黃柏山風電廠風電并網的建模及仿真分析

摘要：信陽電網目前規劃風電廠四座，分別為黃柏山風電廠、大別山風電廠、天目山風電廠、雞公山風電廠，風電的并網將使信陽電網的電源結構發生較大變化，特別是對電壓穩定問題會產生很大影響。本文通過對黃柏山風電場進行建模，并仿真分析了風電并網的暫態電壓穩定情況。

關鍵詞：風電 暫態穩定 建模 仿真分析

1、風電場建模

黃柏山風電場一期工程可研設計為24 臺單機容量為850kW 風電機組，計劃于2011 年全部投產。風電場所選風機機型為西班牙GAMESA EOLICA 公司提供的G58-850kW 型風電機組。G58-850 kW 風力發電機組采用雙饋異步發電機-變頻器系統，是目前世界上MW級風機最流行的模式。此類型風力發電機出口電壓為690V，每臺風電機配套提供一臺38.5±2×2.5%/0.69kV箱式變電站，變壓器將風電機出口電壓升高至35kV。35kV出線側組成聯合單元接線，采用35kV電纜或架空線分別接至110kV升壓站、35kV配電裝置，新建1回110kV線路接入110kV 商城變電所，導線采用LGJ-185，線路長度50km。110kV升壓站主變選用有載調壓變壓器，對信陽電網的風電場建模如下。

1.1 風力發電機組整體模型

雙反饋和直驅風力發電機屬變速恒頻風力發電系統，其轉子轉速可以在較大范圍內變化。雙反饋風機并網后電機定子頻率與電網一致，轉子通過變頻器與電網相連。直驅風機一般采用多極永磁同步發電機，定子通過變頻器與電網相連。大多數變速恒頻風機設計為變槳距，其基本環節包括：風輪葉片、起連接和傳動作用的裝置、發電機、風電機控制系統。其能量轉換過程是：風能→機械能→電能。

1.2 發電機模型

發電機/換流器模型是風力機和網絡的接口。與傳統的發電機模型不同，模型中不包含發電機轉子的機械狀態變量，這部分在風力機模型中描述。另外，與傳統發電機模型不同，由于換流器的電氣控制響應速度快，簡化了勵磁系統動態。

發電機模型從系統中讀取電壓Vterm，根據電氣控制部分提供的控制變量E”qcmd、 Ipcmd，計算注入并網點的電流I。輸入量為E”qcmd、Ipcmd和Vterm，輸出量為I。其中x”是發電機等效次暫態電抗。

1.3 控制系統模型

其中有功功率需求Pord由風力機模型提供。無功功率控制信號Qcmd由風電場管理系統（Wind Park Management System，WPMS）模型提供。

1.4 風力機模型

對于采用變槳距的變速風機來說，風機的控制目標就是盡可能的從可利用風能中獲得更多的功率且不超過設備的額定值。

實際應用中的風力機控制的作用是：當風速高于額定風速時，調節葉片槳距角控制機械功率Pmech為額定值（1.0pu），風速低于額定值時，槳距角設定在最小值以獲取最大的功率。槳距角控制的動態響應時間尺度適中，對動態仿真的結果影響較大。

1.5 風速-功率模型

風速-功率關系如下式所示

其中ρ為空氣密度（kg/m3）；Vw為風速；A=πR2ae為風機葉片的掃風面積，Rae為葉輪機半徑（m）；Vin、Vout分別為風機的切入風速和切出風速；Cp是風力機的風能利用系數，即單位時間內風力機所吸收的風能與通過葉片旋轉面的全部風能之比。按照貝茲理論，Cp最大值為0.593。它與風力機的葉尖速比λ（風力機葉片頂端線速度與風速之比λ=ωaeRae/Vw）和槳距角θ有關，在動態仿真中，將其表示為λ和θ的非線性函數，如下：

2、仿真分析結果

黃柏山風電場接入信陽電網110kV系統，如圖5。電廠由24臺單機容量為850kW、出口電壓為690V的風電機組構成，每臺風電機通過38.5±2×2.5%/0.69kV箱變升壓至35kV，出線組成聯合單元接線后通過35kV電纜接至110kV升壓站的35kV配電裝置內，并通過1回110kV線路接入商城變。風電場所選風機機型為西班牙GAMESA EOLICA公司提供的G58-850kW型雙反饋式異步風力發電機。

潮流數據見表1，風電機組采用恒功率因數方式控制。

由于雙饋感應電機風機控制方式為恒功率因數方式，其發出的無功功率可做到平衡升壓變消耗的無功功率，所以整個風電場與電網之間沒有無功功率的交換，即整個風電場功率因數為1。

由仿真結果可知，當算例地區電網接入出力40.5MW的小規模風電后，各節點的PV曲線均相應右移，整個電網的靜態電壓穩定水平得到改善，地區電網的電壓靜態失穩的臨界電壓值能保持在較低的水平，這是由于雙饋感應電機的變速風機采用了變頻器控制，其發出的有功與無功可解耦控制，因此，此類風機發出的無功功率特性更接近于同步發電機提供的無功功率特性，若在實際運行中電壓值是唯一的關注點，那么在地區電網中接入小規模的雙饋異步感應式風機不但不會增大電壓失穩的風險，還可以提高靜態電壓穩定裕度值。