考慮風電場影響的地區電網孤網運行分析

張俊安，田西秦，牛銘

（1.陜西送變電工程公司，陜西西安710014；2.陜西省地方電力集團公司 周至縣供電分公司，陜西 周至 710400；3.華北電力大學 電氣與電子工程學院,北京 102206）

電網是電力傳輸的載體，是聯系發電和用戶的紐帶。在能源日益緊張的今天，分布式發電技術的優勢逐漸顯露出來，但盲目擴大分布式發電的容量和規模會給電網的調控造成難度，并對電網穩定性帶來影響。北方地區風電資源豐富，風電機組往往采用不同于常規同步發電機的發電技術，在電網發生故障時其暫態特性與傳統同步電機有很大不同，大量風電接入改變了電網原有的潮流分布、線路傳輸功率與整個系統的慣量，使得風電接入后電網暫態穩定性發生變化[1-6]。

本文選取北方某地區電網作為研究對象，該地區為大電源，小負荷地區，風電起步晚，發展快。風電大規模接入電網，進一步增加了地區電網電力外送的難度。針對故障導致的風電場切除情況在PSS/E中進行了仿真，分析了風電場不同出力時的電網暫態穩定性，以及電網孤網時大規模風電場瞬間切除對穩定性的影響。

1 風電場對電網的影響

1.1 對頻率的影響

風電場對系統頻率的影響取決于風電場容量占系統總容量的比例。當風電場容量在系統中所占比例較大時，其輸出功率的隨機波動性對電網頻率的影響顯著，影響電網的電能質量和一些對頻率敏感負荷的正常工作，這就要求電網中其他常規機組有較高的頻率響應能力，能進行跟蹤調節，抑制頻率的波動?？紤]到風電場出力的間歇性，當風電場由于停風或大失速而失去出力后，會使電網頻率降低，特別是當風電比重較大時，會影響到系統的頻率穩定性[7]。

1.2 對電網電壓的影響

風力發電出力隨風速大小等因素而變化，同時，由于風力資源分布的限制，風電場大多建設在電網的末端，網絡結構比較薄弱，因此在風電場并網運行時必然會影響電網的電壓質量和電壓穩定性。另外，風力發電機多采用感應發電機，感應發電機的運行需要無功支持，因此,并網運行的風力發電機對電網來說是一個無功負荷。為滿足風機的無功需求，每臺風機都配有無功補償裝置[8]。

2 風機動態數學模型

2.1 雙饋風機原理

本文中地區電網風機的發電機為雙饋感應電機（DFIG）。DFIG結構如圖1所示，發電機的定子側與電網側直接相連，轉子側通過交-直-交變頻器與電網側相連，交-直-交變頻器為雙PWM換流器，可實現四象限運行。電網提供發電機交流勵磁，勵磁電流的幅值、相位、頻率均可變，其中勵磁頻率為轉差頻率。電網側換流器的主要任務是保證電流波形和功率因數滿足要求以及保證直流母線電壓的穩定，轉子側換流器的主要任務是調節有功功率，實現最大風能捕獲以及為轉子回路提供勵磁，調節定子無功功率[9-10]。本文采用PSS/E中美國GE公司的1.5 MW和3.6 MW風機模型，對風電場進行總體等值。

圖1 雙饋型風力發電機

2.2 地區電網

2009年底，地區電網裝機容量達到5 483.8MW，風電裝機容量占1 130 MW。大部分極端天氣導致的電網事故均發生于冬季腰荷時期，南部地區220 kV變電站冬腰負荷為908.8 MW，北部地區220 kV變電站冬腰負荷為72 MW。電磁環網斷面電氣接線如圖2所示。該地區不僅風電場規模大，而且220 kV聯絡線解環后，若500 kV線路同時跳閘，電網將分為南北兩片孤網運行。風電場出力的隨機性使電網安全穩定運行的難度進一步增大[11-14]。依據該地區電網實際數據，在PSS/E中建立了66 kV及以上等級的網絡模型，至遼寧電網和吉林電網的潮流用等效電源代替。

圖2 地區電網電磁環網斷面電氣接線圖

3 電網暫態穩定性分析

3.1 風電場不同出力時電網暫態穩定性

電網中除了經常發生的小擾動以外，線路短路、斷線故障等大擾動情況也時常出現，因此有必要對風電場并網后電網發生大擾動故障時電網的暫態電壓穩定性進行研究，尤其是發生大擾動故障如三相短路故障時，該地區電網的暫態電壓穩定問題是最需要關注的問題。本節以聯網運行時的典型故障情況為例，分析風電場全出力和不出力時電網的暫態穩定性。此處主要選取主力電廠和右中站情況進行分析說明。

風電場全出力時，科沙線潮流為2 320 MW；風電場不出力時，科沙線潮流降低為1 290MW。

算例1：

1）T=1 s，科河1號線發生三相短路故障；

2）T=1.02 s，科河1號線故障清除；

風電場有無出力時，接入等級為220 kV的主力電廠電壓情況如圖3所示。

（a）通遼電廠電壓

圖3 電廠電壓

故障瞬間，主力電廠和重要變電站電壓最小值統計如圖4所示。由電壓情況可見，風機滿出力在電網故障情況下對電壓有一定的支撐作用。北部霍林河電網受故障影響較小，南部電網在故障清除后電壓立即恢復至原來水平，沒有對電網造成較大影響。

圖4 風電有無出力時各站最小電壓

通遼電廠和霍煤電廠功角和頻率情況如圖5所示。由圖5（a）、圖5（b）可知，科河1號線發生三相短路故障時，相比風電場滿出力情況下，風電場不出力時電廠功角穩定后與故障前差別較小。由圖5（c）、圖5（d）可知，科河1號線發生三相短路故障時，風電場不出力情況下，由于電網整體出力水平較低，因此對頻率的沖擊也較小，并且系統頻率可以較快恢復穩定；風電場滿出力情況下，由于風電場容量在系統中所占的比例較大，導致頻率震蕩時間和幅度均較大，并且震蕩時間較長。對于頻率敏感的負荷地區，發生嚴重故障時可以考慮適當切除當地風電機組。

圖5 風電場有無出力時電廠功角和頻率

3.2 風電場故障退出時電網暫態穩定性

地區電網孤網后，500 kV系統全部斷開，分為南北兩片孤網。由于電源過剩，風電場必需及時切除，以通遼電廠為中心的“雙日字形”220 kV環網帶周邊的魯北站、右中站、烏蘭站、奈曼站、庫倫站、甘旗卡站和寶龍山站形成南部孤網。北部孤網由霍煤電廠帶地區負荷運行。

以通遼電廠三機組方式，科沙線2 100MW的輸送功率作為算例計算地區電網孤網時，風電場瞬時退出的穩定性。

孤網時，科沙線外送潮流2 100 MW全部中斷，220 kV聯絡線外送潮流20MW全部中斷。對于南部電網而言，孤網時阿科線向其輸送的1 228MW功率全部中斷，南部電網孤網時失去通遼二廠出力530 MW和風電場出力750 MW，外送潮流2 120 MW全部中斷，相當于孤網時增加負荷388MW；北部電網失去霍煤坑口廠出力1 140MW和風電場出力280MW，送至南部電網的阿科線1 228 MW功率全部中斷，相當于孤網時增加負荷192MW。電源負荷分析詳見表1。

表1 通遼三機組方式電源負荷分析

1）t=0~1 s，電網正常穩定運行；

2）t=1 s，500 kV母線故障切除，系統失去500 kV電源（霍煤坑口廠和通遼二廠）以及500 kV輸電線路（霍阿1號、2號線，阿科1號、2號線和科沙1號、2號線）；

3）t=1.02 s，風電場退出運行，并且220 kV外送聯絡線跳閘；

主力電廠功角、頻率仿真結果如圖6所示。由圖6（a）、圖6（c）圖可知，兩個孤網地區頻率均未達到低頻減載裝置動作整定值，功角已經首先失去穩定，必須采取切負荷措施，維持功角穩定，切負荷后功角可恢復穩定，如圖6（b）圖所示，切負荷后頻率可基本恢復至故障前水平，如圖6（d）圖所示。南北兩地區在孤網后不采取任何措施的情況下均不能維持自身穩定。北部電網切除168 MW負荷，可維持電網穩定；南部電網負荷偏重，經仿真需切除380MW負荷以保證主力電廠功角穩定。孤網頻率在9 s后穩定，但仍有微小波動，波動幅度在0.005 Hz內，對系統沒有影響。

圖6 通遼三機組時各電廠功角和頻率

4 結語

仿真結果表明，風電場不同出力情況下，電網故障時的受沖擊水平不同，風電場全出力情況下受影響更大，應在電網發生故障時切除適當風機，減弱故障對電網的影響。

極端情況導致的電網孤網，風電場全部退出后，電源出現缺額，可以通過切除一定量負荷的措施保證系統穩定運行。如提前增加通遼電廠出力，可減小切除風機瞬間的電網功率差額，從而減小對電網的沖擊，使孤網更快恢復穩定。

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