风火打捆弱外送系统功角和频率特性研究

窦宇宇，陈肖璐，任 正，郑博文

(国网内蒙古东部电力有限公司电力科学研究院，内蒙古 呼和浩特 010010)

我国三北地区新能源和煤炭资源丰富，风光火电源充裕，而负荷中心主要集中在东部沿海地区。这种电力资源与用电负荷间的逆向分布，加上新能源发电的波动性和随机性，使新能源集约式开发、风光火打捆集中送出成为我国建设新型电力系统的重要举措之一，同时也是一种较为合理的能源开发与利用方式[1]。然而这种方式将新能源与特高压直流、同步机组结合在一起，导致电力电子设备及其控制系统与传统交流系统相互交织，控制规律及运行特性相互作用，使系统稳定机理更为复杂，因此研究大容量新能源接入电力系统的暂态稳定问题，包括功角、电压、频率稳定和稳控措施等，具有重要的理论意义与工程实用价值。

在功角稳定方面，大部分文献利用等面积法则进行理论分析[2-7]。文献[2]研究了双馈风电接入比例与传输线电抗对功角特性的影响。文献[3]研究了风电故障后有功控制行为对系统暂态功角第二摆稳定性的影响机理。另外有部分文献采用了数值仿真法[8-9]，仿真结果的准确性高度依赖于风电模型的精度。文献[8]研究了送端电网风火互替对于系统功角稳定水平的影响。文献[9]研究了风机不同功率恢复速率对系统暂态稳定性影响的程度。

在电压稳定方面，大部分文献针对风机故障穿越特性对暂态过电压的影响以及参数优化方案开展研究[10-13]。文献[10]通过机组故障穿越控制参数对暂态过电压的敏感性分析，给出风电机组控制策略和模型参数的优化建议。文献[11]研究了弱电网中送出线路远端短路故障时直驱式风电机组(PMSG)的功率特性，并分析了控制策略与参数对机组功率特性以及暂态过电压特性的影响。此外还有文献研究了高比例新能源替代常规电源后系统暂态稳定与电压稳定的演化机理[14]。

在频率稳定方面，文献[15]研究了风机低电压穿越对电网频率的影响以及低电压穿越叠加稳控切机、触发发电机组保护、触发低频防线等造成的更大影响，但未给出针对稳控切机方面的对策。还有文献对频率稳定问题的应对措施进行研究，比如风电机组参与调频[16-17]和改进当前常规机组的调频能力等[18]。风电机组虚拟惯量响应与一次调频目前仍处于起步阶段，改进常规机组的调频能力相对耗时耗力。

在稳控措施方面，针对常规机组的紧急切机策略研究较为成熟，而对于风火打捆系统紧急切机策略的研究多侧重于不同类型机组的组合优化以及切机量的计算[19-24]。

针对蒙东某地区存量风电机组参数未知、模型精度相对不高，目前校核边界条件相对保守、控制限额严格，稳控切机措施单一、频率稳定问题突出等现状，本文首先分析风电机组接入电网的低电压故障过程功率特性，并通过实测建模技术得到风电机组模型参数，保障数值仿真计算的精度；接着建立风电机组在各阶段的功率方程，以此研究风电机组接入对同步机系统功角和频率特性的影响机理；最后根据该地区实际运行特性，因地制宜提出优化的安全稳定校核与控制方案。仿真结果表明，优化的安全稳定校核与控制方案能有效提升该地区的风电消纳能力和整体外送能力，可为风火打捆弱外送系统电网规划和运行提供参考。

1 蒙东某地区电网运行特性分析

蒙东某地区属于典型的大规模新能源集中外送型电网，其中220 kV及以上火电装机5610 MW，风电装机3980 MW，光伏装机600 MW，最小负荷约为990 MW。当地负荷水平低，风火电源需要通过联络通道输送到辽宁负荷中心。该地区电网拓扑示意图如图1所示，通过四回500 kV线路与主网相联，包括3座500 kV火力发电厂(A厂：2×600 MW；B厂：2×600 MW；C厂：3×600 MW)、2座500 kV变电站以及4座220 kV火力发电厂(D厂：2×135 MW；E厂：2×135 MW；F厂：2×135 MW；G厂：2×300 MW)。

图1 该地区电网拓扑

目前该地区采用风火联合控制策略[25]，外送限额和220 kV风电总出力限额分别见表1和表2。在火电机组最大出力、风电机组零出力方式下，受联络通道发生跨线故障后暂态功角和电压稳定制约，外送限额为3000 MW；在火电机组最小出力、风电机组最大出力方式下，受联络通道发生跨线故障后，暂态频率稳定制约(按不触发低频减载第一轮动作值，并留0.3 Hz裕度考虑[26])，220 kV风电总出力限额为2000 MW(折算成风电同时率为50%)。根据电力平衡结果，该地区盈余电力约4100 MW，大风期风电同时率往往在70%以上，因此目前外送能力和风电消纳能力不足，风火电源送出严重受限。

表1 蒙东某地区外送限额 单位：MW

表2 蒙东某地区220 kV风电总出力限额 单位：MW

2 风电机组接入电网低电压故障过程功率特性分析

风电机组稳态运行时，往往采用单位功率因数控制，只向系统注入有功功率，而通过场站内无功补偿设备向系统注入无功功率。低电压故障过程，不同机型在相同电网电压跌落程度下，功率特性差异显著；同一机型在不同电网电压跌落程度下，功率特性差异同样显著，对同步机系统的运行特性影响较大。本文以直驱式风电机组(PMSG)为例，分析低电压故障过程的功率特性。

(a)主电路拓扑

直驱式风电机组典型主电路拓扑如图2(a)所示。永磁同步发电机通过背靠背换流器接到690 V电网，其中背靠背换流器按照功能分为机侧换流器和网侧换流器，网侧换流器控制目标一方面是维持直流母线电压稳定，另一方面是控制与电网的无功交换；机侧换流器控制目标一方面是控制发电机有功功率/电磁转矩，另一方面是控制机端电压。直驱式风电机组网侧换流器在低电压过程的响应特性对同步机系统影响较大[25]，其内环和外环控制结构分别如图2(b)和(c)所示。

网侧换流器内环控制主要实现网侧有功电流和无功电流的跟随特性。Igd_ref、Igq_ref为网侧换流器外环输出dq轴参考量，Igd、Igq为实际电流dq轴分量。dq轴参考量与实际dq轴分量通过PI调节器，并叠加dq轴解耦分量，生成dq轴电压参考量。电压参考量经过dq/abc变换和PWM调制，最终生成网侧换流器的开关信号。

网侧换流器外环控制主要实现风机在各种工况

下稳定运行。稳态运行时，d轴实现直流母线电压稳定，输入为直流电压给定Udc_ref和实际直流电压Udc，输出为有功电流参考量Igd_ref；q轴控制与系统的无功交换，输入为无功功率给定Qg_ref和实际无功功率Qg，输出为无功电流参考量Igq_ref。低电压故障过程中，d轴实现有功电流按要求输出，q轴实现无功电流按要求输出。依据GB/T 36995—2018《风力发电机组 故障电压穿越能力测试规程》要求[26]。

有功功率应以至少10%PN/s的功率变化率恢复至实际风况对应的输出功率；当风电机组并网点发生三相对称电压跌落，风电机组提供的动态容性无功电流应满足：

Igq_ref≥1.5×(0.9-UT)IN,0.2≤UT≤0.9

(1)

式中：UT为机端线电压标幺值；IN为额定电流。

受网侧换流器过载能力限制，d轴有功电流参考量最大可设置为

(2)

式中：Igmax为换流器允许最大电流；Igq_ref为无功电流参考量。

为准确模拟风电机组的实际运行特性，根据PSASP提供的13型直驱式风电机组模型，采用最小二乘法辨识出低电压穿越环节的关键参数，拟合结果见表3。仿真数据与实测数据对比如图3所示。

表3 低电压穿越环节的关键参数拟合值

(a)电压跌落至0.2 pu

3 风电接入对同步机系统的影响研究

由PSASP提供的直驱式风电机组模型和参数辨识结果可知，风电机组在各个阶段的功率特性可用式(3)近似表达。

(3)

式中：P0为稳态功率；UT为机端线电压；t0为故障开始时刻；t1为故障结束时刻；t2为恢复结束时刻。

风电机组本身不存在类似常规同步机组的功角，因此与同步发电机组之间没有相互电磁和机电耦合关系，根据式(3)可将风电机组等效为功率源，来定性研究风电机组接入对同步机系统的功角稳定和频率稳定的影响机理。

3.1 对功角特性影响

对于单机-无穷大系统，EM为同步机；U为无穷大系统；PMSG为风电机组。不考虑风电机组，大扰动下同步机运动轨迹为a→b→c→d→e→f。单机-无穷大系统如图4所示。

图4 单机-无穷大系统

目前国内调度对于风火打捆系统往往保持同步机的开机方式基本不变，因此系统同步机惯量基本不变，则风电接入替换同容量同步机组，相当于降低了同步机组的机械转矩，即降低了在P-δ曲线上的工作点，由P0降低至P1，如图5所示，则等效减少了加速能量(紫色部分)，并增加了减速能量(蓝色部分)，因此系统暂稳水平会有所提高；而单纯增加风电接入容量，导致输电通道潮流增加，使同步机组与受端系统之间的等效阻抗增加，因此会降低系统暂稳水平。

图5 P-δ与δ-t曲线

(a)风电出力

方式1为纯火电(500 kV火电机组开5台，单机有功出力60万kW)，方式2在方式1基础上增开100万kW风电，方式3在方式2基础上继续增开100万kW风电，同时降低火电出力(500 kV火电机组开5台，单机有功出力40万kW)，确保整体外送与方式2一致。由图6(a)可知，保持同步机开机方式不变，风电接入替换同容量同步机组，功角曲线首摆幅值下降，暂稳水平提升；而单纯增加风电接入容量，导致功角曲线首摆幅值增加，暂稳水平恶化。

另外研究风电机组低电压穿越环节关键参数变化对功角特性的影响。方式4、5和6在方式3基础上将有功电流恢复速度Ip_LVRT_RECOVER分别设为0.18、0.5、1 pu/s。由图6(b)可知，增大有功电流恢复速度导致功角首摆幅值略微增加。对于该地区，改变有功电流恢复速度对功角特性影响相对较小。

方式7、8和9在方式3基础上将有功电流计算系数K1_IP_LV分别设为0、0.5和1。由图6(c)可知，改变有功电流计算系数会影响功角曲线的首摆幅值。对于该地区，改变有功电流计算系数对功角特性影响相对较小。

3.2 对频率特性影响

同步机系统频率特性可用式(4)表达，当电磁转矩与机械转矩相等时，频率保持稳定；当电磁转矩与机械转矩不等时，同步机系统将依靠转动惯量抑制频率变化。

(4)

式中：Tm为机械转矩；Te为电磁转矩；ω为角速度；TjSN/ω02为转动惯量。

对于风火打捆系统，虽然同步机惯量基本不变，但随着风电接入容量增加，故障及恢复期间有功缺额增大，等效为电磁转矩降低，暂态最低频率下降。此外为解决功角和电压稳态而采取的切机措施，将进一步导致稳态频率偏差和暂态最大频率偏差增加，频率越限风险上升。对方式1-方式9进行频率特性分析，频率曲线如图7所示。

对比方式1、2可知，单纯增加风电接入容量，将恶化频率特性，接入容量越多，最低频率下降越多；而对比方式2、3可知，保持同步机开机方式不变，风电接入替换同容量同步机组，最低频率反而升高。主要原因为方式2、3切机台数都为3台，但切机容量分别为1800 MW和1200 MW。方式3风电出力比方式2多1000 MW，但由于火电切机量少600 MW，最终使频率稳定性更强。侧面说明了切机策略对频率的影响程度大于风电出力，这为优化安全稳定控制方案提供了思路。对比方式4、5和6可知，增大有功电流恢复速度有利于改善频率特性。但随着有功电流恢复速度的增加，系统最低频率升高趋势减缓；对比方式7、8和9可知，增加有功电流计算系数有助于改善系统频率特性。同样随着有功电流计算系数的增加，最低频率升高趋势减缓。

(a)风电出力

综上所述，对于风火打捆系统，保持外送和同步机开机方式不变，适当增加风电接入容量有利于改善功角特性，但会恶化频率特性导致最低频率下降；增大有功电流恢复速度和有功电流计算系数可有效改善频率特性，同时对功角特性影响较小，尤其是躲过有功电流恢复速度和有功电流计算系数规定的最小限值。

4 优化安全稳定校核和控制方案

考虑到系统功角和电压失稳主要由长链式远距离输电所导致，而频率问题主要与切机策略和风电机组低电压穿越过程有关。对于风火打捆弱外送系统，由于风电接入有利于改善系统功角特性，因此整体外送能力主要受制于火电机组最大出力方式下(风电零出力)功角和电压稳定问题。目前校核该方式下的外送能力，往往将风电机组全部退出运行，而没有考虑风电机组并网后即使有功出力为零，但在低电压穿越过程中也会提供无功支撑，这种校核方式与实际情况不符，实际校核应该予以考虑。另外随着风电接入容量增加，频率问题凸显，主要由风电机组低电压穿越和切机导致有功缺额进一步增加，引发频率稳定问题，可以考虑优化低电压穿越控制关键参数和改进切机策略来改善。

目前该地区新能源场站实测建模工作尚未开展，暂且不讨论优化低电压穿越控制关键参数，而通过优化安全稳定校核方案与控制方案，作为提升该地区整体外送能力和风电消纳能力的临时过渡措施。

4.1 考虑风电机组并网的安全稳定校核方案

在火电机组最大出力方式下，根据GB/T 36995—2018《风力发电机组 故障电压穿越能力测试规程》要求，将无功电流计算系数1设定为最低要求值1.5(若完成新能源场站实测建模，则采用实际值)，风电机组考虑不同并网比例，有功出力均为零，校核地区外送能力。

由式(3)可知，风电机组在故障期间[t0，t1)无功出力与无功电流计算系数1有关，系数越大，出力越多，暂稳水平越好。考虑到不同机型的系数相差较大，并保证计算结果相对保守，因此将系数设定为国标最低要求值。

大负荷方式下，该地区500 kV火电机组和220 kV火电机组全开机、满出力，风电机组并网比例分别按照0、20%和40%考虑，风电机组出力均为零，进行外送通道跨线故障，得到整体外送能力如表4所示。该地区外送能力主要受联络通道故障后功角和电压稳定相互制约，如图8所示，电压曲线存在较大低电压“挖兜”现象。随着风电机组并网比例增加，增强了故障期间无功支撑能力，更有利于系统功角和电压稳定，因此外送能力也随之提升。该校核方案无需更改既有稳定控制措施，即可提升外送能力，对于临时缓解电压稳定问题、功角和电压相交织的稳定问题具有一定参考意义。

表4 外送能力校核

(a)功角曲线

4.2 优化切机策略的安全稳定控制方案

在外送能力确定基础上，根据GB/T 36995—2018《风力发电机组 故障电压穿越能力测试规程》要求，将有功电流恢复速度设置为最低要求值0.1 pu/s(若完成新能源场站实测建模，则采用实际值；若准备开展新能源场站实测建模，建议优化增加有功电流恢复速度)，根据风电出力大小，优化切机策略，即降低切机台数，校核220 kV风电总出力。

对于风火打捆系统，风电接入容量增加，暂态最低频率下降。有功电流恢复速度越小，暂态最低频率越低，为保证计算结果相对保守，因此将有功电流恢复速度设定为国家标准最低要求值。

目前稳控切机措施主要是为保证火电机组最大出力方式下功角和电压稳定，在火电机组最大出力继续沿用。随着风电接入容量增加，功角和电压稳定水平提升，此时可考虑减少稳控切机台数来缓解频率稳定问题。现有220 kV风电总出力限额为200万kW，则以此为分界，当风电出力不超过200万kW，沿用目前稳控切机措施；当风电出力超过200万kW，稳控切机台数减少1台。

小负荷发电方式下，该地区500 kV火电机组和220 kV火电机组最小出力时，220 kV风电总出力为200万kW，在此基础上稳控切机台数减少1台，仿真计算得到可增发的风电出力如表5所示。风电最小增发600 MW，为500 kV火电机组开5台机方式，主要原因在于当火电机组开机为5、6台时，优化前的切机台数为3台，即火电切机量一致，随着火电开机台数增加，系统转动惯量增加，从而减缓频率下降趋势，因此可增发风电出力增加；当火电机组开机为5、4、3台时，优化前的稳控切机台数分别为3、2、1台，即切机后剩余火电机组台数一致，但随着火电开机台数增加，火电切机量增加，导致系统有功缺额增多，因此可增发风电出力减小。

表5 220 kV风电总出力校核

综上，采用考虑风电机组并网的安全稳定校核方案，该地区外送能力可至少提高500 MW。采用优化切机策略的安全稳定控制方案，可提高风电消纳能力600 MW，有效提升了地区外送能力和风电消纳能力。同时减小切机台数，在确保功角和电压稳定基础上，也增强了电压支撑能力，提升了静态稳定水平。

5 结语

本文首先分析风电机组接入电网低电压故障过程中，功率特性及风火打捆系统功角和频率稳定机理，为解决该地区问题提供理论基础。其次提出优化的安全稳定校核与控制方案，并通过仿真计算验证了风火打捆系统稳定机理和安全稳定方案的有效性。

本文根据某地区风火打捆系统现状(功角、电压和频率稳定问题)，提出针对性的安全稳定校核与控制方案，即对火电机组最大出力、风电机组零出力方式，主要由长链式远距离输电所导致的功角和电压稳定问题，提出考虑风电机组并网的安全稳定校核方案；对于火电机组最小出力、风电机组最大出力方式，主要由稳控切机和风电机组低电压穿越所导致的频率稳定问题，提出优化切机策略的安全稳定控制方案。该方案旨在为风火打捆弱外送电网提供一种提升外送能力和风电消纳能力的可行性建议，对开展风火打捆系统安全稳定校核、规划新能源大规模接入等具有良好借鉴和指导意义。