采用靜止同步串聯補償器的雙饋風電場電壓協調控制

唐 凡，金 超

(國網河北省電力公司保定供電分公司，河北 保定 071003)

0 引言

由于缺乏合理的無功功率補償設備和調壓措施所造成的電壓穩定問題，是限制大規模風電場并網運行的主要因素。目前雙饋風電場無功功率補償普遍采用在主變壓器低壓側裝設靜止無功功率補償器(static var compensator，SVC)，但鑒于SVC 的電容特性，電網電壓跌落時難以提供有效的無功功率支持，并且SVC 的響應速度慢，故障切除時會造成無功功率過補償，導致部分機組高電壓保護動作跳機，嚴重影響故障后電網電壓的恢復［1］。鑒于上述問題，已有文獻提出采用基于可關斷晶閘管的新型無功功率補償裝置代替SVC，但研究重點均在于新型無功功率補償裝置，未充分考慮雙饋風電機組的無功功率調節能力以及二者之間的協調控制［2］。

雙饋風電場采用靜止同步串聯補償器(static synchronous series compensator，SSSC)進行無功功率補償時，SSSC 可實現風電場電壓與電網電壓的解耦，提高雙饋風電場低電壓穿越能力，但SSSC 長時間串聯運行將增加變流器開關損耗，并且這種串補結構會導致涌流效應［3］，給系統穩定運行構成威脅;采用雙饋風電機組調壓雖可避免涌流效應，但其輸出無功功率功率的同時，會增大其轉子電流，降低機組運行可靠性。因此如何使二者協調配合，保證系統穩定可靠運行值得深入研究，具體問題包括［4-5］:

a.系統發生短路故障等大擾動時，SSSC 與雙饋風電機組在穩壓方面的作用應協同一致;

b.避免控制系統在不同的調壓方式間頻繁切換，盡量使電壓曲線平滑、穩定;

c.故障切除時，抑制無功功率過補償，避免雙饋風電機組高電壓保護動作跳機。

基于上述分析，以下推導能夠滿足低電壓穿越要求的SSSC 最小容量，并依據雙饋風電機組無功功率裕度和電網電壓偏差的大小，設計輕載、重載和緊急3 種控制模式及3 種模式之間的轉換條件，提出故障控制策略以避免故障切除時無功功率電壓的過補償。

1 SSSC 容量的確定

在IL定向dq 同步旋轉坐標系下，忽略鎖相環的動態過程可認為SSSC 輸出功率如式(1)所示:

SSSC 通過控制Uinj-d維持直流母線電壓恒定，原理如式(2)所示:

式中:PSC為SSSC 輸出的有功功率;C 為電容器電容;Udc為直流母線電壓。

穩態時近似認為Udc恒定，由式(2)可知Uinj－d等于0，則式(1)可簡化為:

同時，SSSC 最大注入電壓Uinj-max應滿足:

式中:UG-trip為雙饋風電機組低電壓保護動作閥值;Ugrid-low為國標中規定雙饋風電場能夠實現低電壓穿越的最小電壓值。

風電送出線路的額定電流ILN的表達式為:

式中:PwN為雙饋風電場容量;ULN為送出線路的額定電壓。

設定SSSC 容量為SSC-N，根據SSC-N≥Uinj-maxILN，將式(4)、(5)代入可得:

由式(6)可知，SSSC 容量由3 個因素確定，包括:電網對風電場低電壓穿越的要求，風電機組自身低電壓穿越能力和風電場的容量。

2 雙饋風電場的控制模式

2.1 輕載控制模式

SSSC 與雙饋風電機組協調控制包括重載、輕載和緊急3 種控制模式，如圖1所示。圖1中，SCR 導通，K1 置1 時為輕載控制模式，該模式應用于電網正常運行且雙饋風電場吹入風速較小的情況。此時SSSC 被旁路，雙饋風電機組采用恒電壓控制。

由圖1可知，系統根據UPC偏差確定Qw-ref，通過機組間和機組內無功功率分配得出各臺機無功功率電流參考值和定子側無功功率參考值。以無功功率額度QD表征DFIG 無功功率調節能力，QD=，其表達式為:

以QD作為機組間無功功率分配的標準，原理如式(8)所示:

式中:QDi、Qgi-ref分別為第i 臺雙饋風電機組的無功功率額度和無功功率參考值。

由式(8)可知，與根據無功功率極限作為分配標準相比，依據QD進行分配無需考慮Qw-ref的正負號，簡化了機組間無功功率分配。

2.2 重載控制模式

圖1中，SCR 斷開，K1、K2 均置0 時為重載控制模式，該模式應用于電網正常運行且雙饋風電場吹入風速較大的情況。

由式(8)可知，DFIG 無功功率極限隨有功出力的增大而減小，當吹入風速接近額定風速時，DFIG將失去無功功率調節能力而必須從電網吸收無功功率，此時需靠調節SSSC 的注入電壓穩定UPC，而雙饋風電機組采用恒功率因數控制可減小轉子電流，提高機組運行可靠性。

2.3 緊急控制模式

圖1 SSSC 與雙饋風電機組協調電壓控制

圖1中，SCR 斷開，K1、K2 均置1 時為緊急控制模式，該模式應用于電網受到較大擾動的情況，此時僅憑SSSC 注入補償電壓難以使UPC恢復至給定值，需結合雙饋風電機組的無功功率調節能力共同穩定UPC。該模式下雙饋風電機組采用恒電壓控制，同時令SSSC 注入電壓交軸分量的幅值達到上限，并通過比較UPC0與UPC-ref的大小確定其正負。

3 模式轉換控制

3.1 輕載與重載的轉換

對輕載、重載、緊急3 種控制模式分別編號為1、2、3，以“條件i－j”表示模式i 到模式j 的轉換條件，如圖2所示。

圖2 控制模式轉換示意

由輕載轉換至重載模式有2 種情況。

a.雙饋風電場吹入風速接近額定風速。根據式(7)可知，QD隨吹入風速的增大而減小，其無功功率容量也越小。

b.雖然雙饋風電場吹入風速較小，但雙饋風電機組輸出的無功功率已接近極限時，仍難以使UPC穩定在UPC-ref。

設定無功功率出力系數β，

式中:Qg為DFIG 輸出無功功率。

由式(9)可以看出，β ∈(0，1)，并且β 越接近于1，說明DFIG 當前輸出功率越接近其上限，無功功率裕度越小。基于上述分析，條件1－2 的邏輯表達式為。

式中:αw、βw分別為雙饋風電場無功功率容量系數和無功功率出力系數;αi、βi分別為雙饋風電場中第i 臺機組的無功功率容量系數和無功功率出力系數;δk(k=1、2、…)均為閥值。

當雙饋風電場吹入風速較小，并且SSSC 補償前的并網點電壓值已穩定在UPC-ref時，則由重載轉為輕載控制模式。可得條件2－1 的邏輯表達式為:

式中:UPC0為圖4中SSSC 接入點左側電壓值。

3.2 重載與緊急的轉換

當SSSC 注入電壓交軸分量的幅值已接近上限，仍難以使UPC恢復至UPC-ref時，說明單憑SSSC 難以穩定并網點電壓，則由重載轉入緊急模式。可得條件2－3 的邏輯表達式為:

式中:δ2為UPC允許波動的幅度。

當UPC已穩定在UPC-ref，并且SSSC 與雙饋風電機組對于穩定并網點電壓的作用相互矛盾時，則由緊急模式轉為重載模式。可得條件3－2 的邏輯表達式為:

重載與緊急模式轉換原理如圖3所示。

圖3 重載與緊急模式轉換原理

圖3中，置位復位觸發器的S 端為置位，R 端為復位。采用延時模塊可增強控制系統穩定性，避免2 種控制模式的頻繁轉換。

3.3 故障控制策略

風電場送出線路通常采用縱連差動保護，為抑制故障切除時無功功率電壓過補償，提出故障控制策略，令SSSC 與風電送出線路差動保護協調配合。當UPC0＜ U0并且dUPC0/ dt ＞ σ 時，確定電網發生短路故障，在線路縱聯差動保護動作的同時令SCR 閉合，使SSSC 退出運行，避免并網點電壓的返回值過高導致雙饋風電機組因高電壓保護動作跳機。

4 仿真結果分析

以河北省南部電網某風電系統為例，建立100 MW 雙饋風電場及其接入局部電網的仿真模型，如圖4所示。風電場可等值為2 臺參數相同的雙饋風電機組，用G1、G2 表示，仿真參數見表1。

圖4 含有雙饋風電場的局部電網

表1 雙饋風電機組仿真參數

雙饋風電場采用電壓協調控制，G1、G2 吹入風速分別為8 m/s 和10 m/s。母線B02 處2 s 發生三相短路故障，2.25 s 故障切除，仿真結果見圖5－7。

圖5 雙饋風電機組無功功率仿真結果分析

圖6 SSSC 注入電壓仿真結果分析

由圖5、圖6可以看出，2 s 發生三相短路故障后，在2.03 s K1、K2 控制信號均由0 置1，系統由重載控制模式轉為緊急控制模式，SSSC 注入電壓由0.1 pu 飆升至0.3 pu(最大值)，G1、G2 輸出無功功率也增至20 MVar，充分調動了SSSC 和雙饋風電機組無功功率電壓調節能力。

圖7 故障過程中并網點電壓仿真結果分析

由圖7可以看出，故障時并網點電壓跌落至0.76 pu，而采用電壓協調控制后，UPC可穩定在0.97 pu，實現雙饋風電場故障穿越。

5 結論

以上分析了雙饋風電場配置了SSSC 之后的電壓控制方案，設計重載、輕載和緊急3 種運行模式以及三者之間的轉換控制，并仿真驗證了上述方案可提高雙饋風電機組故障穿越能力，改善系統電壓穩定性。另外，采用SSSC 還可減小風電功率的電氣傳輸距離，增大風電極限穿透容量，而這點有待進一步研究。

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