孫永輝，王悅臻

（1.國網(wǎng)內(nèi)蒙古東部電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，呼和浩特010010；2.巴彥淖爾電業(yè)局烏拉特前旗供電分局，內(nèi)蒙古 巴彥淖爾014400）

0 引言

錫林郭勒地區(qū)擁有多個(gè)大規(guī)模風(fēng)電匯集基地，形成了首個(gè)多類型電源通過帶有串補(bǔ)的交流、特高壓直流混合外送系統(tǒng)，風(fēng)電、火電、直流換流站和串補(bǔ)電容之間存在耦合，引發(fā)次同步振蕩的因素較多，發(fā)生次同步振蕩的風(fēng)險(xiǎn)大幅增加[1-4]。對于電網(wǎng)來說，次同步諧振所帶來的電壓、電流的大幅振蕩易導(dǎo)致變壓器等設(shè)備損壞，風(fēng)機(jī)切機(jī)也會(huì)導(dǎo)致系統(tǒng)有功大量缺失、頻率大幅波動(dòng)，嚴(yán)重威脅電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

在電網(wǎng)次同步振蕩的研究中，文獻(xiàn)[5]從增加系統(tǒng)阻尼的角度出發(fā)，設(shè)計(jì)靜止無功補(bǔ)償器（Static Var Compensator，SVC）阻尼控制器來抑制次同步振蕩。文獻(xiàn)[6]指出附加次同步阻尼控制器的SVC能有效抑制次同步振蕩，并且較大容量的SVC能有效増強(qiáng)其抑制次同步振蕩的能力。文獻(xiàn)[7]通過帶通濾波器提取次同步頻率分量，經(jīng)過相位補(bǔ)償環(huán)節(jié)和增益環(huán)節(jié)，在發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子上產(chǎn)生附加轉(zhuǎn)矩來削減轉(zhuǎn)速的增量，達(dá)到抑制次同步振蕩的目的。文獻(xiàn)[8]提出一種基于定子側(cè)模擬電阻的次同步振蕩抑制策略，以增強(qiáng)次同步頻帶下的電氣阻尼。文獻(xiàn)[9]通過阻斷高壓直流輸電系統(tǒng)控制環(huán)節(jié)中次同步頻率分量的傳播途徑來抑制次同步振蕩。文獻(xiàn)[10]研究了將帶阻濾波器安裝在轉(zhuǎn)子側(cè)變流器電流內(nèi)環(huán)以阻斷次同步電流分量作用途徑的抑制方法。

本文以錫林郭勒地區(qū)風(fēng)火打捆電源經(jīng)特高壓直流和特高壓交流混合外送系統(tǒng)為分析對象，采用相應(yīng)工程的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)作為分析計(jì)算依據(jù)，開展該地區(qū)藍(lán)旗風(fēng)電場次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)的分析計(jì)算和防治策略研究。

1 次同步振蕩風(fēng)險(xiǎn)初判

1.1 阻抗頻率掃描

阻抗頻率掃描法[5]可用于雙饋型風(fēng)電場次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)的初步篩查，是一種次同步諧振問題的近似分析方法，主要觀察風(fēng)電場中性點(diǎn)處至系統(tǒng)內(nèi)部的等效阻抗，該阻抗是角頻率ω的函數(shù)，記為Z（jω）=R（ω）+jX（ω），從Z（jω）中找出其虛部X（ω）為零的頻率點(diǎn)，即為系統(tǒng)的串聯(lián)諧振點(diǎn)。若在諧振點(diǎn)對應(yīng)的頻率下Z（jω）的實(shí)部R（ω）小于零，則風(fēng)電場可能會(huì)發(fā)生次同步諧振[6]。利用該方法可初步篩選出具有潛在次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)的系統(tǒng)運(yùn)行方式，同時(shí)可確認(rèn)不存在次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)的系統(tǒng)運(yùn)行方式，利用阻抗頻率掃描法進(jìn)行次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)方式判定的原則如下。

（1）若系統(tǒng)存在串聯(lián)諧振點(diǎn)，即阻抗虛部等于零或接近于零，或者阻抗虛部隨頻率的變化曲線由負(fù)變正，以圖1為例，則該方式下存在次同步諧振的風(fēng)險(xiǎn)。

圖1 串聯(lián)諧振示意圖

（2）若系統(tǒng)阻抗頻率特性存在電抗跌落的現(xiàn)象，以圖2為例，電抗跌落的程度可以用電抗跌折率來表示，若電抗跌折率大于30%，則可能存在次同步諧振的風(fēng)險(xiǎn)。

圖2 電抗跌落示意圖

阻抗頻率掃描法所涉及的系統(tǒng)運(yùn)行方式變化主要包括火電機(jī)組開機(jī)數(shù)量的變化以及交流輸電線路N-0與N-1運(yùn)行的變化。由于錫林郭勒地區(qū)配套的風(fēng)電和火電中優(yōu)先保證風(fēng)電出力，所以阻抗頻率掃描時(shí)設(shè)定錫林郭勒地區(qū)所有風(fēng)電場均投入，在交流輸電線路的各種N-1方式中，考慮最惡劣工況。選取486種方式進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)藍(lán)旗風(fēng)電場在全部運(yùn)行方式下均可能存在次同步諧振的風(fēng)險(xiǎn)。

1.2 短路比計(jì)算

直驅(qū)型風(fēng)電場次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)的初步判定可以通過計(jì)算風(fēng)電場接入點(diǎn)的短路比實(shí)現(xiàn)。風(fēng)電場接入點(diǎn)的短路比是指風(fēng)電場接入點(diǎn)的短路容量除以風(fēng)電場容量[10]。由于火電廠和除藍(lán)旗風(fēng)電場外的其他風(fēng)電場的投入情況會(huì)對接入點(diǎn)短路容量產(chǎn)生影響[11]，本文分別計(jì)算火電廠及其他風(fēng)電場全部投入和全部不投入情況下的短路比，結(jié)果見表1。其中，四家火電廠各包含兩臺(tái)660 MW機(jī)組，一家火電廠包含兩臺(tái)350 MW機(jī)組；風(fēng)電場容量1225 MW。

表1 藍(lán)旗風(fēng)電場接入短路比

通常，當(dāng)短路比小于1.5時(shí)認(rèn)為風(fēng)電場接入的交流電網(wǎng)很弱，如果采用直驅(qū)型風(fēng)機(jī)，則可能存在比較大的次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)；當(dāng)短路比處于1.5~2時(shí)，風(fēng)電場接入的交流電網(wǎng)較弱，直驅(qū)型風(fēng)機(jī)存在一定的次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)；當(dāng)短路比大于2時(shí)，風(fēng)電場接入的交流電網(wǎng)較強(qiáng)，直驅(qū)型風(fēng)機(jī)不存在次同步諧振的風(fēng)險(xiǎn)。據(jù)此，表1中數(shù)據(jù)顯示，藍(lán)旗風(fēng)電場采用直驅(qū)型風(fēng)電機(jī)組可能會(huì)存在一定的次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)。

2 電磁暫態(tài)仿真

2.1 計(jì)算條件

從每種火電開機(jī)臺(tái)數(shù)中選取一種電抗跌折率最大且包含串聯(lián)諧振點(diǎn)的運(yùn)行方式進(jìn)行電磁暫態(tài)仿真[12-15]。

（1）實(shí)際運(yùn)行中，火電機(jī)組的出力方式多樣，為合理減少計(jì)算量，考慮負(fù)荷率低時(shí)機(jī)組的機(jī)械阻尼小，因此按照次同步阻尼穩(wěn)定性最差的原則將火電機(jī)組的出力均設(shè)為40%。

（2）在針對某一風(fēng)電場的次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行分析時(shí)，設(shè)定其他風(fēng)電場的出力為40%。對于待分析的風(fēng)電場，改變其接入電網(wǎng)的風(fēng)機(jī)數(shù)量、輸出功率以及風(fēng)機(jī)類型（全部采用雙饋風(fēng)機(jī)、全部采用直驅(qū)風(fēng)機(jī)、一半雙饋風(fēng)機(jī)一半直驅(qū)風(fēng)機(jī)），考察是否會(huì)發(fā)生次同步諧振。設(shè)定接入風(fēng)機(jī)數(shù)量分別為總風(fēng)機(jī)數(shù)量的10%、30%、50%、70%和100%；考慮到風(fēng)電最大同時(shí)率為70%，因此輸出功率分別取額定功率的10%、30%、70%。

（3）設(shè)定直流輸電功率為4000 MW（額定功率的40%）。

（4）因切除一回交流線路會(huì)使系統(tǒng)的等效串補(bǔ)度增大，設(shè)定特高壓交流輸電系統(tǒng)為N-1方式。

（5）擾動(dòng)設(shè)置包括：小擾動(dòng)為風(fēng)機(jī)由電壓源轉(zhuǎn)換為實(shí)際電動(dòng)機(jī)模型，大擾動(dòng)包括錫林郭勒特高壓線路錫林郭勒側(cè)三相或單相對地短路，故障切除時(shí)間0.1 s。

2.2 仿真結(jié)果

利用PSCAD軟件進(jìn)行仿真計(jì)算，結(jié)果如下。

（1）藍(lán)旗風(fēng)電場在多個(gè)運(yùn)行方式下都存在次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)，包括火電開10臺(tái)機(jī)、8臺(tái)機(jī)、4臺(tái)機(jī)、2臺(tái)機(jī)以及1臺(tái)機(jī)的工況，諧振頻率分布在5~22 Hz，收斂情況以圖3為例，發(fā)散情況以圖4為例。

圖3 火電開10臺(tái)機(jī)，風(fēng)電輸出功率10%，風(fēng)機(jī)數(shù)量10%時(shí)仿真結(jié)果

圖4 火電開8臺(tái)機(jī)，風(fēng)電輸出功率70%，風(fēng)機(jī)數(shù)量70%時(shí)仿真結(jié)果

（2）當(dāng)特高壓直流停運(yùn)，僅保留藍(lán)旗風(fēng)電場經(jīng)錫林郭勒特高壓交流輸送至華北電網(wǎng)時(shí)，藍(lán)旗風(fēng)電場在多種接入風(fēng)機(jī)數(shù)量和輸出功率條件下均存在次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)，振蕩頻率分布在9~14 Hz，如圖5、圖6所示。

圖5 直流、火電廠和其他風(fēng)電場全部不投入，風(fēng)電輸出功率10%，風(fēng)機(jī)數(shù)量10%時(shí)仿真結(jié)果

圖6 直流、火電廠和其他風(fēng)電場全部不投入，風(fēng)電輸出功率70%，風(fēng)機(jī)數(shù)量70%時(shí)仿真結(jié)果

（3）特高壓直流孤島運(yùn)行條件下，在直流重載運(yùn)行方式下，藍(lán)旗風(fēng)電場次同步諧振風(fēng)險(xiǎn)較大，如圖7所示；在直流輕載運(yùn)行方式下藍(lán)旗風(fēng)電場次同步諧振的風(fēng)險(xiǎn)較小，如圖8所示。

圖7 直流孤島重載運(yùn)行方式下的仿真結(jié)果

圖8 直流孤島輕載運(yùn)行方式下的仿真結(jié)果

3 風(fēng)電場次同步振蕩抑制措施分析

風(fēng)電場次同步諧振抑制措施主要可以分為兩類，一類是基于風(fēng)電機(jī)組自身的抑制措施，通過改進(jìn)風(fēng)電機(jī)組控制策略，重塑風(fēng)電機(jī)組在次同步頻率下的阻尼特性，消除負(fù)阻尼，達(dá)到抑制系統(tǒng)次同步諧振的目的；另一類則是在電網(wǎng)側(cè)裝設(shè)大容量集中式次同步諧振阻尼裝置[7]。

3.1 風(fēng)電機(jī)組次同步諧振抑制技術(shù)

根據(jù)雙饋風(fēng)電機(jī)組產(chǎn)生次同步諧振的機(jī)理分析可知，雙饋風(fēng)電機(jī)組次同步諧振的負(fù)電阻主要由次同步電流分量引起，若能控制變流器使之產(chǎn)生與其相位相同的次同步電壓，則可增強(qiáng)雙饋風(fēng)電機(jī)組的次同步等效電阻。為此，在生成參考電壓時(shí)將電流進(jìn)行附加阻尼控制[16]。當(dāng)系統(tǒng)進(jìn)入穩(wěn)態(tài)，附加阻尼控制器輸出幾乎為零，附加阻尼信號分量作為參考電壓的修正，系統(tǒng)對負(fù)載擾動(dòng)和電網(wǎng)電壓的波動(dòng)有很好的抗干擾能力。增加次同步諧振抑制控制后的變流器控制原理如圖9所示。

圖9 控制策略后的控制原理

為驗(yàn)證該抑制技術(shù)方案的有效性，在RT-LAB硬件在環(huán)實(shí)驗(yàn)平臺(tái)上開展測試。將圖9的抑制技術(shù)加入雙饋風(fēng)電機(jī)組控制器，接入RT-LAB硬件在環(huán)平臺(tái)系統(tǒng)，分別測試風(fēng)電機(jī)組在有功功率為150 kW、270 kW、330 kW、450 kW、500 kW、660 kW、730 kW和850 kW時(shí)的次同步諧振抑制性能。以雙饋風(fēng)電機(jī)組有功功率730 kW工況為例，次同步諧振抑制策略投入前和投入后，雙饋風(fēng)電機(jī)組L1相定子電流和有功功率分別如圖10和圖11所示。

圖10 次同步諧振抑制策略投入前和投入后，雙饋風(fēng)電機(jī)組L1相定子電流波形

圖11 次同步諧振抑制策略投入前和投入后，雙饋風(fēng)電機(jī)組有功功率波形

對圖10中的雙饋風(fēng)電機(jī)組L1相定子電流波形進(jìn)行頻譜分析，得出抑制前后定子電流頻譜，見圖12和圖13。

圖12 抑制措施投入前雙饋風(fēng)電機(jī)組L1相定子電流頻譜

圖13 抑制措施投入后雙饋風(fēng)電機(jī)組L1相定子電流頻譜

由圖12和圖13可知，次同步諧振抑制措施投入后，雙饋風(fēng)電機(jī)組L1相定子電流中的次同步分量顯著減小，其中抑制前次同步電流分量為74.4 A，抑制后為5.2 A，抑制率為93.01%。雙饋風(fēng)電機(jī)組不同有功出力工況下，次同步諧振抑制性能見表2。

表2 雙饋風(fēng)電機(jī)組不同有功出力工況下次同步諧振抑制性能

由以上分析可知，雙饋風(fēng)電機(jī)組不同有功出力工況下，次同步諧振均能得到有效抑制。

3.2 網(wǎng)側(cè)集中式次同步阻尼控制器

為解決大規(guī)模風(fēng)電外送系統(tǒng)中的次同步諧振問題，提出了網(wǎng)側(cè)次同步阻尼控制技術(shù)。網(wǎng)側(cè)次同步阻尼控制器（Grid-side Subsynchronous Damping Controller,GSDC）主要由次同步阻尼計(jì)算和次同步電流生成兩部分組成，次同步阻尼計(jì)算由反饋測量、頻率辨識(shí)、信號濾波、電壓計(jì)算、比例移相、參考值計(jì)算器構(gòu)成，次同步電流生成由特殊設(shè)計(jì)的電力電子變流器實(shí)現(xiàn)。

利用電磁暫態(tài)仿真驗(yàn)證網(wǎng)側(cè)集中式次同步阻尼控制器的補(bǔ)償效果，搭建網(wǎng)側(cè)集中式阻尼控制器電磁暫態(tài)仿真模型，如圖14所示。系統(tǒng)等值電源為220 kV，經(jīng)220 kV/37.5 kV變壓器與網(wǎng)側(cè)阻尼控制器相連，系統(tǒng)接入點(diǎn)最高電壓40.5 kV。次同步諧振抑制裝置采用鏈?zhǔn)綋Q流閥結(jié)構(gòu)，為提升仿真運(yùn)算速度，仿真模型采用6個(gè)級聯(lián)模塊對42個(gè)級聯(lián)模塊進(jìn)行等效仿真，同時(shí)為保證仿真精度，開關(guān)頻率等比例放大。在輸出50 Hz維持電流的基礎(chǔ)上，令裝置分別滿額輸出4 Hz和12 Hz的次同步分量，來驗(yàn)證裝置在輸出次同步時(shí)可滿足裝置穩(wěn)定運(yùn)行的要求。仿真結(jié)果如圖15—圖17所示。

圖14 集中式次同步諧振抑制裝置仿真模型

圖15 次同步指令與實(shí)際輸出

圖17 模塊直流電壓

從仿真結(jié)果可以看出，2~3.1 s裝置輸出電流可跟隨4 Hz次同步電流指令，直流電容電壓波動(dòng)為9.3%，裝置維持電流為工頻0.033 kA；3.1~4 s裝置輸出電流可跟隨12 Hz次同步電流指令，直流電容電壓波動(dòng)為10%，裝置維持電流為工頻0.033 kA。直流電壓波動(dòng)滿足要求，該抑制方法有效。

圖16 裝置輸出電流頻譜圖

4 建議

總體策略上，解決風(fēng)電場次同步諧振問題應(yīng)做到將保護(hù)監(jiān)測設(shè)備、風(fēng)電場次同諧振抑制以及電網(wǎng)側(cè)集中式抑制等多措并舉。

（1）次同步諧振監(jiān)測裝置是及時(shí)發(fā)現(xiàn)次同步諧振，從而采取應(yīng)對措施的基礎(chǔ)，所以建議風(fēng)電場加裝次同步諧振監(jiān)測裝置，次同步諧振監(jiān)測裝置應(yīng)具備在線監(jiān)測次同步諧振，對次同步諧振進(jìn)行分鐘級長時(shí)間錄波的功能。

（2）對風(fēng)電機(jī)組進(jìn)行改進(jìn)，使其自身具備次同步諧振抑制功能，從根本上消除風(fēng)電機(jī)組次同步負(fù)阻尼，降低系統(tǒng)發(fā)生次同步諧振的風(fēng)險(xiǎn)。

（3）由于錫林郭勒地區(qū)配套電源較多，運(yùn)行方式多樣，次同步諧振問題處于不斷變化中，為了改善次同步諧振阻尼特性，建議風(fēng)電場預(yù)留今后增加網(wǎng)側(cè)集中式次同步阻尼控制器的條件和可能。