并网风电场电压稳定的无功补偿策略

李 辉，栗树材，包伟华，张 浩

(1.上海电力学院 自动化工程学院，上海 200090;2.上海自动化仪表股份有限公司，上海 200072)

0 引言

随着能源问题日益突出，风能作为一种清洁的可再生能源，越来越受到世界各国的重视。近几年，世界各国利用风能进行发电且发展非常迅速。并网风电场并网容量的增加，对电力系统的影响也不容忽视。无功电压问题是风电场并网运行关注的主要问题之一[1]。

变速恒频双馈感应风力发电机 (Doubly Fed Induction Wind Generator，DFIG)采用电力电子变流器，可以实现有功和无功的解耦控制，能够动态输出无功[2]。我国风电场的双馈感应电机多采用恒功率因数控制方式运行，双馈感应电机的无功调节能力未得到充分利用。变速恒频双馈感应风力发电机输出有功功率接近额定值时，无功输出能力将明显下降，并且无功功率的输出随着有功功率的变动而存在波动性[3－4]。静止同步补偿器 (static synchronous compensator，STATCOM)具有连续、快速的无功调节能力，其为风电场提供动态无功补偿的同时还可协助实现机组的起动。

本文研究对象为采用变速恒频双馈感应风力发电机组的风电场，以稳定并网点电压为目标，充分利用STATCOM和风电场中各台风电机组的无功发生能力，提出一种风电场两级无功协调补偿策略，通过算例验证其有效性。

1 风电场无功协调补偿基本思想

风力发电机发出的有功功率主要取决于风速的大小，而风速具有随机性、间歇性和不可控性，使得风力发电机发出的有功功率波动变化。如图1所示，在我国，风电场多处于电网的线路末端，风电场规模比较大时，风电场出力的波动变化必然会对系统电压产生扰动。并网点作为系统中重要的检测点，在其进行无功补偿，可以减小并网点电压波动，有效稳定系统电压。

图1 风电场电气接线简图Fig.1 Wind farm electrical wiring simplified diagram

STATCOM响应速度快，可以抑制系统振荡，提高系统稳定性。STATCOM在电网电压跌落较大时，退化为恒定电流源，仍可以输出额定无功电流，具有较强的电压支撑能力。STATCOM作为第一级无功补偿单元工作于定电压调节模式始终投入于35 kV母线。定电压参考值根据风电场风机未运行时35 kV母线电压值设定，以此对风机运行时风电场内部需要的无功进行补偿，稳定并网点电压。

STATCOM输出无功达到最大值和并网点电压出现偏差较大时，风电机组做为第二级无功补偿单元进行无功补偿。风电机组的无功补偿量确定原则:以并网点实时电压和参考电压对比，将偏差量送入整定环节，结合风电机组的无功发生极限和功率因数限制，整定出风电机组可以调控的无功功率，并在各台风力发电机中进行无功分配。参考电压根据风电场风机未运行时110 kV母线电压值设定。

2 STATCOM电压控制模式

STATCOM控制输出的无功功率，可以改善系统功率因数，或者调节并网点电压。本文主要用STATCOM调节并网点电压。STATCOM工作原理[5]如图2所示，U1为所连接处的系统电压有效值，U2为逆变器输出电压有效值。

图2 STATCOM工作原理图Fig.2 STATCOM working principle diagram

在理想状态下，首先将U1与U2同步，然后，通过控制U2的幅值，从而控制U2与U1的电压差，以达到调节补偿装置无功输出的目的。当U2＞U1时，STATCOM处与超前运行状态，发出无功功率;当U2＜U1时，STATCOM处与滞后运行状态，吸收无功功率;当U2=U1时，STATCOM与系统不交换无功功率。通过发出或吸收无功功率，最终达到调整系统电压U1的目的。

STATCOM工作于电压调节模式，始终投入于35 kV母线。风电场风机未运行时35 kV母线电压值设定为定电压参考值，从而对风电场风机运行时风电场内部需要无功进行补偿，稳定并网点电压。

3 风电机组无功调节功率的整定

当STATCOM输出的无功功率达到最大值仍不能很好稳定并网点电压时，风电机组作为补偿单元的无功调节第二级启动。风电机组无功调节功率整定环节如图3所示[6]。

图3 无功调节功率整定Fig.3 Setting of reactive power regulation

(1)整定判断环节接收STATCOM的状态信息和电压偏差量ΔU。ΔU为并网点电压U和电压参考值Uref的差量。若STATCOM输出无功功率达到最大值，则将ΔU送入PI环节进行整定。若未达到最大值则整定判断输出零，风电机组不进行无功补偿。为使第一级和第二级很好衔接，STATCOM发出无功达到额定容量的k1倍则判断为满发(k1为小于1但接近1的系数)。

(2)经PI环节整定的无功调节功率受整个风电场风电机组无功发生能力限制。

单台双馈风机输出的无功功率调节范围与风机参数和实时风速等因素有关，是实时变化的。某双馈感应风机无功输出范围如图4所示。根据风电机组输出有功功率可以确定当前状态的无功功率极限。

经PI整定的无功调节功率为ΔQ。设风电场有N台双馈感应风力发电机，当前状态第i台风机能够发出的最大无功功率为Qgi，max，发出的最小无功功率为 Qgi，min(Qgi，max＞0 表示发出感性无功功率，Qgi，min＜0表示发出容性无功功率)。风电场所有风机可以调节的无功功率上下限为:

图4 某双馈感应风机无功输出范围Fig.4 Reactive power output range of a DFIG

式中:k2为小于1的裕度系数，目标是防止风力发电机绕组过热，保证机组可靠运行。无功调节功率ΔQ在风电场所有风机可以调节无功功率范围内，则以ΔQ进行调节;当无功调节功率ΔQ越限时，以极限值进行调节。

(3)经过无功功率极限限制后，在风电机组中分配的无功容量应在各台风机功率因数可调范围内。设单台风机功率因数的上下限分别为λmax，λmin，第i台风机发出的有功功率为Pgi，则无功调节功率ΔQ受各台风机功率因数约束的上下限为:

经PI整定的无功调节功率ΔQ经过风电场所有风电机组无功极限约束和风电机组功率因数约束后，得到风电场所有风电机组能够调节的无功容量 ΔQ'。

4 风电机组无功调节功率的分配

ΔQ'在各台风机中进行分配时，利用各风机实时状态信息计算其当前无功调节极限，将无功调节功率ΔQ'按极限能力比例分配到各台风电机组中，以保证每台机组都不越限。设第i台风电机组应调节的无功功率为ΔQgi，其具体分配原则为:

当ΔQ'＞0时，需要进行感性无功功率补偿，第i台风机应调节的无功功率为

当ΔQ'＜0时，需要进行容性无功功率补偿，第i台风机应调节的无功功率为:

5 算例分析

以北方某地区风电场为例，用Matlab/Simulink搭建算例系统进行仿真，以验证本文提出的策略。该风电场有33台1.5 MW双馈感应风机，风机可调功率因数范围在±0.95之间。风机经1 600 kVA箱变和集电线路接于风电场35 kV母线。风电场主变容量为50 MVA。在风电场主变35 kV侧接有STATCOM无功补偿装置，其容量为±12 MVar。风电场经输电线路 L1连接一区域负荷，经输电线路L2接入系统。仿真中，系统模拟为7 500 MVA，X0/X1=3，风电场所有风机用一台等值机。为更好比较采用补偿策略前后电压变化，电压结果采用4位有效数字。仿真风电场示意图如图5所示。

图5 仿真风电场示意图Fig.5 Schematic diagram of wind farm

风电场风速变化时，对采用本文提出的无功补偿策略和未采用无功补偿策略的风电场进行仿真运算。未采用策略时，风电场各台风机按照恒功率因数控制方式运行，功率因数为1。在15 s时，风速由5 m/s开始逐渐上升最终达到14 m/s，仿真时长为45 s。等值风机有功功率输出随风速变化情况如图6所示。

由图6可见，从15 s开始随着风速增加，风机发出的有功功率开始增加。仿真前13 s有功下降是因为仿真开始时风机有功功率初始值大于风速为5 m/s所发出的有功功率。当风速达到14 m/s时，桨距角由0°变化到0.89°限制机械功率，风机发出48.45 MW，接近额定功率，发出无功功率为0 MVar，符合恒功率因数1运行。

图6 等值风机功率输出随风速变化波形Fig.6 Power output waveform of equivalent wind turbine with the changing of wind speed

采用无功补偿策略前后的并网点电压、35 kV母线有功和无功功率输出情况如图7所示。在未采用无功补偿策略情况下，当风速增大时，风电机组总的输出有功功率开始增加，但是受追踪风速输出有功功率的控制策略和转子惯性的影响，输出有功功率不能立即跟随风速增加，而是缓慢增加。风电场中风机以恒功率因数1运行，发出无功功率为0 MVar。但有功功率增加时，箱变从电网吸收的无功功率要大于电缆线路对地电容发出的无功功率，整个风电场吸收无功功率，引起电压降低。风速从5 m/s增加到14 m/s，风电场35 kV侧吸收的无功功率由0到6.08 MVar，并网点电压由0.994 9 p.u.降到0.979 7 p.u.。采用本文所提的策略，当风速增加时，有功功率出力增加，补偿装置动态发出无功功率。风速到14 m/s，有功功率输出接近额定值时，STATCOM发出6.25 MVar无功，第一级无功补偿将并网点电压提高到0.987 9 p.u.，减小并网点电压降落。

风电场风速保持14 m/s不变，系统在15 s时电压降落到0.9 p.u.，15.5 s恢复到1.0 p.u.，电压跌落持续时间为0.5 s。对采用无功补偿策略和未采用无功补偿策略的风电场进行仿真，并网点电压变化和风电场35 kV母线功率输出情况如图8所示。

图7 风速变化时风电场仿真结果Fig.7 Wind farm simulation results on changing in wind speed

图8 系统电压降落时风电场仿真结果Fig.8 Wind farm simulation results on system voltage drop

未采用无功补偿策略时，并网点电压从0.979 7 p.u.降到0.873 4 p.u.，风电场从电网吸收无功功率从6.08 MVar升到7.5 MVar。采用本文无功补偿策略后，STATCOM的无功输出情况如图9所示，风电机组发出的无功功率如图10所示。

在15 s前，STATCOM发出6.25 MVar对风电场内进行补偿，第二级无功补偿未启动，风电机组发出无功为0 MVar。并网点电压由未补偿的0.979 7 p.u.升到补偿后的0.987 9 p.u.。在15～15.5 s间，STATCOM发出的无功大于11.80 MVar，第二级无功补偿启动，风电机组发出无功功率不断增加。在15.5 s时，并网点电压由未补偿的0.873 4 p.u.上升到补偿后0.903 7 p.u.。

综上分析，风电场风速变化时，风电场输出有功功率也随之变化，未采用补偿策略时，风电场内部吸收或发出无功功率也不断变化，引起并网点电压变化幅度较大。采用本文所提出的无功补偿策略，补偿策略第一级对风电场内部所需的无功功率动态补偿，有效减小电压波动幅度。当系统电压降落幅度较大时，未采用补偿策略时，由于输电线路流过负荷电流和风电场内部的无功缺额，并网点电压降落幅度比系统电压降落幅度要大;采用本文提出补偿策略，第一级无功补偿装置接近满发，第二级补偿启动，两级无功补偿单元共同对需要无功进行补偿，有效提高了并网点电压。

6 结论

本文结合STATCOM和风电场各台风机无功发生能力，提供了一种稳定并网点电压的无功协调补偿策略。STATCOM作为第一级的无功补偿单元始终投入。风电场各台风机作为第二级无功补偿单元，当STATCOM满发时进行补偿。通过仿真算例表明:无功补偿策略可以抑制因风电场有功出力引起的并网点电压波动。系统电压降落时，具有一定的电压支撑能力。