含风电地区电网暂态过程对频率稳定性影响的动态模拟

徐涛，孙永辉

（内蒙古工业大学电力学院电力系统动态模拟实验室，内蒙古呼和浩特 010080）

含风电地区电网暂态过程对频率稳定性影响的动态模拟

徐涛，孙永辉

（内蒙古工业大学电力学院电力系统动态模拟实验室，内蒙古呼和浩特 010080）

针对含风电地区电网暂态过程对电力系统频率稳定性的影响问题，分析了含风电地区电网等值模型三相短路暂态过程系统频率响应特性。以蒙西某含风电地区电网为原型，根据相似性原理建立了电力系统动态模拟实验模型，实验结果验证了并网风电规模的大幅增加不利于暂态频率稳定性的结论，表明电力系统动态模拟是研究风电并网频率稳定问题的有效手段。

暂态；风力发电；地区电网；频率稳定

含风电场的地区电网多处于电网末端，电网网架结构薄弱，电源调节能力有限[1]。大规模风电接入，随机波动的风电功率将导致系统有功不平衡，产生频率偏差影响系统频率稳定性[2]。因此，风电场并网引起的频率稳定性问题越来越受到关注。文献[3-4]总结了不同类型风电机组的频率控制策略，文献[5-9]研究大规模风电并网系统频率的稳定性，文献[10]探讨了风电并网对孤网频率稳定性的影响，分析了风电参与一次调频的小扰动稳定性。目前，对风电系统频率稳定性的研究大多基于数字仿真软件。本文尝试采用动态物理模拟方法，在实验室中再现三相短路大扰动期间含风电场地区电网频率暂态响应特性，分析影响暂态频率稳定性的关键因素。

事实上，电力系统的复杂性与特殊性使得进行现场故障状态试验极其困难。动态模拟以相似性原理为依据，在实验室建立物理模型研究电力系统运行特性[12]。将所有模型设备按照原型系统的接线方式连接，按各自比例尺调整模型参数，使其与原型系统参数的标幺值相等、运动轨迹相似。实验物理模型和原型系统的物理现象相似，在模型和原型之间持一个不变的、无量纲的比例系数[11]。满足这个相似判据的模拟系统，其参数和变量以标幺值表示的数值在整个过程中与原型的相等，模型和原型各元件的时间常数相等。动态模拟可以在模型上直接观察到研究对象的全部物理变化过程，获得明确的物理概念[12]。

1 含风电地区电网暂态频率特性

如图1所示，地区电网与主网正常并网运行时，存在2种运行方式：

图1 地区电网等值电路图Fig.1 Equivalent circuit diagram of the regional power grid

运行方式1：地区电网向主网输送有功。电源G（含火电机组、双馈风电机组）发出的功率Pe为地区电网负荷提供有功功率PL，多余功率Psys通过联络线向主网输送。Pm为原动机机械功率。

运行方式2：主网向地区电网输送有功。电源G发出的功率Pe和主网通过联络线提供的功率Psys共同供给地区电网负荷有功功率PL。

假设地方电网与主网联络线N处发生三相非永久性短路故障。短路前系统处于运行方式1状态时，故障期间地区电网向主网输送有功瞬间大幅下降，地区电网内电源有功出力大于负荷有功，频率瞬间急剧上升并开始波动，同时同步机调速系统参与频率调整，若为瞬时故障地区电网不脱离主网频率经短时波动，在同步机组频率调节作用和主网支撑下趋于平稳；短路前系统处于运行方式2状态时，则故障期间主网向地区电网输送有功瞬间大幅下降，地区电网内负荷有功大于电源有功出力，频率急剧下降并开始波动，同时同步机调速系统参与频率调整，若为瞬时故障地区电网不脱离主网频率经短时波动，在同步机组频率调节作用主网支撑下趋于平稳。

电网频率波动期间，双馈风电机组固有的惯量对电网表现为一个“隐藏惯量”，不参与系统频率调整，频率调整仅由同步发电机完成。

2 含风电地区原型电网的动态实验模型

2.1 电力系统动态模拟实验平台

电力系统动态模拟操作试验台是一个自动化程度很高的多功能试验平台，由各监控单元（包括输电线路的监控，发电机组的监控，断路器的监控，无穷大电源的监控，负荷的监控等）、录波单元、同期单元、仪表测量和短路故障模拟单元等组成，如图2所示。

图2 操作试验台Fig.2 Operating test table

试验数据可以通过测量仪表和LED数码显示得出，同时可以通过录波仪，观测到稳态时的电压波形、电流波形及故障时刻的波形和保护装置动作波形等。同期单元是由“HGWT-04微机准同期控制器”自动装置和其相对应的手动装置组成，录波单元是由“ZH-2B发变组故障录波分析装置”组成。动模试验系统将交流市电经感应调压器和升压变压器升压至800 V后作为试验用无穷大电源。原动机及其调速系统TGS-03A原动机及调速系统仿真器，由微机调速控制器、原动机和调速器特性仿真软件共同构成，可以实现汽轮机特性或水轮机特性及其调速器特性的模拟，主要仿真环节有汽轮机蒸汽容积惯性、原动机特性以及汽轮机机械液压式调速器等环节；水轮机的水锤效应、原动机特性及水轮机机械液压调速器等环节。发电机励磁屏由系统励磁屏面板、WL-04A微机调节器面板、负阻器面板和励磁变压器变比调节面板4部分组成。双馈风机励磁控制屏主要由MLC-5A转子侧微机励磁控制器、MLC-5B电网侧微机并网控制器、变频器、励磁变压器、测量仪表、控制开关等设备组成。

2.2 蒙西某含风电地区原型电网

含风电机场群和火电厂的蒙西电网某地区原型系统通过单回联络线接入500 kV主网。火电厂A机组额定容量200 WM，火电厂B机组额定容量600 WM，由双馈风力发电机组构成的风电群容量200 MW。500 kV变电站至500 kV送端母线25 km，火电厂B至500 kV开关站送端母线50 km，火电厂A经厂内主变直接升压至220 kV送500 kV变电站，风电群经场内主变直接升压至220 kV送500 kV变电站，风电场群和火电厂至500 kV变电站220 kV侧均为25 km。蒙西某含风电地区原型电网如图3所示。

图3 蒙西某地区电网原型系统示意图Fig.3 Sketch map of a regional prototype system in West Mongolia

2.3 蒙西某含风电地区原型电网动态模拟模型

实验室中额定容量为5 kV·A、15 kV·A的模拟同步发电机组分别模拟原型系统200 MW、600 MW的汽轮发电机组；额定容量为5 kV·A的双馈风力发电机组模拟原型系统200 MW的风电场。原型与模拟机组功率模拟比为40 000。通过整定NR型负电阻器补偿度改变转子绕组时间常数，将5 kV·A模拟发电机固有转子时间常数1.2 s调整至原型机组A的转子时间常数6.2 s。将15 kV·A模拟发电机固有转子时间常数1.81 s调整至原型机组B的转子时间常数5.5 s。

模拟升压变压器由3台单相双绕组变压器组成，每相额定容量2 kV·A，接线方式为y/d－11，变比三台单相二绕组模拟变压器为1组、2组并列运行模拟480 MV·A，500/220 kV的原型变压器。原型变压器与模拟变压器功率模拟比为40 000。实验室采用800 V电压模拟原型变压器500 kV高压侧和220 kV低压侧绕组电压，变压器高低压侧模拟比分别为625和275。

变压器均由3台单相二绕组模拟变压器组成，额定容量为6 kV·A，每相为2 kV·A，接线方式为Y0/ Δ-11，Uk%=10%～28%，变比为

变压器高压侧电压为800 V，低压侧电压为380 V。在原型系统中变压器的标幺漏电抗为0.13，为了使模型变压器与原型变压器的漏电抗相似，以变压器额定容量6 kV·A、额定电压800 V为基准的变压器电抗值为（折算到模拟变压器高压侧）：

电压模拟比：

功率模拟比：

阻抗模拟比：

实验室采用电抗器、电容器组成的π单元模拟原型220 kV和500 kV输电线路。220 kV输电线路电压模拟比275，功率模拟比40 000，线路阻抗模拟比1.89，线路一个π单元模拟25 km线路。原型500 kV输电线路电压模拟比625，功率模拟比40 000，阻抗模拟比9.766，一个π单元模拟50 km线路。

根据实验室模型系统的情况，已经选定变压器高压侧额定电压为800 V，即模型采用800 V电压来模拟原型220 kV输电线路电压，则高压侧模拟比关系为：

220 kV原型典型线路每公里阻抗为：

模拟线路采用25 km一个π单元的电抗器，电气参数为：

根据实验室模型系统的情况，已经选定变压器高压侧额定电压为800 V，即模型采用800 V电压来模拟原型500 kV输电线路电压，则高压侧模拟比关系为：

电压模拟比：

功率模拟比：

阻抗模拟比：

500 kV原型典型线路每公里阻抗为：模拟线路采用50 km一个π单元的电抗器、电容参数为：

实验室中两组额定容量为10 kV·A的动态模拟负荷模拟400 MV·A的地区负荷，功率模拟比为40 000。

无穷大升压变压器的容量100 kV·A，变比为800/380 V，接线方式为y/d－11，短路阻抗17%，模拟500 kV主网。

3 暂态频率特性的动态模拟验证

动态模拟实验中，反复调整各发电机组出力及动态负荷，使地区风电穿透率达到指定值。在地区电网侧500 kV母线处设置非永久性三相短路故障，设定合闸角控制器预设短路扰动持续时间为0.25 s。模拟实验工况采用原型系统参数表示。

3.1 地区电网向主网输送功率

地区电网风电穿透率分别为5%、11.5%、15%、19%时，非永久性短路持续期间频率暂态响应如图3—图6所示。

图4中短路前工况：A、B机组出力分别是140 MW、240 MW，风电出力20 MW，地区电网负荷172 MW，盈余功率224 MW通过联络线送往主网。故障时频率瞬间升至51.3 Hz，0.25 s后开始衰减振荡，振荡持续1.4 s后系统频率恢复至50 Hz。图5短路前工况A、B机组出力分别是120 MW和248 MW，风电机组出力46 MW，地区电网负荷212 MW，盈余功率202 MW通过联络线送往主网，电网故障时频率瞬间升至51.3 Hz，0.25 s后开始衰减振荡，振荡持续2.5 s后系统频率恢复至50 Hz。图6短路前工况A、B机组出力分别是100 MW和240 MW，风电机组出力60 MW，地区电网负荷164 MW，盈余功率236 MW通过联络线送往主网，故障时频率瞬间升至51.5 Hz，0.25 s后开始衰减振荡，振荡持续3.8 s后系统频率恢复至50 Hz。图7短路前工况为汽轮发电机组A、B出力为80 MW和232 MW，风电机组出力76 MW，地区电网负荷240 MW，盈余功率148 MW通过联络线送往主网，电网故障时频率瞬间升至51.3 Hz，0.25 s后开始衰减振荡，振荡持续4.6 s后系统频率恢复至50 Hz。

图4 5%风电穿透率频率暂态响应波形Fig.4 Frequency transient response waveform in 5% wind power penetration rate

图5 11.5%风电穿透率频率暂态响应波形Fig.5 Frequency transient response waveform in 11.5% wind power penetration rate

图6 15%风电穿透率频率暂态响应波形Fig.6 Frequency transient response waveform in 15% wind power penetration rate

3.2 地区电网从主网吸收功率

地区电网风电穿透功率分别为4.8%、9.2%、12.5%、18.5%时，非永久性短路期间频率暂态特性如图8—图11所示。

图7 19%风电穿透率频率暂态响应波形Fig.7 Frequency transient response waveform in 19% wind power penetration rate

图8 4.8%风电穿透率频率暂态响应波形Fig.8 Frequency transient response waveform in 4.8% wind power penetration rate

图9 9.2%风电穿透率频率暂态响应波形Fig.9 Frequency transient response waveform in 9.2% wind power penetration rate

图10 12.5%风电穿透率频率暂态响应波形Fig.10 Frequency transient response waveform in 4.8% wind power penetration rate

图11 18.5%风电穿透率频率暂态响应波形Fig.11 Frequency transient response waveform in 18.5% wind power penetration rate

图8短路前工况：A、B机组出力分别为68 MW和44 MW，风电机组出力8 MW，地区电网负荷164 MW，地区电网功率缺额44 MW由主网通过联络线提供。故障时频率瞬间跌落至49.3 Hz，0.25 s后开始回升，衰减振荡持续3.2 s后系统频率恢复至50 Hz。图9短路前工况：A、B机组出力分别为80 MW和160 MW，风电机组出力30 MW，负荷326 MW，地区电网功率缺额56 MW由主网通过联络线提供。故障时，频率瞬间跌落至49.3 Hz，0.25 s后开始回升，衰减振荡持续3.6 s后系统频率恢复至50 Hz。图10中短路前工况：A、B机组出力分别为60 MW和128 MW，风电机组出力40 MW，地区电网负荷320 MW，功率缺额92 MW由主网通过联络线提供。故障时频率瞬间跌落至49 Hz，0.25 s后频率开始回升，持续衰减振荡4 s后频率恢复至50 Hz。

图11短路前工况为汽轮发电机组A、B出力分别为76 MW和120 MW，风电机组出力48 MW，系统中负荷260 MW，功率缺16 MW由主网通过联络线提供。故障时频率瞬间降落至48.7 Hz，0.25 s后开始回升，持续衰减振荡4.2 s后系统频率恢复至50 Hz。

4 结论

地区电网中双馈风电机组本身具备与同步发电机大小相当的惯量，但其变速恒频控制使得转子转速与系统频率解耦，叶片与转子的机械惯量不能利用，致使在电网频率经历非永久性三相短路扰动期间无法对电网提供频率响应。随着风电在地区电网中穿透率的增加，故障后频率恢复时间越来越长。并网风电规模的大幅增加不利于暂态频率稳定性。

含风电地区电网频率稳定性问题是一个极其复杂的问题，本研究仅模拟了非永久性三相短路期间地区电网频率暂态响应。实际上风速实时随机波动、负荷投退、机组并网及解列、永久性故障后保护切除与主网联络线导致地区电网形成孤网等一系列暂态过程，期间的频率波动对系统频率稳定性影响不容忽视。后续研究工作中，如何在实验室全面再现原型系统中系列暂态过程进行试验和全面总结，有待于进一步深入探索，但电力系统动态模拟是研究含风电地区电网暂态过程对频率稳定性影响问题的一种有效手段。

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（编辑 徐花荣）

Dynamic Simulation of Influences of the Transient Process of the Power Grid Containing Wind Farm on Frequency Stability

XU Tao，SUN Yonghui
（Dynamic Simulation Laboratory of Power System，College of Electric Power，Inner Mongolia University of Technology，Hohhot 010080，Inner Mongolia，China）

In view of the influence of the transient process of wind power on the frequency stability of power system，this paper analyzes the frequency response characteristics of the three-phase short-circuit transient process of the equivalent model of a regional power grid containing wind power.With a certain regional power grid containing wind power in West Inner Mongolia as the prototype，according to the similarity principle，the power system dynamic simulation model is established in the paper.Experimental results demonstrate that large increase of wind power in the connected power grid is not conducive to the transient frequency stability，and the power system dynamic simulation is an effective tool in the study of wind power grid frequency stability problem.

transient；wind generation；regional power grid；frequency stability

2015-10-13。

徐 涛（1968—），男，副教授，研究方向为电力系统稳定与控制；

孙永辉（1991—），男，硕士研究生，研究方向为电力系统稳定与控制。

1674-3814（2016）05-0088-06

TM614

B

内蒙古自然基金项目（2012MS0705）；内蒙古工业大学重点基金项目（ZD201121）；内蒙古自然基金项目（2012MS0705）；内蒙古工业大学重点基金项目（ZD201121）。

Project of Natural Science Foundation of Inner Mongolia Autonomous Region（2012MS0705）；Project of Foundation of Inner Mongolia University of Technology（ZD201121）；Project of Natural Science Foundation of Inner Mongolia Autonomous Region（2012MS0705）；Project of Foundation of Inner Mongolia University of Technology（ZD201121）.