预防大规模风机连锁脱网事故的区域自动电压控制协调控制策略

王佳明，王智冬，李晖，杜波

(1.国网北京经济技术研究院，北京市100052;2.四川电力设计咨询有限责任公司，成都市610016)

预防大规模风机连锁脱网事故的区域自动电压控制协调控制策略

王佳明1，王智冬1，李晖1，杜波2

(1.国网北京经济技术研究院，北京市100052;2.四川电力设计咨询有限责任公司，成都市610016)

大规模风电机组连锁脱网事故是当前国内风电迅速发展过程中出现的新问题之一。针对甘肃酒泉风电基地发生的风电机组连锁脱网事故，分析其典型发展过程及时空尺度，找出导致事故发生的主要原因。在此基础上，针对风电出力的波动性和固定无功补偿投切引起的电压阶跃调整，提出区域自动电压控制(automatic voltage control，AVC)协调控制模式及策略。以河西电网实际运行数据进行电网稳态电压分析以及采用酒泉“2-24”脱网事故重演与控制效果仿真验证了该控制模式及策略的有效性和正确性。

风电机组;连锁脱网;区域自动电压控制(AVC);协调控制

0 引言

随着国内外风力发电的大规模发展，风电渗透率快速增长，风电并网引发电网安全稳定性问题日渐凸显［1］。

2011年中国甘肃酒泉地区和河北张家口地区的多起风机脱网事故中，大量风电机组因暂态电压问题发生连锁跳闸脱网，造成有功功率出现较大差额，导致电网频率明显偏低。因此，研究防止大规模风电机组连锁性脱网事故的区域自动电压控制(automatic voltage control，AVC)协调控制策略已成为一个迫在眉睫的问题。

目前，针对大规模风电机组连锁脱网事故，已有相关文献进行了初步研究。文献［2］研究了双馈风电机组异常脱网过程及其无功需求，侧重于讨论脱网过程中风电机组的异步运行状态及转差无功特性。文献［3］分析了双馈风电机群近似满载工况下连锁脱网事件机理，侧重于讨论低压脱网过程中风电机组自身时序切换和无功变化特征，但末结合实际电网特点进行风电机组连锁脱网全过程机理分析。文献［4］结合风电机组脱网实例，分析了风电机组脱网原因及对策，给出事故现象的直观描述与事故根源的感性认识，但末进行相应的定量仿真计算和分析讨论。文献［5］应用静止无功补偿装置(static var compensator，SVC)提高风电场接入电网的电压稳定性，但没有提出无功补偿装置之间的协调控制策略，无法抵御风机脱网事故的发生。

中国风电呈现弱送端、集群接入、远距离输送的特点。风电场集群接入并网点的电网支撑及暂态调节能力较差，无功电压问题突出，容易诱发严重的系统安全稳定事故［6-7］。

本文针对大规模风电机组连锁脱网事故，分析脱网事故典型发展过程，找出引起风机脱网及事故演化的主要因素，分析事故原因并提出区域AVC协调控制模式和控制策略，最后以甘肃电网实际运行数据和脱网事故数据验证区域AVC协调控制模式及控制策略的可行性和正确性。

1 酒泉大规模风机脱网事故原因分析

1.1 酒泉风电基地概况

酒泉风电基地位于甘肃河西走廊西端，风能资源丰富。截止2011年底，酒泉风电装机容量达到5 215.6 MW，分别经由750 kV敦煌变电站、330 kV瓜州变电站和330 kV玉门变电站汇入敦煌750 kV变电站―酒泉750 kV变电站―河西750 kV变电站―武胜750 kV变电站为主网架的“链式”双回交流线输电走廊外送主网。

1.2 大规模风机脱网事故过程

酒泉风电基地分别于2011年2月24日、4月3日、4月17日和4月25日接连发生4次大规模风电机组脱网事故，均由轻微故障演化发展为严重故障，具体过程如下。

1.2.1 初始故障阶段

由事故报告可知，事故初始诱因源于风电场附近的电气设备短路故障，前3次是由35 kV电缆头绝缘击穿，造成三相短路引起，第4次由330 kV嘉酒二线间隔高跨线门型架横梁共3榀全部跌落导致嘉峪关变电站330 kV I母线短路停运引起。

1.2.2 风电机组低电压切除阶段

风电场附近发生短路故障后，近故障点的风电机端电压会急剧下降，激发转子电流增长，触发Crowbar保护动作，其动作时间快于双馈风电机组定子切除时间，造成风电机组短时异步运行，从系统吸收大量无功功率，致使电压进一步下降，诱发更多风电机组切除脱网，这是第1阶段大量风电机组脱网的主要原因。其次，由于部分风电机组不具备低电压穿越能力以及风电场动态无功补偿装置控制策略整定不合理而无法及时响应，补充所需无功出力，也是导致事故瞬间风电机组脱网的重要原因。

1.2.3 风电机组高电压切除阶段

大量风电机组低电压脱网后，送出线路有功功率减小，风电场母线电压回升，而运行中的SVC和电容器不具备自投切功能会继续挂网运行，保持事故前无功出力，造成大量无功功率过剩涌入电网，引起系统电压升高。故障切除后主网电压越限波及初始故障点附近的风电场，使部分风电机组因高电压保护动作切除。这是第2阶段大量风电机组脱网的主要原因。由此带来电网无功功率过剩程度加剧造成更多风电机组连锁脱网的恶性循环。

1.2.4 与主系统相互影响阶段

甘肃酒泉“2-24”事故中，大量风电机组脱网造成系统频率波动，最低频率49.21 Hz，最高频率50.41 Hz。在低电压、高电压脱网过程中安然无恙的部分风电机组因为高频保护动作而发生脱网现象。因此，大规模风电机组连锁脱网使主网产生较大的有功缺额，导致系统动态频率扰动出现，造成更多风电机组因频率保护切除脱网，进一步扩大事故影响范围，威胁主网安全稳定运行。

上述典型脱网事故过程如图1所示。

1.3 大规模风机脱网事故原因分析

通过分析酒泉4次大规模风电机组脱网事故过程，可以发现以下几个共性:(1)酒泉风电基地位于甘肃河西走廊末端，通过750 kV双回线通道远距离输送至主网，是典型的弱送端;(2)事故发生前风电大发，各风电场外送线路负载较重;(3)大量风电机组不具备低电压穿越能力，同时风电场动态无功补偿装置控制策略整定不合理，无法及时响应，是事故瞬间大量风电机组低电压脱网的主要原因;(4)各风电场出力较大，因此在运SVC装置均发出大量无功功率，部分SVC装置电容器支路因不具备自动投切功能，这是导致高电压切机的直接原因;(5)风电机组控制方式单一，无功调节参与度不高。

2 区域AVC协调控制策略

2.1 SVC模型

SVC是柔性交流输电系统(flexible alternating current transmission systems，FACTS)中典型的并联补偿装置，通过动态调节SVC，能够实现从电网吸收或向电网输送可连续调节的无功功率，以维持装设点母线或控制母线的电压恒定［8-9］。SVC由晶闸管投切并联电容器(thyristor switched capacitor，TSC)和晶闸管控制并联电抗器(thyristor controlled reactor，TCR)组成，TSC可以分组投入或切除，TCR可以通过晶闸管进行平滑控制。本文中用到的SVC模型结构及其控制部分框图如图2所示。

SVC一般通过风电场升压变接入风电场并网点母线或接在风电场汇集站的低压侧。一方面，根据SVC容量的大小可以部分甚至完全提供风电场的无功需求，减少风电场送出线路上的无功流动，降低线路电压损耗;另一方面，通过快速平滑调节SVC输出的无功功率，抑制风电场有功功率变化带来的电压波动，减少固定电容器、电抗器的投退及由此带来的电压阶跃变化。在邻近风电场或电网侧发生故障时，SVC能够动态调整其输出的无功功率，提高故障期间风电场并网点母线电压，降低风机脱网事故发生的风险［10-12］。

2.2 区域AVC协调控制模式

酒泉地区的3个风电集群接入点中，瓜州片区风电功率汇入330 kV瓜州变电站后经330 kV瓜―敦线接入750 kV敦煌变电站，联络线距离仅为10 km，瓜州330 kV母线电压受750 kV敦煌变电站330 kV侧母线牵制，因此，酒泉区域AVC协调控制方案分为敦煌片区和玉门片区，采用二级电压控制模式，如图3所示。

一级电压控制由系统子站执行功能完成，二级电压控制由系统主站完成。

(1)主站具有可靠的上、下行通道和实时采集及监视本站和各子站母线电压的功能，并自动由各变电站母线电压的实际运行值与“省调”下发的电压运行曲线或电压允许范围进行对比分析，将分析结果生成控制指令，并将控制指令下发至系统子站。子站根据主站的控制指令对本站所控无功补偿装置进行控制。

(2)子站根据“省调”下发的电压运行曲线具有就地自动控制本站低压并联电抗器、低压并联电容器、SVC/SVG、变压器分接头等功能和按照所接风电场实时运行状态控制风电场无功功率的功能。同时，接收系统主站的电压控制指令，对本站无功补偿设备进行自动控制。当子站母线电压在控制过程中达到该站电压曲线允许范围上下限或子站无功设备补偿容量达到极限时对主站控制指令实行闭锁，并向主站反馈闭锁信号。

2.3 区域AVC协调控制策略

酒泉地区风电场一部分通过110 kV电压等级入网，一部分通过330 kV电压等级入网。根据甘肃“省调”下发的电压曲线，风电场升压变110 kV母线的电压运行范围是110～121 kV，风电场升压变330 kV母线的电压运行范围是351～361 kV。

一级/二级电压控制策略如图4所示，其中:

(1)电容器/电抗器每天投退次数限制和投退时间间隔按甘肃“省调”管理规定进行整定，电容器/电抗器投退达到上限时闭锁该组电容器的投切指令，次日自动解除闭锁;

(2)控制策略中的电压控制参数可根据实际情况进行修改;

(3)一级电压控制策略中的电压控制参数整定须考虑与风电机组高、低电压穿越以及高、低电压保护协调配合;

(4)二级电压控制策略中，主站无功补偿容量用尽而电压仍然过高时先向母线电压最高的子站发出信号，直至该子站无功补偿容量用尽或闭锁，则向母线电压次之的子站发出信号，以此类推。

3 算例分析

3.1 基于河西电网实际运行数据的系统稳态电压分析

算例基于河西电网2012年3月23日0时至3月25日12时的网架结构和实际运行数据，检验上述区域AVC协调控制模式及策略对抵御因风电出力变化引起的电压波动的有效性。

瓜州330 kV变电站风电接入容量为448.5 MW，玉门330 kV变电站风电接入容量为1 207.8 MW，桥东风电场装机容量为603 MW。玉门变电站330 kV母线、瓜州变电站330 kV母线和桥东风电场升压变电站330 kV母线风电出力波动如图5所示。

在电网的实际运行中，个别SVC并没有投入，各场站的无功补偿装置未能实现协调控制，在风电波动期间，部分变电站母线出现严重的电压越限。电容器、电抗器投退引起的电压阶跃变化也使得电压调整时出现大的电压跌落。

风电出力波动期间，玉门变电站330 kV母线、瓜州变电站330 kV母线和桥东风电场升压变电站330 kV母线实际运行电压曲线如图6所示。

采用本文提出的控制模式及策略，玉门变电站330 kV母线、瓜州变电站330 kV母线和桥东风电场升压变电站330 kV母线电压均为标幺值1.063 6～1.093 9，即满足根据甘肃“省调”下发的电压曲线要求:330 kV母线的电压运行范围是351～361 kV，如图7所示。

3.2 酒泉“2－24”脱网事故重演与控制效果仿真分析

事故前，桥西一场风电出力96 MW，因35B4馈线开关柜下侧电缆头发生C相击穿导致三相短路故障，35B4开关过流I段保护动作，60 ms后开关跳闸，切除该馈线所带12台风机共18 MW出力。同时桥西变电站1B 35 kV侧电压跌落至23.45 kV，桥西一场其余57台在运风机均因不具备低电压穿越能力而脱网，损失出力78 MW。

事故期间，桥西风电场、桥东风电场、干东风电场和大梁风电场因机组不具备低电压穿越能力而发生低电压脱网，共损失出力481.7 MW。上述风电场升压变电站母线故障前电压及故障期间最低电压如表1所示。

故障切除后，干东、桥西风电场330 kV变电站，SVC装置电容器支路因不具备自动投切功能继续挂网运行，造成大量无功功率过剩涌入330 kV电网，引起系统电压升高，导致干东风电场、桥东风电场、北大桥东风电场及天润柳园风电场机组发生高电压脱网现象，共损失出力271.8 MW。酒泉地区主要变电站及风电场升压站母线故障前电压及故障切除后最高电压情况如表2所示。

采用本文提出的控制模式及策略，模拟桥西一场短路引发的事故过程，取典型风电场汇集母线干东风电场35 kV母线和桥东风电场35 kV母线电压变化情况如图8所示。

由图8可知，采取控制策略后，在桥西风电场35B4馈线三相短路故障发生后，非近故障点汇集站母线干东风电场35 kV母线和桥东风电场35 kV母线电压在采取区域AVC控制策略后最低电压高于0.8 pu或很快恢复至0.8 pu之上，在风电场切除之后也不会出现过电压的现象，因此，不会导致过电压风机脱网的现象发生。

4 结论

对于当前中国风电集群弱送端接入的现状，大规模风机脱网事故是经常发生的新问题，本文针对酒泉风电基地脱网事故进行分析并提出了区域AVC控制模式和控制策略，得到如下结论:

(1)风电机组不具备低电压穿越功能且无功调节参与度不高，风电场动态无功补偿装置控制策略整定不合理无法及时响应，部分SVC装置电容器支路因不具备自动投切功能是造成大规模风电机组脱网事故的主要原因。

(2)酒泉区域敦煌片区和玉门片区的AVC协调控制模式和策略考虑了风电出力的波动性和固定电容器、电抗器投切时导致的电压阶跃。稳态运行时，在电网各种运行工况下，电压调整过程平滑，电压控制结果满足运行要求。

(3)在电网事故情况下，提出的AVC区域控制模式和策略能有效抑制高、低电压作用，最大程度减少事故过程脱网的机组数量。

［1］Maass G A，Bial M，Fijalkowski J.Final report system disturbance on 4 November 2006［R］.Brussels，Belgium:UCTE，2012.

［2］崔杨，严干贵，孟磊，等.双馈感应风电机组异常脱网及其无功需求分析［J］.电网技术，2011，35(1):158-163.

［3］穆钢，王健，严干贵，等.双馈型风电机群近满载工况下连锁脱网事件分析［J］.电力系统自动化，2011，35(22):35-40.

［4］李丹，贾林，许晓菲.风电机组脱网原因及对策分析［J］.电力系统自动化，2011，35(22):41-44.

［5］任普春，石文辉，许晓艳，等.应用SVC提高风电场接入电网的电压稳定性［J］.中国电力，2007，40(11):97-101.

［6］叶希，鲁宗相，乔颖，等.大规模风电机组连锁脱网事故机理初探［J］.电力系统自动化，2012，36(8):11-17.

［7］何世恩，董新洲.大规模风电机组脱网原因分析及对策［J］.电力系统保护与控制，2012，40(1):131-137.

［8］任丕德，刘发友，周胜军.动态无功补偿技术的应用现状［J］.电网技术，2004，28(23):81-83.

［9］XuL，YaoLZ，SasseC.ComparisonofusingSVC andSTATCOMforwindfarmintegration［C］//International conferenceon Power SystemTechnology，ChongqingChina，2006:1-7.

［10］PollerM，AchillesS，MoodleyG.Variable-speed windgeneratormodels for power systemstability analysis［C］// Proceedingsof the world wind energy conference and renewable energy exhibition，Cape TownSouth Africa，2003:1134-1140.

［11］孙元章，王志芳，卢强.静止无功补偿器对电压稳定性的影响［J］.中国电机工程学报，1997，17(6):373-376.

［12］刘海军，任震.静止无功补偿器提高电力系统暂态电压稳定性［J］.电力系统自动化，1993，17(12):37-40.

(编辑:张小飞)

Regional AVC Coordinating Control Strategy for Large-Scale Cascading Trip-off Prevention of Wind Turbines

WANG Jiaming1，WANG Zhidong1，LI Hui1，DU Bo2
(1.State Power Economic Research Institute，Beijing 100052，China; 2.Sichuan Electric Power Design＆Consulting Co.，Ltd.，Chengdu 610016，China)

Large-scale cascading trip-off of wind turbine has become the new problem during the fast development of wind farm.Aiming at the cascading trip-off failures frequently occurring in Jiuquan wind farm，this paper analyzed the typical development process and time-spatial frame of the failures to find the main reason.Based on this，according to the fluctuation of wind power and the step changes of voltage caused by fixed reactive power compensation switching，the coordination control models and strategies of regional automatic voltage control(AVC)were proposed.Finally，the steadystate voltage analysis was carried out based on the real operation data of Hexi power grid，and the feasibility and effectiveness of the proposed models and strategies were verified through the control effect simulation of‘2-24’trip-off failure in Jiuquan.

wind turbines;cascading trip-off;regional AVC;coordination control

TM 614

A

1000－7229(2014)01－0078－06

10.3969/j.issn.1000－7229.2014.01.015［HT］

国家电网公司大电网重大专项资助项目课题(SGCCMPLG002-2012)。

2013-08-02

2013-08-28

王佳明(1985)，男，博士，从事电力系统规划及新能源并网研究工作，E-mail:wangjiaming138@163.com;

王智冬(1981)，男，硕士，高级工程师，主要从事电力系统规划设计与研究工作，E-mail:wangzhidong@chinasperi.sgcc.com.cn;

李晖(1981)，男，硕士，高级工程师，主要从事电网规划方面的工作，E-mail:lihui@chinasperi.sgcc.com.cn;

杜波(1986)，男，硕士，主要从事电气设计及智能变电站集成应用研究等方面的工作。