海島風電并網運行特性對電網適應性的分析

王 棟，方志輝

（1.國網浙江省電力公司舟山供電公司，浙江 舟山 316000；2.國網浙江岱山縣供電公司，浙江 岱山 316200）

海島風電并網運行特性對電網適應性的分析

王 棟1，方志輝2

（1.國網浙江省電力公司舟山供電公司，浙江 舟山 316000；2.國網浙江岱山縣供電公司，浙江 岱山 316200）

通過對風電機組并網系統進行建模，從保護安全、電能質量、線損等方面分析了分布式電源接入后對電網的影響，結合岱山美達一期風電場實測數據和網架結構，從有功頻率控制、無功功率控制、低電壓穿越和五端柔性直流輸電接入4個方面分析其運行特性，從而論證風電機組運行特性對電網的適應性。

分布式電源；低電壓穿越；電網適應性；柔性直流輸電

隨著化石能源的日益緊缺，挖掘清潔、高效和可再生的新能源以及發展DG（分布式電源）成為能源世界的主旋律。DG通常裝機規模小，直接接入到中低壓配電系統，一般不穿越上一級變壓器直接向用戶提供電能，使分散式能源資源就近利用，實現電能就地消納，減少電能傳輸損耗。我國海洋風能資源豐富，在國家新能源政策的鼓勵下，海島風電已成為研究熱點。

1 建模分析

1.1 風電機組簡介

DFIG（雙饋感應變速風電機組）是一種變速恒頻發電機組，具有傳統風電機組所沒有的優勢：

（1）參與系統無功調節，通過調節勵磁電流使發電機吸收無功功率。

（2）調節轉子勵磁電流的幅值、頻率和相位，風電機組發出恒定頻率的電流，實現優質發電。

（3）傳統電機并網控制技術復雜，需精確轉速控制和準同期操作，而DFIG通過對轉子實施交流勵磁，調節發電機定子輸出電壓，實現安全快速的并網操作[1]。

DFIG定子直接接入電網，轉子通過功率變頻器接入電網，利用變頻器實現發電機有功、無功功率解耦控制，使風電機組具有變速運行的特性，提高風能轉換率，實現最大風能捕獲并減小風電機組機械部件所受感應力，改善風電的功率因數及電壓穩定性。

1.2 風電機組功率波動特征描述

風能的隨機性、間歇性致使并網風電功率波動，對電網調度運行、電壓控制、電網調峰等造成諸多不利影響，甚至危及電網安全穩定運行[2-4]。為此國內外出臺了一系列DG并網標準，以規范電網對DG的接入要求。我國國標GB/T 19963-2011《風電場接入電力系統技術》對風電場有功功率變化作了相關規定[5]，詳見表1。

表1 風電場有功功率變化限值推薦

風電場有功功率變化特性，可用式（1）和式（2）中的功率變化量和變化率表示：

式中：ΔPt為t時刻風電場輸出有功功率變量；σp，t為t時刻風電有功功率變化率；Pw為風電場總裝機容量；Δt為數據采樣時間。

衢山美達風電場裝機容量為40.8 MW，其采樣時間為5 min，10 min內最大有功功率變化限值為40.8/3=13.43 MW，則它的功率變化率范圍為[-32.9%，+32.9%]。2015年4月29日00∶40，風電場輸出功率為17.34 MW，4月29日00∶50時，輸出功率為14.17 MW，實際功率變化率為7.77%，滿足國標要求。

1.3 功率變換方法

為實現風機及相關DG順利并網，并網DG電壓與系統電壓需匹配，DG輸出功率滿足并網要求。設DG的額定輸出電壓為，額定輸出容量為，系統電壓為Us，要求的DG額定電壓為UDG，額定容量為SDG。可在標準DG與系統之間加入電壓適配和電流變換環節，如圖1所示。

圖1 DG并網功率變換原理

電壓電流變換系數滿足式（3）：

式中：KU為電壓變換系數；KI為電流變換系數；為DG的額定輸出電流；IDG為要求的DG額定電流。

DFIG是輸出功率固定的風電機組，無功限制由風機有功出力PG和特定的功率因數確定，即吸收的無功功率QG為：

DFIG進相運行，需從電網吸收無功功率，功率因數小于0。為使風機功率因數固定，通常在風機機端安裝并聯電容器組以補償異步風電機組吸收的無功功率。通過配套并聯電容器組的自動投切，保證其工作功率因數在0.9以上。衢山美達風電場采用4×12臺維斯塔斯V52風機群，風機發出額定電壓690 V，通過電壓電流變換器后，輸出1 kV電壓，功率因數為0.98。

2 DG接入影響

2.1 DG對電網的影響

2.1.1 對保護安全的影響

傳統配電網以輻射狀為主，潮流從電源單向流到用戶，僅在變電站出口安裝過流保護，支路上裝設熔斷器。DG接入后，成為多電源系統，潮流方向將不確定，這要求其保護設備應具有方向性。同時增加配電線路的短路電流，進而影響上下游保護的故障判別能力。文獻[6]介紹了系統短路故障對風機的影響。舟山海島的特殊地理結構使得舟山電網與省網的聯絡較為薄弱，當因故與大陸電網解列成孤網后，風電對小系統頻率穩定的控制非常不利。另外衢山供區成孤立系統后，風機無法支撐該系統頻率、電壓的穩定且對蓬萊變電站（簡稱蓬萊變，以下類推）線路重合閘造成干擾。

2.1.2 對電壓的影響

傳統配電網電壓沿饋線潮流方向逐漸降低，接入DG后系統電壓波動主要是由有功、無功負荷隨時間變化所引起的。DG的位置及總容量大小決定了沿饋線的各負荷節點處的電壓，影響系統電壓的波動。

2.1.3 對電能質量的影響

DG能夠提高供電可靠性，但因其不連續性和不確定性以及本身的運行特性，輸出功率波動，當電網發生故障（如風速過大風電機組自動切除運行）時，將對電網產生明顯的沖擊[7]。電力電子裝置被大量應用到DG系統中，它們均為諧波源，文獻[4]分析了DG接入電網產生的諧波影響及相應治理措施。

2.1.4 對損耗的影響

若系統中節點負荷大于或等于該節點的DG輸入量，應對該節點功率進行就地補償，以減少損耗。若DG輸入功率遠大于該節點的負荷，其功率穿越上一級變壓器倒送至上級電網，線路的損耗可能增加，故發展海島DG能減少損耗。

2.2 電網擾動對風電場的影響

2.2.1 電網擾動對風電場影響情況統計

衢山美達風電場于2008年4月3日投運，經升壓變壓器升至35 kV，通過美達3321線和風電3322線分列接至35 kV幸福變，幸福變和金海灣變均由35 kV線路同接在110 kV岱山變35 kV母線上，如圖2（a）所示（投運初期未裝設SVG）。截至2010年12月29日110 kV大衢變投運，因幸福變10 kV線路短路故障、金海灣變故障及上級電網電壓波動而導致風電場分別切機3次、2次和7次。

大衢變投運后，風電場從幸福變切割至大衢變35 kV母線，按照《風電場接入電力系統技術規定》配置了SVG，金海灣變也從岱山變切割至220 kV蓬萊變。幸福變、金海灣變和美達風電場不再直接連接，如圖2（b）所示。這期間因幸福變10 kV線路短路、金海灣變故障及上級電網電壓波動而導致風電場分別切機0次，0次和6次。

圖2 柔直投入前后的網架結構

由此可見，大衢變投運后，使網架結構更加合理，加上SVG作用，進一步增強了電網對風電等DG接入的適應性，因幸福變10 kV線路短路、金海灣變故障導致風電場切機次數已減至零。但因上級電網電壓波動而導致風電場切機次數仍較多。2014年6月，舟山五端柔性直流輸電系統（簡稱柔直）投運，它提高系統穩定性，增加系統動態無功儲備，解決沖擊性負荷對系統的影響，保障敏感設備供電，從柔直投運至2015年9月，因上級電網電壓波動而導致風電場切機僅2次。

2.2.2 電網擾動對風電場影響的仿真分析

在柔直接入舟山電網后，進行了上級電網擾動對風電影響的BPA仿真。故障設置為：浙春曉-浙六橫500 kV線路N-1，對線路發生三相短路，嵊泗HVDC發生雙極閉鎖，并于0.1 s后切除故障，通過仿真觀察系統的暫態過程。五端直流以定海站作為主送端，其余四端作為受端，其中岱山站具備后備定直流電壓功能。故障前北侖電廠、郎熹電廠、舟山電廠機組均滿負荷運行，均投入PSS。在暫態仿真中，選擇柔直滿發、風機滿發進行仿真，五端柔直采用定無功功率控制策略，電網的動態過程如圖3所示。

圖3 動態過程仿真

由圖 3（a）和（b）可見，在故障期間，嵊泗HVDC突然跌落到0.7 pu后，在故障時間內會上升到0.85 pu左右，長白、美達、岑港風電場的電壓會持續保持在0.8 pu左右，稍后過電壓被加劇了；HVDC逆變側的電壓在故障切除后會升至1.2 pu，過電壓的持續時間大約0.8 s左右，美達風電場的電壓在故障切除后會升至1.2 pu，過電壓的持續時間也會持續0.8 s左右。導致美達風電場電壓升幅比其他兩個風電場高的原因是美達風電場離衢山、嵊泗換流站電氣距離較近，且美達風電場還并聯了12 Mvar電容器，在過電壓期間，該電容器給風電場提供較大無功，這是不利的，但定無功功率控制策略能有效防止風機高壓脫網，可有效緩解過電壓問題，因此五端柔直采用定無功功率的方式運行，向交流系統提供動態無功支撐，能夠有效提高系統對風機的適應性。

3 風電場電源控制方案

為使電網安全穩定、經濟可靠地運行，需控制風電場有功、無功功率對系統的不利影響。根據調度指令和風電場并網點信號（風速、風向、風密度、并網點電壓等），對風電場無功補償裝置和風機本身進行調節，實現對整個風電場的優化控制，使各參數在規定范圍內變化。

3.1 有功功率控制

各國對DG并網標準的有功功率控制描述有所不同，但基本要求有2點：最大功率變換率限制；電網特殊情況下DG的輸出功率限制。一些國家還規定DG應具備降低有功功率和參與系統一次調頻的功能，提出DG需根據電網頻率值、調度指令等信號調節有功功率范圍和做出響應的時間，以及參與一次調頻的調節系統技術參數[3，5]。國家電網公司企業標準Q/GDW 480-2010《分布式電源接入電網技術規定》對DG具體的頻率響應要求做了具體規定[5]。

控制風電場有功功率的方式包括切除風機、切除整個風電場和調節風電機組的有功功率輸出水平。為防止系統故障后出現孤島運行，在大衢變和美達風電場均安裝了系統解列裝置。

3.2 無功功率控制

風機輸出功率的波動性會導致并網功率因數不合格、電壓偏差、電壓波動和閃變等問題，在大容量風電場接入系統時還存在穩定性問題。標準Q/GDW 480-2010對不同DG的無功調節能力和調節方式做了規定：DFIG輸出有功功率時，需從電網吸收一定無功功率，降低并網點電壓。美達風電場裝設了容量為±4 Mvar的動態無功補償裝置SVG共2套，并配備自動監控和保護裝置，每套裝置以進線無功功率及母線電壓作為控制目標，動態跟蹤電網電能質量變化，并根據變化情況動態調節無功輸出，實現變電站在任意負荷下的高功率因數運行。

3.3 低電壓穿越能力

低電壓穿越指當風電場接入點電壓跌落時，能保持并網，甚至向電網提供一定的無功功率，直到電網恢復正常，從而穿越此低電壓時間[3]。風電在電網中所占比例較小時，一般風電場實施被動式自我保護而解列；當比例較大時，如繼續使用被動式自我保護而解列，則會增加系統的恢復難度，甚至加劇故障，最終導致系統崩潰，此時可采取有效低電壓穿越措施，以維護風電場電網穩定。GB/T 19963-2011要求風電機組應具有低電壓穿越能力和必要的高電壓耐受能力。

接入點電壓跌落至額定電壓的20%～90%時，風電機組在0.625 s內能夠持續并網運行，并要求風電機組向電網提供無功功率，無功功率控制應在電壓跌落的0.08 s內響應，并能持續0.6 s，實現電網的快速恢復和穩定。文獻[8]介紹了分布式電源低電壓跌落控制策略，文獻[9-10]對DFIG低電壓穿越采用變頻器暫態電壓控制及槳距角控制，改善了風電場的暫態電壓穩定性。

4 結論

在介紹DFIG優勢的基礎上，指出風機并網對無功電壓、線損、電能質量、負荷預測等具有一定影響，同時電網的擾動對風機也有沖擊。基于柔直投運前后因電網擾動導致風電場切機次數的統計情況，開展了柔直接入后電網擾動對風機影響的BPA仿真分析。結果表明：對衢山美達風電場進行網架結構優化、配置SVG等措施有利于增加系統動態無功儲備，提高風電并網適應性。為保證電網安全穩定、經濟可靠運行需依據國標標準對風電場有功、無功功率進行控制。

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（本文編輯：方明霞）

Analysis on Operation Characteristic Adaptability of Integrated Island Wind Power to Power Grid

WANG Dong1，FANG Zhihui2
（1.State Grid Zhoushan Power Supply Company，Zhoushan Zhejiang 316000，China；2.State Grid Daishan Power Supply Company，Daishan Zhejiang 316200，China）

By modeling the integration system of wind power generating sets，the paper analyzes the impact of DG integration on the power grid in terms of protection safety，power quality and line loss.In accordance with the measured data and grid structure of Daishan Meida phase-I wind farm，the paper analyzes the operation characteristics active frequency control，reactive power control and LVRT and the five-terminal VSC-HVDC integration to demonstrate the operation characteristic adaptability of wind turbines to power grid.

distributed generation（DG）；low voltage ride through（LVRT）；grid adaptability；VSC-HVDC

TM614

：B

：1007-1881（2016）05-0042-05

2016-03-09

王 棟（1974），男，高級工程師，從事電網調度管理及運方工作。