動態無功補償對風電場暫態電壓的影響及控制策略

呂清潔，徐政，李暉，肖晉宇，王帥

(1.浙江大學電氣工程學院，杭州市 310007；2.國網北京經濟技術研究院，北京市 102209)

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動態無功補償對風電場暫態電壓的影響及控制策略

呂清潔1，徐政1，李暉2，肖晉宇2，王帥2

(1.浙江大學電氣工程學院，杭州市 310007；2.國網北京經濟技術研究院，北京市 102209)

近年來大規模風電機組連鎖脫網事故頻發，嚴重威脅電網安全穩定運行，風電機組脫網機理與防御控制策略需深入研究。首先從理論上分析了含動態無功補償裝置的風電場在電網故障期間風機機端高電壓現象的機理，仿真分析了靜止無功補償器(static var compensator，SVC)響應時間對風電場暫態電壓特性的影響，指出SVC暫態無功調節的滯后性是導致故障下風電機組因高電壓脫網的主要因素，并提出了電網故障下風電場的無功協調控制策略：即通過協調SVC與風機自身無功出力，在故障發生時緊急閉鎖SVC，投入風機跨接器(Crowbar保護電路)，在故障清除后經一定延時重新投入SVC，從而提高風電機組的故障穿越能力。仿真結果表明該文提出的控制策略能有效抑制故障下風機高電壓脫網問題。

風電場；無功控制策略；靜止無功補償器(SVC)；響應時間；高電壓脫網

0 引 言

隨著風電并網規模的不斷增大，風電運行中的安全穩定問題也越來越突出。2011年1月到4月酒泉風電場連續發生大規模風機脫網事故4起，分別導致598、400、702和1 278臺風電機組脫網[1-3]。縱觀多次風機脫網事故，除由于風電機組不具備低電壓穿越能力導致脫網外，故障期間大型風電場內風電機組和集中無功補償設備無功電壓控制策略的不協調、各風電場無功電壓控制策略相互獨立且未考慮整個地區電壓穩定性、無功補償裝置動態響應能力和響應時間不能滿足要求等因素引起的風機高電壓脫網也是誘發事故擴大的主要原因[4-6]。

動態無功補償裝置(如SVC、STATCOM等)由于其輸出無功調節快速、連續，能夠適應風電場風功率波動隨機、頻繁下的穩態無功調節需求[7-9]，因此廣泛應用于大規模并網風電場。但SVC補償裝置暫態電壓調節存在滯后性，容易引起故障下風機機端高電壓問題。針對暫態過程的高電壓脫網問題，文獻[5]理論分析了外送線路長度和風電出力水平與故障過程風機機端電壓過沖值之間的關系；文獻[10]考慮了風機自身的動態無功支撐能力，提出了雙饋風電機組高電壓穿越控制策略；文獻[11]給出了在故障期間將SVC參考電納置零的方式防止風機因高電壓脫網的控制策略。但關于SVC設備對風電場暫態電壓特性的影響機理以及電網故障期間如何通過協調控制SVC設備和風機自身無功出力來避免風機高電壓脫網問題的研究還有待深入研究。

本文針對風電機組高電壓脫網問題，理論分析含動態無功補償裝置的風電場在電網故障期間風機機端高電壓現象機理，仿真分析SVC響應時間對風電場暫態電壓特性的影響，指出SVC暫態無功調節的滯后性是導致故障下風電機組因高電壓脫網的主要因素，并提出電網故障下SVC裝置和風機自身無功出力的協調控制策略。仿真結果表明本文提出的控制策略能有效抑制故障下風機高電壓脫網問題。

1 電網故障期間風機機端高電壓現象機理分析

構建典型風電場送出系統等值電路如圖1所示。圖1中：Ut為風電場等值機端電壓；外送線路采用型等值線路；Us為風場匯集母線電壓；相位滯后風場機端電壓θ；P1為風電場外送功率；Q1為風電場各無功源出力總和；R、X、B為線路參數。

圖1 典型風電送出系統等值電路

早期風電場送出系統多采用分組投切的電容器進行無功補償，這種方法雖然能對系統無功缺額進行有效的補償，但補償容量的調節是離散的，調節速度緩慢，并且具有電壓負特性等缺點，不能適應風電送出系統輸送有功功率的隨機性和間歇性等特點。因此，目前許多大規模并網風電場無功補償設備均采用了SVC。SVC無功補償裝置將電力電子元件引入到傳統的并聯無功補償裝置中，可以實現輸出無功功率的連續平滑調節，滿足對風電場風功率波動的快速跟蹤，降低風電場對電網的沖擊，提高風電送出能力和系統運行的安全穩定性[12-14]。典型的SVC控制模型框圖如圖2所示。

圖2 典型SVC控制模型框圖

圖中：Uref為SVC參考電壓輸入；Ut為SVC并網點電壓；Ksvc及T1～T4為控制環節參數；T5為SVC裝置控制延時時間常數(響應時間)：Bmax和Bmin為SVC無功輸出限幅；Bsvc為SVC輸出導納參考值。

系統發生短路故障導致風電機組高電壓脫網的機理可從以下2個方面討論。

1.1 風機低電壓穿越能力不足

部分風機由于低電壓穿越能力不足，在系統發生短路故障后因低電壓而脫網。風機脫網后，風電場原先配置的無功補償裝置未及時切除，根據上述風電送出系統等值電路，可推導出風機機端電壓與外送功率之間的關系如下：

(1)

忽略線路等值電阻R，得：

(2)

則有：

(3)

由上式解得機端電壓：

(4)

當部分風機在故障后因低電壓脫網，即P′=P1-ΔP，而風場無功補償設備未及時切除，當故障清除后系統電壓迅速恢復，可認為無功補償設備出力Q1基本不變，則由式(4)可知，由于P1減小將導致機端電壓抬升。當然，這種現象主要是由于固定電容無功補償的特性導致的。目前國內多數風場均配置了SVC無功補償裝置，下面將根據SVC的調節特性進一步分析系統發生短路故障下風電機組高電壓脫網的機理。

1.2 SVC無功補償裝置調節滯后性

本節主要分析由于SVC無功補償設備電壓調節的滯后性導致故障切除后風電送出系統無功過剩，引起風機機端電壓過沖的機理。

對圖1中風電送出等值系統，風機機端電壓：

(5)

式中:Q1=QG+QC+Qsvc。

從電力系統的角度來看，一個SVC等效于一個可調電容器和一個可調電抗器的并聯，可按預先設定的方式調節其輸出無功功率及其并網點電壓，其無功輸出特性符合如下表達式[15]：

(6)式中：ω為SVC并網點角頻率；U為并網點電壓；C為投入電容值；α為TCR的觸發角；XL為投入電感值。

(7)

由式(7)可知，送出線路越長(X正比于線路長度)、SVC補償容量越大，則故障切除后風機機端電壓過沖值越大。

根據上述分析可知，SVC無功補償裝置調節的滯后性是導致故障下風電機組因高電壓脫網的主要因素，目前實際風電場運行中采用的SVC主要有磁控電抗器(MCR型)和晶閘管控制電抗器(TCR型)2種，前者的SVC的響應時間通常在300 ms左右，后者的響應時間為10～50 ms，可見MCR型SVC調節滯后性問題較為突出，對風電場暫態電壓特性會產生較大影響，合理協調故障期間SVC與風機自身無功出力的控制策略，對保證風電機組和區域電網的安全穩定運行至關重要。

2 動態無功補償裝置對風電場暫態電壓特性的影響分析

2.1 電網結構描述和無功補償配置現狀

由于SVC輸出無功功率能夠快速連續地跟蹤風電場風功率波動，改善風電送出系統穩態運行下的電壓質量，提高風電送出能力和電網安全穩定性，因此廣泛應用于大規模并網風電場的無功補償。以西北電網2015年規劃數據中酒泉風電場為例，其電網結構如圖3所示，風電場無功補償配置有MCR型和TCR型SVC及靜止無功發生器(STATCOM)，容量約為風電場總裝機容量的25%。

該風電場送出系統由橋灣、安二三、安六馬二、安北四、北大橋、干河口和橋六八共7個風電場組成，裝機容量分別為600，800，600，600，1 300，1 800，600 MW，仿真分析中每個風電場均采用一臺雙饋等值機代替。各風電場送出功率經變壓器升壓后匯入敦煌363 kV匯集母線，再通過敦煌750 kV主變送往西北主網。各風電場35 kV母線均配置SVC無功補償設備，容性無功容量按機組裝機容量的25%配置，感性無功容量按機組裝機容量的2%配置。仿真軟件采用美國PTI公司的PSS/E(Power System Simulator for Engineering)。系統基準容量為100 MVA。

2.2 SVC響應時間對風電場暫態電壓特性的影響

某運行工況下，酒泉風電場群共送出功率為2 260 MW，設置故障為布隆吉—敦煌363 kV送出線路布隆吉側發生一回線三相短路故障，0.1 s后切除線路。為簡化分析，假設酒泉風電場的SVC響應時間均為100 ms。仿真中所采用的風機低電壓穿越和高電壓穿越判據如表1、表2所示。

圖3 酒泉風電場電網結構圖

表2 風機高電壓穿越判據表

仿真結果表明，在該故障下，酒泉風電場群所有風機均不會發生低電壓脫網，但橋灣、安二三、安六馬二、安北四4個風電場全部風機都因高電壓而脫網。系統暫態響應曲線如圖4～6所示。

由圖4～6可知，當系統發生短路故障時，SVC并網點電壓急劇下降，SVC控制系統迅速增大輸出電納

圖4 脫網風電場風機機端電壓暫態響應曲線

圖5 SVC輸出無功功率暫態響應曲線

圖6 脫網風電場風機機端電壓與SVC 輸出無功功率暫態響應曲線

參考值，即全部晶閘管投切電容器投入，全部晶閘管控制電抗器迅速閉鎖，但由于并網點電壓太低，SVC輸出的無功功率增長緩慢(如圖5所示，SVC輸出無功曲線的緩慢上升階段)；故障切除后，并網點電壓迅速恢復，此時SVC輸出電納參考值仍在較高水平，使得SVC輸出的無功功率瞬間攀升到很高的水平(如圖5所示，SVC輸出無功功率曲線的尖峰)，系統無功功率過剩，導致風機因機端高電壓而脫網(如圖4所示，各脫網風電場風機機端電壓在故障清除后都超過了1.30 pu)。圖6中SVC輸出無功曲線的尖峰與風機機端電壓過沖時刻重合，表明了SVC輸出無功對電壓響應的滯后性是導致含SVC風電場風機低電壓穿越后因高電壓而脫網的主要因素。

進一步分析不同的SVC響應時間下風電場暫態電壓響應特性。依次設置各風電場SVC響應時間為10，50，100，200，300 ms，并分別對上述設定的故障進行仿真分析，得到不同SVC響應時間下橋灣風電場風機機端電壓暫態響應對比曲線如圖7所示。

圖7 不同SVC響應時間下風電場暫態電壓響應特性

由圖7可知，隨著SVC響應時間的增加，在故障切除后風機機端電壓過沖值也逐漸增大，當SVC響應時間在100 ms以上時，風機機端電壓在故障清除后會超過1.30 pu，從而引起風機高電壓脫網。可見，SVC裝置暫態調節的響應時間對風電場暫態電壓特性有顯著的影響，當SVC裝置不能滿足在風電場故障期間對無功電壓的快速調節要求時，將可能引起風電機組因高電壓脫網。工程經驗表明，應用于并網風電場的SVC裝置動態響應時間應不大于30 ms。

2.3 采用STATCOM裝置下風電場暫態電壓特性

SVC作為阻抗型的設備，其輸出的無功功率與并網點電壓的平方成正比；而STATCOM作為恒定電流源，其輸出的無功功率與網點電壓的一次方成正比，并且STATCOM的動態響應時間通常小于5 ms，遠小于MCR型SVC設備，因而在系統發生故障的暫態過程中，STATCOM裝置的無功電壓特性顯著優于同容量的SVC裝置。

為驗證STATCOM裝置在風電場暫態電壓調節方面的優越性，在上述算例中，將酒泉風電場配置的SVC裝置全部改為同容量的STATCOM裝置，設定STATCOM的響應時間為5 ms，對上述設定的故障重新進行仿真分析，得到橋灣風電場風機機端電壓與采用響應時間為100 ms的MCR型SVC時的對比曲線如圖8所示。

圖8 采用SVC和STATCOM時風電場 暫態電壓響應對比曲線

由圖8可以看出，當風電場無功補償裝置均采用STATCOM時，在故障切除后風機機端電壓過沖值要顯著小于采用SVC裝置，不會引起風機因高電壓而脫網，且在故障清除前的電壓支撐能力也略優于SVC裝置，也有利于提高風電機組的低電壓穿越能力。

3 含SVC大規模并網風電場暫態無功協調控制策略

目前，大規模風電場并網運行系統中，SVC無功補償裝置應用廣泛，且響應時間較長的MCR型SVC仍有一定比例，這對風電場的暫態電壓特性十分不利，容易導致風機因高電壓而脫網，進而引發大規模連鎖脫網事故。

一方面，應當盡可能地將風電場內MCR型SVC替換成響應速度更快的TCR型SVC，并且在經濟條件允許的情況下，可采用性能更優越的STATCOM無功補償裝置；另一方面，在當前的無功配置狀況下，應當合理優化故障下SVC裝置與風電機組的無功協調控制策略，既要保證風機能夠完成低電壓穿越，也要避免因SVC無功調節的滯后性引起風機高電壓脫網。

3.1 故障下SVC與風電機組的無功協調控制策略

由于SVC輸出無功對電壓響應的滯后性，易導致并網風機在低電壓穿越后因高電壓而脫網，且SVC在系統短路期間所能提供的無功支撐能力十分有限，因此考慮在系統發生故障期間將SVC切除。有文獻資料指出，當SVC可提供無功出力不足額定容量的25%時，可考慮切除SVC[16-17]。此外，為提高故障期間風電機組的低電壓穿越能力，在故障期間可投入風電機組跨接器(Crowbar)，由網側變流器為系統提供無功支撐[18]。具體控制策略如圖9所示。

圖9 故障下無功協調控制策略

當測量到風電場升壓站高壓側母線電壓低于0.50 pu (對應SVC補償容量為其額定容量的25%，該母線電壓閾值的選取具體可根據適應不同的故障范圍需要確定，閾值取的越大可適應的故障范圍越廣，但該閾值不應高于風電場穩態運行下升壓站高壓側母線電壓可能達到的最低電壓值)，風電場無功控制子站立即發出指令閉鎖SVC設備，并投入風機跨接器，由風電機組網側變流器為系統提供無功支撐，提高風機低電壓穿越能力，此時風機無功出力應滿足轉子側變流器電流不超過其最大值的限制。

故障切除后，當測量到風電場升壓站高壓側母線電壓不低于0.85 pu時，經Δt延時后根據集群控制中心提供的無功參考值計算出SVC導納參考值并將SVC設備重新投入，同時退出風機跨接器，從而完成整個故障期間風電場的無功協調控制。延時Δt應考慮躲過系統暫態過電壓及集群控制中心與風電場子站之間的通信延時，本文算例中取200 ms。

3.2 無功協調控制策略仿真驗證

為驗證本文提出的無功協調控制策略效果，仍以上述西北電網酒泉風電場為例，設置故障為布隆吉—敦煌363 kV送出線路布隆吉側發生一回線三相短路故障，0.1 s后切除線路(與第2節中設置的故障相同)，故障期間風電機組及SVC設備采用本文提出的無功控制策略。

仿真結果表明，故障下酒泉風電場群所有風機均不會發生低電壓脫網，且原先因高電壓脫網的橋灣、安二三、安六馬二、安北四4個風場風機機端電壓過沖值均顯著下降(不超過1.20 pu)，不會發生高電壓脫網，即采用本文提出的無功協調控制策略，在擬定的故障下酒泉風電場所有風機均能完成故障穿越。系統暫態響應曲線如圖10～12所示。

由圖10～12可知，由于故障期間雙饋風機能夠向系統提供一定的無功支持，保證了風機能夠順利完成低電壓穿越；另一方面，由于在故障發生時立即切除SVC設備，避免了在故障清除后SVC瞬間向系統涌入大量容性無功的現象，有效地抑制了風機低電壓穿越后的機端高電壓現象；故障切除后，當測量到風電場升壓站高壓側母線電壓不低于0.85 pu，經0.2 s延時后根據集群控制中心提供的無功參考值計算出SVC導納參考值并將SVC設備重新投入(圖11中采用協調控制策略后風機機端電壓曲線在故障清除后出現的小尖峰即為重新投入SVC造成的機端電壓波動)，同時退出風機跨接器，從而完成整個故障期間風電場的無功協調控制，實現風電機組的故障穿越。

圖10 暫態過程風機無功出力曲線

圖11 采用無功協調控制策略前后風機機端電壓對比曲線

圖12 采用無功協調控制策略前后SVC輸出 無功功率對比曲線

4 結 論

本文針對頻發的大規模并網風電機組連鎖脫網事故，理論推導了在電網故障期間風機機端高電壓現象的機理，仿真分析了SVC響應時間對風電場暫態電壓特性的影響，并提出了電網故障下SVC裝置和風機自身無功出力的協調控制策略：即在故障發生時采取緊急閉鎖SVC裝置，同時投入風機跨接器的措施，在故障清除后經一定延時再重新投入SVC裝置。本文得到以下結論：

(1)SVC無功補償裝置調節的滯后性是導致故障下風電機組因高電壓脫網的主要因素，SVC裝置調節的響應時間對風電場暫態電壓特性有顯著的影響，工程經驗表明，應用于并網風電場的SVC裝置動態響應時間應不大于30 ms；

(2)為提高風電場運行的安全性，一方面應當盡可能采用響應速度較快的TCR型SVC裝置，并且在經濟條件允許的情況下，采用性能更優越的STATCOM無功補償裝置；另一方面，在當前的無功配置狀況下，應當合理優化故障下SVC裝置與風電機組的無功協調控制策略；

(3)西北電網實際工程算例仿真表明，本文提出的風電場無功協調控制策略能有效抑制故障下風電機組高電壓脫網問題，提高風電場運行安全性。

隨著風電并網規模的擴大，后續工作可考慮建立風電場群無功協調控制中心，通過控制中心協調各風電場無功補償設備和風電機組的動作，提高電網運行的安全性和經濟性。

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(編輯：張媛媛)

Effects of Dynamic Reactive Power Compensation on Wind Farm Transient Voltage and Its Control Strategy Research

LYU Qingjie1, XU Zheng1, LI Hui2, XIAO Jinyu2, WANG Shuai2

(1.School of Electrical Engineering, Zhejiang University, Hangzhou 310007, China; 2.State Power Economic Research Institute, Beijing 102209, China)

In recent years, large-scale wind turbine tripping accidents occur frequently, causing a serious threat to the security and stability of power grid.It’s necessary to study the mechanism of these accidents and propose strategy to prevent more accidents.This paper firstly analyzed the high voltage problem of wind machines with dynamic reactive power compensation devices during grid fault, and put forward simulation to study the impact of SVC (static var compensator) response time on the transient voltage characteristics of wind farms.The results point out that the adjustment lag of SVC transient reactive power is the main factor leading to wind turbine tripping accidents caused by high voltage under fault.Then the reactive power coordination control strategy was proposed for wind farms during grid fault, which through coordinating SVC and wind turbine’s reactive power output, could peremptorily lock SVC when the fault occurred and put crowbar into operation to protect circuit, and then make SVC back into operation with a certain time delay after the fault clearance, so as to improve the fault crossing ability of wind turbines.The simulation results show that the proposed control strategy can effectively suppress wind turbine high-voltage tripping accidents caused under fault.

wind farms; reactive power control strategy; static var compensator (SVC); response time; high voltage offline

國家電網公司大電網重大專項資助項目課題(SGCC-MPLG001-031-2012)。

TM 614

A

1000-7229(2015)08-0122-08

10.3969/j.issn.1000-7229.2015.08.020

2015-04-26

2015-06-19

呂清潔(1989)，男，碩士研究生，主要研究方向為電力系統運行與控制；

徐政(1962)，男，博士，教授、博士生導師，本文通信作者，主要研究方向為大規模交直流電力系統分析、直流輸電與柔性交流輸電、電力諧波與電能質量、風力發電技術與風電場并網技術；

李暉(1981)，男，碩士，高級工程師，主要研究方向為電力系統穩定分析與控制研究和電力系統規劃工作；

肖晉宇(1977)，男，博士，高級工程師，主要研究方向為電力系統穩定分析與控制研究和電力系統規劃工作；

王帥(1979)，男，碩士，主要研究方向為電力系統系統規劃與設計研究工作。