动态无功补偿装置在酒泉地区风电场的优化应用

杨勇，秦睿，拜润卿，杨俊，郑晶晶

（甘肃电力科学研究院兰州730050）

酒泉风电基地建设在甘肃电网的末梢，其特点是距主系统和负荷中心较远，网络结构相对薄弱，所发电能主要通过新建成的750 kV输电通道集中外送。由于目前投运的绝大多数风电机组不具备低电压穿越功能，当酒泉地区电网发生故障或扰动时，电网电压变化剧烈，使得整个酒泉风电基地的风电机组发生大规模脱网事故的风险加剧。

由于风电场有功出力具有随风波动的特点，并网线路或送电通道上潮流变化频繁，大规模风电场并网运行会引起电网电压质量和电压稳定性问题[1]，尤其风电场通过长距离接入电网，其无功补偿对局部电网电压的调节作用更加重要[2-5]。

1 问题的提出

对近来发生在酒泉风电基地的几次风电机组大规模脱网事故进行分析可以发现，在风电装机容量占比较大的酒泉电网发生故障时，电网电压通常会出现如下的变化：电压跌落（事故发生）－故障切除－电压升高（产生过电压）。图1为酒泉地区发生风电大规模脱网事故时某750 kV变电站2号主变330 kV侧电压变化。

图1 相电压在风电大规模脱网事故前后的变化Fig.1 Phase voltage changes before and after the large-scale off-grid wind power accident

事故发生前，各风电场出力正常，大部分风场均投入了动态无功补偿装置所配置的滤波电容器组，用以维持母线电压。同时，因设备故障或运行管理的原因，部分风电场动态无功补偿装置的自动调节支路并未有效投入。故障发生时，大量风电机组因不具备低电压穿越功能在电压骤降时迅速脱网。从图1中可以看出，在故障切除后，电网电压迅速恢复，但并没有稳定在正常范围，相反，在过剩无功的作用下电压继续上升，最终导致过电压的发生。其中某750 kV变电站2号主变330 kV侧电压最高达到了380 kV。导致相当一部分风电机组因过电压而脱网，事故进一步恶化。

动态无功补偿装置的配置思路主要是用来补偿风电场变压器及线路负载时的感性无功损耗、送出线路的充电无功功率等。由于酒泉风电基地各风电场选用的无功补偿装置，无论在型式、控制策略、控制模式以及参数设置方面没有形成规范管理，因此，在发生上述的暂态过程时，各风电场动态无功补偿装置对抑制故障切除后出现过电压的能力也有所差异。

要规范风电场动态无功补偿装置的运行，尽可能充分发挥稳定风电场电压的能力，就必须开展风电场动态无功补偿装置涉网性能的测试工作，从而全面掌握各类动态无功补偿装置的相关特性[4]，进行相应的优化。

2 动态无功补偿装置在风电场的应用情况

以经由330 kV接入系统的风电场为例，配置的动态无功补偿装置型式主要有3种，即静止型无功补偿装置（SVC）和静止无功发生器（SVG），其中SVC又包括包括晶闸管控制电抗器（TCR型）和磁控电抗器（MCR型）2种。具体配置情况见表1。

表1 酒泉330 kV系统接入风电场动态无功补偿装置配置表Tab.1 Dynamic reactive power compensation device configuration table for connecting Jiuquan wind 330 kV system to wind power farm

酒泉地区风电场无功补偿容量配置的原则为：容性无功容量除能够补偿并网点以下汇集系统及主变的无功损耗外，还应能够补偿风电场满发时送出线路的全部无功损耗；感性无功补偿能够补偿风电场送出线路的全部充电功率。

目前，经330 kV并网的200 MW风电场集中无功补偿容量占装机容量的比例在17%～46%，动态补偿容量占全部无功补偿容量的比例在35%～56%。容量配置能够满足风电场运行要求。

3 三种动态无功补偿装置性能及运行特点分析

3.1 TCR型SVC

单台容量较大，响应速度较快。由于晶闸管设备的使用，会造成3、5、7次谐波电压电流较大，对电能质量有较明显的影响，图2、图3显示了某风电场TCR型SVC的谐波电压电流含量。为降低谐波含量，TCR支路应与滤波电容捆绑运行，不允许自动投切电容器组。

图2 某风电场TCR谐波电压相对值Fig.2 Relative values of TCR harmonic voltage in some wind power farm

图3 某风电场TCR谐波电流绝对值Fig.3 Absolute value of TCR harmonic voltage in some wind power farm

3.2 MCR型SVC

单台容量较大，响应速度慢于SVG、TCR。调节过程中，电能质量表现较好，谐波含量无明显变化。装置具备自动投切电容器的功能。

3.3 SVG

单台容量较小（最大仅为12 MW），响应速度最快，调节支路可以实现快速连续的最大容性与最大感性之间的调节；电能质量方面表现良好，调节过程中无明显的谐波含量变化。在控制策略中考虑了自动投切电容器的功能，目前运行正常。

综上所述，3种型式的动态无功补偿装置在综合性能方面各有优劣。3种补偿装置性能特点见表2。

表2 3种型式的动态无功补偿装置的性能特点Tab.2 Performance characteristics of three types of dynamic reactive power compensation device

4 风电场动态无功补偿装置的应用优化

4.1 不同型式补偿装置的运行建议

TCR在响应时间、补偿容量等方面可以满足电网要求，但是对电能质量影响较大。在较大的谐波含量下长时间运行，会对设备绝缘造成不同程度的损伤，缩短使用寿命。严重时还会导致谐振过电压发生，直接损坏设备。因此，TCR型的补偿设备应和其配置的滤波电容器组同时投入或退出运行。

MCR在电能质量和补偿容量方面表现较好。因为其谐波影响很小，较为适合投入自动投切电容器组的功能，且快速切除电容器可以一定程度上弥补磁控电抗器固有的调节速度较慢的缺点。从暂态过程中限制过电压方面考虑，这一点有较强的实际意义。

SVG的响应时间是最快的，电能质量较好，但由于技术原因，单台补偿容量较小，在稳态运行时可以实现对电压波动的补偿。但是在电压迅速飙升时，其能够提供的感性容量太小，对这种极端情况调节能力有限。这成为限制SVG在大容量风电场推广应用的最大障碍。因此，SVG必须配合电容器组的自动投切功能，这样才有可能快速有效地抑制母线过电压。

4.2 与风电机组及继电保护的配合

目前风电场配置的动态无功补偿设备均设置了自身的过压、欠压保护，定值由生产厂家自行给定。而风电机组与电容器也配置有相关的过压、欠压保护，其中风电机组的保护定值由机组制造厂家设定，电容器的过压、欠压保护定值则由风电场通过整定计算给出。三者之间缺乏统一合理的计算，未考虑配合。在风电场发生短路故障到故障切除这个过程中，系统电压通常会存在电压骤降骤升的情况，为了使保护动作达到最优效果，建议采用以下配合关系。

4.2.1 欠压保护定值

风电机组＞动态无功补偿装置（不小于100 ms延时）＞电容器继电保护（不小于100 ms延时）

以上配合关系可以保证在发生低电压时，由于电容器继电保护的定值最低，可以维持动态无功补偿装置的正常调节策略。而动态无功补偿装置低压退出定值居中，可以保证只有在风电机组脱网后无功补偿装置才能退出，这样就可以最大限度地支持风电机组机端电压。

风电机组具备低电压穿越能力后，其低压保护可以不按此方案配合。4.2.2 过压保护定值

风电机组＜动态无功补偿装置（不小于100 ms延时）＜电容器继电保护（不小于100 ms延时）

这样的设置，可以保证在系统电压跌落，风电机组还未脱网时，动态无功补偿装置在此时能够将感性容量发到最小，将容性容量发到最大，从而在一定程度上实现对母线电压的支撑作用，降低风电机组脱网的危险或减少脱网的机组数量。当电压跌落到更低时，动态无功补偿装置退出，之后由继电保护装置将所有支路切除，实现对设备的保护。

当故障切除后，电压迅速升高，风电机组还未脱网时，动态无功补偿装置在此时能够将感性容量发到最大，将容性容量发到最小，同时辅助以对电容器组的切除，最终达到对母线电压最大的抑制作用，最大可能地降低风电机组因过电压保护动作而脱网。

方案中不小于100 ms的延时是考虑到目前酒泉风电基地的主力风机（华锐、金风、东汽）在过、欠压保护中都有100～200 ms的延时，为了保证动态无功补偿装置自身的保护在发生暂态过程时，不会先于风电机组脱网。

4.3 暂态时自动切除电容器组的策略问题

结合前期发生的几次较大事故可以发现，暂态过程都是基本一致的：（事故发生）电压跌落－故障切除－电压升高（产生过电压）。为了快速抑制过电压，避免风电机组因过电压脱网，建议MCR与SVG在控制策略中加入自动切除电容器组的控制逻辑。图4为酒泉风电基地330 kV升压站动态无功补偿装置典型接线图。

图4 酒泉风电基地330 kV升压站动态无功补偿装置典型接线图Fig.4 Typical wiring diagram of dynamic reactive power compensation device in Jiuquan wind power base 330 k V step-up station

4.3.1 方案一：由无功补偿装置判断暂态特征作为判据来切除电容器组

考虑到整组时间的存在（动态无功补偿装置的采样、运算、切除指令发出以及开关分闸的固有时间），当无功补偿装置检测到过电压后再切除电容器组，部分风机可能已经因过电压而脱网了。因此，建议在过电压切除电容器组的判据设计中考虑加入具有暂态过程特点的参数判据：

1）检测到母线电压突然跌落且低于90%额定电压，主变负荷发生变化但未降至零。说明电网发生事故或大扰动，本场出现部分机组脱网，但尚未完全脱网。

2）连续若干个采样周期检测到母线电压变化率均为正，说明电压已开始恢复。

3）当以上2个条件满足后，可以考虑进行一轮电容器组的切除，这样可以保证在出现过电压之前就将部分多余的容性无功切除。

4.3.2 方案二：由电容器组继电保护设置的过电压保护直接切除电容器组（此方案要求对保护配合方案进行修改）

考虑将电容器组过电压保护定值整定为1.08～1.1额定电压，阶梯延时动作。例如，某风电场装设了两组电容器组，则设定1组电容器保护定值在1.08倍额定电压时瞬时出口跳开，2组则可以定为1.08倍额定电压，50～100 ms延时动作。这样，当系统发生过电压至1.08倍额定电压时，1组电容器保护首先出口切除该组电容。如系统电压得到有效抑制，2组电容器保护在延时阶段返回，系统仍可以正常运行。如果电压在1组电容器组切除后继续上升至1.08倍额定电压，则经延时2组电容器保护动作切除。此时，母线电压应能够得到一定程度的抑制。

此方案要求在对以往事故发生时，系统电压在故障切除后的恢复速率进行分析统计后，配合开关分闸固有时间，最终确定保护定值。

5 结语

动态无功补偿装置在大规模集群并网的风电场应用已有一段时间。近来发生的多起风电场大规模脱网事故，暴露出目前绝大多数风电场在电网暂态过程中的不稳定性，同时也对动态无功补偿设备的技术指标和运行管理提出了新的要求。在按照相关要求进行了运行管理、控制策略以及保护配合等方面的优化后，整个酒泉风电基地在2011年下半年的运行中，各风电场母线电压明显有所改善，对避免大规模脱网事故的发生有一定的积极作用。

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