基于云南异步联网的大扰动下风电场脱网问题研究

2021-01-14张坤王坚

云南电力技术 2020年6期

张坤，王坚

（中国南方电网电力调度控制中心调度处，广东广州 518000）

0 前言

随着风电规模的不断扩大，由于风电间歇性和波动性的特点，风电对电网的影响由最初简单的电压水平波动、线路传输功率超出热极限等电能质量问题发展到对电网系统短路容量增加、经济调度、调峰、调压、调频以及暂态稳定性的影响。2017年底，云南风电装机达8372 MW，占本省总装机容量的9.9%。

云南异步联网后，频率问题成为云南电网所面临的最主要风险[1]，根据仿真分析的结果，N-2条件下，云南电网频率最低达到49.2 Hz，最高50.6 Hz[2]。云南风电装机容量大，发展速度快，部分风场不满足国标对运行频率的要求，即系统频率在50.2 Hz以上时，保持5分钟不脱网。云南电网是典型的外送型电网，当发生直流闭锁等大扰动时，若大量风场无序脱网，可能对电网造成二次冲击，甚至崩溃[3]。2006年“11.4”欧洲大停电的原因之一就是风电场的无序脱网，因此不可不重视。

本文结合云南电网风电场实际运行情况及实际参数，利用BPA仿真软件对云南异步联网后风电对频率的影响进行了详细的分析，并提出相应的建议和措施。

1 风电场脱网对频率影响机理分析

异步联网后，云南电网脱离南网主网，电网规模变小，风电对电网转动惯量和调频能力产生明显影响，电网对风电的不确定性响应更加敏感。最突出的一个问题是电网频率发生大幅波动下，风机无序脱网将对电网产生不可控的影响。

在异步联网之前，整个南方电网一个同步电网，风电装机比例相对较低，对系统的功率-频率特性影响尚不明显。但异步联网之后，云南风电装机占比随之明显增大，渗透率提高，对云南电网的整体同步转动惯量影响不可忽视[4-5]。

电力系统的一次调频是通过两部分构成。一部分是同步发电机释放转子动能以及调速器动作释放火电机组锅炉蓄热或调整调节导叶开改变进水量实现的；另一部分是系统负荷电磁场和旋转质块中的能量会发生变化，以阻止系统频率的变动[6]。下面以当前电网中主流的两种风机类型为例，分别说明其对电网的影响。

定速感应风电机组(FSIG):基于异步电机的定速感应风电机组，其转子转速与电网频率紧密结合。当电力系统的频率下降时，定速风电机组的转速也会降低，可释放出质块中部分的旋转动能，为系统提供惯性支持。其响应的幅度取决于风力机叶片、风力机轴系与发电机转子中储存的旋转动能以及电网频率变化率。

双馈感应发电机组(DFIG):基于双馈电机的变速风电机组具有灵活的功率控制能力，其发电机的电磁功率与风力机的机械功率解耦运行，能够对其有功功率和无功功率进行独立控制，因此双馈机组可以追踪得到最大的风功率。但正是由于双馈风电机组转速与系统频率的完全解耦控制方式，使得机组在频率发生波动时无法对系统提供动态惯性响应。

目前风机单台容量已经进入兆瓦时代，由于技术成熟，经济性好，双馈风机已经成为主流。云南双馈风机占比90%以上。因此从这一点上讲，云南风电对电网的转动惯量贡献很小，降低了整体的功率-频率因子β。

另外，风电机组多采用最大风功率追踪(MPPT)控制以最大限度的捕获风能，因此，风电机组没有备用容量，无法对系统提供一次频率支持[7]，不利于系统频率稳定。

2 大扰动下风电场频率越限脱网仿真

仿真算例说明：2017年夏大方式数据，云南与主网异步联网，各大直流接近满功率送出，云南风电出力约2400 MW。由于风电场的低频特性定值完全满足国标要求，且云南电网低频问题不是很突出，故本文着重分析频率高越限问题。

2.1 试验一：风机快速脱网实验

直流闭锁故障，模拟功率过剩，频率升高，风场快速脱网。旨在研究不同容量的风电场在故障初期，频率未到达最高点前脱网对电网的影响。

直流FLC功能退出，金中直流单机闭锁（单极1600 MW），在闭锁后1s时刻风场脱网。模拟三种不同情况:

1）无风电场脱网；

2）1000 MW 风场脱网；

3）2400 MW 风场脱网。

仿真曲线如图1-图3所示。

图1 云南电网频率偏差曲线

图2 南网主网频率偏差曲线

图3 楚穗直流单极功率曲线

2.1.1 原因分析

1）当脱网风场容量不同，云南电网频率响应差别较大，甚至出现反向频率偏差。

2）当脱网风场容量不同，南网主网频率响应差别不大，且总体偏差较小，小于0.1 Hz。

图4 阿海电厂#1机组原动机机械功率曲线

原因分析，频率偏差幅度取决于有功功率的偏差值。即Δf=F（Δ P），ΔP=直流闭锁容量-风电场脱网容量。直流闭锁发生后，大量风场快速脱网，调速器的惯性常数一般6-10 s，还未来的及完成动作，有功偏差快速减小，减缓了调速器动作幅度。当风场脱网容量大于直流闭锁产生的功率差额时，造成反向频率问题，较之同等容量不平衡有功偏差造成的频率偏差更加严重。因为此时调速器已经动作在关闭主汽阀，突然出现反向调整量，反向动作所需时间更长，响应变慢，见图4。

3）主网频率波动主要是由于直流功率波动引起有功偏差造成的，不同容量脱网引起的直流功率波动差别不大。因此，故障发生后，短时间内不同风场脱网容量对主网频率影响很小。

2.1.2 影响

1）当脱网容量小于直流闭锁容量时，有利于频率的恢复。但对于调度运行是不利的，因为风场脱网是不可控的、无序的[8]。风场切除量并不在二、三道防线考虑的范围内。

2）脱网容量大于直流闭锁容量时，使频率波动更加复杂，对系统也更加不利，特别是对调速系统带来较大的冲击。二、三道防线所设定值可能无法适应这样复杂的情况，误动风险增加。

2.2 试验二：风场经延时脱网

模拟风电场在频率达到最高点后经不同的延时脱网，分析其对系统频率的影响。

直流FLC功能退出，金中直流单机闭锁（单极1600 MW），分别模拟闭锁后 5 s和8 s时刻切除风场1000 MW。

图5 云南电网频率偏差曲线

图6 主网频率偏差曲线

图7 阿海电厂#1机原动机机械功率曲线

图8 楚穗直流有功功率波动曲线

仿真曲线如图5-图8所示，分析可知，在频率偏差经过最高点后，发生大量风机脱网，会引起频率反向大幅波动，且对主网频率产生二次冲击。

2.2.1 原因分析

1）转动惯量和一次调频已经产生作用，有功偏差已经缩小，向新的频率平衡点过渡。

2）风电场在此时脱网，相当于给电网有功功率造成了负偏差，从有功过剩到有功不足。

3）系统内一次调频动作后，风场脱网对系统造成的影响非常复杂，从直流的功率波动来看，风场脱网时间越晚，功率波动越严重，如图8所示。将更大的波动传递到主网，从而引起对主网的二次冲击。直流功率波动由电压波动引起，电压波动是有潮流转移引起动态过程。

2.2.2 影响

1）造成频率正反两个方向大幅波动，恢复到准稳态的时间更久，甚至长期越限。

2）调速器频繁动作，损伤设备，引起发电机功率输出波动，可能引起振荡[10]。

3）云南异步联网后FLC动作死区是±0.14 Hz，造成FLC频繁动作，且动作方向相反，即先上调输送功率，然后下调输送功率。相当于将功率的波动传递到主网，引起主网频率波动，可能激发主网振荡。

3 云南风电对频率影响评估

表1 异步前云南风电场频率特性定值统计

据统计，异步联网前（异步后参数进行优化，使用异步前数据较为保守）云南风场参数如下：频率低于49.5 Hz时，风电场100%满足国标和南网技术规范要求，96%的风电场能够在频率49.5-51.5 Hz范围内长期不脱网运行，在频率高于51.5 Hz仅有24%满足运行5 min不脱网要求。详见表1。

3.1 N-2故障情况

夏季大方式下，退出FLC功能，楚穗双极闭锁故障为最严重的N-2故障[3]。仿真得到的N-2条件下电网频率极值如表2所示。

表2 N-2条件下电网频率极值

按照N-2考虑，云南电网最大的频率波动范围是49.17 Hz-51.39 Hz，在此区间内，仅有4%风电场不满足频率要求，最大脱网容量150 MW（按风电60%额定功率出力考虑）。仿真曲线如图9所示。风电脱网对系统频率影响小，基本可以忽略。

图9 N-2条件下云南电网频率

图10 WindINERTIA 投退对频率影响

3.2 多回直流换相失败

广东受端电网交流故障易引发多回直流换相失败，若交流故障不能快速切除，将导致持续换相失败或闭锁，此时将给云南电网带来更严重的高频问题。

罗洞、北郊、西江、花都等4个500 kV变电站出现单相短路单相拒动，或穗东、横沥、水乡等16个变电站三相短路单相拒动，将导致楚穗、普侨、牛从以及金中直流持续换相失败[1]。云南电网的二、三道防线动作，高周大量切机。此时76%风电场将不能继续挂网运行5分钟，约经0.2 s延时跳闸。相当于加大了电源切除容量。分两种情况讨论：

1）若此时直流闭锁，由于过切，将出现于2.1中所模拟的类似情况，引起频率反向大幅波动，并通过直流传动到主网，引起主网频率越限。

2）如果交流故障切除，直流送出功率恢复正常，大量切除的电源无法短时间内恢复，频率反向越限，可能引起低频减载动作，切除负荷。风电场在这一过程中推波助澜，使原本严重的频率稳定问题恶化。

总的来说，在一般N-2故障下，风电场基本能够满足电网运行要求，对电网频率产生的不利影响基本可以忽略。在极端故障情况下，由于大量风电场不满足频率特性要求，会对电网产生非常不利的影响，故障时刻风电出力越大，影响越严重。