基于負電阻效應的風電場寬頻振蕩風險評估方法

邢法財，馬琳琳，陳 蕊，周 寧，苗偉威

（1.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003；2.國網山東省電力公司，山東 濟南 250001；3.國網山東省電力公司濟南供電公司，山東 濟南 250012）

0 引言

隨著“雙碳”目標的提出，我國風力發電得到快速發展。但是，由于風力發電機組的電力電子特性，其并網也給電網帶來一些問題，諸如慣量無功支撐能力不足［1-3］、暫態過電壓［4-6］、寬頻振蕩問題［7-9］等。風電并網引起的寬頻振蕩問題不同于以往傳統電力系統中出現的振蕩問題，屬于新型電力系統所特有的問題，深刻地影響著以新能源為主體的新型電力系統建設進程，為此，須對風電場的寬頻振蕩風險評估方法進行研究，保證風力發電的安全穩定并網。

風電并網引起的寬頻振蕩問題，最早發現于2009 年美國得克薩斯州地區的風電場，而后國內河北沽源地區、新疆哈密地區風電場也先后出現了次/超同步振蕩現象，進而受到廣大專家學者的關注。針對風電并網引起的寬頻振蕩問題，現有的理論研究較多，主要存在兩大類研究方法，一類是從小干擾穩定性分析出發，基于時域狀態空間模型對風電場并網的寬頻振蕩問題進行研究，如文獻［10］基于狀態空間法對雙饋風電場經串補送出時出現的次同步振蕩問題進行分析；文獻［11］考慮雙饋風機背靠背換流器的控制器結構，建立較為完善的雙饋風機時域狀態空間模型；文獻［12］考慮雙饋風機的軸系動態特性，建立更為完善的雙饋風機時域狀態空間模型；文獻［13］提出更為簡便的狀態空間模型建立方法，并針對雙饋風電場經串補送出時出現的次同步振蕩問題進行研究。另一類是從電力電子設備的穩定性評估出發，基于頻域阻抗模型對風電場并網的寬頻振蕩問題進行評估，如文獻［14］提出建立風電機組阻抗模型的基本方法，并基于阻抗模型對風電機組并網引起的振蕩問題進行研究；文獻［15］提出基于阻抗模型的奈奎斯特穩定判據，對雙饋風電場經串補送出時出現的次同步振蕩問題進行研究；文獻［16］提出三相兩電平電力電子變流器的統一阻抗建模方法，對不同坐標系下的阻抗模型進行統一；文獻［17］提出三相兩電平電力電子變流器的廣義阻抗模型及其對應的廣義穩定判據；文獻［18］基于阻抗模型提出了新能源發電基地的阻抗/導納網絡建模方法，并對新能源發電基地的振蕩問題進行研究。考慮到風力發電機組主要由電力電子設備構成，電力電子設備的阻抗建模可以通過量測的方式獲得，較為便捷，因此基于頻域阻抗模型的分析方法得到了較為廣泛的應用，例如，文獻［19］采用阻抗分析法對直驅風電場經柔性直流輸電并網引發的寬頻振蕩問題進行研究，并提出參數調整的寬頻振蕩抑制策略；文獻［20］針對雙饋風電場經串補并網引起的次同步振蕩問題，基于阻抗分析法提出一種基于變風況阻抗優化重塑的次同步振蕩抑制策略；文獻［21］考慮電力網絡諧振結構，采用基于阻抗模型的s 域節點導納矩陣法分析雙饋風電場經串補并網引起的次同步振蕩問題，并提出基于旁路阻尼濾波器的振蕩抑制策略。上述方法，從理論層面很好地闡述了風電并網的振蕩機理及抑制措施，但其分析過程均較為繁瑣復雜，缺乏一定的工程實用性。

鑒于基于頻域阻抗模型分析方法的便捷性，基于風力發電機組的頻域阻抗模型，從負電阻效應理論［22-23］出發提出一種適用于工程應用的風電場寬頻振蕩風險評估方法，并結合山東省內某直驅風電場的收集資料，對該風電場的寬頻振蕩風險進行評估。

1 寬頻振蕩風險評估方法

基于風力發電機組的頻域阻抗模型，從負電阻效應理論出發，提出風電場寬頻振蕩風險評估方法如圖1 所示。

圖1 風電場寬頻振蕩風險評估流程Fig.1 Flow chart of wide-band oscillation risk assessment for wind farm

第一步為風電場評估收集資料。具體資料包括風電場內部拓撲結構、風電場內風電機組、箱式變壓器、集電線路、升壓變壓器等主要電力設備的參數等。需要說明的是各項收資數據應與風電場實際情況相一致，特別是風電機組換流器的相關參數。

第二步為風電機組阻抗特性掃描。阻抗掃描采用測試信號法，通過搭建風電機組的電磁暫態模型，采用測試信號法對其端口阻抗特性進行掃描，考慮風電機組不同運行工況的影響。測試信號法的基本原理為在風電機組端口電壓中添加不同頻率的擾動分量，然后通過測量風電機組的端口電流，進行傅里葉分析得到對應頻率的電流擾動分量，二者做商即為風電機組在對應頻率下的端口阻抗。

第三步為風電場整體阻抗分析。阻抗分析基于電路分析理論，結合風電場的拓撲結構、風電機組的阻抗特性掃描結果以及風電場內主要電力設備的阻抗模型對風電場整體阻抗進行分析，考慮風電場不同運行方式的影響。電路分析理論的基本原理為拓撲約束和元件約束兩大約束，即基爾霍夫電壓定律、基爾霍夫電流定律以及元件阻抗特性。

第四步為風電場振蕩風險評估。風險評估基于負電阻效應理論，通過組合分析電網阻抗和風電場整體阻抗，對風電場振蕩風險進行評估，考慮電網阻抗特性的差異。負電阻效應理論的基本原理為如果系統的諧振頻率點位于電力電子設備的負電阻效應頻段，且系統的正電阻不足以抵消電力電子設備的負電阻時，系統便會存在一定的諧振不穩定風險。

2 風電場算例

所選取的風電場算例為位于山東濱州地區的某直驅風電場，總裝機容量為95 MW，為山東境內較為典型的直驅風電場。

2.1 拓撲結構

該風電場內共有38 臺2.5 MW 風機，經由4 條35 kV 集電線路匯集，統一由1 臺升壓變壓器送出，其內部拓撲結構如圖2 所示。

圖2 風電場內部拓撲結構Fig.2 Internal topology of wind farm

2.2 設備參數

為評估該風電場的寬頻振蕩風險，對風電場內部風電機組、集電線路、升壓變壓器等電力設備進行收資，該風電場內各電力設備的基本情況如表1—表4 所示。

表1 風電機組基本參數Table 1 Parameters of wind power generator

表2 箱式變壓器基本參數Table 2 Parameters of box-type transformer

表3 35 kV集電線路基本參數Table 3 Parameters of 35 kV collector-line

表4 升壓變壓器基本參數Table 4 Parameters of step-up transformer

3 風電機組阻抗特性掃描

現有研究［21］表明，風電場的寬頻振蕩問題主要由風電機組等電力電子設備的負電阻效應所引起，由于風電場并網系統的諧振頻率點位于風電機組的負電阻效應頻段，且并網系統的正電阻不足以抵消風電機組的負電阻，因而風電場并網系統出現了振蕩問題。

為此，結合收資信息搭建風電機組的電磁暫態仿真模型，并采用測試信號法對不同工況下風電機組的寬頻端口阻抗特性進行掃描分析。

根據某2.5 MW（GW2.5-140）風電機組的收資信息，在ADPSS 電磁暫態仿真軟件中搭建該風電機組的電磁暫態仿真模型，包括風電機組的發電機、機側換流器、網側換流器及其換流器的測量與控制系統，其結構示意圖如圖3 所示。需要說明的是，換流器的測量與控制系統可由廠家控制器源碼封裝而成，控制特性與實際風電機組相一致。

圖3 風電機組的結構示意圖Fig.3 Structure schematic diagram of wind power generator

基于所搭建的風電機組電磁暫態仿真模型，采用測試信號法對不同工況下GW2.5-140 風電機組的寬頻端口阻抗特性進行了掃描分析，測試信號法的基本操作流程如圖4 所示。

圖4 測試信號法的流程Fig.4 Flow chart of test-signal method

首先，需要設定擾動電壓源的幅值和相角，一般情況下擾動電壓源的幅值為理想電壓源幅值的1%左右，不會影響到系統的穩態運行點，a 相相角一般設置為0。

然后，需要設定擾動電壓源的掃描起點、掃描步長和掃描終點，掃描步長根據掃描起點、掃描終點和頻率點數確定。一般情況下，一次仿真掃描所添加的測試頻率點為5 個左右。

接下來，進行電磁暫態仿真獲取風電機組的三相端口電壓和電流，需要說明的是，仿真時長應能滿足傅里葉頻譜分析的需要，應為施加擾動后的5～10 s。

最后，對風電機組的三相端口電壓和電流進行傅里葉分析，找到測試頻率點對應的電壓和電流進行阻抗計算即可。

考慮風電機組不同的出力組合，GW2.5-140 風電機組在有功功率變化的工況下的寬頻端口阻抗特性掃描結果如圖5 所示，在無功功率變化的工況下的寬頻端口阻抗特性掃描結果如圖6 所示。

圖5 有功功率變化工況下風機寬頻阻抗特性Fig.5 Wide-band impedance characteristics of wind power generator with the change of active power

圖6 無功功率變化工況下風機寬頻阻抗特性Fig.6 Wide-band impedance characteristics of wind power generator with the change of reactive power

從圖5 和圖6 可以看出，在上述不同工況下GW2.5-140 風電機組的端口阻抗在1～200 Hz 頻率范圍內均存在一定的負電阻效應頻段，主要位于40 Hz 附近，存在一定的寬頻振蕩風險。

另外，GW2.5-140 風電機組在1～200 Hz 頻率范圍內的阻抗特性受工況影響較大，尤其是在涉及負電阻效應的頻段，因此在評估該風電場的寬頻振蕩風險時須特別考慮工況的影響。

4 風電場阻抗特性分析

在風電機組寬頻阻抗特性掃描分析的基礎上，基于電路分析理論可進一步分析風電場的整體阻抗特性，以便準確評估該風電場的寬頻振蕩風險。

電路分析理論的基本原理為拓撲約束和元件約束兩大約束，即基爾霍夫電壓定律、基爾霍夫電流定律以及元件阻抗特性。

為此，建立變壓器、集電線路等無源電力設備的阻抗模型，并分析不同運行方式下風電場的寬頻端口阻抗特性。

4.1 設備阻抗模型

1）變壓器的阻抗模型。

忽略變壓器激磁支路的影響，變壓器的阻抗電路可以用電阻、電感及非標變比的串聯電路進行模擬，如圖7 所示。圖中，k為變壓器的非標變比，RT為變壓器的電阻，XT為變壓器的基頻電抗，fk為掃描頻率，f1為系統工頻。

圖7 變壓器的阻抗電路Fig.7 Impedance circuit of transformer

2）輸電線路的阻抗模型。

鑒于集電線路的長度角度，其導納支路可忽略不計，因此，集電線路的阻抗電路可以用電阻和電感的串聯電路進行模擬，如圖8 所示。圖中，RL為集電線路的電阻，XL為集電線路的基頻電抗。

圖8 集電線路的阻抗電路Fig.8 Impedance circuit of collector-line

4.2 整體阻抗特性

結合風電場內部網架拓撲及無源電力設備的阻抗模型，考慮風電場內不同的運行方式，該風電場在不同運行方式下的整體阻抗特性如圖9所示。

圖9 風電場整體阻抗特性Fig.9 Overall impedance characteristics of wind farm

從圖9 可以看出，在上述不同運行方式下該風電場整體阻抗在1～200 Hz 頻率范圍內均存在一定的負電阻效應頻段，主要位于40 Hz 附近，存在一定的寬頻振蕩風險。在涉及負電阻效應的1～200 Hz頻率范圍內，該風電場的阻抗特性受運行方式影響較小，因此在分析該風電場的寬頻振蕩風險時可不考慮運行方式的影響。

5 風電場振蕩風險評估

5.1 交流系統說明

在風電場整體阻抗特性分析的基礎上，考慮電網阻抗特性，可進一步確定風電場寬頻振蕩風險。

鑒于所接入電網十分復雜，不便于分析，采用戴維南等效電路模擬風電場所接入電網，考慮電網阻抗特性的差異，電網模擬的等效參數如表5 所示，其中系統基準容量為100 MVA，基準電壓為230 kV。

表5 電網模擬的等效參數Table 5 Equivalent parameters of simulated power grid單位：pu

5.2 振蕩風險評估

考慮電網阻抗特性以及風電機組出力組合的影響，采用負電阻效應理論對該風電場的寬頻振蕩風險進行評估。

負電阻效應理論的基本原理為如果系統的諧振頻率點位于電力電子設備的負電阻效應頻段，且系統的正電阻不足以抵消電力電子設備的負電阻時，系統便會存在一定的諧振不穩定風險。

針對該風電場，純阻性電網、純感性電網和純容性電網與風電機組出力組合下風電場阻抗與電網阻抗的組合分析結果如圖10—圖12 所示。

圖10 純阻性電網風電場與電網阻抗組合分析結果Fig.10 Analysis results of the impedance combination of wind farm and the pure resistive power grid

從圖10、圖11 和圖12 可以看出，在上述不同電網阻抗特性及不同運行工況下該風電場整體與電網的諧振頻率點均不位于系統整體阻抗的負電阻效應頻段，因此在上述不同電網阻抗特性及不同運行工況下該風電場不存在寬頻振蕩風險。

圖11 純感性電網風電場及電網阻抗組合分析結果Fig.11 Analysis results of the impedance combination of wind farm and the pure inductive power grid

圖12 純容性電網風電場與電網阻抗組合分析結果Fig.12 Analysis results of the impedance combination of wind farm and the pure capacitive power grid

需要說明的是，圖中阻抗實部為風電場阻抗實部與電網阻抗實部之和，圖中阻抗虛部中電網阻抗虛部為實際電網阻抗虛部的負值，因此圖中風電場阻抗虛部與電網阻抗虛部的交點即為系統的諧振頻率點。

6 結論

基于風力發電機組的頻域阻抗模型，從負電阻效應理論出發提出一種風電場寬頻振蕩風險評估方法，并結合山東省內某直驅風電場的收集資料，對該風電場的寬頻振蕩風險進行評估，得出以下幾點結論：

1）風電機組的端口阻抗在1～200 Hz 頻率范圍內確實存在一定的負電阻效應頻段，可能會引起一定的寬頻振蕩問題。

2）風電機組的負電阻效應頻段受工況影響較大，因此在評估該風電場的寬頻振蕩風險時需要特別考慮工況影響。

3）風電場的整體阻抗特性受運行方式影響較小，因此在分析此類風電場的寬頻振蕩風險時可不考慮運行方式的影響。