特高壓配套風電次同步諧振問題分析及抑制措施

孫永輝，王悅臻

（1.國網內蒙古東部電力有限公司經濟技術研究院，呼和浩特010010；2.巴彥淖爾電業局烏拉特前旗供電分局，內蒙古 巴彥淖爾014400）

0 引言

錫林郭勒地區擁有多個大規模風電匯集基地，形成了首個多類型電源通過帶有串補的交流、特高壓直流混合外送系統，風電、火電、直流換流站和串補電容之間存在耦合，引發次同步振蕩的因素較多，發生次同步振蕩的風險大幅增加[1-4]。對于電網來說，次同步諧振所帶來的電壓、電流的大幅振蕩易導致變壓器等設備損壞，風機切機也會導致系統有功大量缺失、頻率大幅波動，嚴重威脅電網的安全穩定運行。

在電網次同步振蕩的研究中，文獻[5]從增加系統阻尼的角度出發，設計靜止無功補償器（Static Var Compensator，SVC）阻尼控制器來抑制次同步振蕩。文獻[6]指出附加次同步阻尼控制器的SVC能有效抑制次同步振蕩，并且較大容量的SVC能有效増強其抑制次同步振蕩的能力。文獻[7]通過帶通濾波器提取次同步頻率分量，經過相位補償環節和增益環節，在發電機轉子上產生附加轉矩來削減轉速的增量，達到抑制次同步振蕩的目的。文獻[8]提出一種基于定子側模擬電阻的次同步振蕩抑制策略，以增強次同步頻帶下的電氣阻尼。文獻[9]通過阻斷高壓直流輸電系統控制環節中次同步頻率分量的傳播途徑來抑制次同步振蕩。文獻[10]研究了將帶阻濾波器安裝在轉子側變流器電流內環以阻斷次同步電流分量作用途徑的抑制方法。

本文以錫林郭勒地區風火打捆電源經特高壓直流和特高壓交流混合外送系統為分析對象，采用相應工程的基礎數據作為分析計算依據，開展該地區藍旗風電場次同步諧振風險的分析計算和防治策略研究。

1 次同步振蕩風險初判

1.1 阻抗頻率掃描

阻抗頻率掃描法[5]可用于雙饋型風電場次同步諧振風險的初步篩查，是一種次同步諧振問題的近似分析方法，主要觀察風電場中性點處至系統內部的等效阻抗，該阻抗是角頻率ω的函數，記為Z（jω）=R（ω）+jX（ω），從Z（jω）中找出其虛部X（ω）為零的頻率點，即為系統的串聯諧振點。若在諧振點對應的頻率下Z（jω）的實部R（ω）小于零，則風電場可能會發生次同步諧振[6]。利用該方法可初步篩選出具有潛在次同步諧振風險的系統運行方式，同時可確認不存在次同步諧振風險的系統運行方式，利用阻抗頻率掃描法進行次同步諧振風險方式判定的原則如下。

（1）若系統存在串聯諧振點，即阻抗虛部等于零或接近于零，或者阻抗虛部隨頻率的變化曲線由負變正，以圖1為例，則該方式下存在次同步諧振的風險。

圖1 串聯諧振示意圖

（2）若系統阻抗頻率特性存在電抗跌落的現象，以圖2為例，電抗跌落的程度可以用電抗跌折率來表示，若電抗跌折率大于30%，則可能存在次同步諧振的風險。

圖2 電抗跌落示意圖

阻抗頻率掃描法所涉及的系統運行方式變化主要包括火電機組開機數量的變化以及交流輸電線路N-0與N-1運行的變化。由于錫林郭勒地區配套的風電和火電中優先保證風電出力，所以阻抗頻率掃描時設定錫林郭勒地區所有風電場均投入，在交流輸電線路的各種N-1方式中，考慮最惡劣工況。選取486種方式進行分析，發現藍旗風電場在全部運行方式下均可能存在次同步諧振的風險。

1.2 短路比計算

直驅型風電場次同步諧振風險的初步判定可以通過計算風電場接入點的短路比實現。風電場接入點的短路比是指風電場接入點的短路容量除以風電場容量[10]。由于火電廠和除藍旗風電場外的其他風電場的投入情況會對接入點短路容量產生影響[11]，本文分別計算火電廠及其他風電場全部投入和全部不投入情況下的短路比，結果見表1。其中，四家火電廠各包含兩臺660 MW機組，一家火電廠包含兩臺350 MW機組；風電場容量1225 MW。

表1 藍旗風電場接入短路比

通常，當短路比小于1.5時認為風電場接入的交流電網很弱，如果采用直驅型風機，則可能存在比較大的次同步諧振風險；當短路比處于1.5~2時，風電場接入的交流電網較弱，直驅型風機存在一定的次同步諧振風險；當短路比大于2時，風電場接入的交流電網較強，直驅型風機不存在次同步諧振的風險。據此，表1中數據顯示，藍旗風電場采用直驅型風電機組可能會存在一定的次同步諧振風險。

2 電磁暫態仿真

2.1 計算條件

從每種火電開機臺數中選取一種電抗跌折率最大且包含串聯諧振點的運行方式進行電磁暫態仿真[12-15]。

（1）實際運行中，火電機組的出力方式多樣，為合理減少計算量，考慮負荷率低時機組的機械阻尼小，因此按照次同步阻尼穩定性最差的原則將火電機組的出力均設為40%。

（2）在針對某一風電場的次同步諧振風險進行分析時，設定其他風電場的出力為40%。對于待分析的風電場，改變其接入電網的風機數量、輸出功率以及風機類型（全部采用雙饋風機、全部采用直驅風機、一半雙饋風機一半直驅風機），考察是否會發生次同步諧振。設定接入風機數量分別為總風機數量的10%、30%、50%、70%和100%；考慮到風電最大同時率為70%，因此輸出功率分別取額定功率的10%、30%、70%。

（3）設定直流輸電功率為4000 MW（額定功率的40%）。

（4）因切除一回交流線路會使系統的等效串補度增大，設定特高壓交流輸電系統為N-1方式。

（5）擾動設置包括：小擾動為風機由電壓源轉換為實際電動機模型，大擾動包括錫林郭勒特高壓線路錫林郭勒側三相或單相對地短路，故障切除時間0.1 s。

2.2 仿真結果

利用PSCAD軟件進行仿真計算，結果如下。

（1）藍旗風電場在多個運行方式下都存在次同步諧振風險，包括火電開10臺機、8臺機、4臺機、2臺機以及1臺機的工況，諧振頻率分布在5~22 Hz，收斂情況以圖3為例，發散情況以圖4為例。

圖3 火電開10臺機，風電輸出功率10%，風機數量10%時仿真結果

圖4 火電開8臺機，風電輸出功率70%，風機數量70%時仿真結果

（2）當特高壓直流停運，僅保留藍旗風電場經錫林郭勒特高壓交流輸送至華北電網時，藍旗風電場在多種接入風機數量和輸出功率條件下均存在次同步諧振風險，振蕩頻率分布在9~14 Hz，如圖5、圖6所示。

圖5 直流、火電廠和其他風電場全部不投入，風電輸出功率10%，風機數量10%時仿真結果

圖6 直流、火電廠和其他風電場全部不投入，風電輸出功率70%，風機數量70%時仿真結果

（3）特高壓直流孤島運行條件下，在直流重載運行方式下，藍旗風電場次同步諧振風險較大，如圖7所示；在直流輕載運行方式下藍旗風電場次同步諧振的風險較小，如圖8所示。

圖7 直流孤島重載運行方式下的仿真結果

圖8 直流孤島輕載運行方式下的仿真結果

3 風電場次同步振蕩抑制措施分析

風電場次同步諧振抑制措施主要可以分為兩類，一類是基于風電機組自身的抑制措施，通過改進風電機組控制策略，重塑風電機組在次同步頻率下的阻尼特性，消除負阻尼，達到抑制系統次同步諧振的目的；另一類則是在電網側裝設大容量集中式次同步諧振阻尼裝置[7]。

3.1 風電機組次同步諧振抑制技術

根據雙饋風電機組產生次同步諧振的機理分析可知，雙饋風電機組次同步諧振的負電阻主要由次同步電流分量引起，若能控制變流器使之產生與其相位相同的次同步電壓，則可增強雙饋風電機組的次同步等效電阻。為此，在生成參考電壓時將電流進行附加阻尼控制[16]。當系統進入穩態，附加阻尼控制器輸出幾乎為零，附加阻尼信號分量作為參考電壓的修正，系統對負載擾動和電網電壓的波動有很好的抗干擾能力。增加次同步諧振抑制控制后的變流器控制原理如圖9所示。

圖9 控制策略后的控制原理

為驗證該抑制技術方案的有效性，在RT-LAB硬件在環實驗平臺上開展測試。將圖9的抑制技術加入雙饋風電機組控制器，接入RT-LAB硬件在環平臺系統，分別測試風電機組在有功功率為150 kW、270 kW、330 kW、450 kW、500 kW、660 kW、730 kW和850 kW時的次同步諧振抑制性能。以雙饋風電機組有功功率730 kW工況為例，次同步諧振抑制策略投入前和投入后，雙饋風電機組L1相定子電流和有功功率分別如圖10和圖11所示。

圖10 次同步諧振抑制策略投入前和投入后，雙饋風電機組L1相定子電流波形

圖11 次同步諧振抑制策略投入前和投入后，雙饋風電機組有功功率波形

對圖10中的雙饋風電機組L1相定子電流波形進行頻譜分析，得出抑制前后定子電流頻譜，見圖12和圖13。

圖12 抑制措施投入前雙饋風電機組L1相定子電流頻譜

圖13 抑制措施投入后雙饋風電機組L1相定子電流頻譜

由圖12和圖13可知，次同步諧振抑制措施投入后，雙饋風電機組L1相定子電流中的次同步分量顯著減小，其中抑制前次同步電流分量為74.4 A，抑制后為5.2 A，抑制率為93.01%。雙饋風電機組不同有功出力工況下，次同步諧振抑制性能見表2。

表2 雙饋風電機組不同有功出力工況下次同步諧振抑制性能

由以上分析可知，雙饋風電機組不同有功出力工況下，次同步諧振均能得到有效抑制。

3.2 網側集中式次同步阻尼控制器

為解決大規模風電外送系統中的次同步諧振問題，提出了網側次同步阻尼控制技術。網側次同步阻尼控制器（Grid-side Subsynchronous Damping Controller,GSDC）主要由次同步阻尼計算和次同步電流生成兩部分組成，次同步阻尼計算由反饋測量、頻率辨識、信號濾波、電壓計算、比例移相、參考值計算器構成，次同步電流生成由特殊設計的電力電子變流器實現。

利用電磁暫態仿真驗證網側集中式次同步阻尼控制器的補償效果，搭建網側集中式阻尼控制器電磁暫態仿真模型，如圖14所示。系統等值電源為220 kV，經220 kV/37.5 kV變壓器與網側阻尼控制器相連，系統接入點最高電壓40.5 kV。次同步諧振抑制裝置采用鏈式換流閥結構，為提升仿真運算速度，仿真模型采用6個級聯模塊對42個級聯模塊進行等效仿真，同時為保證仿真精度，開關頻率等比例放大。在輸出50 Hz維持電流的基礎上，令裝置分別滿額輸出4 Hz和12 Hz的次同步分量，來驗證裝置在輸出次同步時可滿足裝置穩定運行的要求。仿真結果如圖15—圖17所示。

圖14 集中式次同步諧振抑制裝置仿真模型

圖15 次同步指令與實際輸出

圖17 模塊直流電壓

從仿真結果可以看出，2~3.1 s裝置輸出電流可跟隨4 Hz次同步電流指令，直流電容電壓波動為9.3%，裝置維持電流為工頻0.033 kA；3.1~4 s裝置輸出電流可跟隨12 Hz次同步電流指令，直流電容電壓波動為10%，裝置維持電流為工頻0.033 kA。直流電壓波動滿足要求，該抑制方法有效。

圖16 裝置輸出電流頻譜圖

4 建議

總體策略上，解決風電場次同步諧振問題應做到將保護監測設備、風電場次同諧振抑制以及電網側集中式抑制等多措并舉。

（1）次同步諧振監測裝置是及時發現次同步諧振，從而采取應對措施的基礎，所以建議風電場加裝次同步諧振監測裝置，次同步諧振監測裝置應具備在線監測次同步諧振，對次同步諧振進行分鐘級長時間錄波的功能。

（2）對風電機組進行改進，使其自身具備次同步諧振抑制功能，從根本上消除風電機組次同步負阻尼，降低系統發生次同步諧振的風險。

（3）由于錫林郭勒地區配套電源較多，運行方式多樣，次同步諧振問題處于不斷變化中，為了改善次同步諧振阻尼特性，建議風電場預留今后增加網側集中式次同步阻尼控制器的條件和可能。