吳林林，趙偉，徐曼，徐鵬，李付強，楊艷晨，潘艷

（1.國網(wǎng)冀北電力有限公司電力科學研究院（華北電力科學研究院有限責任公司），北京市 西城區(qū) 100045；2.國家電網(wǎng)有限公司華北分部，北京市 西城區(qū) 100053）

0 引言

近年來中國風電發(fā)展迅速，截至2020年底，全國風電累計裝機容量2.81億kW，發(fā)電量4665億kWh，連續(xù)11年位居世界第一[1]?！叭薄钡貐^(qū)風電多采取典型的“大規(guī)模集中式開發(fā)、高電壓遠距離輸送”模式，風電匯集外送線路距離長，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)相對薄弱且缺乏火電支撐，呈現(xiàn)顯著的弱電網(wǎng)特征[2]，容易引起一系列安全穩(wěn)定控制方面的問題。2011至2012年中國曾發(fā)生多起風電大規(guī)模脫網(wǎng)事故，使風電運行安全穩(wěn)定問題迅速得到業(yè)內(nèi)各方重視，業(yè)內(nèi)也開始從技術(shù)規(guī)范、機組改造、無功電壓控制（automatic voltage control，AVC）、系統(tǒng)部署等方面入手積極應對。目前，大規(guī)模風電集中并網(wǎng)區(qū)域均已建成了功率預測、有功/無功控制等系統(tǒng)，基本解決了斷面功率裕度控制、無功電壓偏差控制、系統(tǒng)網(wǎng)損優(yōu)化等常規(guī)新能源接入問題[3-4]。隨著風電接入比例增長，現(xiàn)場運行中陸續(xù)暴露出一些新的工程實際問題。其中，在冀北電網(wǎng)發(fā)生的風電匯集系統(tǒng)電壓非周期反復波動現(xiàn)象，造成數(shù)次風電機組大面積脫網(wǎng)，最高損失風電出力47.6萬kW，亟需有針對地開展研究并加以解決。

大規(guī)模風電并網(wǎng)系統(tǒng)電壓波動受到風資源波動特性、風機類型、無功補償設備動作特性、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)等因素共同影響[5]，其發(fā)生機理一般可歸為靜態(tài)電壓穩(wěn)定和暫態(tài)電壓穩(wěn)定兩大類。前者的分析方法主要包括連續(xù)潮流法[6]、雅可比矩陣奇異法[7]、靈敏度分析法[8]等，其中可基于PV曲線對靜態(tài)電壓穩(wěn)定問題進行直觀理解，PV曲線描述了隨著風電有功的增加，系統(tǒng)電壓隨之變化甚至失穩(wěn)的規(guī)律。文獻[9]表明，系統(tǒng)運行越接近靜態(tài)電壓穩(wěn)定極限，風電有功功率波動幅度引起的系統(tǒng)電壓波動幅度越大。暫態(tài)電壓穩(wěn)定問題則主要采用仿真分析的方法，觀察不同類型故障下的電壓響應波形，根據(jù)故障極限切除時間等指標判斷系統(tǒng)暫態(tài)電壓穩(wěn)定程度[10]。文獻[11]提出了基于轉(zhuǎn)子側(cè)變頻器暫態(tài)電壓控制及槳距角控制的風電場并網(wǎng)暫態(tài)電壓穩(wěn)定性提升方法，通過使風電機組在故障過程中發(fā)出無功功率來支持重建電網(wǎng)電壓。

相關研究顯示，與傳統(tǒng)以火電機組為主要電源的大電網(wǎng)系統(tǒng)相比，風電集中并網(wǎng)系統(tǒng)運行特性具有顯著區(qū)別[12-13]。隨著理論研究不斷深入以及大規(guī)模風電實際運行經(jīng)驗不斷累積，人們逐漸認識到風電匯集系統(tǒng)電壓問題的多樣性和復雜性，傳統(tǒng)電壓穩(wěn)定分析方法不能完全適用于新暴露的電壓波動穩(wěn)定問題。本文針對的大規(guī)模風電匯集系統(tǒng)電壓反復波動現(xiàn)象是一個工程中觀測到的新現(xiàn)象，與新能源發(fā)電隨機波動性及無功補償設備調(diào)節(jié)引起的電壓波動現(xiàn)象在形態(tài)和機理上具有明顯區(qū)別。與有功功率隨機波動引起的電壓波動相比，本文所針對的電壓波動現(xiàn)象具有較大且相對固定的電壓波動幅值，實際觀測中可達0.1 pu。常見的由于無功補償設備動作引起的電壓波動現(xiàn)象往往伴隨較大幅度的無功變化，且電壓波動時有功出力相對平穩(wěn)，這也與本文針對的電壓反復波動現(xiàn)象不符。根據(jù)從電壓反復波動事故現(xiàn)場收集的錄波數(shù)據(jù)，期間存在風電機組反復進出故障穿越現(xiàn)象，初步推斷電壓反復波動機理與機組故障穿越特性相關。風電出力水平較高時發(fā)生的電壓反復劇烈波動現(xiàn)象具有較為嚴重的事故后果，難以通過傳統(tǒng)電壓穩(wěn)定分析方法直接解釋，目前幾乎未有文獻開展針對性研究。

基于新能源匯集區(qū)域電網(wǎng)實際運行數(shù)據(jù)及故障錄波數(shù)據(jù)，本文首先分析大風工況下電網(wǎng)電壓及功率曲線波動規(guī)律，在此基礎上，采用風電機組故障期間控制特性與電網(wǎng)運行特性相結(jié)合的分析思路，給出電壓反復波動現(xiàn)象發(fā)生的機理解釋，并通過仿真進行驗證。進一步，研究抑制電壓反復波動的風電機組低電壓穿越策略優(yōu)化方法。

1 大規(guī)模風電匯集系統(tǒng)電壓反復波動現(xiàn)象

冀北電網(wǎng)某風電匯集地區(qū)在風電出力水平接近送出通道靜態(tài)電壓穩(wěn)定極限工況下，頻繁出現(xiàn)并網(wǎng)點電壓反復劇烈波動現(xiàn)象，如圖1所示。電壓波動谷值在0.9 pu左右，峰值在1.0 pu左右，電壓峰谷值變化不存在固定的波動周期，單一波動回合具有秒級時間尺度，期間伴隨風電有功出力的反復波動。

圖1 某場站風電出力水平較高時電壓和功率波動情況Fig.1 Voltage and power fluctuation of a wind farm with high wind power output

1）當電壓降低到0.9 pu后，風電集群有功功率迅速降低，與此同時電壓隨之恢復升高，即圖1中的粉色區(qū)域；

2）當電壓恢復到0.95～1.0 pu范圍時，有功功率逐漸恢復，系統(tǒng)電壓隨之再次降低，如圖1中淺綠色區(qū)域；

3）電壓和有功功率反復波動，有功功率降低/電壓升高速度快于有功功率上升/電壓下降速度。

一般而言，電力系統(tǒng)正常運行時的電壓波動主要來源于功率波動，對于大規(guī)模風電集中并網(wǎng)地區(qū)，常見工況包括無功補償設備動作引起的電壓波動以及風資源隨機波動特性引起的電壓波動。單純無功補償設備調(diào)節(jié)引起的電壓波動曲線與有功功率變化曲線間不存在圖1所示的關聯(lián)關系。對于風資源隨機波動引起的電壓波動，電壓波動曲線也和風電有功功率變化曲線成負相關關系，但波動速率和幅值受到風資源波動限制，不具有圖1所示的秒級峰谷值切換速率，一般也不存在變化幅值相對固定的反復波動規(guī)律。圖2是電壓反復波動期間，現(xiàn)場錄波記錄的風電機組功率及故障穿越信號變化曲線，可知電壓反復波動期間風電機組存在反復進出故障穿越現(xiàn)象，由此推斷風電機組故障期間功率響應特性是引起系統(tǒng)電壓反復波動的重要影響因素。下文將結(jié)合風電機組低電壓穿越特性對電壓反復波動現(xiàn)象進行機理分析。

圖2 電壓波動期間風電機組功率波動與故障穿越信號錄波曲線Fig.2 Recording curve of wind turbine active and reactive power variation and fault ride through signal during voltage fluctuation

2 大規(guī)模風電匯集系統(tǒng)電壓反復波動機理分析

2.1 風電機組低電壓穿越期間功率控制特性

風電機組運行時存在正常狀態(tài)、故障穿越狀態(tài)、故障恢復狀態(tài)3種運行工況。在正常工況下，風電機組多采用定功率控制模式，其中有功功率由最大功率追蹤控制或場站有功控制系統(tǒng)給定，無功功率則由場站無功電壓控制系統(tǒng)子站控制。當風電機組機端電壓低于某定值時（一般設置為0.9 pu左右），風電機組將進入低電壓穿越狀態(tài)。根據(jù)《風電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》（GB/T 19963）要求[14]，電壓跌落期間風電場應具備動態(tài)無功支撐能力。風電機組低電壓穿越期間典型功率變化如圖3所示，低穿前機組有功和無功出力分別為Pw0和Qw0，tf時刻機組進入低穿狀態(tài)，目前主流的風電機組低穿期間多采用無功優(yōu)先的模式，首先根據(jù)電壓跌落深度確定無功電流大小，即機端電壓與0.9的差值乘以一定比例系數(shù)kc，而有功功率則被限制到較低水平Pw1；tc1時刻故障消除，無功功率一般直接恢復到低穿前水平，有功功率直接恢復或按照一定斜率kp恢復，tc2時刻恢復到故障前水平。整個低穿過程中功率變化如式（1）和式（2）所示。

圖3 低電壓穿越期間風電機組功率變化示意圖Fig.3 Schematic diagram of wind turbine active and reactive power change during LVRT(low voltage ride through)

2.2 風電匯集系統(tǒng)PV曲線

基于圖4所示的單機無窮大等效系統(tǒng)分析風電送出系統(tǒng)電壓反復波動機理，借助系統(tǒng)PV曲線刻畫不同無功功率下電壓與有功功率間的響應關系。

圖4 風電匯集系統(tǒng)等效拓撲Fig.4 Equivalent topology of wind power gathering system

將風電側(cè)等效為功率源和送出阻抗，為了便于分析，假設穩(wěn)態(tài)情況下風電場有功功率為Pw，無功功率為Qw，則有：

式中：UPCC為風電并網(wǎng)點電壓；θ為并網(wǎng)點相位；US為電網(wǎng)側(cè)電壓；RS+jXS為送出阻抗。忽略電阻RS，分別得到風電場送出功率與電壓的關系：

根據(jù)式（4）、（5），消去θ可得：

求解UPCC可得：

式（9）給出了PV曲線拐點的數(shù)值，由式（8）、（9）可知，當系統(tǒng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、風電場無功功率不發(fā)生變化時，隨著風電有功功率增大，系統(tǒng)電壓逐漸降低，且由于不斷增大，電壓下降速率加快，直至達到拐點系統(tǒng)電壓崩潰。

2.3 考慮機組低電壓穿越特性和弱電網(wǎng)PV曲線特性的電壓反復波動機理

由式（7）可得，假設風電有功功率在t時刻增加至Pw0：

此時對應的并網(wǎng)點電壓為Ut，風電機組進入低電壓穿越閾值，風電機組經(jīng)過短暫的延時（一般為10 ms左右）將切換到低電壓穿越狀態(tài)。若此時系統(tǒng)并未發(fā)生故障，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)沒有改變，根據(jù)式（1）、（2），風電機組發(fā)出的有功功率將快速減少為Pw1，無功功率將變?yōu)閁PCCkC(0.9-UPCC)，代入式（6）并求解UPCC，可得：

式（11）為關于UPCC的四次方程式，難以解析表達。隨著風電有功功率減少且發(fā)出無功功率支撐電壓，UPCC將升高，若UPCC抬升至風電機組退出低電壓穿越閾值以上時，風電機組將逐漸恢復到擾動前的狀態(tài)，進而機組將進入反復低電壓穿越，伴隨電壓和功率反復波動，結(jié)合圖5闡述具體過程如下。

1）風電有功功率逐漸增加，系統(tǒng)電壓沿PV曲線F1(Pw,Qw,XS,US)下降，t1時刻系統(tǒng)電壓UA低于風電機組低電壓穿越閾值，風電機組進入低電壓穿越。目前絕大多數(shù)風電機組進入低電壓穿越后會降低新能源有功出力，使得系統(tǒng)運行點由運行點A:（PA，UA）躍遷到運行點B:（PB，UB），運行點軌跡在趨勢上沿PV曲線躍遷，移動軌跡由機組低電壓穿越期間有功、無功變化特性決定，有。

2）風電有功出力降低且無功增加，電壓隨之升高，若UB高于風電機組退出低電壓穿越的閾值，經(jīng)過一定延時（一般為10 ms左右），t2時刻風電機組退出低電壓穿越狀態(tài)。

3）風電機組退出低電壓穿越后有功、無功恢復，系統(tǒng)運行點由B回到A，移動軌跡由機組退出低穿的有功、無功變化特性決定。大部分機組退出低電壓穿越后無功立刻恢復，有功同時恢復或以一定斜率在秒級時間內(nèi)恢復，對于后者，系統(tǒng)運行點先由B移動至B':（PB，UB′），有，再沿PV曲線F1回到A。

4）當t3時刻風電機組機端電壓再次低于進入低電壓穿越的閾值，風電機組會再次進入穿越，重復上述過程，造成系統(tǒng)電壓反復波動。

圖1所示電壓反復波動過程中的電壓和有功變化情況與圖5中電壓和有功周期性變化趨勢基本吻合。反復波動過程中，電壓波動幅值為

圖5 反復低穿期間系統(tǒng)運行點變化示意圖Fig.5 Schematic diagram of system operation point change during continuing LVRT

式中：dUA'B'可以看作有功減少引起的電壓幅值增量；dUBB'為無功增加引起的電壓幅值增量。有：

弱電網(wǎng)場景下，XS取值較大，假設PA不變，則運行點A 更加靠近系統(tǒng)靜態(tài)電壓穩(wěn)定極限，則顯著增大，從而導致dUA'B'增大?？梢姡蹼娋W(wǎng)背景下，風電機組狀態(tài)切換與系統(tǒng)PV曲線相互作用引起電壓反復波動現(xiàn)象將更加明顯，電壓波動幅值更大，對系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行構(gòu)成更加嚴重的威脅。

2.4 電壓反復波動機理仿真驗證

搭建冀北電網(wǎng)某風電匯集地區(qū)仿真模型，逐漸增加風電出力，觀察系統(tǒng)末端風電場電壓波動情況。該風電場風電機組模型參數(shù)設置為：進入低電壓穿越閾值為0.89 pu，退出低電壓穿越閾值為0.9 pu，穿越期間有功功率被限制到進入穿越前有功功率的30%，無功比例系數(shù)kc=2，退出后無功立刻恢復，有功根據(jù)指定斜率恢復。

仿真中隨著風電出力增加，風電場并網(wǎng)點出現(xiàn)電壓反復波動現(xiàn)象，并網(wǎng)點電壓和功率波動曲線如圖6所示。低電壓穿越期間風電機組發(fā)出無功由電壓跌落幅度決定，由于電壓跌落幅度較小，風電機組發(fā)出無功較小，而有功則跌落至30%。圖7給出了電壓反復波動期間風電場并網(wǎng)點在PV曲線圖上的變化軌跡。虛線為不考慮低電壓穿越時并網(wǎng)點的PV曲線，運行點的變化趨勢與2.3節(jié)的分析結(jié)論相符，隨著有功快速大幅減少，運行點迅速移動到PV曲線左上部分，電壓迅速升高。退出故障穿越后，有功逐漸恢復，運行點沿原PV曲線趨勢逐漸向右下移動，電壓隨之下降。對于每次電壓波動，運行點移動軌跡的差別主要受并網(wǎng)點無功及區(qū)域內(nèi)其他場站功率變化影響。

圖6 某風電場并網(wǎng)點電壓和功率波動曲線Fig.6 Voltage and active/reactive power fluctuation curve of a wind farm

圖7 電壓反復波動期間風電場并網(wǎng)點PV曲線Fig.7 PV curve of wind farm during repeated voltage fluctuation

根據(jù)2.3節(jié)的分析可知，觸發(fā)系統(tǒng)進入電壓反復波動狀態(tài)需要兩個必要條件，一是電壓降低后風電機組進入低電壓穿越狀態(tài)，二是進入故障穿越后，弱電網(wǎng)背景下電壓幅值增量較大，系統(tǒng)電壓恢復至退出低電壓穿越閾值之上。能夠達到上述觸發(fā)條件的初始工況除了無故障情況下風電有功功率增加導致系統(tǒng)電壓降低之外，還包括發(fā)生故障導致的系統(tǒng)電壓降低。圖8給出了冀北電網(wǎng)某風電匯集區(qū)域主變跳開退出運行后，系統(tǒng)電壓發(fā)生反復波動的仿真波形，期間風電有功功率變化如圖9所示，電壓波動幅度約在0.05 pu左右。盡管初始工況不同，一旦觸發(fā)電壓反復波動，其作用機理相同，均為風電機組進出低電壓穿越狀態(tài)切換引起系統(tǒng)運行點變化。

圖8 不同故障形式下某風電匯集站電壓波形Fig.8 Voltage of a wind power gathering station under different fault modes

圖9 故障期間主變退出后匯集站有功波形Fig.9 Active power of a wind power gathering station after main transformer quits during fault

另一方面值得注意的是，對于圖4所示的單機無窮大系統(tǒng)，發(fā)生的電壓反復波動現(xiàn)象呈周期性變化，波動周期由風電機組低電壓穿越策略的功率響應速率及延遲時間等因素決定。對于實際運行和仿真模型中的復雜多機系統(tǒng)，其電壓反復波動現(xiàn)象往往呈現(xiàn)不定周期波動，這主要是由于復雜多機系統(tǒng)包含多臺風電機組、多條送出線路，不同場站、不同風電機組很難具有完全一致的運行工況，從而導致各臺機組進入、退出故障穿越的時間以及故障穿越過程中的功率響應存在差別，且不同機組、不同場站間的電壓變化可相互影響，使得場站并網(wǎng)點及匯集站電壓反復波動一般表現(xiàn)為不固定周期。

3 大規(guī)模風電匯集系統(tǒng)電壓反復波動抑制方法

根據(jù)第2章的分析，大規(guī)模風電匯集系統(tǒng)電壓反復波動現(xiàn)象是風電機組故障穿越策略與電網(wǎng)功率-電壓變化特性共同作用的結(jié)果，其抑制方法的關鍵是避免在機組進入低電壓穿越后，系統(tǒng)電壓恢復至退出低電壓穿越閾值之上，可以分別從電網(wǎng)側(cè)和風電機組側(cè)著手改進。

從電網(wǎng)側(cè)改善這一現(xiàn)象的關鍵是提高系統(tǒng)強度，使得系統(tǒng)功率-電壓靈敏度降低，同樣功率變化對應的電壓增量幅值相對減小，機組進入故障穿越后電壓無法恢復至退出低電壓穿越閾值之上，從而不滿足電壓反復波動的誘發(fā)條件。這一改進方法原理清晰，增加一條送出線路是提升電網(wǎng)強度的常用方法，但成本較高，對于大多數(shù)風電場，這樣做并不實際，難以作為性價比較高的電壓反復波動抑制方法加以推廣。

電壓反復波動現(xiàn)象與風電機組故障穿越期間功率響應特性密切相關，從風電機組故障穿越特性優(yōu)化角度改善這一現(xiàn)象具有操作簡單、改造成本低等優(yōu)點，方便應用于存量風電場和新建風電場，推薦的具體優(yōu)化方案包括：

1）提升風電機組進出低電壓穿越的閾值；

2）改變穿越期間機組有功控制策略。

3.1 提升機組進出低電壓穿越的閾值

若提高退出低電壓穿越閾值，使得圖5中UB小于風電機組退出低穿的閾值，可抑制機組退出低穿，從而改善電壓反復波動。圖10給出了退出穿越閾值分別為0.9 pu、0.92 pu、0.95 pu時的電壓波動曲線，可見，隨風電機組退出穿越閾值增大，電壓反復波動幅度逐漸減弱。

圖10 不同退出穿越閾值下電壓波動曲線Fig.10 Voltage fluctuation curve under different LVRT exit threshold

3.2 改變穿越期間機組有功控制策略

優(yōu)化風電機組在低電壓穿越期間的有功策略，使風電機組進入低電壓穿越狀態(tài)后，由傳統(tǒng)的“定有功”或“定有功電流”的方式改為“維持故障前有功功率”的控制模式，在保障機組故障期間無功電流支撐能力的基礎上，盡量增加有功電流，維持故障前有功功率，如圖11所示。根據(jù)第2章的分析，穿越期間保持有功出力可以減小運行點在PV曲線上的位移，從而降低電壓升高幅度，抑制機組退出低電壓穿越及后續(xù)的反復低電壓穿越過程。對于冀北電網(wǎng)某風電匯集區(qū)域，與圖8相比，圖12給出了風電機組低電壓穿越策略改進后，不同風電有功出力水平下的電壓波形，可見在穿越過程中保持有功出力，可有效抑制電壓反復波動現(xiàn)象。該策略改進方案已在冀北電網(wǎng)風電匯集地區(qū)開展應用，對實際風電機組低電壓穿越策略進行改造升級，有效避免風電機組反復進出低電壓穿越，改善電壓反復波動，提升了風電集群安全穩(wěn)定運行水平。

圖11 改進前后電壓淺度跌落的風機有功特性Fig.11 Active power characteristics of the wind turbine with shallow voltage drop before and after modification

圖12 改進后匯集站電壓曲線Fig.12 Voltage of a wind power gathering station after modification

4 結(jié)論

本文針對大規(guī)模風電匯集系統(tǒng)實際運行中新暴露的電壓反復波動現(xiàn)象，深入分析了現(xiàn)象發(fā)生時電網(wǎng)電壓及功率曲線波動規(guī)律，在此基礎上綜合考慮區(qū)域電壓穩(wěn)定特性與風電機組低電壓穿越特性，闡明了風電機組狀態(tài)切換與弱電網(wǎng)功率-電壓特性相互作用引起電壓反復波動的機理，最后從改進機組低電壓穿越性能角度提出有效防范措施。文章主要結(jié)論如下。

1）大規(guī)模風電集中接入弱電網(wǎng)時，當風電出力水平接近靜態(tài)電壓穩(wěn)定極限或發(fā)生故障導致網(wǎng)架結(jié)構(gòu)變?nèi)鯐r，易觸發(fā)風電機組進入低電壓穿越狀態(tài)。此時系統(tǒng)電壓對有功變化靈敏度較高，若機組退出低電壓穿越閾值過低，將導致機組運行狀態(tài)在故障穿越和正常運行之間反復切換，系統(tǒng)運行點沿PV曲線循環(huán)往復躍遷，出現(xiàn)風電有功、系統(tǒng)電壓反復劇烈波動的現(xiàn)象。

2）相比增加送出線路等提高系統(tǒng)強度的優(yōu)化措施，風電機組低電壓穿越特性改造是更加經(jīng)濟便捷的改進方案。提高風電機組退出低電壓穿越閾值、采用穿越期間維持有功的策略可以有效抑制電壓反復波動現(xiàn)象。

本文研究對于完善大規(guī)模風電匯集系統(tǒng)電壓穩(wěn)定理論體系、規(guī)范風電機組低電壓穿越功率特性具有重要意義。未來將進一步研究抑制電壓波動的風電機組低電壓穿越過程中有功無功協(xié)調(diào)優(yōu)化策略。