高彥麗，高寶祥，陳世明

（華東交通大學電氣與自動化工程學院，南昌330013）

0 引言

作為一種可擴大規(guī)模的新能源技術，風力發(fā)電在全球范圍內(nèi)迅速發(fā)展。中國風力資源豐富，近年來風電裝機容量快速增長。江西省缺乏一次能源，風電等清潔綠色能源的蓬勃發(fā)展，是優(yōu)化江西能源結(jié)構(gòu)，保護江西綠色生態(tài)的重要途徑。系統(tǒng)地研究和分析風電接入對電網(wǎng)的影響已經(jīng)迫在眉睫，因為近些年來江西風電裝機容量增加，對電網(wǎng)的影響與日俱增[1-5]，主要的影響有：功率分布、電壓穩(wěn)定性和暫態(tài)穩(wěn)定性。

本文的基礎是江西電網(wǎng)和風力發(fā)電2020年的規(guī)劃數(shù)據(jù)，仿真工具利用PSASP（電力系統(tǒng)分析綜合程序）軟件，建立江西電網(wǎng)新能源接入PSASP計算分析模型，研究江西電網(wǎng)在大的運行方式下，風電場的輸出功率對電網(wǎng)主要潮流斷面的影響，分析主要的500kV輸電線路并進行相應的N-1計算；通過理論和仿真分析全網(wǎng)主要的變電站節(jié)點電壓和功率因數(shù)的關系以及風電出力的影響，通過求取薄弱區(qū)域來考核江西電網(wǎng)電壓穩(wěn)定性；臨界切除時間是評判暫態(tài)穩(wěn)定性的指標，所以在省內(nèi)主要聯(lián)絡線路上設置三相金屬性短路故障以衡量電網(wǎng)的暫態(tài)穩(wěn)定性[6]。針對受影響較大的風電場舉例分析無功補償裝置對電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性的影響。最后，結(jié)合江西電網(wǎng)現(xiàn)狀提出改善電網(wǎng)安全穩(wěn)定性的措施。

1 江西電網(wǎng)概況

1.1 江西電網(wǎng)綜述

500kV的江西電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，2020年統(tǒng)調(diào)可裝機容量將達到2 760萬千瓦，最大用電負荷預計2 600萬千瓦。江西電網(wǎng)位于華中電網(wǎng)東南端，且整體規(guī)模較小，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)較為堅強，省內(nèi)電源分布比較平均。同時2020年還將投運兩條特高壓工程即±800千伏直流特高壓輸電工程（雅中～南昌）以及1 000千伏華中交流特高壓輸變電環(huán)網(wǎng)工程（荊門～武漢～南昌～長沙～荊門）。

圖1 江西電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

1.2 風電規(guī)劃

根據(jù)江西電網(wǎng)規(guī)劃到2020年省內(nèi)風電裝機容量將突破300萬千瓦，主要集中在南部贛州地區(qū)和北部九江地區(qū)，特點是南部山區(qū)風電和北部環(huán)鄱陽湖風電。風電接入位置分布情況如圖2所示。

2 并網(wǎng)后江西電網(wǎng)潮流的分布

2.1 風電并網(wǎng)對主干潮流的影響

利用江西省2020年夏季大負荷運行方式，在滿足統(tǒng)總功率與總負荷保持平衡；新能源場站的就地消納原則；滿足靜態(tài)N-1安全校核;滿足典型n-1故障暫態(tài)穩(wěn)定校核的原則下，通過調(diào)整傳統(tǒng)火力發(fā)電廠有功出力，確定電網(wǎng)的運行方式并建立江西電網(wǎng)新能源接入PSASP計算分析模型[7]。

在風電接入的夏季大負荷方式下，選取5條江西電網(wǎng)500kV主要潮流送電通道：撫紅線、石洪線、永南線、羅文線、文贛線，其功率變化如圖3所示。

圖2 風電接入位置分布情況

圖3 大方式下的通道功率

由圖3可以得出，隨著風電機組出力的增加，省內(nèi)各個潮流斷面的聯(lián)絡通道上的功率有所減少，這一點很好地應征了新能源就地消納的原則。羅文線是南部贛州地區(qū)受電通道，由于南部地區(qū)風電裝機容量較大，所以圖3中，隨著風電出力增大，羅文線受電明顯減少。石洪線是北部九江地區(qū)電力外送的主要通道，由于九江地區(qū)電力充盈，再加上風電裝機容量較大，所以由圖3知，隨著風電功率的增加，石洪線潮流有增加的趨勢。

2.2 主要輸電通道N-1故障分析

對風電并網(wǎng)后的江西電網(wǎng)500kV網(wǎng)架的線路進行N-1故障分析，均不存在過載的危險。為驗證在N-1故障下，新能源接入前后系統(tǒng)穩(wěn)定性，特選擇潮流斷面中的關鍵線路，觀察系統(tǒng)電壓和功角變化。其中電壓變化參考標準為贛安源500kV高壓母線，贛馬回嶺500kV高壓母線，贛撫州500kV高壓母線以及贛雷公山500kV高壓母線這四條500kV母線的電壓水平變化情況。功角變化參考標準為贛新昌01-贛安源電01，贛神九電廠01-贛安源電01，贛撫州電廠01-贛安源電01以及贛瑞金電01-贛安源電01這四組功角水平變化情況。

風電接入前后，潮流斷面上關鍵線路發(fā)生故障時系統(tǒng)的電壓水平變化情況與功角水平變化情況發(fā)生了一定改變，變化的趨勢大體相同，這里選取石洪線作為典型來分析其變化情況。

如圖4和5所示，風機接入后關鍵線路故障導致系統(tǒng)母線電壓稍有抬高，震蕩幅度更小，回穩(wěn)時間更短。對于功角水平，風機接入后比接入前，關鍵線路發(fā)生故障時引起的系統(tǒng)功角震蕩幅度稍大，回穩(wěn)時間也略慢。以上電壓和功角的變化證明了風機接入后江西電網(wǎng)的發(fā)電方式及潮流分布的合理性。

圖4 石洪線N-1系統(tǒng)電壓變化情況

圖5 石洪線N-1系統(tǒng)功角變化情況

3 風電并網(wǎng)對江西電網(wǎng)電壓穩(wěn)定性的影響

風電并網(wǎng)后，輸電通道上的500kV樞紐節(jié)點的電壓會因風電出力的隨機性與波動性而有不同程度的波動，這將不可避免地影響電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。經(jīng)相關資料收集研究可知，風電場的出力情況，風電場與電網(wǎng)系統(tǒng)的關聯(lián)性和對電網(wǎng)無功的補償強弱對電網(wǎng)的穩(wěn)定都有一定的影響，本節(jié)主要是對在不同風電場的出力情況下對并網(wǎng)后的電壓穩(wěn)定性的分析研究。

3.1 風電接入對江西電網(wǎng)靜態(tài)電壓穩(wěn)定性的影響

3.1.1 基于PSASP的靜態(tài)電壓穩(wěn)定性原理分析

1)潮流方程的雅可比矩陣[8]

令潮流方程的修正方程為

其中，JS為常規(guī)潮流雅可比矩陣，為功率不平衡向量，為電壓不平衡向量。若令?P=0，則系統(tǒng)負載無功功率與節(jié)點電壓的對應關系為

模態(tài)分析法的基本原理是用JR的特征值和特征向量來衡量系統(tǒng)的電壓穩(wěn)定性。分解JR的特征值為

令x=η-1，則有

其中：Λ=diag{λ1,λ2,…,λn},λ1,λ2,…,λn為JR的特征值；將η稱為左特征向量；則ξ就為右特征向量。將（4）式代入（2）可得

其中：ηi為左特征向量陣η的第i行；ξi為右特征向量的第i列。由式（5）得出

令η?V=?v，η?Q=?q，則有

式中?v代表模態(tài)電壓的變化量，?q為模態(tài)無功的變化量。由式（8），對第i個模式有

其中λi是靈敏度，具體就是第i個模態(tài)無功功率相對于模態(tài)電壓的變化。系統(tǒng)接近不穩(wěn)定可以表示為模態(tài)無功的微量變化會引起電壓的劇烈變動（此時λi很小或忽略不計）。所以模態(tài)電壓崩潰就相當于電網(wǎng)電壓失穩(wěn)。

2)薄弱節(jié)點和薄弱區(qū)域的確定

通過式（6）獲得的負載母線k的V-Q靈敏度近似為

從等式（10）可得到，V-Q變動模式的綜合作用決定其靈敏度，即不取決于個體的崩潰。此時薄弱節(jié)點和薄弱區(qū)域再次被考慮，然后引入“總線參與因子”的概念：

此時影響V-Q靈敏度的因子就是λi和k。JR矩陣的特點是：首先其特征值是實數(shù)，其次是實對稱陣。因此，JR的最小模特征值就代表著系統(tǒng)中的薄弱節(jié)點，即主要特征值，以及與之對應相關的最大節(jié)點參與因子。

應進一步解釋的是，由于電壓崩潰與模態(tài)電壓崩潰存在互聯(lián)的關系，因此可基于電壓穩(wěn)定極限點與JR的主要特征值相關的各節(jié)點參與因子來首先確定系統(tǒng)不穩(wěn)定性的因素：如果通過模態(tài)分析得到的薄弱區(qū)域在電壓穩(wěn)定極限點處是負載區(qū)域，則可以確定此時將發(fā)生單調(diào)電壓失穩(wěn)現(xiàn)象；如果通過電壓穩(wěn)定極限點處的模態(tài)分析獲得的薄弱節(jié)點是發(fā)電機節(jié)點，應特別注意系統(tǒng)中單調(diào)功角失穩(wěn)現(xiàn)象的發(fā)生。此時可在極限點處運用基于系統(tǒng)狀態(tài)方程的嚴格小干擾特征值分析方法來進一步識別系統(tǒng)的失穩(wěn)方式。

3.1.2 江西電網(wǎng)電壓穩(wěn)定性

據(jù)以上分析和江西電網(wǎng)的實際情況，利用PSASP軟件分析風電一體化下的江西電網(wǎng)穩(wěn)定性。風電場功率因數(shù)分別取-0.98（風機從電網(wǎng)吸收無功功率）、1.00和0.98（風機發(fā)出無功功率），以此來分析江西電網(wǎng)母線電壓和風電場功率的關系，當然核心就是要設置風電場在每個模式下具有不同功率因數(shù)和出力。圖6～8為具體的三種不同模式下，7座樞紐變電站母線電壓與風電出力變化的對應關系[9]。

圖6 風電場功率因數(shù)為-0.98

圖6～8中，江西電網(wǎng)樞紐變壓站母線電壓隨著風電場輸出功率的增加而降低。功率因數(shù)為1時下降幅度較小。三種功率因數(shù)下，在風電機組出力80%～100%，節(jié)點電壓會有大幅度下降，尤其是功率因數(shù)為-0.98和0.98的情況下。贛州站的節(jié)點電壓變化幅度最大，由上節(jié)分析得，贛州站是電壓薄弱節(jié)點，南部贛州地區(qū)是電壓薄弱區(qū)域，這也與風電場的分布吻合，贛州地區(qū)風電機組裝機容量較大，增加了地區(qū)電壓的不可控性和不穩(wěn)定性。

圖7 風電場功率因數(shù)為1

圖8 風電場功率因數(shù)為0.98

3.2 風電接入對江西電網(wǎng)暫態(tài)電壓穩(wěn)定性的影響

影響電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性的因素主要有慣性水平的不同、潮流分布以及結(jié)構(gòu)的差異。暫態(tài)穩(wěn)定是在電壓穩(wěn)定的基礎上的大擾動故障時的穩(wěn)定性[10-12]。故障發(fā)生的位置和條件的不同會對電網(wǎng)產(chǎn)生不同的沖擊。本文利用電力系統(tǒng)分析仿真軟件PSASP，并結(jié)合實際電網(wǎng)選取典型的5條500kV輸電線即撫紅線、石洪線、永南線、文贛線和夢羅線，設置三相金屬短路故障并計算不同風電輸出條件下線路的臨界切除時間[13]，結(jié)果如圖9所示。

由圖9可得到，隨著風電場輸出功率的增加，臨界切除時間縮短，表明隨著風電場輸出的增加，風電系統(tǒng)的瞬態(tài)電壓正在惡化。即風電并網(wǎng)區(qū)域的綜合慣量水平降低的原因就是風電并網(wǎng)功率的增大。離風電場較為集中且電氣距離較近的撫紅線、石洪線的臨界切除時間下降幅度較大。

充足的無功功率能夠為電網(wǎng)發(fā)生大擾動如三相短路故障時繼續(xù)良好運行提供保證。但是如果電網(wǎng)中不能提供或者不能及時提供足夠的無功支撐，很有可能引起風電系統(tǒng)電網(wǎng)暫態(tài)電壓失穩(wěn)。所以為保證故障時暫態(tài)不失穩(wěn)，系統(tǒng)能夠平穩(wěn)地過度，本文提出一種可行的措施：在風電場中采用無功補償設備，為暫態(tài)過程提供需要的無功[14-15]。具體而言，本文通過裝設提高暫態(tài)穩(wěn)定性最有效的設備SVC來提供暫態(tài)過程中消耗的無功功率，補償無功缺額，增強穩(wěn)定性。

圖9 不同風電出力下線路的故障臨界切除時間

根據(jù)上節(jié)分析結(jié)果知，在選取的5條500kV線路上發(fā)生三相短路故障時，在出力不同的情況下臨界故障切除時間變化幅度最大的是撫紅線。為此，選取離500kV紅都變電站電力距離較近的基隆嶂風電場進行動態(tài)無功補償研究。如圖9所示，風電出力100%時，撫紅線三相短路，臨界切除時間為0.29秒，此時基隆嶂風電場的機端電壓波形如圖10所示（無動態(tài)無功補償設備），如果在風電場升壓站加裝50Mvar的SVC，同等故障條件下，風電場的機端電壓變化如圖10所示（裝設動態(tài)無功補償設備）。

圖10 故障后風機機端電壓波形

由圖10可得，很顯然機端電壓無法恢復的情況就是在沒有SVC的狀態(tài)下發(fā)生了三相短路故障。而在安裝無功補償裝置后，由于SVC能夠?qū)︼L電機組提供無功支撐，幫助機組在故障后恢復機端電壓。

4 提高并網(wǎng)后安全穩(wěn)定性的相關措施

經(jīng)分析可知，電網(wǎng)的功率分布以及電壓節(jié)點的穩(wěn)定都會受到風電并網(wǎng)的影響，進而對并網(wǎng)后的新電網(wǎng)安全穩(wěn)定造成一定的影響，故本節(jié)主要針對上述問題提出要一些相對應的措施與建議，以提高并網(wǎng)后的電網(wǎng)安全穩(wěn)定性。

4.1 最大程度上合理地改變潮流的分布

江西電網(wǎng)500kV輸電通道潮流在風電接入后分布不均，甚至部分風電場的送出會受到限制。南部地區(qū)文贛I線檢修方式下，文贛P線發(fā)生N-1，220kV釣埠線潮流過重。過載程度和井岡山一期與釣魚臺風電場出力有關，必要時需限制釣魚臺風電場出力。所以有必要對江西電網(wǎng)500kV輸電通道潮流分布進行調(diào)整。

4.2 優(yōu)化無功電源配置

大負荷方式下，從全網(wǎng)來看，無功不存在缺額，從分區(qū)平衡來看，中、北部地區(qū)無功電源容量不滿足導則要求，南部電網(wǎng)的容性無功補償容量剩余較多，呈現(xiàn)兩極分化現(xiàn)象，而風電機組大部分集中在南部和北部地區(qū)，所以有必要優(yōu)化調(diào)整省內(nèi)無功電源的配置，同時控制好發(fā)電機的無功出力。

在風電接入?yún)^(qū)域，由于風電機組出力的變化會引起電網(wǎng)電壓的波動，并網(wǎng)點所需的無功功率補償容量也會隨之變動，所以有必要利用風電場無功調(diào)節(jié)能力并配合地區(qū)內(nèi)其他無功電源，建立協(xié)調(diào)機制。

4.3 優(yōu)化風電場保護控制措施提高故障穿越能力

當電網(wǎng)出現(xiàn)故障時，若風電場中沒有相應的保護控制裝置與措施，由于電網(wǎng)故障會造成電壓及功率的減少，進而會造成風機脫網(wǎng)，而使得電網(wǎng)不能安全穩(wěn)定運行。對江西電網(wǎng)風電機組進行低電壓穿越試驗，在變壓器出口1%設置故障情況下，即最嚴重情況下，有6座風電場低電壓穿越失敗。因此提高風機的低電壓穿越能力也是打造堅強、穩(wěn)固電網(wǎng)的措施，使用功率控制技術，使其能夠在故障時向電網(wǎng)提供無功支撐，以提高電網(wǎng)的穩(wěn)定性。

5 結(jié)語

風電并網(wǎng)會對系統(tǒng)產(chǎn)生影響，所以在2～3年的規(guī)劃期間要對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行進行必要的研究。本文以江西電網(wǎng)2020年的規(guī)劃數(shù)據(jù)為基準，采用PSASP軟件分析了風電接入電網(wǎng)對電網(wǎng)潮流分布、電壓穩(wěn)定性以及暫態(tài)穩(wěn)定性的影響，并結(jié)合江西電網(wǎng)現(xiàn)狀，提出一些建議措施。