第6章 新能源并网安全管理文档格式.docx

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III型：

双馈变速风电机组

VI型：

全功率变频风电机组

通用化模型结构可满足以上四种风机的建模需求，采用模块化建模思路，为未来技术发展预留接口，如图5.2.1.1所示，中间四个模块表示从风能转换到电能的过程，保护模块和控制模块分别与其交互。

图5.2.1.1风电机组通用化模型结构

国内使用较多的风电机组类型是III型和VI型，这里细化介绍III型和VI风电机组模型及参数。

（1）双馈变速风电机组（DFIG）暂态模型

III型风电机组应用双馈异步感应电机，其定子回路与电网直接连接，转子回路通过“背靠背”变流器与电网连接，其主要的电气和机械部分如图5.2.1.2所示，其中“背靠背”变流器包括机侧变流器（GSC）、网侧变流器（LSC）和中间的直流电路。

图5.2.1.2双馈风电机组结构示意图

结合图5.2.1.2，通过的III型风电机组暂态模型结构如图5.2.1.3所示，其控制模块包括桨距角控制、有功功率控制、无功出力限幅、无功功率控制和电流限幅等，如图5.2.1.4所示。

图5.2.1.3双馈风电机组暂态模型结构

图5.2.1.4双馈风电机组控制模型

图中，

Θ——浆距角；

ωgen——异步感应发电机转速；

ωref——异步感应发电机转速参考值；

ωWTR——风力机转速；

f——电网频率；

FOCB——保护动作标志位；

igen——异步感应发电机电流；

iWT——双馈风电机组输出电流；

ipcmd——异步感应发电机有功电流指令；

iqcmd——异步感应发电机无功电流指令；

iqmax——异步感应发电机无功电流最大值；

iqmin——异步感应发电机无功电流最小值；

Pag——异步感应发电机发电机电磁功率；

Paero——风力机输出的有功功率；

pWT——双馈风电机组输出有功功率；

pWTref——双馈风电机组有功功率指令；

qWT——双馈风电机组输出无功功率；

ugen——异步感应发电机发电机机端电压；

uWT——双馈风电机组机端电压；

xWTref——双馈风电机组无功功率参考值或电压偏差参考值。

（2）全功率变频风电机组暂态模型

VI型风电机组应用同步感应电机或异步感应电机，通过全功率换流器与电网相连的风电机组，其主要的电气和机械部分如图5.2.1.5所示。

有些VI型风电机组直接使用同步感应电机，而不需要齿轮箱连接风轮和发电机。

图5.2.1.5全功率风电机组结构示意图

由于VI型风电机组的全功率变频器特性，其暂态模型可忽略空气动力学模型（aerodynamic），如图5.2.1.6所示，而不影响其接入电力系统稳定仿真分析计算。

与III风电机组控制模块相似，VI型风电机组的控制模块包括有功功率控制、无功出力限幅、无功功率控制和电流限幅等，如图5.2.1.7所示。

图5.2.1.6全功率风电机组暂态模型结构

图5.2.1.7全功率风电机组控制模型

ωgen——发电机转速；

igen——发电机输出电流；

iWT——全功率风电机组输出电流；

ipcmd——发电机有功电流指令；

iqcmd——发电机无功电流指令；

iqmax——发电机无功电流最大值；

iqmin——发电机无功电流最小值；

Pag——发电机发电机电磁功率；

pWT——全功率风电机组输出有功功率；

pWTref——全功率风电机组有功功率指令；

qWT——全功率风电机组无功功率；

ugen——发电机发电机机端电压；

uWT——全功率风电机组机端电压；

xWTref——全功率风电机组无功功率参考值或电压偏差参考值。

5.2.2光伏发电单元建模

一定数量的光伏组件以串并联的方式连接，通过直流汇流箱和直流配电柜多级汇集，经过光伏逆变器逆变成符合电网频率和电压要求的电源。

有些逆变器（组串式光伏逆变器）额定容量较小，不需要直流汇流箱。

光伏发电单元的电气连接关系如图5.2.2.1所示。

图5.2.2.1光伏发电单元结构示意图

由图5.2.2.1可知，光伏发电单元暂态模型包括光伏方阵模型和光伏逆变器模型，

国标标准GB/T32826-2016《光伏发电系统建模导则》给出了光伏发电单元通用化模型结构，如图5.2.2.2所示，一定程度上简化光伏方阵的光电转换模型；

同时，简化光伏逆变器的PWM控制、电力电子开关状态等微秒级暂态过程，着重建立影响光伏发电单元并网性能的控制系统模型。

（1）光伏方阵数学模型

根据标准测试条件下的测试参数，推导出任意辐照强度S下的光伏方阵I-V特性，如图5.2.2.2所示。

图5.2.2.2光伏方阵数学模型

b——计算常数，由硅材料构成的光伏方阵典型值为0.0005；

e——自然对数底数，2.71828；

Im_sta——光伏方阵标准测试条件最大功率点电流；

ISC_sta——光伏方阵标准测试条件短路电流；

Pm——光伏方阵最大功率点功率；

S——太阳辐照度；

Sref——标准测试条件下的太阳辐照度，Sref=1000W/m2；

Um_sta——光伏方阵标准测试条件下最大功率点电压；

UOC_sta——光伏方阵标准测试条件下开路电压。

（2）光伏逆变器暂态模型

采用模块化建模思路，光伏逆变器暂态模型包括有功/无功控制环节、故障穿越控制及保护环节、输出电流计算环节，如图5.2.2.3所示。

图5.2.2.3光伏逆变器暂态模型

f——光伏逆变器机端母线频率；

Iac——光伏逆变器输出电流；

Ip——光伏逆变器输出电流有功分量；

Ip_cmd——光伏逆变器有功控制输出指令；

Iq——光伏逆变器输出电流无功分量；

Iq_cmd——光伏逆变器无功控制输出指令；

P——光伏逆变器输出有功功率；

PFref——光伏逆变器功率因数参考值；

Pord——光伏逆变器有功功率控制指令；

Q——光伏逆变器输出无功功率；

Qord——光伏逆变器无功功率控制指令；

Uterm——光伏逆变器计算母线电压。

有功/无功控制环节的作用是根据厂站级控制指令产生有功/无功电流指令，随后输入至故障穿越及保护环节。

有功控制部分模拟最大功率跟踪MPPT控制模式或定有功功率控制模式。

在最大功率跟踪（MPPT）模式下，用一阶滞后环节来模拟MPPT过程；

在厂站级控制模式，用延迟环节来反映通讯延时。

选定控制模式后可以得到有功控制参考值Pref。

有功控制参考值Pref的上限值是光伏方阵数学模型计算输出的Pm。

无功控制部分模拟功率因数控制模式或定无功功率控制模式，厂站级控制模式必须选择定无功功率控制模式，无功功率控制的上下限分别为光伏逆变器输出无功功率能力的极限值。

故障穿越及保护环节是故障期间的光伏逆变器动态特性的关键环节，描述了光伏逆变器在交流侧电压跌落/升高及恢复过程的暂态特性。

根据光伏逆变器机端电压值将逆变器的运行工况分为高电压穿越（HVRT）、正常运行工况和低电压穿越（LVRT），非正常运行工况下逆变器输出的无功电流分量由该模块计算获得，随后根据故障穿越期间的电流限幅计算逆变器输出的有功电流分量；

故障清除后，需要限制有功电流分量的上升速率。

保护环节是对光伏逆变器的保护控制逻辑的模拟，当光伏逆变器机端母线出现过/欠压、过/欠频且持续时间超过整定值时，保护动作，逆变器退出运行防止损坏。

输出电流计算环节是光伏逆变器模型接入电网模型的接口，其功能是将有功电流分量和无功电流分量转换为相量形式，并将电流相量注入至电网模型中。

5.2.3新能源电站控制系统建模

通常，新能源电站配置有专门的电站控制系统，对于整个新能源电站进行类似常规发电厂控制，新能源电站的输出功率可以向上或者向下局部调节，参与电力系统的功率平衡控制和频率控制；

在电网危急情况下，新能源电站可迅速向下调节出力或退出电网；

当风速/太阳辐照度增加时能限制功率输出变化率。

无功功率可由电站控制系统在集中控制按照协议对每个新能源发电单元进行控制。

新能源电站控制系统结构如图5.2.3.1所示。

图5.2.3.1新能源电站控制系统结构示意图

新能源电站通过电站控制系统来实现调压、调频和调峰功能，电站控制系统的响应时间为十秒到数分钟，响应速度要远慢于新能源发电单元控制系统。

在进行数十秒到数分钟的电力系统仿真时，必须考虑电站控制系统模型对系统的影响。

新能源电站控制系统模型的功能是模拟整个电站的有功、无功集中控制系统响应特性，即接收电网上级调度指令，分配给站内各发电单元及无功补偿装置等；

典型的电站控制系统模型结构如图5.2.3.2所示，模型输出与5.1.2节的风电机组、5.1.3节的光伏发电单元模型输入对应。

有功控制系统可以接收上级调度指令，实现恒定有功功率控制模式，或可以根据并网点频率调节其输出有功功率，参与电力系统调频。

无功控制系统可以根据上级调度指令，实现定无功电压控制模式、无功电压下垂控制模式、定无功功率控制模式或定功率因数控制模式。

图5.2.3.2电站控制系统模型

PPOI_ref——新能源电站控制系统的有功功率参考值；

PPOI——新能源电站输出有功功率；

PFPOI_ref——新能源电站控制系统的功率因数参考值；

QPOI_ref——新能源电站控制系统的无功功率参考值；

QPOI——新能源电站输出无功功率；

UPOI_ref——新能源电站控制系统的并网点电压参考值；

UPOI——新能源电站并网点电压。

5.2.4管理办法

参照国家标准GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》、GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》、NB/T31066-2015《风电机组电气仿真模型建模导则》、NB/T31053-某《风电机组低电压穿越建模及验证方法》、GB/T32826-2016《光伏发电系统建模导则流程建模》及GB/T32892-2016《光伏发电系统模型及参数测试规程》制定新能源电站模型及参数管理办法。

（1）建模及参数辨识的基本要求

新能源电站模型及参数应描述包含站内各新能源发电单元（风电机组、光伏发电单元）、有功/无功控制系统的新能源电站，新能源电站应在获取各元件模型的基础上，提交整站模型及参数。

新能源电站的模型宜采用PSD-BPA和PSASP现有的模型，或根据相关标准流程建模。

若上述模型可准确反映新能源电站特性，新能源电站应委托具有资质认证的第三方测试机构进行参数测试和模型验证工作，并提供新能源电站模型参数报告；

若上述模型无法准确反映新能源电站特性，新能源电站应委托国家能源太阳能发电研发（实验）中心、国家能源大型风电并网系统研发（实验）中心及国家电网仿真中心，比对已有的仿真软件PSASP、BPA模型库，组织专家评审，评定是否需要加入模型库。

（2）模型参数测试要求

新能源发电单元的模型应能够反映环境变化、机端母线小扰动响应特性、故障穿越特性、指令控制响应特性、保护控制特性等。

模型参数应通过实验室或现场测试获取，参数测试流程及模型验证误差精度满足相关标准要求。

新能源电站无功补偿装置的模型应能够反映其容量与节点电压的静态特性、电网电压波动的响应特性，及响应控制指令的特性等，静态参数可根据设备铭牌、出厂测试报告确定，其控制参数应通过现场测试获取。

新能源电站内部集电线路的模型和参数应采用实测数据。

变压器参数可根据设备铭牌、出厂测试报告确定。

新能源电站有功功率控制系统、无功功率控制系统的模型应能够反映电站接收控制指令、分配下达逆变器等控制指令的特性，其参数应通过现场测试获取。

参数辨识数据通过现场测试获取，参数测试流程及模型验证误差精度满足相关标准要求。

新能源电站整站模型及参数应由包含电站内所有元件的详细模型及参数等值得出，并通过与详细模型的仿真对比验证。

（3）模型参数管理要求

新能源电站应在并网前3个月提供风电机组或光伏逆变器模型参数测试报告。

新能源电站在并网前，应提供无功补偿装置的型式试验报告。

新能源电站并网后6个月内，应向电站所在地省电力公司提供新能源电站模型参数检测报告和并网性能测试报告，报告应由具有新能源发电并网检测资质的第三方机构出具。

新能源电站模型参数现场测试应由具备相应资质的单位或部门进行测试，并在测试前将测试方案报电站所在地省电力公司备案。

当新能源电站更换风电机组、光伏逆变器或变压器等主要设备时，应重新提交测试与模型报告。

5.3并网技术要求

5.3.1故障穿越能力

5.3.1.1低电压穿越

不同并网导则对低电压穿越能力（LVRT）要求的差异主要体现在电压跌落深度及持续时间有所不同。

爱尔兰、波兰等地并网导则规定最低电压跌落深度为15%Un，持续时间为625ms；

德国、美国、加拿大等地并网导则规定最低电压跌落深度为0%Un，即要求零电压穿越，持续时间为150ms，而丹麦等地并网导则更要求风电场/风电机组具备零电压双次跌落的故障穿越能力。

我国GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》要求的低电压穿越要求如图5.3.5.1.1所示。

图5.3.5.1.1风电场低电压穿越要求

（1）有功恢复要求

对电力系统故障期间没有切出的风电场，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值；

（2）动态无功支撑能力要求

a）当风电场并网点电压处于标称电压的20％～90％区间内时，风电场应能够通过注入无功电流支撑电压恢复；

动态无功电流控制的响应时间不大于75ms，持续时间应不少于550ms。

b）风电场注入电力系统的动态无功电流IT≥1.5×

（0.9-UT）IN，（0.2≤UT≤0.9）。

5.3.1.2高电压穿越

世界主要风电并网导则对风电高电压穿越要求曲线如图5.3.5.2.1所示，要求风电在图中曲线以下区域不脱网连续运行。

图5.3.5.2.1主要风电并网导则对高电压穿越要求曲线

澳大利亚率先制定真正意义上的并网风电机组高电压穿越要求：

当高压侧电网电压骤升至130%Un时，风电机组应维持60ms连续运行不脱网，并提供足够大的故障恢复电流；

德国E.ON的风电并网准则要求在电网电压升至120%Un时风电机组能够保持长期不脱网运行，并要求高电压情况下风机需要吸收一定量的无功功率，无功电流与电网电压的变化率之比为2:

1；

美国WECC要求当电网电压上升至120%Un时，风电机组应至少维持1s不脱网；

加拿大HydroQuebec水电公司，也对风电的高电压穿越能力也进行了补充与规范。

为保证电网安全稳定运行，我国对风电机组高电压穿越能力的要求曲线如图5.3.5.2.2所示：

图5.3.5.2.2风电机组高电压穿越要求

（1）基本要求：

当电网发生故障或扰动引起高压侧电压升高时，风电机组高压侧各线电压（相电压）在图13中电压轮廓线及以下的区域内时，风电机组必须保证不脱网连续运行；

否则，允许风电机组脱网。

（2）有功与无功要求：

a）电网高电压期间，风电机组有功功率应能正常输出；

b）风电机组应能够自电压升高出现的时刻起快速响应，通过无功电流注入支撑电压恢复。

5.3.1.3耐频能力及频率调节

风电机组频率耐受范围宽广：

丹麦要求在47Hz，52Hz时运行30s；

德国要求在51.5Hz时可以连续运行30分钟；

英国要求在47Hz时，可以运行20s，52Hz时至少运行15分钟；

爱尔兰电网要求47.5Hz-52Hz，风电机组可以不脱网运行1小时。

同时，部分国家或地区对风电有功-频率控制也作规定，如表5.3.5.3.1所示。

表5.3.5.3.1部分国家或地区对风电有功-频率控制的规定

国家/地区

风电调频技术规定

西班牙

提供风电装机容量1.5%的备用容量用于调频

德国

100MW以上风电场应具备2%的一次频率调节能力

加拿大魁北克

风电场提供装机5%的备用容量，持续10s

大不列颠

所有风电场满足一次调频、二次调频和频率过高响应的能力

北爱尔兰

给出了风电场频率响应的有功-频率曲线（如图2-1）

丹麦

风电场安装频率控制系统以控制各个单独的风电机组，参与电网调频

图5.3.5.3.1爱尔兰电网导则要求有功-频率响应曲线

加拿大魁北克电网要求额定容量大于10MW的风电场必须安装频率控制系统，在出现大的频率偏差时提供辅助调频服务。

在系统发生频率偏差大于0.5Hz且持续时间小于10s的快速频率变化情况下，提供额定容量5%以上的调频功率持续10s以上，并产生比惯性时间常数为6s的常规发电机组更好的控制效果。

该规定是针对系统出现较大的短时频率偏差时，期望风电场能够提供类似于传统机组的惯性响应能力，以支持系统频率恢复。

德国E.ONNetz电力公司并网导则要求装机容量大于100MW的风电场必须具备参与调频的能力。

该导则指出风电场具备参与调频的功率容量应不小于其装机容量的±

2%；

在系统频率偏差大于0.2Hz的情况下，风电场需要在15s时间内启用全部的调频容量并持续至少15min。

对于额定功率小于100MW的风电场，根据相关协议，建议参与电网频率调整，维持电网有功平衡与频率稳定。

英国并网准则规定：

正常运行的电力系统频率波动范围为49.8～50.2Hz，发电机需对该频率波动范围提供持续响应；

当频率跌落至49.8Hz以下或突增至50.2Hz以上时，风电场需根据实际负荷提供一次频率响应，最高可达到额定容量的10%。

由丹麦、芬兰、挪威、瑞典共同发布的北欧电网导则，要求风电场在一定的电压和频率范围内具备有功调节能力，要求风电机组具备随电网频率自动调节有功功率的能力，风电机组输出有功功率在一定的死区范围外与电网频率偏差呈正比例关系，具体技术指标由各个国家电网运行商决定。

而挪威电网要求风电场应该具备依据系统频率改变有功输出的能力，要求风电场保持一定的有功备用。

我国GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》要求，在48Hz～49.5Hz时，风电场具有至少运行30min的能力；

高于50.2Hz时，应至少运行5min。

可以看出，我国标准整体上对机组的频率耐受能力要求较低，并且也未要求风电参与电网频率调节。

为适应新的发展形势，我国主流风电厂商对风电正开展广泛的升级改造，改造依据的技术要求如下：

当电网频率偏差值大于±

0.05Hz，风电场有功出力大于20%额定容量时，通过功率协调控制系统调节风电场的有功出力参与电网一次调频，为电力系统提供持续的有功支撑，支撑电网频率恢复。

风电场参与一次调频的要求及步骤如下：

a）风电场功率控制器根据各台机组的风速、有功功率和桨距角等信息，实时计算出当前该机组和风电场的有功调频裕度。

b）为保证风电场具备一次调频所需的备用容量，风电场应处于限功率运行状态，建议预留当前风速下6%~10%的备用容量。

c）风电场功率控制器根据各台机组的功率裕度，分配各台机组需要调节的有功功率，并按照图2-2所示风电场频率-有功曲线参与电网一次调频。

一次调频功能通过设定频率与有功功率折线函数实现，即：

（3-1）

式中，fd为风电场一次调频控制死区频率值（死区推荐值为0.05Hz），f为电网当前频率，Pn为风电场额定功率，调频下垂系数推荐值k1=0.5，k2=1.0，P0为风电场有功功率初值，且调频死区与下垂系数可设置。

图5.3.5.3.2风电场频率-有功响应曲线

5.3.1.4耐压能力及电压调节

风电机组耐压能力主要包括正常运行电压及故障穿越能力。

其中尤其以故障穿越能力为重点，第1节已作阐述。

风电机组调压能力主要通过风电机组无功功率发出能力体现。

爱尔兰并网导则要求风电机组在有功功率达到满功率12%以上的情况下均能提供33%的无功功率；

芬兰并网导则要求风电机组功率因素能够满足±

0.95。

我国GB/T19963要求，风电机组应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调。

图5.3.5.4.1为部分国家并网导则无功能力要求曲线。

（a）爱尔兰

（b）芬兰

（c）荷兰（d）英国

图5.3.5.4.1部分国家并网导则无功能力要求曲线

对于风电电压调节功能的实现，我国主流风电厂商亦正开展相关的改造工作，改造所依据的技术要求如下：

风电场无功电压控制系统具备无功电压闭环控制或电网无功给定控制模式。

在风电场功率协调控制系统中设置无功电压控制曲线（如图5.3.5.4.2所示），增加与电压偏差成正比的无功功率，使得风电场具备无功调压功能。

注：

Ud=2%Un，调压下垂系数k1=k2=5，且死区与下垂系数可设置。

图5.3.5.4.2风电场电压-无功响应曲线

以风电场并网点电压或无功为控制目标，采用闭环调节方式，充分考虑风电场安全约束后，得到风电场无功功率设定值，按照风机优先的原则进行无功分配，并保证风场内无功合理流动，减小损耗，实现风电机组机端电压偏差最小，风电场无功域度最大。

5.3.2保护定值计算

5.3.2.1继电保护配置要求

继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。

保护配置、设备规范及二次回路应满足电力系统有关规定和反事故措施的要求。

应选用技术成熟、性能可靠、质量优良、有成功运行经验的继电保护装置，并考虑技术支持及售后服务等因素。

220kV及以上电压等级电力设备应配置双重化保护，继电保护双重化包括保护装置的双重化以及与实现保护功能有关回路的