計及時序遞進的風電場多級無功電壓協調控制策略

李自明，姚秀萍，王海云，王維慶，常喜強，王 衡

(1.新疆大學電氣工程學院可再生能源發電與并網技術教育部工程研究中心，新疆烏魯木齊830047；2.新疆電力調度控制中心，新疆烏魯木齊830001)

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計及時序遞進的風電場多級無功電壓協調控制策略

李自明1，姚秀萍2，王海云1，王維慶1，常喜強2，王 衡2

(1.新疆大學電氣工程學院可再生能源發電與并網技術教育部工程研究中心，新疆烏魯木齊830047；2.新疆電力調度控制中心，新疆烏魯木齊830001)

由于現行風電場匯集線路較長，缺少電源支撐、短路容量小，以及風電隨機波動性的影響，風電場無功電壓不協調問題進一步加深。針對這一問題，提出了考慮時序遞進的風電場多級主從無功電壓協調控制策略，并將該協調控制策略應用到新疆某地區風電場。通過無功電壓協調控制方案現場試驗可以發現，多級無功電壓協調控制策略不參與動作時，并網點以及匯集母線處的電壓較參與動作時的電壓值明顯偏大。

風電場；時序遞進；無功補償；主/從協調控制策略

0 引 言

2015年7月以來，新疆哈密某地區風電場頻繁發生風電機組脫網以及功率振蕩[1]現象，后經分析發現動態無功補償裝置在振蕩狀態運行時振蕩周期為40 ms，依此進一步分析得出電網中現存25 Hz的次同步振蕩。在振蕩過程中動態無功補償設備感受到次同步振蕩后參與電壓調節，但該設備沒有抑制次同步振蕩現象，反而對系統電壓造成劇烈影響，電壓波動進一步加大，最終導致設備退出，系統恢復至設備調整前運行狀態。

經查究發現該地區電網網絡架構相對薄弱，系統短路容量低(目前風電短路比在2.4左右)，并且該地區動態無功補償裝置及生產廠家多，采用控制策略差異性較大[2- 3]，抵御系統擾動的能力不一，無功補償裝置之間的不協調運行，更增加了本地電壓穩定運行的難度。文獻[4]通過Digsilent軟件建立了風電場并網機組數學模型以及無功補償模型，通過配置無功補償裝置的投切來對比分析電壓穩定性問題；文獻[5- 6]提出了改善集電系統電壓水平的風電場無功電壓控制策略，目的是改善風電場并網點(PCC)電壓水平；文獻[7]利用DFIG的有功、無功解耦控制原理，提出了協調SVC和DFIG的電壓無功緊急控制策略，以抑制風電場的連鎖脫網。

針對風電場聯網運行問題，對PCC電壓水平的調控顯得尤為重要。本文提出了計及時序遞進的風電場多級無功電壓協調控制策略，將其應用于新疆哈密某地區風電場無功電壓協調控制方案現場試驗，以優化動態無功補償裝置控制性能提高抗干擾能力，并將動態無功補償裝置納入哈密地區無功電壓控制綜合協調系統中，實現動態無功補償裝置在站間、區域內的協調控制。

1 無功電壓協調控制策略與電網作用機理

1.1 無功電壓協調控制策略

風電機組的無功功率和風電場無功補償裝置的投入容量，應在各種運行工況下都能按照分層分區、基本平衡的原則[8- 10]在線動態調整。電力系統發生故障、PCC電壓出現跌落時，風電場應動態調整機組無功功率和場內無功補償容量，配合系統將PCC電壓和機端電壓快速恢復到正常范圍內。若過多的動態無功補償裝置缺乏統一協調[8]，將會存在振蕩的風險。

風電場大量動態無功補償裝置集中接入，但電力系統動態無功補償裝置缺乏行之有效的無功電壓協調機制[11- 13]，使得低頻振蕩等問題不斷出現，增加了電網的運維強度。針對無功配置不協調而引起的低頻振蕩問題，本文提出了考慮時序遞進的多級主從無功電壓協調控制策略，其控制流程如圖1所示。

通過電力系統運行實時數據進行判斷是否發生低頻振蕩。若發生振蕩、越限現象，應立即啟動實時無功優化，以使無功補償裝置的動作次數最少；若電力系統正常運行則只要定時啟動實時無功優化，以使正常運行時的網損最低。最后對電力系統運行的實時數據判斷結果進行優化，從而使得無功源能夠有序動作。

圖1 無功電壓協調控制流程

1.2 風電場無功電壓控制約束條件

1.2.1 等式約束條件

風電場無功電壓協調控制的等式約束是指系統內各節點有功功率和無功潮流平衡約束，即系統的潮流約束方程，其表達式為

(1)

(2)

式中，i、j∈Ns，Ns表示系統總節點集合；Pi、Qi分別為節點i的有功功率和無功功率注入量；Gij和Bij分別為支路ij導納所對應的實部和虛部；θij為支路ij的兩端節點相角差。

1.2.2 不等式約束條件

風電場無功電壓協調控制是風電場參與風電接入地區電壓控制的基礎，其首要任務是以風電場并網點作為電壓控制點，當系統出現由擾動引起的電壓波動或者上級調度電壓指令發生變化時，通過動態調節風電場內的多種無功源設備以維持并網點的電壓水平。引入風電場并網點電壓偏差約束為

(3)

其次，由于變速風電機組的無功功率具有雙向調節能力，為了保證風電場內風電機組具有相同的調節方向，需要預先根據當前風電場的實際運行狀況和并網電壓指令設置風電機組的可調上下限。風電機組的無功調節容量約束如下所示

[Qgimin,Qgimax]=[0,Qgimax]

(4)

[Qgimin,Qgimax]=[Qgimin,0]

(5)

風電場內的離散調節設備如電容器組的動作指令由集群級的無功控制優化求得，因此不在風電場無功優化控制模型的變量范疇。則風電場無功電壓控制的變量不等式約束還包括節點電壓幅值上下限約束和動態無功調節設備容量約束等，其表達式為

Vimin≤Vi≤Vimaxi∈Ns

(6)

Qscimin≤Qsci≤Qscimaxi∈NQ

(7)

式中，Uimax和Uimin分別為風電場內節點i的電壓上下限；Qscimax和Qscimin為動態無功調節設備容量上下限。

1.3 考慮時序遞進的多級無功電壓控制技術

本文通過IEEE 30 節點系統(如圖2)，對正常運行方式以及故障運行方式下風電場的時序遞進多級無功電壓控制技術作一介紹。

圖2 IEEE 30節點系統結構示意

圖2 IEEE 30系統結構圖中，6臺發電機(分別為節點1、2、5、8、11、13，其中節點1為平衡節點，節點2、5、8、11、13是PV節點)，其它節點均為PQ節點，41條支路，2個電容器組節點(即節點1024)，4個有載變壓器分接頭(分別為支路6- 9，6- 10，4- 12，27- 28)。

正常運行方式下，要求網損最低，優化控制順序(次嚴格級)為電容器組節點10，電容器組節點24，充電樁節點4，分接頭節點6，分接頭節點28。優化前有功網損為4.06 MW，優化后為2.90 MW(嚴格級0.98～ 1.03)、2.78 MW(次嚴格級0.95～ 1.05)。

在故障運行方式(線路25～ 27發生斷線故障)下，要求控制次數最少，優化控制順序為電容器組節點10，電容器組節點24，分接頭節點28(節點電壓上下限值分別為1.1和0.9)。其故障運行方式下無功電壓優化結果如圖3所示。

圖3 故障運行方式下無功電壓優化結果

2 風電場無功電壓協調控制方案現場試驗

2.1 一臺主變兩臺SVG協調控制

選取哈密某地區一風電場作為實驗風電場，該風電場的風電裝機容量為100 MW，主變容量為100 MV·A，送出線路120 km。風電場主從SVG協調控制電路如圖4所示。

圖4 風電場主從SVG協調控制

圖4中的100 MW風電場經35kV匯集線路，接入容量為100 MW的升壓變，再由110 kV并網點并入電網。其中SVG10為主SVG，SVG2為從SVG。沒有無功補償時，輕載時線路充電功率和重載時的無功損耗均較大，電壓變化幅度較大，近0.05(p.u.)，其主變電壓曲線如圖5所示。

圖5 主變電壓曲線

本文采用主從控制策略來控制并網點電壓，主SVG1優先動作參與無功電壓控制的調節，當SVG1不能滿足無功電壓的調節能力時，應啟動從SVG2參與無功電壓控制。圖6為一臺主變兩臺SVG協調控制時的曲線對比。

圖6a為兩臺無功補償設備SVG，參與無功電壓協調控制方案時的無功功率輸出曲線。圖6b為主從SVG參與電壓調節曲線，其中，橫軸為SVG輸出有功功率，縱軸為無功功率，藍線表示SVG1，黃線表示SVG2，主從SVG協調控制下的輸出有功無功曲線用紅色虛線(2SVG)表示。由可以清晰地看出，主變110 kV并網點處的電壓曲線在主從SVG協調電壓調節控制下，其電壓接近于1.02(p.u.)恒定值。對于主變35 kV的電壓調節，主從SVG協調參與電壓調節比僅有主SVG1號參與電壓調節時的電壓波動要小。

圖6 一臺主變兩臺SVG協調控制對比曲線

為了驗證主從SVG協調控制對于無功調節的優越性，本文將電壓控制與功率因數控制的電壓曲線作以對比，對比曲線圖6c和圖6d所示。由圖可以看出，無論主變是110 kV，還是35 kV，主從SVG協調控制下的電壓控制曲線明顯優于功率因數控制。另外，電壓控制時各指標條件，諸如電壓保持恒定、SVG無功出力只需要容性、功率因數較低均較功率因數控制容易實現。

2.2 兩臺主變兩臺SVG協調控制

同樣選取哈密該地區的這一風電場作為實驗風電場，該風電場由兩個風電場組成，兩風電場的裝機容量均為50 MW，主變容量為500 MV·A，送出線路120 km。該風電場的兩臺SVG無主從之分，其協調控制電路如下圖7所示。

圖7 風電場SVG協調控制

若沒有無功補償，在輕載時線路充電功率和重載時的無功損耗均較大，電壓變化幅度較大，近0.05 (p.u.)。其主變電壓曲線與圖5風電場主從SVG協調控制時的電壓曲線完全相同，如圖8所示。

圖8 主變電壓曲線

本文對兩臺主變兩臺SVG協調控制的控制方案有如下兩種：①兩臺SVG各控主變低壓側35kV母線電壓(1.02p.u.)；②一臺控110 kV(1.02p.u.)，另一臺控35 kV(1.0p.u.)。

圖9 兩臺主變兩臺SVG協調控制對比曲線

圖9a為SVG參與電壓調節曲線，由圖可以看出，在這兩種方案下無論是110 kV的pcc處，還是35 kV的匯集母線，電壓波動的幅度都要小于0.03，明顯優于沒有協調控制的無功補償情況。由圖9b和圖9c可以看出兩種無功協調控制方案都能起到很好地動態無功補償作用，圖9c兩種無功協調控制方案下的功率因數幾乎沒有差別，故能起到很好地電壓調節作用。

3 結 論

本文通過風電場多級無功電壓協調控制方案現場試驗得出以下結論：

(1)一臺主變兩臺SVG協調控制的方案，主變并網點處的電壓在主從SVG無功電壓協調控制下，其電壓穩定于額定值。主變35 kV的電壓調節，主從SVG協調參與電壓調節比僅有主SVG#1參與電壓調節時的電壓波動要小。

(2)兩臺主變兩臺SVG協調控制的方案，無論是110 kV的風電場并網點處，還是35 kV的匯集母線，電壓值波動幅度都要小于0.03 pu，明顯優于沒有無功電壓協調控制策略的情況。

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(責任編輯 高 瑜)

Coordinative Strategy for Multi-stage Reactive Power and Voltage Control of Wind Farms by Considering Real-time Scheduling Rolling

LI Ziming1, YAO Xiuping2, WANG Haiyun1, WANG Weiqing1, CHANG Xiqiang2, WANG Heng2

(1. Engineering Research Center of Ministry of Education for Renewable Energy Power Generation & Grid Technology, College of Electrical Engineering, Xinjiang University, Urumqi 830047, Xinjiang, China; 2. Xinjiang Electric Power Dispatching and Control Center, Urumqi 830001, Xinjiang, China)

As longer collecting lines, insufficient power supply support, lower short circuit capacity, as well as the impact of wind power random fluctuation, the reactive power uncoordinated problem of wind farm is further serious. In view of this problem, a multi-stage master/auxiliary reactive voltage coordination control strategy by considering real-time scheduling rolling is proposed, and then the coordinative control strategy is applied to a wind farm in Xinjiang. The field tests find that the voltages from the points of common coupling (PCC) and collecting buses are obviously larger than that of the voltage when reactive voltage coordination control strategy does not participate in the action．

wind farm; real-time scheduling rolling; reactive power compensation; main/auxiliary coordinative control strategy

2016- 05- 20

自治區重點實驗室項目(2016D03021)； 國家自然科學基金項目(51267017)；國家863計劃(2013AA050604)

李自明(1989—)，男，山東臨沂人，碩士研究生，研究方向為電力系統及其自動化．

TM712

A

0559- 9342(2016)09- 0099- 05