动态无功补偿对风电场暂态电压的影响及控制策略

吕清洁，徐政，李晖，肖晋宇，王帅

(1.浙江大学电气工程学院，杭州市 310007；2.国网北京经济技术研究院，北京市 102209)



动态无功补偿对风电场暂态电压的影响及控制策略

吕清洁1，徐政1，李晖2，肖晋宇2，王帅2

(1.浙江大学电气工程学院，杭州市 310007；2.国网北京经济技术研究院，北京市 102209)

近年来大规模风电机组连锁脱网事故频发，严重威胁电网安全稳定运行，风电机组脱网机理与防御控制策略需深入研究。首先从理论上分析了含动态无功补偿装置的风电场在电网故障期间风机机端高电压现象的机理，仿真分析了静止无功补偿器(static var compensator，SVC)响应时间对风电场暂态电压特性的影响，指出SVC暂态无功调节的滞后性是导致故障下风电机组因高电压脱网的主要因素，并提出了电网故障下风电场的无功协调控制策略：即通过协调SVC与风机自身无功出力，在故障发生时紧急闭锁SVC，投入风机跨接器(Crowbar保护电路)，在故障清除后经一定延时重新投入SVC，从而提高风电机组的故障穿越能力。仿真结果表明该文提出的控制策略能有效抑制故障下风机高电压脱网问题。

风电场；无功控制策略；静止无功补偿器(SVC)；响应时间；高电压脱网

0 引 言

随着风电并网规模的不断增大，风电运行中的安全稳定问题也越来越突出。2011年1月到4月酒泉风电场连续发生大规模风机脱网事故4起，分别导致598、400、702和1 278台风电机组脱网[1-3]。纵观多次风机脱网事故，除由于风电机组不具备低电压穿越能力导致脱网外，故障期间大型风电场内风电机组和集中无功补偿设备无功电压控制策略的不协调、各风电场无功电压控制策略相互独立且未考虑整个地区电压稳定性、无功补偿装置动态响应能力和响应时间不能满足要求等因素引起的风机高电压脱网也是诱发事故扩大的主要原因[4-6]。

动态无功补偿装置(如SVC、STATCOM等)由于其输出无功调节快速、连续，能够适应风电场风功率波动随机、频繁下的稳态无功调节需求[7-9]，因此广泛应用于大规模并网风电场。但SVC补偿装置暂态电压调节存在滞后性，容易引起故障下风机机端高电压问题。针对暂态过程的高电压脱网问题，文献[5]理论分析了外送线路长度和风电出力水平与故障过程风机机端电压过冲值之间的关系；文献[10]考虑了风机自身的动态无功支撑能力，提出了双馈风电机组高电压穿越控制策略；文献[11]给出了在故障期间将SVC参考电纳置零的方式防止风机因高电压脱网的控制策略。但关于SVC设备对风电场暂态电压特性的影响机理以及电网故障期间如何通过协调控制SVC设备和风机自身无功出力来避免风机高电压脱网问题的研究还有待深入研究。

本文针对风电机组高电压脱网问题，理论分析含动态无功补偿装置的风电场在电网故障期间风机机端高电压现象机理，仿真分析SVC响应时间对风电场暂态电压特性的影响，指出SVC暂态无功调节的滞后性是导致故障下风电机组因高电压脱网的主要因素，并提出电网故障下SVC装置和风机自身无功出力的协调控制策略。仿真结果表明本文提出的控制策略能有效抑制故障下风机高电压脱网问题。

1 电网故障期间风机机端高电压现象机理分析

构建典型风电场送出系统等值电路如图1所示。图1中：Ut为风电场等值机端电压；外送线路采用型等值线路；Us为风场汇集母线电压；相位滞后风场机端电压θ；P1为风电场外送功率；Q1为风电场各无功源出力总和；R、X、B为线路参数。

图1 典型风电送出系统等值电路

早期风电场送出系统多采用分组投切的电容器进行无功补偿，这种方法虽然能对系统无功缺额进行有效的补偿，但补偿容量的调节是离散的，调节速度缓慢，并且具有电压负特性等缺点，不能适应风电送出系统输送有功功率的随机性和间歇性等特点。因此，目前许多大规模并网风电场无功补偿设备均采用了SVC。SVC无功补偿装置将电力电子元件引入到传统的并联无功补偿装置中，可以实现输出无功功率的连续平滑调节，满足对风电场风功率波动的快速跟踪，降低风电场对电网的冲击，提高风电送出能力和系统运行的安全稳定性[12-14]。典型的SVC控制模型框图如图2所示。

图2 典型SVC控制模型框图

图中：Uref为SVC参考电压输入；Ut为SVC并网点电压；Ksvc及T1～T4为控制环节参数；T5为SVC装置控制延时时间常数(响应时间)：Bmax和Bmin为SVC无功输出限幅；Bsvc为SVC输出导纳参考值。

系统发生短路故障导致风电机组高电压脱网的机理可从以下2个方面讨论。

1.1 风机低电压穿越能力不足

部分风机由于低电压穿越能力不足，在系统发生短路故障后因低电压而脱网。风机脱网后，风电场原先配置的无功补偿装置未及时切除，根据上述风电送出系统等值电路，可推导出风机机端电压与外送功率之间的关系如下：

(1)

忽略线路等值电阻R，得：

(2)

则有：

(3)

由上式解得机端电压：

(4)

当部分风机在故障后因低电压脱网，即P′=P1-ΔP，而风场无功补偿设备未及时切除，当故障清除后系统电压迅速恢复，可认为无功补偿设备出力Q1基本不变，则由式(4)可知，由于P1减小将导致机端电压抬升。当然，这种现象主要是由于固定电容无功补偿的特性导致的。目前国内多数风场均配置了SVC无功补偿装置，下面将根据SVC的调节特性进一步分析系统发生短路故障下风电机组高电压脱网的机理。

1.2 SVC无功补偿装置调节滞后性

本节主要分析由于SVC无功补偿设备电压调节的滞后性导致故障切除后风电送出系统无功过剩，引起风机机端电压过冲的机理。

对图1中风电送出等值系统，风机机端电压：

(5)

式中:Q1=QG+QC+Qsvc。

从电力系统的角度来看，一个SVC等效于一个可调电容器和一个可调电抗器的并联，可按预先设定的方式调节其输出无功功率及其并网点电压，其无功输出特性符合如下表达式[15]：

(6)式中：ω为SVC并网点角频率；U为并网点电压；C为投入电容值；α为TCR的触发角；XL为投入电感值。

(7)

由式(7)可知，送出线路越长(X正比于线路长度)、SVC补偿容量越大，则故障切除后风机机端电压过冲值越大。

根据上述分析可知，SVC无功补偿装置调节的滞后性是导致故障下风电机组因高电压脱网的主要因素，目前实际风电场运行中采用的SVC主要有磁控电抗器(MCR型)和晶闸管控制电抗器(TCR型)2种，前者的SVC的响应时间通常在300 ms左右，后者的响应时间为10～50 ms，可见MCR型SVC调节滞后性问题较为突出，对风电场暂态电压特性会产生较大影响，合理协调故障期间SVC与风机自身无功出力的控制策略，对保证风电机组和区域电网的安全稳定运行至关重要。

2 动态无功补偿装置对风电场暂态电压特性的影响分析

2.1 电网结构描述和无功补偿配置现状

由于SVC输出无功功率能够快速连续地跟踪风电场风功率波动，改善风电送出系统稳态运行下的电压质量，提高风电送出能力和电网安全稳定性，因此广泛应用于大规模并网风电场的无功补偿。以西北电网2015年规划数据中酒泉风电场为例，其电网结构如图3所示，风电场无功补偿配置有MCR型和TCR型SVC及静止无功发生器(STATCOM)，容量约为风电场总装机容量的25%。

该风电场送出系统由桥湾、安二三、安六马二、安北四、北大桥、干河口和桥六八共7个风电场组成，装机容量分别为600，800，600，600，1 300，1 800，600 MW，仿真分析中每个风电场均采用一台双馈等值机代替。各风电场送出功率经变压器升压后汇入敦煌363 kV汇集母线，再通过敦煌750 kV主变送往西北主网。各风电场35 kV母线均配置SVC无功补偿设备，容性无功容量按机组装机容量的25%配置，感性无功容量按机组装机容量的2%配置。仿真软件采用美国PTI公司的PSS/E(Power System Simulator for Engineering)。系统基准容量为100 MVA。

2.2 SVC响应时间对风电场暂态电压特性的影响

某运行工况下，酒泉风电场群共送出功率为2 260 MW，设置故障为布隆吉—敦煌363 kV送出线路布隆吉侧发生一回线三相短路故障，0.1 s后切除线路。为简化分析，假设酒泉风电场的SVC响应时间均为100 ms。仿真中所采用的风机低电压穿越和高电压穿越判据如表1、表2所示。

图3 酒泉风电场电网结构图

表2 风机高电压穿越判据表

仿真结果表明，在该故障下，酒泉风电场群所有风机均不会发生低电压脱网，但桥湾、安二三、安六马二、安北四4个风电场全部风机都因高电压而脱网。系统暂态响应曲线如图4～6所示。

由图4～6可知，当系统发生短路故障时，SVC并网点电压急剧下降，SVC控制系统迅速增大输出电纳

图4 脱网风电场风机机端电压暂态响应曲线

图5 SVC输出无功功率暂态响应曲线

图6 脱网风电场风机机端电压与SVC 输出无功功率暂态响应曲线

参考值，即全部晶闸管投切电容器投入，全部晶闸管控制电抗器迅速闭锁，但由于并网点电压太低，SVC输出的无功功率增长缓慢(如图5所示，SVC输出无功曲线的缓慢上升阶段)；故障切除后，并网点电压迅速恢复，此时SVC输出电纳参考值仍在较高水平，使得SVC输出的无功功率瞬间攀升到很高的水平(如图5所示，SVC输出无功功率曲线的尖峰)，系统无功功率过剩，导致风机因机端高电压而脱网(如图4所示，各脱网风电场风机机端电压在故障清除后都超过了1.30 pu)。图6中SVC输出无功曲线的尖峰与风机机端电压过冲时刻重合，表明了SVC输出无功对电压响应的滞后性是导致含SVC风电场风机低电压穿越后因高电压而脱网的主要因素。

进一步分析不同的SVC响应时间下风电场暂态电压响应特性。依次设置各风电场SVC响应时间为10，50，100，200，300 ms，并分别对上述设定的故障进行仿真分析，得到不同SVC响应时间下桥湾风电场风机机端电压暂态响应对比曲线如图7所示。

图7 不同SVC响应时间下风电场暂态电压响应特性

由图7可知，随着SVC响应时间的增加，在故障切除后风机机端电压过冲值也逐渐增大，当SVC响应时间在100 ms以上时，风机机端电压在故障清除后会超过1.30 pu，从而引起风机高电压脱网。可见，SVC装置暂态调节的响应时间对风电场暂态电压特性有显著的影响，当SVC装置不能满足在风电场故障期间对无功电压的快速调节要求时，将可能引起风电机组因高电压脱网。工程经验表明，应用于并网风电场的SVC装置动态响应时间应不大于30 ms。

2.3 采用STATCOM装置下风电场暂态电压特性

SVC作为阻抗型的设备，其输出的无功功率与并网点电压的平方成正比；而STATCOM作为恒定电流源，其输出的无功功率与网点电压的一次方成正比，并且STATCOM的动态响应时间通常小于5 ms，远小于MCR型SVC设备，因而在系统发生故障的暂态过程中，STATCOM装置的无功电压特性显著优于同容量的SVC装置。

为验证STATCOM装置在风电场暂态电压调节方面的优越性，在上述算例中，将酒泉风电场配置的SVC装置全部改为同容量的STATCOM装置，设定STATCOM的响应时间为5 ms，对上述设定的故障重新进行仿真分析，得到桥湾风电场风机机端电压与采用响应时间为100 ms的MCR型SVC时的对比曲线如图8所示。

图8 采用SVC和STATCOM时风电场 暂态电压响应对比曲线

由图8可以看出，当风电场无功补偿装置均采用STATCOM时，在故障切除后风机机端电压过冲值要显著小于采用SVC装置，不会引起风机因高电压而脱网，且在故障清除前的电压支撑能力也略优于SVC装置，也有利于提高风电机组的低电压穿越能力。

3 含SVC大规模并网风电场暂态无功协调控制策略

目前，大规模风电场并网运行系统中，SVC无功补偿装置应用广泛，且响应时间较长的MCR型SVC仍有一定比例，这对风电场的暂态电压特性十分不利，容易导致风机因高电压而脱网，进而引发大规模连锁脱网事故。

一方面，应当尽可能地将风电场内MCR型SVC替换成响应速度更快的TCR型SVC，并且在经济条件允许的情况下，可采用性能更优越的STATCOM无功补偿装置；另一方面，在当前的无功配置状况下，应当合理优化故障下SVC装置与风电机组的无功协调控制策略，既要保证风机能够完成低电压穿越，也要避免因SVC无功调节的滞后性引起风机高电压脱网。

3.1 故障下SVC与风电机组的无功协调控制策略

由于SVC输出无功对电压响应的滞后性，易导致并网风机在低电压穿越后因高电压而脱网，且SVC在系统短路期间所能提供的无功支撑能力十分有限，因此考虑在系统发生故障期间将SVC切除。有文献资料指出，当SVC可提供无功出力不足额定容量的25%时，可考虑切除SVC[16-17]。此外，为提高故障期间风电机组的低电压穿越能力，在故障期间可投入风电机组跨接器(Crowbar)，由网侧变流器为系统提供无功支撑[18]。具体控制策略如图9所示。

图9 故障下无功协调控制策略

当测量到风电场升压站高压侧母线电压低于0.50 pu (对应SVC补偿容量为其额定容量的25%，该母线电压阈值的选取具体可根据适应不同的故障范围需要确定，阈值取的越大可适应的故障范围越广，但该阈值不应高于风电场稳态运行下升压站高压侧母线电压可能达到的最低电压值)，风电场无功控制子站立即发出指令闭锁SVC设备，并投入风机跨接器，由风电机组网侧变流器为系统提供无功支撑，提高风机低电压穿越能力，此时风机无功出力应满足转子侧变流器电流不超过其最大值的限制。

故障切除后，当测量到风电场升压站高压侧母线电压不低于0.85 pu时，经Δt延时后根据集群控制中心提供的无功参考值计算出SVC导纳参考值并将SVC设备重新投入，同时退出风机跨接器，从而完成整个故障期间风电场的无功协调控制。延时Δt应考虑躲过系统暂态过电压及集群控制中心与风电场子站之间的通信延时，本文算例中取200 ms。

3.2 无功协调控制策略仿真验证

为验证本文提出的无功协调控制策略效果，仍以上述西北电网酒泉风电场为例，设置故障为布隆吉—敦煌363 kV送出线路布隆吉侧发生一回线三相短路故障，0.1 s后切除线路(与第2节中设置的故障相同)，故障期间风电机组及SVC设备采用本文提出的无功控制策略。

仿真结果表明，故障下酒泉风电场群所有风机均不会发生低电压脱网，且原先因高电压脱网的桥湾、安二三、安六马二、安北四4个风场风机机端电压过冲值均显著下降(不超过1.20 pu)，不会发生高电压脱网，即采用本文提出的无功协调控制策略，在拟定的故障下酒泉风电场所有风机均能完成故障穿越。系统暂态响应曲线如图10～12所示。

由图10～12可知，由于故障期间双馈风机能够向系统提供一定的无功支持，保证了风机能够顺利完成低电压穿越；另一方面，由于在故障发生时立即切除SVC设备，避免了在故障清除后SVC瞬间向系统涌入大量容性无功的现象，有效地抑制了风机低电压穿越后的机端高电压现象；故障切除后，当测量到风电场升压站高压侧母线电压不低于0.85 pu，经0.2 s延时后根据集群控制中心提供的无功参考值计算出SVC导纳参考值并将SVC设备重新投入(图11中采用协调控制策略后风机机端电压曲线在故障清除后出现的小尖峰即为重新投入SVC造成的机端电压波动)，同时退出风机跨接器，从而完成整个故障期间风电场的无功协调控制，实现风电机组的故障穿越。

图10 暂态过程风机无功出力曲线

图11 采用无功协调控制策略前后风机机端电压对比曲线

图12 采用无功协调控制策略前后SVC输出 无功功率对比曲线

4 结 论

本文针对频发的大规模并网风电机组连锁脱网事故，理论推导了在电网故障期间风机机端高电压现象的机理，仿真分析了SVC响应时间对风电场暂态电压特性的影响，并提出了电网故障下SVC装置和风机自身无功出力的协调控制策略：即在故障发生时采取紧急闭锁SVC装置，同时投入风机跨接器的措施，在故障清除后经一定延时再重新投入SVC装置。本文得到以下结论：

(1)SVC无功补偿装置调节的滞后性是导致故障下风电机组因高电压脱网的主要因素，SVC装置调节的响应时间对风电场暂态电压特性有显著的影响，工程经验表明，应用于并网风电场的SVC装置动态响应时间应不大于30 ms；

(2)为提高风电场运行的安全性，一方面应当尽可能采用响应速度较快的TCR型SVC装置，并且在经济条件允许的情况下，采用性能更优越的STATCOM无功补偿装置；另一方面，在当前的无功配置状况下，应当合理优化故障下SVC装置与风电机组的无功协调控制策略；

(3)西北电网实际工程算例仿真表明，本文提出的风电场无功协调控制策略能有效抑制故障下风电机组高电压脱网问题，提高风电场运行安全性。

随着风电并网规模的扩大，后续工作可考虑建立风电场群无功协调控制中心，通过控制中心协调各风电场无功补偿设备和风电机组的动作，提高电网运行的安全性和经济性。

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(编辑：张媛媛)

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

国家电网公司大电网重大专项资助项目课题(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

吕清洁(1989)，男，硕士研究生，主要研究方向为电力系统运行与控制；

徐政(1962)，男，博士，教授、博士生导师，本文通信作者，主要研究方向为大规模交直流电力系统分析、直流输电与柔性交流输电、电力谐波与电能质量、风力发电技术与风电场并网技术；

李晖(1981)，男，硕士，高级工程师，主要研究方向为电力系统稳定分析与控制研究和电力系统规划工作；

肖晋宇(1977)，男，博士，高级工程师，主要研究方向为电力系统稳定分析与控制研究和电力系统规划工作；

王帅(1979)，男，硕士，主要研究方向为电力系统系统规划与设计研究工作。