基于云南異步聯網的大擾動下風電場脫網問題研究

張坤，王堅

（中國南方電網電力調度控制中心調度處，廣東 廣州 518000）

0 前言

隨著風電規模的不斷擴大，由于風電間歇性和波動性的特點，風電對電網的影響由最初簡單的電壓水平波動、線路傳輸功率超出熱極限等電能質量問題發展到對電網系統短路容量增加、經濟調度、調峰、調壓、調頻以及暫態穩定性的影響。2017年底，云南風電裝機達8372 MW，占本省總裝機容量的9.9%。

云南異步聯網后，頻率問題成為云南電網所面臨的最主要風險[1]，根據仿真分析的結果，N-2條件下，云南電網頻率最低達到49.2 Hz，最高50.6 Hz[2]。云南風電裝機容量大，發展速度快，部分風場不滿足國標對運行頻率的要求，即系統頻率在50.2 Hz以上時，保持5分鐘不脫網。云南電網是典型的外送型電網，當發生直流閉鎖等大擾動時，若大量風場無序脫網，可能對電網造成二次沖擊，甚至崩潰[3]。2006年“11.4”歐洲大停電的原因之一就是風電場的無序脫網，因此不可不重視。

本文結合云南電網風電場實際運行情況及實際參數，利用BPA仿真軟件對云南異步聯網后風電對頻率的影響進行了詳細的分析，并提出相應的建議和措施。

1 風電場脫網對頻率影響機理分析

異步聯網后，云南電網脫離南網主網，電網規模變小，風電對電網轉動慣量和調頻能力產生明顯影響，電網對風電的不確定性響應更加敏感。最突出的一個問題是電網頻率發生大幅波動下，風機無序脫網將對電網產生不可控的影響。

在異步聯網之前，整個南方電網一個同步電網，風電裝機比例相對較低，對系統的功率-頻率特性影響尚不明顯。但異步聯網之后，云南風電裝機占比隨之明顯增大，滲透率提高，對云南電網的整體同步轉動慣量影響不可忽視[4-5]。

電力系統的一次調頻是通過兩部分構成。一部分是同步發電機釋放轉子動能以及調速器動作釋放火電機組鍋爐蓄熱或調整調節導葉開改變進水量實現的；另一部分是系統負荷電磁場和旋轉質塊中的能量會發生變化，以阻止系統頻率的變動[6]。下面以當前電網中主流的兩種風機類型為例，分別說明其對電網的影響。

定速感應風電機組(FSIG):基于異步電機的定速感應風電機組，其轉子轉速與電網頻率緊密結合。當電力系統的頻率下降時，定速風電機組的轉速也會降低，可釋放出質塊中部分的旋轉動能，為系統提供慣性支持。其響應的幅度取決于風力機葉片、風力機軸系與發電機轉子中儲存的旋轉動能以及電網頻率變化率。

雙饋感應發電機組(DFIG):基于雙饋電機的變速風電機組具有靈活的功率控制能力，其發電機的電磁功率與風力機的機械功率解耦運行，能夠對其有功功率和無功功率進行獨立控制，因此雙饋機組可以追蹤得到最大的風功率。但正是由于雙饋風電機組轉速與系統頻率的完全解耦控制方式，使得機組在頻率發生波動時無法對系統提供動態慣性響應。

目前風機單臺容量已經進入兆瓦時代，由于技術成熟，經濟性好，雙饋風機已經成為主流。云南雙饋風機占比90%以上。因此從這一點上講，云南風電對電網的轉動慣量貢獻很小，降低了整體的功率-頻率因子β。

另外，風電機組多采用最大風功率追蹤(MPPT)控制以最大限度的捕獲風能，因此，風電機組沒有備用容量，無法對系統提供一次頻率支持[7]，不利于系統頻率穩定。

2 大擾動下風電場頻率越限脫網仿真

仿真算例說明：2017年夏大方式數據，云南與主網異步聯網，各大直流接近滿功率送出，云南風電出力約2400 MW。由于風電場的低頻特性定值完全滿足國標要求，且云南電網低頻問題不是很突出，故本文著重分析頻率高越限問題。

2.1 試驗一：風機快速脫網實驗

直流閉鎖故障，模擬功率過剩，頻率升高，風場快速脫網。旨在研究不同容量的風電場在故障初期，頻率未到達最高點前脫網對電網的影響。

直流FLC功能退出，金中直流單機閉鎖（單極1600 MW），在閉鎖后1s時刻風場脫網。模擬三種不同情況:

1）無風電場脫網；

2）1000 MW 風場脫網；

3）2400 MW 風場脫網。

仿真曲線如圖1-圖3所示。

圖1 云南電網頻率偏差曲線

圖2 南網主網頻率偏差曲線

圖3 楚穗直流單極功率曲線

2.1.1 原因分析

1）當脫網風場容量不同，云南電網頻率響應差別較大，甚至出現反向頻率偏差。

2）當脫網風場容量不同，南網主網頻率響應差別不大，且總體偏差較小，小于0.1 Hz。

圖4 阿海電廠#1機組原動機機械功率曲線

原因分析，頻率偏差幅度取決于有功功率的偏差值。即Δf=F（Δ P），ΔP=直流閉鎖容量-風電場脫網容量。直流閉鎖發生后，大量風場快速脫網，調速器的慣性常數一般6-10 s，還未來的及完成動作，有功偏差快速減小，減緩了調速器動作幅度。當風場脫網容量大于直流閉鎖產生的功率差額時，造成反向頻率問題，較之同等容量不平衡有功偏差造成的頻率偏差更加嚴重。因為此時調速器已經動作在關閉主汽閥，突然出現反向調整量，反向動作所需時間更長，響應變慢，見圖4。

3）主網頻率波動主要是由于直流功率波動引起有功偏差造成的，不同容量脫網引起的直流功率波動差別不大。因此，故障發生后，短時間內不同風場脫網容量對主網頻率影響很小。

2.1.2 影響

1）當脫網容量小于直流閉鎖容量時，有利于頻率的恢復。但對于調度運行是不利的，因為風場脫網是不可控的、無序的[8]。風場切除量并不在二、三道防線考慮的范圍內。

2）脫網容量大于直流閉鎖容量時，使頻率波動更加復雜，對系統也更加不利，特別是對調速系統帶來較大的沖擊。二、三道防線所設定值可能無法適應這樣復雜的情況，誤動風險增加。

2.2 試驗二：風場經延時脫網

模擬風電場在頻率達到最高點后經不同的延時脫網，分析其對系統頻率的影響。

直流FLC功能退出，金中直流單機閉鎖（單極1600 MW），分別模擬閉鎖后 5 s和8 s時刻切除風場1000 MW。

圖5 云南電網頻率偏差曲線

圖6 主網頻率偏差曲線

圖7 阿海電廠#1機原動機機械功率曲線

圖8 楚穗直流有功功率波動曲線

仿真曲線如圖5-圖8所示，分析可知，在頻率偏差經過最高點后，發生大量風機脫網，會引起頻率反向大幅波動，且對主網頻率產生二次沖擊。

2.2.1 原因分析

1）轉動慣量和一次調頻已經產生作用，有功偏差已經縮小，向新的頻率平衡點過渡。

2）風電場在此時脫網，相當于給電網有功功率造成了負偏差，從有功過剩到有功不足。

3）系統內一次調頻動作后，風場脫網對系統造成的影響非常復雜，從直流的功率波動來看，風場脫網時間越晚，功率波動越嚴重，如圖8所示。將更大的波動傳遞到主網，從而引起對主網的二次沖擊。直流功率波動由電壓波動引起，電壓波動是有潮流轉移引起動態過程。

2.2.2 影響

1）造成頻率正反兩個方向大幅波動，恢復到準穩態的時間更久，甚至長期越限。

2）調速器頻繁動作，損傷設備，引起發電機功率輸出波動，可能引起振蕩[10]。

3）云南異步聯網后FLC動作死區是±0.14 Hz，造成FLC頻繁動作，且動作方向相反，即先上調輸送功率，然后下調輸送功率。相當于將功率的波動傳遞到主網，引起主網頻率波動，可能激發主網振蕩。

3 云南風電對頻率影響評估

表1 異步前云南風電場頻率特性定值統計

據統計，異步聯網前（異步后參數進行優化，使用異步前數據較為保守）云南風場參數如下：頻率低于49.5 Hz時，風電場100%滿足國標和南網技術規范要求，96%的風電場能夠在頻率49.5-51.5 Hz范圍內長期不脫網運行，在頻率高于51.5 Hz僅有24%滿足運行5 min不脫網要求。詳見表1。

3.1 N-2故障情況

夏季大方式下，退出FLC功能，楚穗雙極閉鎖故障為最嚴重的N-2故障[3]。仿真得到的N-2條件下電網頻率極值如表2所示。

表2 N-2條件下電網頻率極值

按照N-2考慮，云南電網最大的頻率波動范圍是49.17 Hz-51.39 Hz，在此區間內，僅有4%風電場不滿足頻率要求，最大脫網容量150 MW（按風電60%額定功率出力考慮）。仿真曲線如圖9所示。風電脫網對系統頻率影響小，基本可以忽略。

圖9 N-2條件下云南電網頻率

圖10 WindINERTIA 投退對頻率影響

3.2 多回直流換相失敗

廣東受端電網交流故障易引發多回直流換相失敗，若交流故障不能快速切除，將導致持續換相失敗或閉鎖，此時將給云南電網帶來更嚴重的高頻問題。

羅洞、北郊、西江、花都等4個500 kV變電站出現單相短路單相拒動，或穗東、橫瀝、水鄉等16個變電站三相短路單相拒動，將導致楚穗、普僑、牛從以及金中直流持續換相失敗[1]。云南電網的二、三道防線動作，高周大量切機。此時76%風電場將不能繼續掛網運行5分鐘，約經0.2 s延時跳閘。相當于加大了電源切除容量。分兩種情況討論：

1）若此時直流閉鎖，由于過切，將出現于2.1中所模擬的類似情況，引起頻率反向大幅波動，并通過直流傳動到主網，引起主網頻率越限。

2）如果交流故障切除，直流送出功率恢復正常，大量切除的電源無法短時間內恢復，頻率反向越限，可能引起低頻減載動作，切除負荷。風電場在這一過程中推波助瀾，使原本嚴重的頻率穩定問題惡化。

總的來說，在一般N-2故障下，風電場基本能夠滿足電網運行要求，對電網頻率產生的不利影響基本可以忽略。在極端故障情況下，由于大量風電場不滿足頻率特性要求，會對電網產生非常不利的影響，故障時刻風電出力越大，影響越嚴重。

4 建議和措施

4.1 電網方面

1）合理安排一次、二次、三次調頻容量，總調、云南中調要加強對一次、二次、三次調頻備用的監視，確保備用滿足要求。

2）直流FLC對頻率穩定有重要作用，加強對直流FLC投退的監視，確保有足夠的調節能力。

3）合理設置南網主網AGC和云南電網AGC 參數[9]。

4）部署安全穩定防線措施，保證穩控系統能夠在關鍵時刻準確動作，提高第三道防線的適應性。

5）直流功率加減時段盡量與云南省內負荷的爬坡、下降時段錯開，避免直流功率與云南負荷同步大幅增減。

4.2 風電場方面

1）確保投產風電場按規定整定定值，風電場的頻率特性必須滿足相關標準要求，防止風電場無序脫網[11]。

2）深入挖掘雙饋風機的有功控制能力，提高電網的功率-頻率因子β值[12-13]，見圖10。目前雙饋風機一般都具有WindINERTIA（附加慣性控制）功能[5]。在風電機組控制系統中增加輔助頻率控制環節，使該“隱含轉動慣量”顯性化，從而對系統提供有效的慣性支持。

5 結束語

在云南異步聯網的背景下，風電場的并網調控問題更加突出。本文根據風電運行參數，摸清了當前云南風電場的頻率適應特性。利用BPA仿真軟件，詳細分析了風電場無序脫網對電網的頻率穩定影響，對云南風電對系統頻率影響進行評估，提出合理化建議，為異步聯網后調度運行工作提供有利支持。