不同程度的振荡。图15(a)所示，当风电场故障点电压跌落至20%时，非故障风电场并网点电压跌落至71%，并网点电压、电流、有功和无功都发生剧烈振荡，无法正常运行。而风、火打捆系统中，各非故障风电场并网参数很快恢复到稳定运行状态。

图15 非故障风场电压跌落至20%时的测试结果对比Fig.15 Comparison of test results when voltage of nonfaulty wind farm dropsto 20%

从图14—15(a)来看，风电集群集中并网系统在一个风电场故障后，其他风电场电压也会有所下降，进一步吸收大量无功，恶化故障风电场故障穿越的电网环境，甚至在故障风电场电压跌落严重的情况（跌落至额定电压20%时），非故障风电场电压、电流、有功和无功也发生剧烈振荡，无法恢复到稳态运行点。这说明，风电集群中各风电场动态相互作用会降低风电场故障穿越的能力。

图14 非故障风场电压跌落至75%时的测试结果对比Fig.14 Comparison of test results when voltage of nonfaulty wind farm dropsto 75%

从图12—15可以看出，风电集群与火电打捆接入系统后，火电能够提供无功，提升风电集群低电压穿越能力。

4 结论

1）风电集群中各风电场之间存在动态耦合，风电场低电压穿越时对电网支撑能力要求较高，风电集群单独并网（无打捆火电厂）时，故障风电场很难实现故障穿越；在电压跌落严重时，非故障风电场也会发生剧烈的电压、电流和功率振荡，故障后无法恢复到稳定运行状态。

2)当海上风电集群与火电打捆时，系统短路比提高，风、火打捆系统低电压穿越能力增强。而且，火电还能够调节励磁电流，增大无功功率支撑，降低系统电压跌落程度，实现海上风电集群故障穿越，故障后稳定运行。

3）不同电压跌落程度下，火电机组提供的无功功率有所不同，跌落程度越大，火电机组提供的无功功率越大。由于火电机组能提供的无功功率有限，在工程实际中，为提高风、火打捆系统低电压穿越能力，应当配合其他无功调节手段，根据实际情况需进一步对多种无功支撑手段进行仿真研究。