规模化风电直流孤岛外送的安全稳定特性分析

代明，陈得治，严凤，刘文轩

（1.华北电力大学，河北保定071000;2.中国电力科学研究院，北京100192）

我国风能资源总体非常丰富，但风能主要集中在西北和东北远离负荷中心的地区，而电力负荷主要分布在京津唐、长江三角洲和珠江三角洲地区。资源与负荷分布的不均衡决定了我国近阶段要大规模发展新能源，并采取建设大电源基地、融入大电网的规划和布局方式[1-2]，在更大的范围内消纳风电。高压直流是解决风电输送问题的有效办法之一，而直流孤岛运行方式是高压直流送电比较典型的运行方式（如向—上直流孤岛运行方式解决水电输送）。

风电作为间歇性电源，大规模风电接入电网在优化地区电源结构的同时，给电网的调频调峰、无功电压控制等方面带来很大冲击。本文以某大型风电基地输电规划为基础，结合《风电场接入电网技术规定》、《电力系统安全稳定导则》等相关规范的要求，深入研究直流孤岛外送规模化风电系统的电压、频率、功角运行特性，针对此系统运行存在的风险问题提出相应的防控建议[3-4]。

1 边界条件

1.1 直流孤岛外送风电系统的构建

本文基于未来目标年某大型风电基地的风火电打捆直流送出的实际规划方案，搭建了直流孤岛外送风电的仿真算例系统，其中的直流系统采用额定负荷传输、定功率控制的方式。

风火打捆外送按照火电相对于风电装机容量最小配比为2∶1的原则配置，在风电零发的时候，由火电来补充功率的缺失，在风电满发的时候，对火电机组进行出力控制，确保直流送电的平稳性和通道的充分利用性。本算例系统火电基地容量3 800 MW，风电基地容量1 644 MW。由于系统是风电直流外送系统，所以当地负荷较小，除了电厂的自身厂用电，有功负荷仅为305 MW，无功负荷135 MV·A。本文基于风电零出力、满出力2个典型方式进行系统特性的分析、研究[5-6]。

表1 火电厂容量Tab.1 Capacity of thermal power plants

图1是风电直流孤岛运行系统的接线示意图，包括风电场、火电厂以及变电站的名称、布局。

1.2 研究工具

本次研究的潮流和稳定分析，采用PSD电力系统分析软件工具包完成，包括：

1）PSD-BPA潮流计算程序。

2）PSD-BPA暂态稳定计算程序。

图1 直流孤岛系统接线示意图Fig.1 DC island system schematic diagram

3）PSD-CLIQUE地理接线图格式潮流图绘制程序。

4）MYCHART稳定计算曲线绘制程序。

2 直流孤岛外送风电系统运行特性分析

风火打捆送端系统的装机容量很大，集中化程度较高，且既有风电也有火电，送端负荷较小，直流是此系统外送的唯一通道，大部分电力将通过直流通道送出。

就出力外特性而言，风电是间歇式电源，它具有大幅、高频、长时间波动尺度的出力特性，并网后电网潮流分布随风电出力波动而发生改变，增加了电网安全稳定运行风险，如元件是否重载、过载、是否会影响系统功角稳定性等。

就风电机组模型而言，对电网安全稳定性影响较大的有两方面：一是风电机组的无功电压电气控制模式；二是风电机组是否具有低电压穿越能力。本研究中设定风电机组无功电压控制模式为恒定功率因数1，且具有按照并网标准规定的低电压穿越能力。

2.1 典型方式潮流图

图2为直流孤岛送端的常规机组均匀开出，风电零出力的典型方式潮流图。

图2 常规机组均匀开出、风电零出力，直流孤岛送端电网典型方式潮流图Fig.2 Flow diagram of conventional unit uniform open,zerooutput of wind power and DCisolated sending-oriented power grid

当直流孤岛输电的送端风电出力满发时，为了保证直流定功率送出，开出的常规机组要均匀降低出力来接纳风电，图3即为相应的此典型方式潮流图。

图3 常规机组均匀开出、风电满出力，直流孤岛送端电网典型方式潮流图Fig.3 Flow diagram of conventional unit uniform open,full output of wind power and DC isolated sending-oriented power grid

2.2 系统的稳定计算列表

由稳定计算结果（见表2、表3和表4）可知：风电零出力、满出力2种典型方式下，线路N-1故障时系统能够维持稳定；当系统N-2故障时，风电零出力下除了标号为11、13、14线路N-2系统能够维持稳定，其余线路N-2故障系统都不能维持稳定；当风电满出力下，除了标号为11、12、14线路N-2系统能够维持稳定，其余线路N-2故障系统都不能维持稳定。

2.3 直流孤岛运行系统N-1故障分析

图4～8为风电零出力、满出力方式下先锋站到换流站线路N-1故障对比的仿真结果。

由图4火电二厂G5机组功角输出可知：风零、风满方式下的N-1故障发电机功角都稳定，但是风电满发比风电零发的功角曲线平缓，波动的幅度较小。

由图5可知：在风满、风零方式N-1故障下的火电二厂G5机组的速度偏差都在合理范围内，但是风电满发比风电零发的速度偏差曲线平缓，波动的范围较小。

表2 直流孤岛外送系统判稳条件Tab.2 Stable operation conditions of DC island sending system

表3 常规机组均匀开出、风电零发、安全稳定分析结果Tab.3 Results of uniform open,zero-fat of wind power,safe and stable for conventional units

表4 常规机组均匀压出力、风电满发、安全稳定分析结果Tab.4 Results of uniform open,full-fat of wind power,safe and stable for conventional units

图4 火电二厂G5发电机组功角Fig.4 Power angleof thermalpower twoplant G5generators

图5 火电二厂G5发电机组速度偏差Fig.5 Speed deviation of thermal power two plant G5 generators

由图6火电二厂G5机组输出功率可知：风零、风满方式下N-1故障消除后，发电机组有功功率都可恢复至稳态合理值。

图6 火电二厂G5发电机组输出功率Fig.6 Output power of thermal power two plant G5 generators

由图7可知：风零、风满方式下N-1故障的母线频率偏差一般都在0.2 Hz以内，属于正常的范围。从频率波动的幅度来看，相对于风电零发，风电满发波动幅值要小一些。

图7 系统频率偏差Fig.7 System frequency deviation

由图8可知：电压的波动在故障消除后都能够恢复到正常水平，风零、风满方式下系统最高电压分别约为1.07 pu、1.05 pu。

图8 系统母线电压Fig.8 System bus voltage

2.4 直流孤岛运行系统N-2故障分析

由表3和表4可看出：在风零、风满方式下风云-换流站线路N-2故障时都能保持稳定，但是仿真结果有所差别，图9~11是对比的仿真结果。

图9 系统母线频率偏差Fig.9 System bus frequency deviation

从图9可以看出，线路出现N-2故障后，风电满发时系统母线频率偏差要比风电零发大。

从图10可以看出，在发生N-2故障后，风电零发时，G5发电机的功角波动较小，经过较短时间恢复到稳定水平；在风电满发时，G5的功角波动较大，经过较长时间扰动，最后同样也恢复稳定。

图10 发电二厂G5发电机功角Fig.10 Power angle of power two plant G5 generator

图11 系统节点电压Fig.11 Node voltage of system

从图11可以看出，系统节点电压风电满发要比风电零发偏低。这样风电不能对系统的电压做较好的支撑。

由图9~11的仿真结果可知：大多情况下风电场在故障后对系统频率、电压恢复不能提供很好的支撑，甚至发生风机脱网情况，不利于系统的安全稳定，使系统抗风险的能力变差[7]。

3 规模化风电直流孤岛外送运行特性分析

通过风电零发和风电满发的方式下，对系统频率、母线电压、发电机功角进行比较，在N-1故障时，在风力输出稳定的理想情况下，可以看出风满要比风零稳定。这初看有悖于平时的思维，认为风电接入定会给系统带来不稳定，但这也要分情况。在此种N-1故障情况的下，风满表现出更稳定特性，直接原因就是风电的接入使系统的功率流改变了。在风电零发时，发电厂的功率完全由发电厂的线路输送到换流站，此时电厂的发电功率很大，并且较为集中，线路的潮流较重，在线路发生故障时，对系统的冲击较大；而在风电满发的时候，常规电厂由于调峰的原因，降出力运行，另一部分功率则由风电场输送到换流站，这样的结果就造成风零方式下的功率输送较为集中，而风满方式下的功率输送相对分散。由此风满方式下的N-1故障对系统的冲击比风零方式下的要小，所以才出现风满方式下系统的频率、母线电压、发电机功角波动更小一些的现象[8]。

对于N-2故障而言，无论是风零还是风满方式，除了个别线路外，其余多条线路在故障后都不能维持稳定，同时，风满方式下对系统的冲击要比风零方式下的大。由图9~11的仿真结果可知，大多情况下，风电场在故障后对系统频率、电压恢复不能提供很好的支撑，甚至发生风机脱网情况，不利于系统的安全稳定，使系统抗风险能力变差。

4 维持直流孤岛系统稳定运行控制策略

4.1 直流调制功能

在系统发生比较严重的故障时，比如N-2故障或者风机脱网等原因，使电网的功率不平衡，造成系统频率降低甚至失稳等问题。可通过直流调制，直流降功率运行，来减小由于功率缺失造成的频率问题。直流调制一般在系统频率降低到49.3 Hz的时候，延迟10个周波（0.2 s）开始降功率运行，电网频率开始恢复。当矸石电厂发生N-2故障的扰动，系统频率降低，部分风机由于低电压穿越能力不足等原因，不能承受扰动，发生脱网，致使系统频率进一步降低，直至低于49 Hz，系统频率失稳。通过直流调制后系统频率可恢复至稳定，仿真结果如图12所示。

图12 直流调制对系统频率恢复作用Fig.12 Effect of DC modulation on the restore of the system frequency

可以看出，在进行直流调制过程后，系统的频率逐步恢复，最后稳定在49.8 Hz以上，高于系统要求的49.5 Hz，满足了系统频率要求。

4.2 提高系统备用容量

平常系统一般留有2%～5%的备用容量，在这种网架比较薄弱，又接入了大量的风电直流孤岛运行系统，适当提高系统备用容量对电网的安全稳定有重要意义。对于同样的矸石电厂发生N-2故障，且部分风机又相继脱网，造成系统频率失稳出现。通过对基础方式的开机方式备用容量进行增大调整，并对增加备用前后的仿真结果进行比对。仿真结果如图13所示。

图13 系统备用对系统的影响Fig.13 System backup effect on the system

可以看出，系统的备用容量对于系统稳定有明显的作用。在风机脱网造成系统功率缺额后，系统备用容量越大，系统的频率偏差越小。在系统功率缺额150 MW后，基础方式3%备用情况下，频率偏差已经远远大于1 Hz，对系统频率安全够成严重影响。但是系统备用容量在6%的情况下，在同样缺额150 MW的情况下，系统频率偏差不会达到1 Hz，说明系统的抗干扰能力大大增强。由于直流孤岛输电系统比较特殊，为了能够确保风电输送的安全性，可以适当提高系统的备用容量来维持系统稳定[9]。

5 结论

对于规模化风电直流孤岛外送系统的安全稳定性进行了仿真计算，分析了在风零、风满典型方式下，系统发生N-1、N-2故障时的功角、电压以及频率等运行风险，尤其是在电网发生较为严重故障时的风机脱网可能会给系统带来频率失稳的问题。但是从另一个角度来看，在某些典型方式下，由于风电接入后分散了直流孤岛送端系统各元件的功率流，也一定程度上降低系统运行风险。对于严重故障下风电脱网给系统带来的频率稳定问题，可通过直流调制和增加系统备用等措施来增强系统的频率安全性。

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