江西大型風電場動態穩定研究

楊 超，程 虹，肖 園

（國網江西省電力公司經濟技術研究院，江西 南昌 330043）

0 引言

上隨著江西并網發電的風電場容量的不斷增加，風電場對電網的影響將受到廣泛的關注。風電系統中除經常發生線路、變壓器短路等大擾動故障以外，也經常發生風電場出力隨風速變化的小擾動。所以有必要對風電場接入的電網發生大擾動故障以及風速擾動時風電機組和接入電網的暫態及動態穩定性進行研究。作為風電場的基本組成單元，風電機組的運行特性與控制模式對整個風電場的穩態和動態行為有著重大的影響。江西目前常用的變速風電機組主要有雙饋變速風電機組和永磁直驅風電機組，其中永磁直驅同步風電機組省去了增速齒輪箱，減少了風電機組的維護工作并降低了噪聲，在風力發電領域受到越來越多的關注，近幾年來逐漸成為江西風電場的主流機型。

1 永磁直驅風電機組簡介

永磁直驅風電機組屬于變速運行的風電機組。變速運行的風電機組具有風能利用率高、機械部件所受應力小、電能質量高等特點。因此，近幾年來成為新建風電場所采用的主要機型之一。

1.1 永磁直驅風電機組的基本結構

永磁直驅風電機組，其轉子為永磁式結構，無需外部提供勵磁電源，提高了風電機組的效率。風力機與永磁同步發電機通過軸系直接耦合，省去了增速齒輪箱，大大提高了可靠性，減小了系統的機械噪聲，降低了機組的維護工作量。永磁同步發電機經過背靠背式全功率變頻器系統接入電網，通過對變頻器的控制來實現風電機組的變速運行，并且可以調節機組的功率因數。永磁直驅風電機組主要包括變槳距式風力機、永磁同步發電機、背靠背式全功率變頻器以及控制系統四部分。其中，變頻器系統硬件部分又分為發電機側變頻器、直流環節和電網側變頻器。

1.2 永磁直驅風電機組變頻器的控制策略

永磁直驅風電機組全功率變頻器的控制策略為：對于發電機側變頻器，通過矢量控制的方法，實現同步發電機的有功功率和無功功率的解耦控制，控制目標為有功功率按照最優功率曲線變化，同時保持與發電機無功交換為零。對于電網側變頻器，通過矢量控制的方法實現直流環節直流電壓和無功功率的解耦控制，控制目標為控制直流電壓在設定值，同時保持變頻器與電網交換的無功功率按指定的功率因數變化（一般采用恒功率因數cos?＝1.0的控制模式），也就是恒功率因數控制。

1.3 永磁直驅風電機組的保護設置

目前，永磁直驅風電機組設置的系統保護主要包括：1）低壓和過壓保護；2）過流保護；3）頻率保護。另外，根據國家電網公司《風電場接入電網技術規定》的要求，并網運行的風電場應具有在電網電壓發生跌落的過程中維持并網運行的能力，也就是低電壓穿越能力（LVRT），以在特定電網條件下按照電網部門的要求實現該功能。風電場的低電壓穿越能力最終依靠風電機組的低電壓穿越能力來實現。

2 江西釣魚臺風電場概況

江西釣魚臺風電場位于泰和縣東南部的水搓鄉，擬將該地區風力資源分為四期開發，近期先開發水搓南部山脊，遠期繼續開發北部山脊，風電場開發順序為：釣魚臺（48 MW）—天湖山（48 MW）—茶園（84 MW）—浪川（70 MW），規劃總裝機容量約250 MW。對該地區連片開發的風電場采取集中式送出的方式，以220 kV電壓等級接入電網，釣魚臺風電場全部建成后將是江西裝機規模最大的風電場。釣魚臺風電場本期新建1座220 kV升壓站，剖口接入井岡山電廠—埠頭變220 kV線路接入系統，四期風電場均通過35 kV線路匯集送至220 kV升壓站，升壓站規劃新建3臺升壓變壓器。風電場首先經機端一級升壓變升至35 kV，再經二級升壓變升至220 kV，最后通過2回220 kV線路接入井岡山電廠和220 kV埠頭變電站。

釣魚臺風電的投產，將對江西南部電網供電提供一定的補給和支撐，提高了南部電網的供電能力。從地理位置來看，釣魚臺風電位于吉安、贛州市地理交界，處于吉安電網和贛州電網的交接處，釣魚臺匯集站的風電電力流向由北往南注入贛州東部電網。

3 風電場穩定仿真分析

3.1 風電場建模

釣魚臺風電場為125臺永磁直驅同步風電機組采用“一機一變”的接入方式，構成裝機容量為250 MW的風電場，所有機組均采用恒功率因數控制模式并且控制功率因數為1.0，并考慮其低電壓穿越能力。

根據風電場接入電網技術規定，一般需要在風電場安裝一定容量的集中無功補償裝置并實現動態調節，因此，考慮在升壓站35 kV側安裝合計60 Mvar（容性）容量的動態無功補償裝置。

直驅永磁同步電機的風電機額定功率為2 000 kVA，風機額定風速為11 m/s，切出風速為22 m/s，切入風速為3 m/s。本次計算采用GE直驅類型的風電機組模型對其進行模擬，其動態模型示意見圖1，發電機和換流器模型根據控制系統命令向系統注入有功功率和無功功率，同時模擬低電壓和過電壓保護功能。

圖1 直驅永磁同步風電機動態模型示意圖

3.2 電網故障對風電場的影響

按照風電場本期接入容量，研究區域內部分220 kV線路發生三相短路故障情況下，接入風場后的母線電壓、地區內部主要電廠發電機功角搖擺以及電廠出力等變化情況。對于電網故障，考慮風電場近側線路發生三相永久故障，線路跳開。對風電場附近部分220 kV元件短路故障仿真分析結果如表1所示。220 kV埠頭—升壓站線路埠頭側發生三相短路故障，埠頭變母線電壓和風電場出力的變化曲線如圖2、圖3所示。

表1 電網故障時暫態穩定計算結果

圖2 關鍵母線電壓曲線

圖3 風電場有功無功變化曲線

根據仿真計算，在故障發生瞬間風電機組的有功功率和機端電壓迅速跌落，風電機組注入系統的無功功率迅速增大。在電網故障期間，永磁直驅風電機組發出無功功率的能力有利于風電場維持暫態電壓穩定。擾動消失后，風電場的有功功率、風電機組的機端電壓以及風電場升壓變高壓側母線電壓很快恢復到故障前的穩定狀態；風電場全部機組吸收的無功功率經過短暫的衰減振蕩后也恢復穩定。故障距離風電場越近，則風電場的出力波動越大。三相短路故障仿真時，除母線故障，風電場保護均未動作（即未發生切機情況），說明風電場在電網故障情況下的運行穩定性較好。全功率變頻器的使用實現了永磁同步發電機與電網之間的解耦，通過對變頻器的有效控制對電網的故障能夠起到很好的隔離作用。

由于贛州東部電網為系統末端電網，風電場接入后對受電斷面穩定極限的影響問題也應給予注意，但不在本文討論的范圍。風電場保護和穩控措施應根據具體電網和風電場裝機規模、接入方式等進行具體計算分析。

3.3 風速擾動對風電場的影響

風力發電具有隨機性、間歇性和不可控性的特點，使得風電出力變化較大。風電機組在正常運行時，風力的波動造成發電機輸出的功率波動，從而造成部分變電站電壓變動，導致調壓困難。風電場在運行過程中，由于風速的波動會導致風機輸入功率產生變化，從而引起風電場輸出功率產生變化。當風速變化劇烈時，由于風電場出力變化較大，風電場并網點的電壓穩定性會有較大波動，導致因電壓波動而引起的系統電壓失穩現象。本文分別研究在陣風和漸變切出風情況下，風電場從額定風速增大至切除風速附近及減小到切入風速附近對系統的擾動情況。

初始風速為額定風速，模擬疊加最大為12 m/s的陣風，陣風啟動時間為2 s，持續時間5 s，考慮風速突然變化時，風電場并網點因擾動而產生的電壓波動見圖4和圖5所示。

當風速大于切出風速時，風電機組為保持自身的安全性將停止發電。此時由于風機的突然切出，引起系統潮流發生突變。從計算結果夠看出，在風速超出切出風速的擾動情況下，風電場并網點電壓波動較小，達到0.5%左右，遠低于超規程對切出風時并網點電壓波動不超過2.5%的要求范圍，能夠滿足規程的技術要求。

圖4 風電機組各相關參數變化曲線（陣風）

圖5 關鍵母線電壓穩定曲線（陣風）

初始風速為額定風速，模擬疊加-10 m/s的漸變風，漸變風啟動時間為1 s，下降為3 s，持續時間40 s，考慮風速突然變化時，風電場并網點因擾動而產生的電壓波動見圖6和圖7所示。在漸變風擾動情況下，當風速低于切入風速后，風電機出力下降，風電場并網點電壓波動發生波動，但波動范圍較小，為0.13%左右。因此，在漸變風擾動情況下，能夠保證并網點電壓運行在規程允許的1%電壓波動范圍內，滿足規程的要求。

圖6 風電機組各相關參數變化曲線（漸變風）

圖7 關鍵母線電壓穩定曲線（漸變風）

4 結論

風電機組在并網運行中會經受各種各樣的擾動，風電機組承受擾動的能力是風電機組的重要特性之一。本文分析江西釣魚臺250 MW永磁直驅風電機組承受擾動的能力，擾動按最嚴重的系統三相短路故障和風速變化來考慮。在電網故障期間且故障消失后，整個風電場均能夠恢復到故障前的穩定運行狀態；在風速快速變化期間，風機的有功功率、無功功率、系統母線電壓的波動都很小。仿真結果表明，釣魚臺風電場采用的永磁直驅風電機組發出無功功率的能力，有利于風電場維持穩定。需要特別指出的是，由于風電場與電網之間的相互影響與電網的結構有關，因此本章仿真結果僅適于本文的算例系統。另外，以上分析結論在風電場廠方提供的技術參數下計算得到，技術參數的改變也會對計算結果和結論帶來影響。

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