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摘要：在中国，风电场规模正在逐年扩大，中国地域辽阔，且人口分布不均匀，导致电力负荷中心（中东部及沿海城市）与风力能源中心（华北和西北）呈现逆向分布，电能无法大规模存储，需要及时地将发电机产生的电能传输给用户，一般采用大容量远距离输电来满足功率传送的需求。但是由于输电线路过长，不可避免地会出现线路的电感效应。为了减小线路电感的影响，一般在线路上装设串联电容来改善电气参数，提高线路的稳定性及输送容量，这样不但可以减小线路等效电抗和两端电压的相位差，而且能调节并行线之间的功率分配，增强系统的稳定性，有效地解决线路电感效应的问题。
关键词：大规模双馈风；电场次同步谐振；分析；抑制
1风电场的ＳＳＲ分析模型
1.1大规模风电场的近似等值
虽然风力发电机参数和馈线长度等都会对ＳＳＲ的稳定临界点产生影响，但利用单一大容量风力发电机等值整个风电场的分析精度仍可以接受。采用以上建模方法分析ＳＳＲ时，难以分析并网风力发电机台数对ＳＳＲ的影响，因此，本文用连接于同一母线的多台型号和运行状态相同的小容量发电机代替整个风电场的所有发电机。在并网发电机台数确定时，本文中的多台小容量发电机并联模型与单一大容量发电机模型是完全等价的。华北某风电场的输电系统示意图如图１所示。众多风电场经辐射状的２２０ｋＶ输电线路接至升压站，然后经两条含固定串补的５００ｋＶ线路接入华北电网。该系统的等值模型如图２所示。等值模型中所有的风力发电机均为１．５ＭＷ的ＤＦＩＧ。
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图１ 华北某风电场的输电系统示意图
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图２ 风电场ＳＳＲ分析的等值模型
建立该模型的关键是计算模型中输电线路的等值参数。对于２２０ｋＶ线路电抗而言，可以利用所有风电场为升压站提供的短路电流来计算。５００ｋＶ线路电抗为无串补时从升压站向华北电网看去的等效电抗；在上述电抗的基础上减去线路中含有串补时从升压站向华北电网看去的等效电抗就可以得到等值模型中串补电容的容抗。最后，再根据２２０ｋＶ和５００ｋＶ线路中电阻与电抗之比的经验值计算线路的电阻值。
1.2ＤＦＩＧ的控制策略
在分析中，ＤＦＩＧ采用测风速—查表—控制发电机转子转速的方法实现最大功率跟踪。风力机的切入风速为３ｍ／ｓ，切出风速为２５ｍ／ｓ；风速在５～８ｍ／ｓ的范围之内时，发电机转速和风速成正比，在该范围之外时，风力机分别保持最低和最高转速不变。
风电场都装有并联补偿电容、静止无功补偿器（ＳＶＣ）和静止同步补偿器（ＳＴＡＴＣＯＭ）等无功补偿设备，使风电场母线电压保持在额定值附近。本文假设全部无功补偿设备均为ＳＴＡＴＣＯＭ。为简化分析模型，将ＳＴＡＴＣＯＭ控制风电场母线电压的功能合并到ＤＦＩＧ定子侧变流器（ＧＳＣ）中。
ＲＳＣ的控制目标是根据风速控制转子转速，并保持发电机定子的功率因数为１；ＧＳＣ的控制目标是保持直流母线电压稳定，同时保持ＤＦＩＧ机端电压为额定值。
1.3风电场ＳＳＲ现象的仿真呈现
在ＰＳＣＡＤ／ＥＭＴＤＣ中搭建了上述模型，并进行了数字仿真。根据仿真结果可知，在风速较高时，该地区所有的风力发电机均并网运行，此时系统是稳定的。由于风速在不同地区的分布不均匀，随着风速的降低，部分发电机会退出运行，在一定条件下，就会导致ＳＳＲ的发生。当谐振电流增大到一定程度后，就会触发发电机故障电流检测装置，从而使发电机切机。由于发电机故障电流设定阈值的差异，必然是一部分发电机先退出运行。当并网发电机台数减少后，系统的运行状态发生改变，达到ＳＳＲ稳定的临界点，并能在此后相当长的时间内维持这种工作状态。当风速重新恢复至高风速后，ＳＳＲ收敛，退出运行的发电机也陆续重新并网发电。详细的ＳＳＲ现象仿真结果及仿真过程的描述见附录Ｂ，其中包括风速、并网发电机台数、次同步电流、基波电流等随时间的变化情况。
仿真表明：①ＳＳＲ发生在低风速、低输出功率的情况下，所有风电场的总输出功率在５０～２００ＭＷ之间；②振荡频率在４．９～７．１Ｈｚ之间，而风电机组轴系的特征频率为１．８Ｈｚ，可见，轴系固有频率与ＳＳＲ频率不互补，因此，可以初步判断该现象不是扭振互作用；③振荡可分为开始阶段、迅速发散阶段和持续振荡阶段，同一阶段内，振荡频率保持不变，但是不同阶段之间，振荡频率依次降低；④振荡电流幅值最高可以超过基波电流，而ＤＦＩＧ机端电压波动幅度在±２％以内，显而易见，ＳＳＲ发生后，线路电流会有严重的畸变，但电压的畸变则很小，其主要原因是含有固定串补的输电系统在次同步频率处的等效阻抗很小，所以很大的次同步电流仅能造成较小的次同步电压；⑤虽然线路总串补度很小，仅为６．６７％，但是依然会导致ＳＳＲ。
2风电场ＳＳＲ的特征值分析
在静态工作点附近做近似线性化后，图２中的系统可用式（１）所示的状态方程描述其动态行为。
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式中：Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｄ为系数矩阵；ｕ为输入变量；ｘ为状态变量；ｙ为输出变量。
根据控制理论，通过分析Ａ矩阵的特征值，可以得到该系统在静态工作点附近的稳定性、振荡频率等大量信息。特征值的实部和虚部分别表示系统某种模式的发散速度和振荡角频率。为了便于特征值分析结果和仿真结果的对比，本文将特征值的虚部转换为以赫兹为单位的振荡频率。
参与因子表示了状态变量与对应运动形式的相关性。参与因子的绝对值越大，则表明该状态变量与对应运动形式的相关性越强。对等值系统的特征值分析表明，ＳＳＲ相关特征值与风力发电机轴系质块状态变量参与因子的绝对值仅为关键电气量（ＤＦＩＧ定子电流、转子电流、串补电容电压和线路电流等）参与因子绝对值的几百分之一甚至更小。参与因子的详细分析结果见附录Ｃ表Ｃ１。可见，参与因子同样表明该振荡与轴系质块无关，但是与系统的电气量关系密切。因此，可以确定该振荡不是扭振互作用，而是一种电气谐振。利用特征值分析可得ＳＳＲ特性与风速和并网发电机台数的关系，如图３所示。
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图３ ＳＳＲ特性与风速和并网发电机台数的关系
结合风速与风力机转速的对应关系可知，系统阻尼与发电机转速正相关，即转速越高，系统阻尼越强。在不同的转速下，都存在阻尼最差的并网发电机台数。在此基础上，发电机台数增加或减少，系统的阻尼都会增加。正是系统阻尼与发电机台数的这种非线性关系，才使得部分发电机脱网后，系统可以达到一种临界稳定状态。
谐振频率与并网发电机台数正相关，且并网发电机台数越少，发电机台数变化对谐振频率的影响越大。可见，上述特征值分析结果与ＰＳＣＡＤ的仿真结果在ＳＳＲ频率和发散特性上都是基本一致的。在风速为８ｍ／ｓ且并网发电机为1000台时，ＧＳＣ和ＲＳＣ的控制参数在上述仿真参数的０．１～１０倍之间变化，分析ＳＳＲ特性的变化规律可知，ＤＦＩＧ控制参数能影响ＳＳＲ的特性。其中，部分控制参数对ＳＳＲ的影响较大，按影响程度由高到低依次为：①ＲＳＣ电流跟踪比例系数，与系统阻尼负相关；②ＲＳＣ控制环节中的定子输出无功功率控制比例系数，与系统阻尼负相关；③ＧＳＣ控制环节中直流电压控制比例系数，与系统阻尼呈现非线性的关系；
3结语
在中国，风电场规模正在逐年扩大，中国地域辽阔，且人口分布不均匀，导致电力负荷中心（中东部及沿海城市）与风力能源中心（华北和西北）呈现逆向分布，电能无法大规模存储，需要及时地将发电机产生的电能传输给用户，一般采用大容量远距离输电来满足功率传送的需求。但是由于输电线路过长，不可避免地会出现线路的电感效应。为了减小线路电感的影响，一般在线路上装设串联电容来改善电气参数，提高线路的稳定性及输送容量，这样不但可以减小线路等效电抗和两端电压的相位差，而且能调节并行线之间的功率分配，增强系统的稳定性，有效地解决线路电感效应的问题。
参考文献：
[1]赵斌.双馈风电场并网系统的次同步振荡特性及抑制策略研究[D].重庆:重庆大学,2015(2)
[2]王冠青,孙海顺,朱鑫要,等.STATCOM附加电压控制抑制次同步谐振的理论和仿真[J].电力系统自动化,2013,37(11):33-38.