風火打捆弱外送系統功角和頻率特性研究

竇宇宇，陳肖璐，任 正，鄭博文

(國網內蒙古東部電力有限公司電力科學研究院，內蒙古 呼和浩特 010010)

我國三北地區新能源和煤炭資源豐富，風光火電源充裕，而負荷中心主要集中在東部沿海地區。這種電力資源與用電負荷間的逆向分布，加上新能源發電的波動性和隨機性，使新能源集約式開發、風光火打捆集中送出成為我國建設新型電力系統的重要舉措之一，同時也是一種較為合理的能源開發與利用方式[1]。然而這種方式將新能源與特高壓直流、同步機組結合在一起，導致電力電子設備及其控制系統與傳統交流系統相互交織，控制規律及運行特性相互作用，使系統穩定機理更為復雜，因此研究大容量新能源接入電力系統的暫態穩定問題，包括功角、電壓、頻率穩定和穩控措施等，具有重要的理論意義與工程實用價值。

在功角穩定方面，大部分文獻利用等面積法則進行理論分析[2-7]。文獻[2]研究了雙饋風電接入比例與傳輸線電抗對功角特性的影響。文獻[3]研究了風電故障后有功控制行為對系統暫態功角第二擺穩定性的影響機理。另外有部分文獻采用了數值仿真法[8-9]，仿真結果的準確性高度依賴于風電模型的精度。文獻[8]研究了送端電網風火互替對于系統功角穩定水平的影響。文獻[9]研究了風機不同功率恢復速率對系統暫態穩定性影響的程度。

在電壓穩定方面，大部分文獻針對風機故障穿越特性對暫態過電壓的影響以及參數優化方案開展研究[10-13]。文獻[10]通過機組故障穿越控制參數對暫態過電壓的敏感性分析，給出風電機組控制策略和模型參數的優化建議。文獻[11]研究了弱電網中送出線路遠端短路故障時直驅式風電機組(PMSG)的功率特性，并分析了控制策略與參數對機組功率特性以及暫態過電壓特性的影響。此外還有文獻研究了高比例新能源替代常規電源后系統暫態穩定與電壓穩定的演化機理[14]。

在頻率穩定方面，文獻[15]研究了風機低電壓穿越對電網頻率的影響以及低電壓穿越疊加穩控切機、觸發發電機組保護、觸發低頻防線等造成的更大影響，但未給出針對穩控切機方面的對策。還有文獻對頻率穩定問題的應對措施進行研究，比如風電機組參與調頻[16-17]和改進當前常規機組的調頻能力等[18]。風電機組虛擬慣量響應與一次調頻目前仍處于起步階段，改進常規機組的調頻能力相對耗時耗力。

在穩控措施方面，針對常規機組的緊急切機策略研究較為成熟，而對于風火打捆系統緊急切機策略的研究多側重于不同類型機組的組合優化以及切機量的計算[19-24]。

針對蒙東某地區存量風電機組參數未知、模型精度相對不高，目前校核邊界條件相對保守、控制限額嚴格，穩控切機措施單一、頻率穩定問題突出等現狀，本文首先分析風電機組接入電網的低電壓故障過程功率特性，并通過實測建模技術得到風電機組模型參數，保障數值仿真計算的精度；接著建立風電機組在各階段的功率方程，以此研究風電機組接入對同步機系統功角和頻率特性的影響機理；最后根據該地區實際運行特性，因地制宜提出優化的安全穩定校核與控制方案。仿真結果表明，優化的安全穩定校核與控制方案能有效提升該地區的風電消納能力和整體外送能力，可為風火打捆弱外送系統電網規劃和運行提供參考。

1 蒙東某地區電網運行特性分析

蒙東某地區屬于典型的大規模新能源集中外送型電網，其中220 kV及以上火電裝機5610 MW，風電裝機3980 MW，光伏裝機600 MW，最小負荷約為990 MW。當地負荷水平低，風火電源需要通過聯絡通道輸送到遼寧負荷中心。該地區電網拓撲示意圖如圖1所示，通過四回500 kV線路與主網相聯，包括3座500 kV火力發電廠(A廠：2×600 MW；B廠：2×600 MW；C廠：3×600 MW)、2座500 kV變電站以及4座220 kV火力發電廠(D廠：2×135 MW；E廠：2×135 MW；F廠：2×135 MW；G廠：2×300 MW)。

圖1 該地區電網拓撲

目前該地區采用風火聯合控制策略[25]，外送限額和220 kV風電總出力限額分別見表1和表2。在火電機組最大出力、風電機組零出力方式下，受聯絡通道發生跨線故障后暫態功角和電壓穩定制約，外送限額為3000 MW；在火電機組最小出力、風電機組最大出力方式下，受聯絡通道發生跨線故障后，暫態頻率穩定制約(按不觸發低頻減載第一輪動作值，并留0.3 Hz裕度考慮[26])，220 kV風電總出力限額為2000 MW(折算成風電同時率為50%)。根據電力平衡結果，該地區盈余電力約4100 MW，大風期風電同時率往往在70%以上，因此目前外送能力和風電消納能力不足，風火電源送出嚴重受限。

表1 蒙東某地區外送限額 單位：MW

表2 蒙東某地區220 kV風電總出力限額 單位：MW

2 風電機組接入電網低電壓故障過程功率特性分析

風電機組穩態運行時，往往采用單位功率因數控制，只向系統注入有功功率，而通過場站內無功補償設備向系統注入無功功率。低電壓故障過程，不同機型在相同電網電壓跌落程度下，功率特性差異顯著；同一機型在不同電網電壓跌落程度下，功率特性差異同樣顯著，對同步機系統的運行特性影響較大。本文以直驅式風電機組(PMSG)為例，分析低電壓故障過程的功率特性。

(a)主電路拓撲

直驅式風電機組典型主電路拓撲如圖2(a)所示。永磁同步發電機通過背靠背換流器接到690 V電網，其中背靠背換流器按照功能分為機側換流器和網側換流器，網側換流器控制目標一方面是維持直流母線電壓穩定，另一方面是控制與電網的無功交換；機側換流器控制目標一方面是控制發電機有功功率/電磁轉矩，另一方面是控制機端電壓。直驅式風電機組網側換流器在低電壓過程的響應特性對同步機系統影響較大[25]，其內環和外環控制結構分別如圖2(b)和(c)所示。

網側換流器內環控制主要實現網側有功電流和無功電流的跟隨特性。Igd_ref、Igq_ref為網側換流器外環輸出dq軸參考量，Igd、Igq為實際電流dq軸分量。dq軸參考量與實際dq軸分量通過PI調節器，并疊加dq軸解耦分量，生成dq軸電壓參考量。電壓參考量經過dq/abc變換和PWM調制，最終生成網側換流器的開關信號。

網側換流器外環控制主要實現風機在各種工況

下穩定運行。穩態運行時，d軸實現直流母線電壓穩定，輸入為直流電壓給定Udc_ref和實際直流電壓Udc，輸出為有功電流參考量Igd_ref；q軸控制與系統的無功交換，輸入為無功功率給定Qg_ref和實際無功功率Qg，輸出為無功電流參考量Igq_ref。低電壓故障過程中，d軸實現有功電流按要求輸出，q軸實現無功電流按要求輸出。依據GB/T 36995—2018《風力發電機組 故障電壓穿越能力測試規程》要求[26]。

有功功率應以至少10%PN/s的功率變化率恢復至實際風況對應的輸出功率；當風電機組并網點發生三相對稱電壓跌落，風電機組提供的動態容性無功電流應滿足：

Igq_ref≥1.5×(0.9-UT)IN,0.2≤UT≤0.9

(1)

式中：UT為機端線電壓標幺值；IN為額定電流。

受網側換流器過載能力限制，d軸有功電流參考量最大可設置為

(2)

式中：Igmax為換流器允許最大電流；Igq_ref為無功電流參考量。

為準確模擬風電機組的實際運行特性，根據PSASP提供的13型直驅式風電機組模型，采用最小二乘法辨識出低電壓穿越環節的關鍵參數，擬合結果見表3。仿真數據與實測數據對比如圖3所示。

表3 低電壓穿越環節的關鍵參數擬合值

(a)電壓跌落至0.2 pu

3 風電接入對同步機系統的影響研究

由PSASP提供的直驅式風電機組模型和參數辨識結果可知，風電機組在各個階段的功率特性可用式(3)近似表達。

(3)

式中：P0為穩態功率；UT為機端線電壓；t0為故障開始時刻；t1為故障結束時刻；t2為恢復結束時刻。

風電機組本身不存在類似常規同步機組的功角，因此與同步發電機組之間沒有相互電磁和機電耦合關系，根據式(3)可將風電機組等效為功率源，來定性研究風電機組接入對同步機系統的功角穩定和頻率穩定的影響機理。

3.1 對功角特性影響

對于單機-無窮大系統，EM為同步機；U為無窮大系統；PMSG為風電機組。不考慮風電機組，大擾動下同步機運動軌跡為a→b→c→d→e→f。單機-無窮大系統如圖4所示。

圖4 單機-無窮大系統

目前國內調度對于風火打捆系統往往保持同步機的開機方式基本不變，因此系統同步機慣量基本不變，則風電接入替換同容量同步機組，相當于降低了同步機組的機械轉矩，即降低了在P-δ曲線上的工作點，由P0降低至P1，如圖5所示，則等效減少了加速能量(紫色部分)，并增加了減速能量(藍色部分)，因此系統暫穩水平會有所提高；而單純增加風電接入容量，導致輸電通道潮流增加，使同步機組與受端系統之間的等效阻抗增加，因此會降低系統暫穩水平。

圖5 P-δ與δ-t曲線

(a)風電出力

方式1為純火電(500 kV火電機組開5臺，單機有功出力60萬kW)，方式2在方式1基礎上增開100萬kW風電，方式3在方式2基礎上繼續增開100萬kW風電，同時降低火電出力(500 kV火電機組開5臺，單機有功出力40萬kW)，確保整體外送與方式2一致。由圖6(a)可知，保持同步機開機方式不變，風電接入替換同容量同步機組，功角曲線首擺幅值下降，暫穩水平提升；而單純增加風電接入容量，導致功角曲線首擺幅值增加，暫穩水平惡化。

另外研究風電機組低電壓穿越環節關鍵參數變化對功角特性的影響。方式4、5和6在方式3基礎上將有功電流恢復速度Ip_LVRT_RECOVER分別設為0.18、0.5、1 pu/s。由圖6(b)可知，增大有功電流恢復速度導致功角首擺幅值略微增加。對于該地區，改變有功電流恢復速度對功角特性影響相對較小。

方式7、8和9在方式3基礎上將有功電流計算系數K1_IP_LV分別設為0、0.5和1。由圖6(c)可知，改變有功電流計算系數會影響功角曲線的首擺幅值。對于該地區，改變有功電流計算系數對功角特性影響相對較小。

3.2 對頻率特性影響

同步機系統頻率特性可用式(4)表達，當電磁轉矩與機械轉矩相等時，頻率保持穩定；當電磁轉矩與機械轉矩不等時，同步機系統將依靠轉動慣量抑制頻率變化。

(4)

式中：Tm為機械轉矩；Te為電磁轉矩；ω為角速度；TjSN/ω02為轉動慣量。

對于風火打捆系統，雖然同步機慣量基本不變，但隨著風電接入容量增加，故障及恢復期間有功缺額增大，等效為電磁轉矩降低，暫態最低頻率下降。此外為解決功角和電壓穩態而采取的切機措施，將進一步導致穩態頻率偏差和暫態最大頻率偏差增加，頻率越限風險上升。對方式1-方式9進行頻率特性分析，頻率曲線如圖7所示。

對比方式1、2可知，單純增加風電接入容量，將惡化頻率特性，接入容量越多，最低頻率下降越多；而對比方式2、3可知，保持同步機開機方式不變，風電接入替換同容量同步機組，最低頻率反而升高。主要原因為方式2、3切機臺數都為3臺，但切機容量分別為1800 MW和1200 MW。方式3風電出力比方式2多1000 MW，但由于火電切機量少600 MW，最終使頻率穩定性更強。側面說明了切機策略對頻率的影響程度大于風電出力，這為優化安全穩定控制方案提供了思路。對比方式4、5和6可知，增大有功電流恢復速度有利于改善頻率特性。但隨著有功電流恢復速度的增加，系統最低頻率升高趨勢減緩；對比方式7、8和9可知，增加有功電流計算系數有助于改善系統頻率特性。同樣隨著有功電流計算系數的增加，最低頻率升高趨勢減緩。

(a)風電出力

綜上所述，對于風火打捆系統，保持外送和同步機開機方式不變，適當增加風電接入容量有利于改善功角特性，但會惡化頻率特性導致最低頻率下降；增大有功電流恢復速度和有功電流計算系數可有效改善頻率特性，同時對功角特性影響較小，尤其是躲過有功電流恢復速度和有功電流計算系數規定的最小限值。

4 優化安全穩定校核和控制方案

考慮到系統功角和電壓失穩主要由長鏈式遠距離輸電所導致，而頻率問題主要與切機策略和風電機組低電壓穿越過程有關。對于風火打捆弱外送系統，由于風電接入有利于改善系統功角特性，因此整體外送能力主要受制于火電機組最大出力方式下(風電零出力)功角和電壓穩定問題。目前校核該方式下的外送能力，往往將風電機組全部退出運行，而沒有考慮風電機組并網后即使有功出力為零，但在低電壓穿越過程中也會提供無功支撐，這種校核方式與實際情況不符，實際校核應該予以考慮。另外隨著風電接入容量增加，頻率問題凸顯，主要由風電機組低電壓穿越和切機導致有功缺額進一步增加，引發頻率穩定問題，可以考慮優化低電壓穿越控制關鍵參數和改進切機策略來改善。

目前該地區新能源場站實測建模工作尚未開展，暫且不討論優化低電壓穿越控制關鍵參數，而通過優化安全穩定校核方案與控制方案，作為提升該地區整體外送能力和風電消納能力的臨時過渡措施。

4.1 考慮風電機組并網的安全穩定校核方案

在火電機組最大出力方式下，根據GB/T 36995—2018《風力發電機組 故障電壓穿越能力測試規程》要求，將無功電流計算系數1設定為最低要求值1.5(若完成新能源場站實測建模，則采用實際值)，風電機組考慮不同并網比例，有功出力均為零，校核地區外送能力。

由式(3)可知，風電機組在故障期間[t0，t1)無功出力與無功電流計算系數1有關，系數越大，出力越多，暫穩水平越好。考慮到不同機型的系數相差較大，并保證計算結果相對保守，因此將系數設定為國標最低要求值。

大負荷方式下，該地區500 kV火電機組和220 kV火電機組全開機、滿出力，風電機組并網比例分別按照0、20%和40%考慮，風電機組出力均為零，進行外送通道跨線故障，得到整體外送能力如表4所示。該地區外送能力主要受聯絡通道故障后功角和電壓穩定相互制約，如圖8所示，電壓曲線存在較大低電壓“挖兜”現象。隨著風電機組并網比例增加，增強了故障期間無功支撐能力，更有利于系統功角和電壓穩定，因此外送能力也隨之提升。該校核方案無需更改既有穩定控制措施，即可提升外送能力，對于臨時緩解電壓穩定問題、功角和電壓相交織的穩定問題具有一定參考意義。

表4 外送能力校核

(a)功角曲線

4.2 優化切機策略的安全穩定控制方案

在外送能力確定基礎上，根據GB/T 36995—2018《風力發電機組 故障電壓穿越能力測試規程》要求，將有功電流恢復速度設置為最低要求值0.1 pu/s(若完成新能源場站實測建模，則采用實際值；若準備開展新能源場站實測建模，建議優化增加有功電流恢復速度)，根據風電出力大小，優化切機策略，即降低切機臺數，校核220 kV風電總出力。

對于風火打捆系統，風電接入容量增加，暫態最低頻率下降。有功電流恢復速度越小，暫態最低頻率越低，為保證計算結果相對保守，因此將有功電流恢復速度設定為國家標準最低要求值。

目前穩控切機措施主要是為保證火電機組最大出力方式下功角和電壓穩定，在火電機組最大出力繼續沿用。隨著風電接入容量增加，功角和電壓穩定水平提升，此時可考慮減少穩控切機臺數來緩解頻率穩定問題。現有220 kV風電總出力限額為200萬kW，則以此為分界，當風電出力不超過200萬kW，沿用目前穩控切機措施；當風電出力超過200萬kW，穩控切機臺數減少1臺。

小負荷發電方式下，該地區500 kV火電機組和220 kV火電機組最小出力時，220 kV風電總出力為200萬kW，在此基礎上穩控切機臺數減少1臺，仿真計算得到可增發的風電出力如表5所示。風電最小增發600 MW，為500 kV火電機組開5臺機方式，主要原因在于當火電機組開機為5、6臺時，優化前的切機臺數為3臺，即火電切機量一致，隨著火電開機臺數增加，系統轉動慣量增加，從而減緩頻率下降趨勢，因此可增發風電出力增加；當火電機組開機為5、4、3臺時，優化前的穩控切機臺數分別為3、2、1臺，即切機后剩余火電機組臺數一致，但隨著火電開機臺數增加，火電切機量增加，導致系統有功缺額增多，因此可增發風電出力減小。

表5 220 kV風電總出力校核

綜上，采用考慮風電機組并網的安全穩定校核方案，該地區外送能力可至少提高500 MW。采用優化切機策略的安全穩定控制方案，可提高風電消納能力600 MW，有效提升了地區外送能力和風電消納能力。同時減小切機臺數，在確保功角和電壓穩定基礎上，也增強了電壓支撐能力，提升了靜態穩定水平。

5 結語

本文首先分析風電機組接入電網低電壓故障過程中，功率特性及風火打捆系統功角和頻率穩定機理，為解決該地區問題提供理論基礎。其次提出優化的安全穩定校核與控制方案，并通過仿真計算驗證了風火打捆系統穩定機理和安全穩定方案的有效性。

本文根據某地區風火打捆系統現狀(功角、電壓和頻率穩定問題)，提出針對性的安全穩定校核與控制方案，即對火電機組最大出力、風電機組零出力方式，主要由長鏈式遠距離輸電所導致的功角和電壓穩定問題，提出考慮風電機組并網的安全穩定校核方案；對于火電機組最小出力、風電機組最大出力方式，主要由穩控切機和風電機組低電壓穿越所導致的頻率穩定問題，提出優化切機策略的安全穩定控制方案。該方案旨在為風火打捆弱外送電網提供一種提升外送能力和風電消納能力的可行性建議，對開展風火打捆系統安全穩定校核、規劃新能源大規模接入等具有良好借鑒和指導意義。