大规模风电集中接入弱电网后的无功电压紧急控制初探

李琳，罗剑波，李晓虎，陈永华，陈汹，李雪明

（1.国网电力科学研究院/南京南瑞集团公司，江苏南京 210003；2.甘肃省电力公司调度通信中心，甘肃 兰州 730050）

我国风电建设在“十一五”期间得到快速发展，实现连续5年翻番，至2010年底，我国风电总装机容量达到44.733 GW，风电并网容量达到了29.56 GW[1]。我国风电采取的是集群开发、弱电网接入、远距离集中外送模式，并网点无功电压支撑能力较弱，加上风电机组具有电压敏感性及电压越限自动脱网特性，当电网扰动引起电压跌落/升高时，易发生大规模风电机组连锁脱网事故。2011年以来西北电网、华北电网发生的几次大规模风电机组脱网事故就是典型例子[1]。因此，研究大规模风电机组连锁脱网事故机理及控制，尤其是风电集中并网地区的无功电压紧急控制已成为一个迫在眉睫的问题。

针对大规模风电机组连锁脱网事故机理及控制措施，已有相关文献进行了初步研究。文献[2]分析了双馈风电机群近似满载工况下脱网机理，侧重于讨论风机自身时序切换和无功需求变化，提出提高Crowbar保护定值来降低连锁脱网风险。文献[3]研究了双馈风电机组脱网过程及其无功需求，侧重于分析脱网过程中风电机组异步运行状态的转差—无功特性，提出改善风电场无功补偿装置响应能力来控制连锁脱网。文献[4]分析了大规模风电汇集系统的特点，结合实例分析了风电机组连锁脱网过程，侧重于讨论风机脱网原因、风机脱网暴露的问题和改进措施。文献[5]分析了风电脱网事故的典型发展过程，针对典型系统进行跳闸机理和主导因素摸索，侧重于从集群风电与其接入网架之间相互作用角度寻找脱网事故频发原因。针对集群风电与接入网架之间相互作用引起的无功电压控制问题，文献[2-3]未考虑实际电网的特点，文献[4]提出从运行管理上加强汇集系统无功电压协调控制以抑制正常情况下电压波动导致的风机脱网，文献[5]提出改善网架结构电压稳定性和风机运行方式来减弱电压波动影响。但这些文献都未对故障后电网暂态电压偏移机理和无功电压紧急控制措施进行系统研究。

针对大规模风电集中接入弱电网后的地区电网无功电压控制问题，本文归纳了风电机组大规模脱网事故暴露的问题及事后改进情况，提出了暂态电压偏移越限的概念，分析了风电集中并网地区暂态偏移越限的原因，最后探讨了抑制暂态电压偏移越限的控制措施。

1 大规模风电机组连锁脱网事故总结

1.1 脱网事故暴露的主要问题

2011年发生的多起风电机组大规模脱网事故，是前几年风电持续高速发展、而技术和运行管理长期不到位，积累问题的集中爆发，所暴露的主要问题有[6-8]：①风电场内设备质量和场内施工建设水平亟待提升；②风电机组控制性能不合格、在运风电机组抵御扰动能力偏低；③风电集电系统电网保护有待改进；④无功补偿装置配置和运行管理不到位，风电汇集地区也缺乏有效的联合无功调节手段。

1.2 事故后改进情况

针对上述问题，风电基地在事故后进行了集中整改，一方面，对所有并网风电机组进行低电压穿越改造，规范风机涉网保护定值；另一方面，实测了动态无功补偿装置的调控能力[9-10]，加强了无功补偿装置运行管理，风电场和汇集站无功电压控制策略更明确。

1.3 风电汇集系统仍存在的无功电压问题

现有的风电场群无功电压调控现状为无功集中补偿、固定电容补偿为主、动态无功补偿不足，加上依靠人工进行无功协调控制速度慢、联合无功电压调控手段缺乏，传统的无功调控方法已渐渐不能满足风电大规模汇集地区的风电机组的正常运行需要和无功电压紧急控制要求。

2 电网暂态电压偏移越限分析

2.1 电网强度对风电系统动态电压波动影响

风电场高压侧母线至无穷大系统的输电线路电压降落为：

式中，UN、P、Q分别对应于额定电压、并网点注入系统的有功功率、无功功率。一般情况下，风电场并网的输电线路较短，两端电压相角差不大，可忽略电压降落的横分量δU2，此时把电压降落的纵分量ΔU2近似看作电压损耗。

因此，研究风电送出输电线路的电压波动性为

对应的当风电场有功出力或无功输出改变时，对其求微分，可得输电线路上电压波动计算公式为

从式（3）可以看出，风速变化引起风电场有功出力和无功出力变化时，输电线路上的电压会随着波动，输电线的阻抗参数对风电场汇集系统的功率电压特性有很大影响[11]，合适的电抗和电阻比值X/R可减弱电压波动。

对于直接并入高压输电网的集群风电，由于高压输电线路，R<

式中，SSC为风电场并网点短路容量、ΔQ代表并网点注入系统无功功率的变化量、Xeq为并网点处的系统等值电抗。

2.2 故障后暂态高电压分析

由于双馈风电机组未和电网完全解耦，风电机组将受到电网扰动的影响。当风电场集电系统出现突然甩负荷（大量风电机组脱网）、不对称接地故障、投入大的电容器和电流突然中断等系统异常运行状态时，会引起集电系统高电压现象[12]，导致风机机端高电压。对于故障消除后伴随的瞬时电压过冲[13]问题，与SVC的无功补偿滞后特性有很大关系，SVC发出的无功与其端电压平方成正比，故障期间发出无功很少但等效电容值达到最大，故障消除后电压迅速恢复，SVC补偿的容性无功补偿瞬时达到最大，造成了电压过冲。对于恢复阶段的暂态高电压问题，很大一部分原因是故障过程中部分风电机组低电压脱网，故障后无功补偿装置未及时进行相应调整，导致无功过补偿，系统侧电压偏高，另外恢复过程中风电场有功出力波动较大，在突然减出力时无功补偿装置调节不及时也会引起电压偏高。

2.3 暂态电压偏移越限

不管是故障期间的电压跌落、故障消除瞬间的电压过冲还是恢复后期的高电压引起的风电机组脱网，很大一部分是电网暂态电压偏移值和持续时间达到了风机保护动作范围，造成保护切机。因此，可以用一组表示暂态电压偏移可接受性裕度[14]的二元表（Vcr，i，Tcr，i）来表征暂态电压安全性，以Vcr，i代表电压限值，Tcr，i代表电压越限持续时间。按照《风电场接入电力系统技术规定》中低电压穿越要求，与某厂家风机设置的典型保护切机定值对比如图1所示。

图1 风电场低电压穿越要求与风机保护定值比较示意图Fig.1 The comparison of wind farm LVRT requirements and the wind turbine protection settings

故障后，风电机群并网点及送出通道电压需控制在电压二元表规定的可接受范围内，以保证风机不因自身保护动作而被切除。

3 算例

以某风电集中并网地区为例，电网结构示意图如图2所示。

图2 某风电集中并网地区电网接线图Fig.2 The wiring diagram of a certain wind power centralized grid

风电机群通过330 kV汇集站，经由750kV主变A集中上网送出，风电汇集站短路容量、至A主变330 kV侧输电线路阻抗比、风电场侧对汇集站无功电压灵敏度如表1所示。

表1 风电汇集站及送出线路相关信息Tab.1 The information of wind farm PCC and transmission line

本节通过一个简单的算例验证前文所述的暂态电压偏移影响因素和相应控制措施效果。基础方式中风电场按60%有功出力，20%固定电容器无功补偿。1.0 s在A主变330 kV侧母线至GZ一回线路GZ侧设置一个三相短路故障，0.2 s后跳开故障线路，对应的不同影响因素作用下的动态电压响应曲线如图3所示。

从图3（a）结合表1中各汇集站送出线路阻抗比，可得QW送出线路的线路阻抗比最小，低的X/R会增加PCC处电压水平，对外界电压变化也更敏感，风机脱网的频率较高。

图3 A-GZ线路故障下，不同影响因素作用下的暂态电压相应曲线Fig.3 The transient voltage response curves of difference influencing factors with faults on the line A-GZ

图3 （b）～3（d）针对风电场端电压最敏感的QW风电场群，仿真分析了不同影响因素下，对应的QW风电场侧和QW汇集站高压侧动态电压情况：对于图3（b），主要对比了风电机组的运行方式，从图3中可知，风机在单位功率因数方式（PFC）相对恒电压控制（LVC）方式下，暂态电压波动更大，更易发生高电压切机现象；对于图3（c），主要分析汇集站无功补偿方式不同的影响，从结果可知，使用SVC等动态补偿装置相对于固定电容器补偿，能更好抑制暂态电压大幅波动；对于图3（d），分析了风电场出力水平对送出线路电压影响，输送线路在重载情况下暂态电压波动更剧烈。

4 暂态电压偏移越限控制措施

4.1 风电机组运行方式

风电集中并网地区的输电网易发生暂态电压偏移越限，与双馈风电机组运行方式有一定的关系。风电集中并网地区常规电源较少，缺乏灵活有效的无功电压支撑，因此要求风机自身具备一定的无功电压调控能力[15-17]。实际运行中双馈风电机组常设定在单位功率因数运行方式，依赖于外界的集中补偿，缺乏快速灵活的无功调节能力。但很多双馈风电机组已具备-0.95～0.95功率因数调节能力，能发出一定的无功功率用来抵消变压器和场内线路无功损耗达到风电场内自身无功平衡。在电压跌落的紧急情况下，还可以利用电网侧变频器短时的无功功率泵升控制来提供快速无功功率支持[18]。因此，合理调整风电机组运行方式，采用恒电压控制或者超前功率因数控制，配合紧急工况下风电机组快速无功电压响应策略，可在一定程度上减弱暂态电压偏移。

4.2 风电场无功电压控制策略

风电机组直接接入配电网络时，由于配电网由架空线路或地下电缆组成，线路电阻相对于电抗不可忽略（有高得多的R/X比值），无功功率对节点电压的影响没有输电网络明显，因此节点电压更容易波动。若采取维持并网点（PCC）处电压恒定或者其他以PCC点电压为主的无功电压调控策略，则风电场对外等值电抗会大大减少，相应增加了电网的短路容量，减弱了电压的波动。对于电压过冲问题，通过前面3.2节分析可知，其起因是风电场内动态无功补偿装置的滞后补偿特性，可采取在检测到故障切除后闭锁SVC的就地策略来抑制[13]。

4.3 联合无功调控策略

由于不能保证风电机组能完全履行类似于常规电源的电压控制任务，即使大型风电场所有风电机组自身都具备一定无功电压调控能力，还是有必要在输电网层面安装电压控制装置[15]。同时，由于大型无功补偿装置（电容器组、FACTS装置）用于风电集中并网地区的电压控制，电压控制变得越来越复杂，要达到远方弱电网连接点的电压控制目标可能很困难，联合无功调控策略就显得尤为重要。

本节提出采用搭建电压协调控制系统来解决风电送出输电层面的无功电压紧急控制问题。该系统可以基于多代理技术，如图4所示，利用多代理技术的集中分布处理能力和快速通信能力，研究多个风电场执行级间如何协调和协作来完成紧急工况无功电压控制的建模与求解，也就是如何快速制定有效的联合无功调控策略。

图4 基于多代理技术的电压协调控制系统示意框图Fig.4 The diagram of voltage coordinated control system based on multi-agent system

5 结语

从暂态电压偏移越限的角度研究了风电集中并网地区的无功电压控制问题，分析了暂态电压偏移越限尤其是故障后暂态电压偏高的原因，探讨了暂态电压偏移越限控制措施，提出加强风电并网各层面的无功电压控制能力，达到抑制暂态电压偏移越限引起的大规模风机脱网的目的。

由于风电场动态等效模型还未达成共识，集群风电与接入网架的交互影响过程复杂，本文针对风电集中并网地区出现的暂态电压偏移越限问题只做了初步摸索，详细电压交互机理还有待进一步研究。

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