“风火打捆”孤岛特高压直流送端电压和频率控制

张爱玲，李少华，张崇见，李生福，郝正航，，陈卓（.许继电气股份有限公司，许昌46000；.许继集团有限公司，许昌46000；.贵州大学电气工程学院，贵阳55005）

“风火打捆”孤岛特高压直流送端电压和频率控制

张爱玲1，李少华1，张崇见2，李生福3，郝正航2，3，陈卓3
（1.许继电气股份有限公司，许昌461000；2.许继集团有限公司，许昌461000；3.贵州大学电气工程学院，贵阳550025）

为了解决“风火打捆”孤岛特高压直流输送系统的电压和频率稳定性问题，从双馈型风电机组的运行特性出发，提出了一种针对特高压直流系统的孤岛附加控制策略。该附加控制策略通过系统频率的变化改变特高压直流系统的功率或电流指令，实现系统功率的平衡，提高系统的电压和频率稳定性。最后采用实时数字仿真器RTDS（realtime digitalsimulator）对该系统电压和频率稳定性及所提出的孤岛附加控制策略进行了实验论证。仿真结果表明，该附加控制策略可以明显增强“风火打捆”电源与特高压直流输电系统配合时的整体稳定性。

风火打捆；特高压直流输电；孤岛系统；附加控制；实时数字仿真器

为实现低碳环保、可持续发展的能源战略，近几年来我国大力发展可再生能源[1-3]。风力发电是最成熟、最具规模化开发条件的可再生能源利用技术之一。我国西北部地区风能资源丰富，如哈密地区风能资源可开发量达到6 500万kW，酒泉地区风能资源可开发量为4 000万kW，都是规划中的千万kW级风电基地。西北风电开发将采用“大规模集中接入、远距离输送、大范围消纳”的模式。

直流输电作为成熟、可靠的技术是承担远距离、大容量、低损耗输电的主要手段[4-5]。作为负荷中心的中东部地区，与风电基地之间的距离超过2 000 km。哈密至郑州特高压直流输电工程（下称“哈郑直流”）承担了哈密风电的远距离输送，哈郑直流的送端是哈密地区的“风火打捆”电源基地，这种电源形式的特高压直流输电在全球绝无仅有[6-8]。甘肃和内蒙等风电密集地区也同样存在特高压直流外送的技术需求[9]。在这种运行方式下，如果送端风电场、火电厂与换流母线单独组网运行，形成“孤岛”[10-12]，则由于双馈风机DFIG（doubly-fed induction generator）的运行特性，当孤岛系统受扰动时，特高压直流输电系统常规的定功率或定电流控制方式引起的系统功率持续不平衡，将导致孤岛系统整体稳定性降低。

送端为“风火打捆”电源的特高压直流结构模式在全球没有实施先例，其运行存在较多问题和技术困难。文献[13-14]研究了“风火打捆”输电可行性，但其研究仅局限于系统经济运行方面，尚缺乏系统稳定性分析与控制方面的研究，未来应用于风电的特高压直流输电工程缺乏理论准备。本文针对“风火打捆”孤岛模式的特高压直流输送系统，从双馈型风电机组的运行特性出发，详细分析了直流送端存在的电压和频率稳定性问题，针对该问题，利用直流输电系统快速、灵活的控制特点，提出以特高压直流系统为控制对象的孤岛附加控制策略，提高“风火打捆”孤岛系统的安全稳定性。并通过实时数字仿真器[15]RTDS（realtime digital simulator）进行了验证。

1 双馈式风电机组的数学模型

大规模集中接入、远距离输送以及风电电源本身的出力、控制特性等决定了风电并网会对电网运行产生较大影响，且具有不同于常规电源的特殊性，对于“风火打捆”孤岛模式的特高压直流输送系统而言，风电机组的运行特性对系统的影响不可忽略。

1.1 风力机捕获功率特性

风力机作为风电发电的原动机，其捕获的风能与风速大小的三次方成比例，同时还与其叶片的转速及结构参数有关。正常运行时，其机械输出功率（捕获的风功率）PM为

式中：ρ为空气密度；A为风轮扫风面积，Cp为风能转换系数；λ和β分别为叶尖速比和浆距角；v为风速。当Cp取固定值时，风机输出的机械功率与风速的三次方成正比，即对于给定风机，其机械功率仅由风速决定。

1.2 机械传动部分模型

风力发电系统的机械传动部分不是刚性结构，通常由风力机、低速传动轴、齿轮箱、高速传动轴和发电机5部分组成，因此风能转矩从叶片传送到发电机转子上的过程与火力发电中汽轮机的中间再热过程相似，具有一定的时滞效应。目前关于轴系模型的研究很多，本文为了简化计算将机械传动部分等效成一个集中质量块，采用一阶惯性环节来表示，即

式中：Pm和PT分别为发电机转子轴上的机械功率和其输出的电磁功率；Td为机械传动部分的惯性时间常数。

1.3 双馈风机DFIG的数学模型

在dq坐标系下，选取定子磁链（ψd，s，ψq，s）和转子电流（id，r，iq，r）为状态变量时，状态方程表达式[16]为

rsrm感和互感；L″=；rs、rr分别为定、转子电阻；ω1和ω2分别为同步转速和转差；ud，r和uq，r分别为励磁电压纵、横轴分量；uq，s为定子电压；p为微分算子。

根据磁链方程，将转子电流替换为定、转子磁链表达，且认为定子磁链近似恒定而忽略其微分项，则由式（3）可推出

式中：L2=-LsLr；、分别为引入前馈补偿后新的控制量[17-18]。

2 双馈风机DFIG的“机电解耦特性”

“机电解耦特性”是风电场区别于常规电站的主要特性，对风电场接入直流输电送端是不利的。

从式（4）可以看出，励磁绕组的d轴磁链ψd，r可由ud，r*独立控制，q轴磁链ψq，r可由uq，r*独立控制，所以励磁绕组总磁链的方向仅仅决定于控制量ud，r*和uq，r*，而与转子位置没有关系，这便是“机电解耦”的实质。因此，采用了矢量控制的DFIG，发电机内电势相位不再由转子位置决定，即机械量和电气量之间是解耦的。这一特性是DFIG与同步发电机最本质的区别。

所谓“机电解耦”，是指发电机的转子转速与内电势旋转速度无关。通过对比常规同步发电机的“机电耦合”特性，可以准确理解风机的“机电解耦”。对于常规同步发电机，由于直流励磁磁势始终与转轴保持静止，当转速变化时，磁势转速相应变化，而内电势Eq与磁势的空间关系是固定不变的，故Eq的旋转速度也相应变化。对于风机，由于采用变频交流励磁，励磁磁势方向与转轴之间没有联系，风机转速变化和内电势转速变化也没有联系。这一特性一方面导致了风机不能像同步机一样保持转子转速与电网频率的一致性；另一方面导致风机的机械惯性不能作用于电网的频率调节。

3 “风火打捆”孤岛模式的特高压直流输送系统

图1为“风火打捆”孤岛模式的特高压直流输送系统示意。

图1“风火打捆”孤岛模式的特高压直流输送系统Fig.1 Wind-thermal-bundled island model transmitted by UHVDC system

图1 系统中送端由大规模双馈风电场和常规火电厂按一定比例捆绑构成，由特高压直流输电系统与远端的大电网连接，实现风电的消纳及远距离电力输送。

3.1 “风火打捆”系统送端电压稳定性

根据第1.3节，励磁绕组的d轴磁链ψd，r可由ud，r*独立控制，q轴磁链ψq，r可由uq，r*独立控制，各台风机实际运行于P-Q（有功和无功）控制模式下，即风机对电网来说只是一个功率注入源。因此，在提供短路电流的问题上，风机和常规电站差别很大。由于风机变频器过载能力限制和风机独特的控制系统，使得风机提供的短路电流极为有限，仅为额定电流的1.5倍。因此，当风电场接入电网时，常规短路容量计算方法已不再适用。利用常规短路容量计算方法时，将发电厂看作1个电势和1个内抗的串联支路，某节点的短路容量由该节点的戴维南内抗决定。由于风电场并不存在类似于常规电站的暂态电势和次暂态电势，不能将风电场看作电势和电抗的串联支路，风电场接入条件下的各个节点的短路容量都不能按照传统方法计算。因此，含大规模风电场的电网与常规电网比较，各节点的短路容量显著减小，当系统受到扰动时，母线短路容量过小会导致严重的电压波动。

影响电压稳定性的最关键因素是节点短路容量，在相同扰动作用下，短路容量越大的节点，其电压波动越小，反之亦然。对于“风火打捆”孤岛系统，由于风电场提供的短路电流较小，系统的短路容量远远小于相同容量的“纯火电”（直流送端仅由常规火电厂构成）系统。因此，“风火打捆”系统的电压稳定性问题也将比较突出。

3.2 “风火打捆”系统送端频率稳定性

通过关于双馈风机的“机电解耦特性”的分析，风机的机械惯性不能体现于内电势的电磁惯性。即风机内电势转速因失去惯性而容易突然变化，当系统受到扰动时，将会进一步导致风电场节点频率容易波动。

对于一般电力系统而言，其系统频率是由同步发电机的转速决定。当“风火打捆”系统受扰后，其直流送端系统频率必然发生变化，由于双馈风机的“机电解耦特性”，风电场对电网不提供机械惯性，“风火打捆”系统的机械惯性仅由火电机组提供，造成直流送端系统等效机械惯量减小，容易出现系统频率波动。

同时，“风火打捆”系统的中长期频率稳定性决定于双馈风电场和常规火电厂的一次和二次调频能力。由于风电场不具备调频能力，全部调频负担仅由火电厂承担，这实质上造成“风火打捆”系统调频能力下降。

4 “风火打捆”孤岛附加控制策略

为了解决电压和频率稳定性问题，本文利用特高压直流输电系统高度可控的特性，提出一种“风火打捆”孤岛附加控制策略，如图2所示，其中，f0为额定频率，fAC为直流送端反馈频率。

直流系统送端在扰动情况下的系统功率不平衡是导致系统稳定运行破坏的根本原因。因此，消除或减小“风火打捆”电源输出功率与直流系统输送功率间的不平衡是一种可能的解决办法。对于“风火打捆”孤岛直流输送系统，直流送端系统的频率变化可反映系统功率平衡的状况，例如系统功率过剩会导致频率上升，功率不足时会引起频率下降。

该控制策略引入直流系统送端频率反馈量，并根据频率的变化调节直流系统的功率指令，从而消除或减小“风火打捆”电源输出功率与直流系统输送功率间的不平衡，以达到稳定系统运行的目的。

图2 “风火打捆”孤岛附加控制Fig.2 Additionalcontrolofwind-thermal-bundled island transmission system

4.1 对系统送端电压波动的抑制作用

由于“风火打捆”系统的短路容量远远小于相同容量的“纯火电”系统（“纯火电”系统短路电流为额定电流的8～10倍），当孤岛系统受到相同的扰动时，其直流送端系统会出现严重的电压波动，破坏整个系统的稳定运行。采用附加控制后，改变直流系统输送功率，同时也改变了整流侧的无功需求量，使整流侧无功补偿装置的无功余量作用于送端母线上，抑制送端母线电压的波动幅度。

4.2 对系统送端频率波动的抑制作用

采用附加控制后，引入直流系统送端频率反馈量，根据系统频率的增大或减小来升高或降低直流系统的输送功率，从而消除或减小“风火打捆”电源输出功率与直流系统输送功率间的不平衡，达到抑制直流送端频率的目的。

5 基于RTDS的仿真实验

为了验证上述分析，基于RTDS建立的仿真系统如图3所示。该系统包括大规模双馈风电场、常规火电厂、特高压直流输电系统及远端大电网。

图3中，风电机组模型搭建5台等值双馈风机模拟风电场群，其中，每台等值风机定子电阻rs= 0.004 6 p.u.，定子漏抗xs=0.102 0 p.u.，转子电阻rr= 0.006 0 p.u.，转子漏抗xr=0.085 9 p.u.；4台同步发电机组模拟常规火电厂，每台同步发电机组采用同步发电机模型、励磁系统和调速系统模型模拟，其中，每台同步发电机定子电阻Rs=0.002 0 p.u.，定子漏抗Xs=0.233 0 p.u.，d轴不饱和电抗Xd= 1.713 0 p.u.，q轴不饱和电抗Xq=1.642 0 p.u.，转动惯量系数H=4 s。

风电场风速初始值为11 m/s，输出的有功功率为0.23 p.u.（以“风火打捆”电源总容量为基值），常规火电厂的有功出力为0.60 p.u.，送端母线B3的额定电压为1.0 p.u.，特高压直流系统为恒功率控制，输送功率为0.6 p.u.，线路等效为∏型有损耗线路。结合实验和风机的特性，设置典型故障。本文以本地负荷因故障突然减少0.20 p.u.有功功率为例，分析“风火打捆”孤岛模式的特高压直流输送系统直流送端电压和频率的稳定性。

为了说明“风火打捆”孤岛模式存在的问题，在图3所示系统的基础上，再搭建一个与之对比的参考系统，如图4所示。参考系统中的B3接入的风电场替换为一座等容量的常规火电厂1，其他参数不变，为表述方便，下文称图3系统为“风火打捆”系统，图4系统为“纯火电”系统。

图3 “风火打捆”孤岛模式的特高压直流输送系统Fig.3 Simulation modelofwind-thermal-bundled power island transmitted by UHVDC system

图4 “纯火电”孤岛模式的特高压直流输送系统模型Fig.4 Simulation modelof mere thermalpower island transmitted by UHVDC system

正常情况下，“风火打捆”系统送端母线B3电压和频率均运行在额定值，当系统本地负荷因故障突然减少0.20 p.u.有功功率时，“风火打捆”系统与“纯火电”系统的运行状况对比如图5～图7所示。

图5（a）中，故障发生后，“风火打捆”系统直流送端母线B3的三相电压波动幅度达到1.2 p.u.，超出正常值范围，此时可能会导致风机的高压穿越失败，造成风机的连锁脱网事故；图5（b）中，“纯火电”系统直流送端母线B3的电压波动幅度仅达到1.1 p.u.，由此可见。相同故障下，“风火打捆”系统抑制电压波动的能力比“纯火电”系统弱。

图6（a）中，故障发生后，“风火打捆”系统送端频率波动幅度达到1.06 p.u.；图6（b）中，“纯火电”系统送端频率波动幅度仅达到1.025 p.u.。可见，相同故障下，“风火打捆”系统抑制频率波动的能力比“纯火电”系统弱。

由于特高压直流系统保持恒功率输送，故障发生后，系统送端出现过剩功率，导致系统出现功率不平衡，对于“风火打捆”系统送端母线B3电压，由于风机提供的短路电流极为有限且风电场不具备调压功能，送端“风火打捆”电源抑制电压波动的能力较低。对于送端频率，因为风机的“机电解耦”特性，“风火打捆”电源对系统的机械惯性仅由火电机组提供，造成送端系统等效机械惯量减小，而且风电场不具备调频能力，风速不变，风电场出力基本不变，此时系统的过剩功率调节由常规火电厂全部承担，如图7（a）所示。而“纯火电”系统中的过剩功率由2个常规火电厂共同承担，如图7（b）所示。从而导致了系统送端频率波动幅度较大。

在相同故障下，通过对比实验得出：“风火打捆”系统抑制电压波动和频率波动的能力比“纯火电”系统弱。

图5 故障后系统送端母线B3电压Fig.5 Post-faultvoltages of B3atsending end

图6 故障后系统送端频率Fig.6 Post-faultfrequency atsending end

图7 故障后系统送端电源的出力Fig.7 Post-faultpower outputatsending end

6 “风火打捆”系统的附加控制实验

针对“风火打捆”系统的电压和频率稳定性问题，对系统加入附加控制，控制直流输送功率，控制原理如图2所示。对系统做相同的扰动实验，即本地负荷因故障突然减少0.20 p.u.有功功率，实验结果如图8～图10所示。

故障发生后，直流送端出现过剩功率，图8（a）中，未加附加控制时直流送端母线B3电压波动幅度达到1.2 p.u.；采用附加控制后，直流系统输送功率增大，如图10（b）所示，此时直流送端母线B3电压波动幅度仅达到1.1 p.u.，如图8（b）所示。这是由于直流系统输送功率增大的同时，增加了整流侧的无功需求量，整流器吸收送端母线B3上的无功功率，并在与常规火电厂调压功能的共同作用下，有效地抑制了送端母线电压的波动幅度。

对送端频率而言，未加附加控制时直流送端频率波动幅度达到1.06 p.u.，如图9（a）所示，图9（b）中，采用附加控制后，直流送端频率波动幅度仅达到1.02 p.u.。这是由于直流系统输送功率增大，快速减小了送端电源总功率与直流输送功率间的不平衡，并在与常规火电厂调频功能的共同作用下，有效地抑制了送端频率的波动幅度。

图8 “风火打捆”系统送端母线B3电压Fig.8 Voltage of B3atsending end of wind-thermalbundled system

图9 “风火打捆”系统送端频率Fig.9 Frequency atsending end of windthermal-bundled system

图10 “风火打捆”系统特高压直流输送功率Fig.10 UHVDC transmission power of wind-thermal-bundled system

7 结论

由于风机的“机电解耦特性”和电流源（或功率源）特性，与“纯火电”系统相比较，“风火打捆”系统有以下特点：

（1）由于风机本身仅有电流源特性，没有调压功能，且提供的短路电流极为有限。在相同扰动下，“风火打捆”系统抑制电压波动的能力比“纯火电”系统弱；

（2）由于风机的“机电解耦特性”，风机对电网不提供机械惯性。在相同扰动下，“风火打捆”系统抑制频率波动能力比“纯火电”系统弱。

以上特点导致了“风火打捆”孤岛系统送端电压和频率的稳定性较差，本文根据特高压直流系统快速可控的特性，提出了孤岛系统的附加控制策略。实验证明，该附加控制策略对“风火打捆”孤岛系统送端电压和频率波动具有明显的抑制作用，提高了“风火打捆”孤岛模式的特高压直流输送系统运行的稳定性。

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Voltage and Frequency Controlof Wind-thermal-bundled Island Transmission by UHVDC System

HANGAiling1，LIShaohua1，ZHANGChongjian2，LIShengfu3，HAOZhenghang2，3，CHENZhuo3

（1.XujiElectric Corporation，Xuchang 461000，China；2.XujiGroup Corporation，Xuchang 461000，China；3.SchoolofElectricalEngineering，Guizhou University，Guiyang 550025，China）

To solve the stability problems ofvoltage and frequency ofwind-thermal-bundled island modeltransmitted by UHVDC system，considering with the operating characteristic ofdoubly-fed wind turbine generators，an island additionalcontrolstrategy is proposed to the UHVDC system，which changes the power or currentorder according to the variation ofsystem frequency，thus the powerbalance ofthe grid can be implemented to improve the stability ofvoltage and frequency.Via real-time digitalsimulator（RTDS），the stability problems ofvoltage and frequency are demonstrated and the proposed controlstrategy is verified.Simulation results indicate thatthe proposed additionalcontrolstrategy can evidently enhance the globalstability when the wind-thermal-bundled poweris transmitted with UHVDC system.

wind-thermal-bundled；UHVDC transmission；islanded system；additionalcontrol；realtime digitalsimulator

TM614；TM46；TM743

A

1003-8930（2015）03-0029-07

10.3969/j.issn.1003-8930.2015.03.06

张爱玲（1968—），女，本科，教授级高工，研究方向为特高压直流输电系统保护与控制。Email：ailingzh@xjgc.sgcc.com.cn李少华（1982—），男，博士研究生，工程师，研究方向为电力

系统保护与控制、特高压直流输电等。Email：lishaohua@ xjgc.sgcc.com.cn

张崇见（1968—），男，博士，高级工程师，研究方向为智能调度系统、配电网规划、新能源与电动汽车、智慧城市等。E－mail：zcj2000@263.net

郝正航（1972—），男，通信作者，博士，教授，研究方向为电力系统稳定分析与控制、智能电网、风力发电等。Email：haozhenghang@163.com

2014-01-23；

2014-08-14

许继电气股份有限公司资助项目；国家自然科学基金项目（51267003）；贵州省社发科技攻关项目（黔科合SY字[2011]3081）；中国博士后科学基金项目（2013M531678）