新能源集群无功环流抑制策略研究

吴宇辉，尚 斌，杨鹏飞，杨 霖，于保春，马 涛，乔建旺

（1.华北电力科学研究院有限责任公司，北京 100045；2.康保鲁能新能源有限公司，河北 张家口 075000；3.华北电力大学，河北 保定 071003）

0 引言

随着碳达峰、碳中和目标的提出以及新能源发电技术的逐渐成熟[1]，截至2022 年12 月底，全国累计发电装机容量约25.6 亿kW，同比增长7.8%。其中，风电装机容量约3.7 亿kW，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9 亿kW，同比增长28.1%[2]。近几年，我国新能源装机容量占比越来越高，大规模新能源场站的接入对电网电压的安全稳定带来新的挑战。

目前，我国新能源场站呈现出集中式发电、远距离输送的特点[3]。新能源集中并网地区无功设备数量多、特性差异大，频现无功不均衡甚至严重无功环流现象。我国新能源富集省份都曾报告存在不同程度的无功环流现象[4]。个别新能源场站承担了明显更多的无功调节任务，附近其他场站调节量较小，甚至出现无功反向调节的情况。因此亟待提出兼顾无功均衡和电压分布双优化控制策略，全面改进现有无功电压控制系统（Automatic Voltage Control，AVC）控制效果[5]。

针对新能源场站无功电压控制，文献[6]通过分析双馈风电机组（Doubly Fed Induction Generator，DFIG）的无功电压控制方式，提出了考虑运行约束的风电机组及风电场无功调节能力计算方法，并提出了基于电压控制器和控制任务协调分配的风电场电压控制策略。文献[7]在对双馈风电场无功需求及双馈风电机组无功调节能力进行分析的基础上，构建了风电场集电系统无功灵敏度指标，提出一种基于无功灵敏度指标的新型双馈风电场无功控制策略。文献[8]在深入分析光伏系统并网点（Point of Common Coupling，PCC）电压特性基础上，提出一种光伏逆变器有功和无功协调控制策略，保证将PCC 电压调节至满足要求的前提下，实现逆变器有功输出最大化、无功输出最佳化。文献[9]在分析DFIG 等效电路基础上，根据DFIG 定子侧输出的有功与无功关系，提出一种限功率运行条件下DFIG 与静止无功发生器（Static Var Generator，SVG）的电压协调控制策略。文献[10-11]分析了新能源场站不同时间尺度下的无功电压协调控制。其中文献[10]针对光伏电站有功出力与电网负荷大小之间的矛盾性，引入光伏电站负载率和区域电网负荷率的概念，进而确定光伏电站主动调压的控制原理及目标，在此基础上，建立自上而下的光伏电站双层无功优化模型。

针对无功不均衡、环流抑制，文献[12]提出了风电场群的无功电压协调控制思路，以风电场群的汇集站为电压中枢点，以各风电场升压变压器的高压侧电压为约束，协调各风电场的无功调节装置动作。但由于算法选择的变量过多导致求解效率低，并无法满足实时应用的要求。文献[13]通过在电压控制方程中加入电压补偿项以消除线路压降，对传统的下垂控制策略进行改进，进一步抑制无功环流。但该策略主要是解决多并联逆变器间的环流问题。文献[14]的研究表明，对电磁环网中的无功环流进行控制可显著降低网损，提高电网经济效益。文献[15]通过引入虚拟负阻抗后，降低有功和无功耦合度，无功功率分配效果和无功环流的抑制效果都进一步得到了改善，同时有效减小了线路阻抗引起的交流母线电压降落问题。

新能源集群之间的无功环流一般是由于各个风电场无功调节周期、无功电压灵敏度系数不同以及各场站调节性能差异导致，以上方法难以适用于新能源集群的无功环流问题。本文首先对新能源集群的无功环流现象以及无功环流产生原因进行分析，提出针对无功环流现象的判断标准。在传统AVC控制策略的基础上，提出新能源集群无功环流的抑制策略，既保证了新能源场站电压的安全稳定，又减少了多场站间的无功环流现象。

1 新能源集群无功环流现象分析

1.1 无功环流现象

传统电网的无功环流通常发生于电磁环网、并列运行的变压器/变流器等特定拓扑或参数不匹配的情形下[16-18]。新能源接入地区的自动电压控制沿用传统三级电压控制体系和电压指令控制模式，而新能源场站接入网架、无功源调节特性都与火电机组接入存在差异，例如线路上的无功损耗均是由各新能源场站进行无功补偿，直接照搬传统电网的控制经验带来了多无功源控制的失调，进而导致无功环流现象。以风电场典型拓扑图为例（见图1），大规模新能源集群采用放射方式接入（如场站1 和场站4），无功不均衡、无功环流现象通常表现在AVC电压指令相同的情况下，场站1 与场站4 的无功流出相差较大，甚至出现由场站1（或场站4）的无功功率流入场站4（或场站1）当中。当采用串接方式（如场站2 和场站3）接入电网时，也存在两个场站间无功不均衡、无功环流的现象。

图1 风电场典型拓扑图Fig.1 Typical topology of a wind farm

传统电力系统中，无功功率平衡要求在安全电压水平下，全系统内无功电源的无功出力同负荷的无功功率以及网络损耗之和相等。无功功率不宜长距离输送，系统内的无功功率还需尽量就地供应，实现分层分区平衡，表现为区域间没有无功交换。

在二级电压控制区域内，如处于同一汇集母线下面的风电场无功流向不一致，则会出现无功环流。以系统无功环流方向示意图（见图2）为例，当场站1、场站2 接收到电压调节指令之后，两座场站的无功出力出现了反调现象，出现场站间的无功环流。

图2 系统无功环流方向示意图Fig.2 Schematic diagram of system reactive circulating current direction

1.2 无功环流现象的判断指标

风电场通过调整无功使得汇集母线电压追踪电网指令值要求，各风电场的无功功率与汇集母线电压之间的关系如公式（1）所示，可以看出，满足汇集母线电压指令要求的无功分配方式并不唯一。

式中：Uref为t 时刻汇集母线的电压实际值；U 为汇集母线处无功功率为零时的电压值；Ki为新能源场站i 的无功功率对汇集母线电压的灵敏度；Qi_set为t时刻新能源场站i的无功调整量；n为新能源场站的数量。

一般来讲，多目标电压控制时无功并非完全根据电气距离进行分配，各新能源场站的无功出力与式（1）的参考值之间存在一定偏差，即存在无功不均衡。在无功严重不均衡时，可能会出现处于同一汇集母线下面的新能源场站无功流向不一致，即无功环流。

为衡量新能源场站无功环流的严重程度，场站的无功不均衡度W由公式（2）表示：

式中：Qi为某时刻新能源场站i的实际无功功率。考虑到公式（2）中Qi_set接近于0 时，无功不平衡度偏大，因此对无功环流现象的判断还应该基于场站间无功功率的差值。各场站的无功功率裕度不同，应针对各场站实际情况设定判断标准，场站间无功功率偏差大于无功功率调节范围的20%时视为无功环流发生且程度较大。

1.3 无功环流的产生原因

目前新能源场站集群的电压控制主要是通过AVC 主站按三级电压控制确定汇集母线的电压参考值，按照不同的控制需求及各区域情况优化得到各场站的并网点电压指令值，下发至各风电场AVC子站；AVC子站则根据主站下发的电压指令以及当前实际电压、无功值，根据电压-无功灵敏度计算所需无功值，由指令周期分配至能量管理平台；能量管理层根据子站指令，向各风机下发调整量。新能源集群无功控制流程如图3所示。

图3 新能源集群无功电压控制流程图Fig.3 Flow chart of new energy cluster reactivevoltage control

由风电场集群无功控制架构可知，系统中可能导致无功分布不平衡因素主要有三类。

（1）网络参数：电气拓扑，无功-电压灵敏度。例如，各场站根据自身电压-无功灵敏度以及下达的电压指令值与实际值的偏差进行无功调整，而忽略了自身无功功率是否影响其他场站电压，但实际上各场站之间存在一定程度的耦合。

（2）各场站调节性能：各子站电压调节周期、设备动作性能差异。例如，在各子站调整周期不相同的情况下，子站无功偏差量增大，调整周期小的子站需承担更多无功出力。

（3）AVC控制策略：主站与子站协调配合。例如，电气距离很近的场站，AVC 主站下发电压指令参考值偏差较大，甚至不同场站的调压方向相反，可能导致环流。

2 新能源集群无功环流的抑制策略

2.1 无功环流现象的避免条件

针对无功环流现象产生的原因，可从以下几方面减少无功环流现象发生的可能性。

（1）减小无功电压调整系数。无功电压调整系数越大，相对不平衡越大，且时间累积效应越明显。减小下垂系数后，关键节点电压依然可以得到准确追踪，但追踪速率有所下降。

（2）调节周期相同。相同的调节周期可以保证在一定的时间范围内，各场站的调节次数一致，避免调整周期小的子站多次对无功电压进行调整，从而导致承担更多无功出力。

（3）AVC 主站的优化策略中应参考场站间的电气距离和耦合程度。针对耦合度大、电气距离近的场站，下发的电压指令偏差应较小，非必要情况下，调压方向应相同。

可以看出，（1）和（2）主要是针对子站层面进行分析，通过对AVC子站的电压控制来改变新能源集群的无功环流问题。（3）主要是针对AVC 主站层面进行分析，通过改变AVC主站无功电压优化策略的优化指标/约束条件来减少区域间无功环流现象的发生。上述3 个方面可以通过策略的调整，降低新能源集群内各场站间的无功不均衡程度，避免严重的无功环流现象的发生。

2.2 新能源集群无功环流的抑制策略

本文基于现有AVC 控制策略与保证电压安全稳定的基础上，增加了对无功环流的抑制策略。该控制策略分为两个部分：一是无功环流现象未发生或者严重程度较低时，按照各场站的无功电压控制策略对并网点电压进行调节；二是在无功环流现象较为严重时，在保证电压安全稳定的情况下降低无功不平衡程度。策略主要是在无功环流现象发生后，削弱无功环流的严重程度[19-26]。

第一部分的内容可以参考传统AVC 电压控制策略，不同场站可以选择适合本场站的控制周期、无功电压调整系数等。不再一一分析讨论，以下主要对第二部分的无功环流抑制策略进行分析。新能源集群无功环流抑制策略流程见图4。

图4 无功环流抑制策略流程Fig.4 Flow of reactive circulating currentsuppression strategy

如图4所示，本文将无功不平衡度大于20%（或场站间无功功率偏差大于设定值）视为需要对无功功率进行调整，调整策略主要是在确定无功环流的方向以及场站电压满足控制要求的前提下，通过每次调节周期对场站的无功功率进行缓慢调整（避免无功功率波动较大影响电网安全）。

3 算例分析

3.1 仿真算例说明

为验证新能源集群无功环流的抑制策略对区域内新能源集群间无功环流的抑制效果，基于RT-LAB建立风电场仿真模型（见图5）。风电场A、B 按照图1 中场站2、场站3 的拓扑结构进行模型搭建，其中风电场B采用单机等值方式进行模型搭建。

图5 风电场连线图Fig.5 Wind farm wiring diagram

风电场A的双馈风电机组总额定功率为100 MW（50 台额定功率为2 MW 的双馈风电机组），风电机组的无功调节范围为±37.5 Mvar（按照功率因数±0.95 设置），SVG 的额定容量为30 Mvar。风电场B总额定功率为200 MW。风电场A、B 各配置一套AVC 控制系统，调节周期分别设置为15 s、20 s。风电场A与风电场B之间线路长度为10 km。

以风电场A 为例，各风电机组的仿真参数设置如表1所示。

表1 DFIG仿真参数设置Tab.1 DFIG simulation parameter settings

3.2 无功环流抑制策略效果仿真

3.2.1 场景1：无功环流

风电场A、B 的电压设定值均为1.0（p.u.），如图6（a）所示，场站电压均在设定值允许误差范围内，电压相对稳定。由于风电场A、B的电气距离较近，场站间的电压值相差较小（仅有0.015（p.u.））且电压波动情况相似。

图6 无功环流现象仿真曲线Fig.6 Simulation curve of reactive circulation phenomenon

场站无功功率波动如图6（b）所示，此时场站A的无功功率为-17 Mvar，场站B的无功功率是14 Mvar。可以看出，场站A、B 之间出现较为严重的无功环流，无功环流方向为B→A。此时风电场A、B均采用传统AVC控制策略。

3.2.2 场景2：无功环流抑制

在场景1 的基础上，风电场A 仍采用传统AVC策略对无功电压进行控制，风电场B 采用本文提出的无功环流抑制策略。场站间无功功率偏差小于15 Mvar时，按照传统AVC控制策略执行。

从图7（a）可以看出，在风电场B 的无功环流抑制策略投入后，场站电压开始出现波动，但波动区间较小（0.002（p.u.）），电压实际值仍满足控制需要。在场站无功功率发生变化时，风电场A、B的电压发生相同变化。

图7 无功环流抑制效果仿真曲线Fig.7 Simulation curve of reactive circulation suppression effect

从图7（b）所示，风电场A、B的无功功率偏差逐渐缩小，从最初的场站间无功偏差30 Mvar 降低至15 Mvar，无功环流的严重程度得到了改善。

4 结语

本文对大规模新能源集中并网地区的无功环流抑制现象进行了研究。分析了现有新能源场站无功电压控制体系的局限性。在此基础上，从AVC主站、AVC子站控制策略等方面提出了无功电压控制策略的优化方向。依据无功环流现象判定指标，提出了应用于AVC子站的无功环流抑制策略，通过周期性规律调整场站内部无功功率，以满足对无功环流现象的抑制。

实际算例仿真测试验证了本文所提优化策略可以较好地满足节点电压指令的要求，并降低新能源集群的无功环流程度，保障电网的安全稳定运行。