双馈风电场经柔性直流并网系统的宽频带振荡机理分析与风险评估

王潇1,2*,刘辉1,2,邓晓洋1,2,吴林林1,2,李蕴红1,2,苏田宇1,2  

(1.国网冀北电力有限公司电力科学研究院(华北电力科学研究院有限责任公司),北京市 西城区 100045;2.风光储并网运行技术国家电网公司重点实验室,北京市 西城区 100045)

摘要

风电场经柔性直流并网存在几赫兹至几百赫兹频率范围的振荡风险。首先,为复现宽频域振荡特征,基于频率扫描的测量方法,建立双馈风电场孤岛接入柔性直流的振荡分析模型。然后,采用网络阻尼稳定性判据并结合时域仿真,剖析互联系统在次/超同步频率范围和中高频范围的振荡机理。之后,考虑风机、柔性直流控制参数以及风速和并网风机台数的变化,分别针对次/超同步频段、中频段、高频段的振荡情况分析系统阻抗特性,利用阻抗聚合法量化评估各个影响因素与系统潜在振荡风险的关系,给出不同影响因素的变化对系统振荡频率的影响。最后,总结了双馈风电场经柔性直流并网系统在不同频段范围发生振荡的关键影响因素,为宽频域振荡控制提供指导思路。

关键词 : 双馈风电场;柔性直流输电;振荡;阻抗分析

基金项目:国家电网有限公司总部科技项目(柔性直流输电系统运行振荡风险分析及稳定性提升技术研究,5100-201956024A-0-0-00)。 Science and Technology Foundation of SGCC(5100-201956024A-0-0-00).

0 引言

柔性直流输电(flexible high voltage direct current transmission,flexible HVDC)技术由于具有结构灵活、可控性高、输出谐波小等特点,已成为风电大规模远距离输送的理想方式[1-3]。但是,在孤岛送出模式下,柔直换流站与风电场相互作用可能引发新型的振荡问题。2013年,中国广东南澳柔性直流输电线路在风电场出力逐渐增大的过程中曾出现频率在20~30 Hz的振荡现象[4-5]。2014年,德国北海海上风电场经柔性直流线路送出时发生过更为严重的振荡,振荡频率在250~350 Hz,振荡电流达到基波电流的40%以上[6]

在振荡发生初期,有学者侧重于对振荡电流分量在系统中分布及传播机制的研究[7],而对引发振荡的根源难以解释清楚。随着阻抗分析法[8]的广泛应用,振荡的频率、阻尼及稳定性从频域阻抗特性的角度得以诠释。不同于传统的电力系统振荡形态,这种新型的振荡形态源于电力电子变流器之间相互作用产生的机网耦合振荡,往往难以从机组或电网侧找到初始的固有振荡模态,振荡的发生常与电力电子装置控制参数强相关[9-10]

文献[11]仿真了在风机变流器和柔直换流器两者控制参数失配情况下发生次/超同步频率范围的振荡现象,通过风机变流器和柔直换流器两者控制带宽比与等效阻抗的关系,解释了这一现象的成因。文献[12]分析了风机锁相环参数对柔直送出系统发生次/超同步振荡的影响,并通过优化锁相环参数改善风机等效阻抗,降低系统振荡风险。文献[13-14]深入研究了直驱风电场与柔直互联系统发生次同步振荡的原因及抑制方法。上述文献均并未涉及发生中高频振荡(100 Hz以上)的研究。

文献[15]较为全面地研究了双馈/直驱风电机组与柔直换流站的宽频阻抗特征,分析了关键控制参数对互联系统引发宽频振荡风险的影响。受风速、并网风机台数等外部条件的综合影响,风机与柔直互联系统可能发生更为复杂的宽频振荡问题。文献[16-17]利用特征值分析法和阻抗分析法解释了改变风机台数后风电经柔直并网系统出现400多Hz振荡的原因,指出系统振荡频率呈现负阻尼特性。目前,风电经柔直并网系统发生的宽频带振荡在不同频段下的综合影响因素及作用机理仍有待深入研究。

本文以双馈风力发电机组为例,研究风电与柔直相互作用引发的系统振荡问题。首先,介绍了双馈风机经柔性直流输电并网仿真模型,搭建了基于风机控制器在环的RT-Lab实时仿真系统。以基于扫频的阻抗