基于阻抗特性的次/超同步振蕩風電場振蕩源識別及切機策略

秦 爽，李忠憓，岳 涵，夏德明

(國家電網(wǎng)有限公司東北分部，遼寧 沈陽 110181)

近年來，我國能源結(jié)構(gòu)發(fā)生了深刻變革。2020年底風電、光伏已成為國家電網(wǎng)有限公司第二、三大電源，預(yù)計2050年新能源發(fā)電量占比將達60%左右[1]。風電通過電力電子變流器并網(wǎng)的電源正顯著改變著電力系統(tǒng)的動態(tài)行為，其激發(fā)出的振蕩曾引發(fā)數(shù)百公里外的火電機組無序跳閘[2]。

傳統(tǒng)的控制手段無法有效應(yīng)對這類新型振蕩。一方面，當前的阻尼控制技術(shù)側(cè)重于解決特定場景下特定振蕩模式的穩(wěn)定問題，難以適用于多設(shè)備多控制環(huán)節(jié)強交互、頻率多模態(tài)漂移且廣域擴散的寬頻帶振蕩場景[3-4]。另一方面，高比例電力電子電力系統(tǒng)高效精確建模及仿真技術(shù)面臨著難以克服的等值難題和維數(shù)災(zāi)難問題[5-6]，控制算法計算難度大。實際電力系統(tǒng)中成千上萬臺風機經(jīng)不同的變流器、風力機變壓器、饋線和主變壓器并入系統(tǒng)，并且風電場內(nèi)配置有多種類型的動態(tài)無功補償裝置。而現(xiàn)有研究通?；趩我换蛴邢迋€不同型號的變流器及場站無功補償裝置進行等值建模，因此得出的次同步振蕩機理只能用作定性分析，提出的抑制措施在實際應(yīng)用中也具有一定局限性[7-9]。

本文首先給出了振蕩源的識別方法，分析了次/超同步振蕩期間風電場的阻抗特性，然后提出了優(yōu)先切除振蕩源的高效切機策略。最后，以新疆哈密、景峽南及河北沽源風電場景的實例和仿真驗證了所提策略的有效性及適應(yīng)性[10-12]。

1 基于阻抗特性的次/超同步振蕩風電場振蕩源識別及切機策略

1.1 振蕩源識別方法

由式(1)、式(2)可知，電網(wǎng)激勵源頻率發(fā)生變化時，感性元件感抗和容性元件容抗絕對值也會隨之發(fā)生變化，且二者趨勢相反。因此，將電網(wǎng)等效為有源RLC串聯(lián)電路，一定存在頻率f0，使得系統(tǒng)總電抗為零，如式(3)、式(4)所示。若此時電網(wǎng)總電阻接近零或為負值，且f0互補于火電機組軸系自然扭振頻率，則會引發(fā)次同步振蕩[13]，f0即為次同步振蕩頻率。

XL=2πfLt

(1)

(2)

XL(f0)+XC(f0)=0

(3)

(4)

式中：f為電網(wǎng)激勵源頻率；XL和XC為電網(wǎng)感性元件總感抗和容性元件總?cè)菘?；Lt和Ct為電網(wǎng)感性元件總電感和容性元件總電容。

根據(jù)以上分析，振蕩源識別方法是：一般情況下，電網(wǎng)總電阻為正值，對于不含串補的電網(wǎng)，發(fā)生振蕩的必要條件是有呈負電阻、容性的元件，即風電場阻抗角滿足式(5)；同理，對于含串補的電網(wǎng)，發(fā)生振蕩的必要條件是有呈負電阻、感性的元件，即風電場阻抗角滿足式(6)。定義呈上述特性的風電場為振蕩源。

180°≤φnc≤270°

(5)

90°≤φsc≤180°

(6)

式中：φnc為不含串補電網(wǎng)風電場振蕩源阻抗角；φsc為含串補電網(wǎng)風電場振蕩源阻抗角。

特殊的是當振蕩源呈負電阻、容性時，除次同步振蕩外，在額定頻率為50 Hz的電網(wǎng)中，還會引發(fā)頻率為100-f0超同步振蕩[14]。

1.2 風機阻抗特性分析

由于風電群甚至單一風電機組建模較為復雜，本文參考文獻[15]采用電路結(jié)構(gòu)較為簡單的文氏橋正弦波發(fā)生器來分析次/超同步振蕩下風機阻抗特性，以證明振蕩源識別方法的正確性。文氏橋正弦波發(fā)生器及其等值電路如圖1所示。

(a)文氏橋正弦波發(fā)生器(b)等值電路圖1 文氏橋正弦波發(fā)生器及其等值電路

圖1(a)所示的文氏橋正弦波發(fā)生器包含阻容式選頻電路和前饋放大電路。其中，RC串聯(lián)支路和RC并聯(lián)支路串聯(lián)構(gòu)成選頻電路，固定電阻Ra、可調(diào)電阻Rb、反向并聯(lián)二極管D1和D2構(gòu)成前饋放大電路。前饋放大電路放大倍數(shù)可由式(7)、式(8)求得。

(7)

(8)

式中：ui和uo分別為文氏橋正弦波發(fā)生器的輸入電壓和輸出電壓；Ra和Rb分別為前饋放大電路的固定電阻和可調(diào)電阻；A為前饋放大電路放大倍數(shù)。

Z1(ω0)+Z2(ω0)=0

(9)

(10)

(11)

(12)

(13)

文氏橋電路的阻抗Z可由式(14)、式(15)求得。

(14)

Z=Z1+Z2+Z3=

(15)

式中：Z為文氏橋電路總阻抗。

文氏橋電路總阻抗Z的頻率特性如圖2所示，當Z的電抗部分為零時，若A<3，電路呈正阻性，不會啟振；若A≥3，電阻接近零或為負值，呈現(xiàn)等幅或增幅振蕩。

圖2 文氏橋正弦波發(fā)生器阻抗Z頻率特性

1.3 次/超同步振蕩風電場切機策略

基于振蕩源阻抗特性，提出以下次/超同步振蕩風電場切機策略。

a.對于經(jīng)串補送出的風電場，優(yōu)先切除次同步阻抗角90°≤φsc≤180°范圍內(nèi)風電場進線；

b.對于未含串補的電網(wǎng)，優(yōu)先切除次/超同步阻抗角180°≤φnc≤270°范圍內(nèi)風電場進線。

2 策略驗證

2.1 直驅(qū)風機接入弱電網(wǎng)場景實例驗證

新疆哈密地區(qū)風電群為直驅(qū)風機接入弱電網(wǎng)場景，總規(guī)模約3750 MW，直驅(qū)機型和雙饋機型分別占比71%和29%。風機經(jīng)35 kV或110 kV饋線接入220 kV風電匯集站，匯集站又經(jīng)數(shù)十甚至上百公里線路接入500 kV三塘湖變電站，如圖3所示。

圖3 新疆哈密地區(qū)風電群匯入三塘湖變接線圖

自2015年以來，哈密地區(qū)風電初具規(guī)模后，共計發(fā)生次/超同步振蕩事件千余次。振蕩分量甚至傳導到300 km以外，引起3臺660 MW火電機組因軸系扭振保護動作跳閘。對歷史次/超同步振蕩事故的相關(guān)風電場進行阻抗分析，直驅(qū)風機次/超同步振蕩阻抗角180°～360°，呈容性，如表1所示。因此，阻抗特性為負電阻、容性的直驅(qū)風機是接入弱電網(wǎng)場景下激發(fā)振蕩的源頭。

表1 哈密地區(qū)次/超同步振蕩頻率及風機阻抗特性

2.2 雙饋風機經(jīng)串補線路接入電網(wǎng)場景仿真驗證

河北沽源風電基地為雙饋風機經(jīng)串補線路接入電網(wǎng)場景，總?cè)萘考s3420 MW，雙饋、直驅(qū)、鼠籠機型占比分別為83%、15%、2%?；?4座風電場以輻射狀接入500 kV沽源變電站，再通過2條同塔雙回串補線路送出，補償度分別為40%和45%，如圖4所示。在PSCAD/EMTDC中搭建沽源風電基地并網(wǎng)模型，其中，華北主網(wǎng)和內(nèi)蒙古電網(wǎng)用等效阻抗代替，以初始阻抗值±1%范圍的變化模擬電網(wǎng)運行狀態(tài)。

圖4 沽源風電場結(jié)構(gòu)

仿真通過風速調(diào)整誘發(fā)次同步振蕩，t=1 s時，所有雙饋風電場風速由7.0 m/s勻速下降；t=2 s時，風速降至5.4 m/s并保持；t=11 s時，所有風電場功率開始振蕩。風速為5.4 m/s時,各風電場次同步頻率阻抗如圖5所示，由仿真結(jié)果可知，大部分雙饋機型風電場呈負電阻性，直驅(qū)機型風電場則呈正電阻性。因此，阻抗特性為負電阻、感性的雙饋風機為經(jīng)串補線路接入電網(wǎng)場景下激發(fā)振蕩的源頭。

圖5 風速為5.4 m/s時各風電場復阻抗圖

按以下2種切除方式進行對比。

a.優(yōu)先切除次同步阻抗角90°≤φsc≤180°范圍內(nèi)的風電場，依次切除2座雙饋風電場后,振蕩消失，如圖6(a)所示。

(a) 優(yōu)先切除90°≤φsc≤180°范圍內(nèi)風電場

(b) 優(yōu)先切除90°≤φsc≤180°范圍外風電場圖6 沽源風電基地某風電場仿真過程中功率曲線

b.優(yōu)先切除次同步阻抗角90°≤φsc≤180°范圍外的風電場，依次切除6座風電場后，振蕩消失，如圖6(b)所示。

以上實例及仿真結(jié)果證明了本文所提風電場振蕩源識別及切機策略的正確性及高效性。

3 策略適應(yīng)性分析

新疆景峽南匯集站為雙饋風機加裝靜止無功發(fā)生器(static var generation，SVG)接入弱電網(wǎng)場景，景峽南1、2風電場各配置150臺單機容量為2.0 MW的雙饋型風電機組和3臺容量為±24 Mvar的SVG，接線如圖7所示。對2017年9月16日10：16：28：370的振蕩數(shù)據(jù)進行頻譜分析，明顯存在64 Hz的振蕩分量。由圖8可知，風電場SVG諧波阻抗角波動范圍為210°～240°；集電線諧波阻抗角波動范圍為90°～105°；出線諧波阻抗角波動范圍為230°～260°。

圖7 景峽南風電匯集站接線圖

(a)風電場SVG阻抗

(b)風電場集電線阻抗

(c) 風電場出線阻抗圖8 風電場SVG、集電線及出線次同步阻抗實測值

風電場集電線阻抗呈負電阻、感性，不含串補的電網(wǎng)呈正電阻、感性，故二者不具備振蕩條件，雙饋風機非振蕩源。而風電場SVG阻抗呈負電阻、容性，可引發(fā)振蕩，故可判定SVG為振蕩源。由圖8(c)可知，風電場出線阻抗即風電場整體對外也呈負電阻、容性，因此本文策略同樣適應(yīng)于由雙饋風電場SVG等其他源頭引發(fā)的振蕩。

4 結(jié)語

隨著風電裝機的迅猛增長，電力系統(tǒng)次/超同步振蕩風險逐漸增大。而短期內(nèi)又難以從理論分析和離線仿真方面取得突破性進展，以指導實際工程應(yīng)用。鑒于此，本文提出了一種基于阻抗特性的次/超同步振蕩風電場振蕩源識別及切機策略，該策略可快速準確切除振蕩源，高效化解電網(wǎng)振蕩風險。同時該策略也適用于由風電場無功補償裝置、光伏電站等諸多源頭引起的次/超同步振蕩。使用該方法的次同步振蕩監(jiān)控裝置已在東北電網(wǎng)得到初步應(yīng)用。