面向集电系统电压调节的风电场无功电压控制策略

严干贵 孙兆键 穆 钢 郑太一

（1.东北电力大学电气工程学院 吉林 132012

2.吉林电网调度中心 长春 130021）

0 引言

2011年我国（不含港、澳、台）新增风电装机容量17.63GW，累计装机容量62.36GW，继续保持全球风电装机容量第一的地位。至2011年年底，中国有30个省、市、自治区（不含港、澳、台）有了自己的风电场，风电累计装机超过 1GW 的省份超过10个，其中超过2GW的省份9个。到2015年，风电装机将达到100GW[1]。

随着风电装机容量在电力系统中的占比越来越大，风电波动性给电网安全运行带来了新挑战[2,3]。为降低风电接入对电网造成的不利影响，电网制定若干风电并网导则，其中要求风电场配置无功控制系统使之能够参与电网无功调节[4]，改善并网点电压水平。

风电机组脱网事件分析[5-7]表明：电网电压跌落扰动容易诱发机组脱网，尤其是重载工况下，轻微电压跌落如跌落0.1(pu)都可诱发机组脱网[8]。而大规模风电场中，风能分布的时空差异性导致风电机组运行状态分散，如某 49.5MW（58×850kW）风电场，机组间端电压的最大偏差达0.07(pu)[9]，接近可诱发机组脱网的电压跌落幅度。因此，降低风电机组端电压差异，提高风电场整体电压水平是提高风电机组/场联网运行安全性的重要途径。

双馈感应风电机组具有一定的无功调控能力。但由于机组往往以单位功率因数运行，机组无功调控潜能未被利用，并且由于风能的低功率密度特性，大部分时间风电机组均处于轻载状态，风电机组无功调控潜能很大。

目前国内外学者针对风电机组参与风电场无功调控开展了大量研究。文献[10]提出了一种降低永磁直驱风电机组有功出力来增加其无功出力的风电场无功电压控制策略，其中各机组无功输出按其有功输出占比来分摊。文献[11]提出一种基于风电功率预测数据预先投切电容器组的风电场无功电压控制策略。文献[12]提出一种无功电压实时协调控制策略，并建立风电场实时协调控制系统（RTCCS）。

上述研究聚焦于风电场并网点电压控制。事实上，为提高风电场联网运行安全性，不仅需要对并网点电压水平进行调控，同时还需改善集电系统电压水平，特别是需要提升机端电压最低机组的电压水平以增强风电机组抵御电网扰动能力，进而提升整体风电场联网运行安全。

本文利用风电场集电系统拓扑结构特点，提出了一种基于网络分析的风电场无功优化控制策略，即根据电网无功指令，运用以网络分析为基础的非迭代方法求得各风电机组的无功参考输出，通过调控风电机组无功功率输出来减小机端电压差异，在此基础上，再利用机组剩余无功调控潜能优化集电系统电压水平，此算法简便、耗时短。

1 风电场集电系统无功-电压特性分析

风电场集电系统典型接线形式如图1所示。风电机组通过集电线路连接成串。

图1 风电场集电系统典型接线Fig.1 Power collection of wind farm

由图1可知，风电场集电系统分为N“串”，每“串”联有n台风电机组。假设各机组间距相等，Z=R+jX为相邻机组间集电线路阻抗，Zt=Rt+Xt为机箱变阻抗，ZLi=RLi+jZLi为第i串第1台机组到升压站低压侧集电线路阻抗，Z1=R1+X1为外送线路与主变阻抗和，U0为系统电压，Ulow为升压站低压侧电压，Uj-i（j=1,…,N；i=1,…,n）为第j串第i台机组箱变高压侧电压，Pj-i,Qj-i（j=1,…,N；i=1,…,n）为第j串第i台机组的有功和无功出力。

风电场升压站低压侧电压Ulow为

鉴于风电场集电线路相对较短，网络损耗可忽略；因集电系统各节点电压相角差很小，可忽略电压横向分量，得到风电机组箱变高压侧电压为

式（2）第二项是第j串ZLj上的压降，第三项为第j串第1台机组到第i台机组之间集电线路上的压降。由式（2）可得各风机组的机端电压

由式（1）～式（3）可知，风电机组机端电压不仅与自身的输出功率有关，还与其他机组的输出功率有关，风电场各机组之间相互耦合在一起，当风电场中某台风电机组的输出功率（特别是无功）改变，同“串”乃至整个风电场中其他机组的机端电压都将受影响，只是受影响程度不同。

由式（2）和式（3）第i台风机无功变化对同串第k台风机及第s串第k台风机的机端电压影响如式（4）所示。

由式（4）可知，当第j串第k台风机位于区域A（i＞k，下游机组）时（见图1），其机端电压受第j串第i台机组无功变化的影响与其距第j串第1台机组的电抗(k-1)X有关，k越大（机组k距离升压站越远），第j串第i台机组的无功变化对其机端电压影响越大；当第j串第k台风机位于区域B（i＜k，上游机组＝时（见图1），其机端电压受第j串第i台机组无功变化的影响与第j串第i台机组距第j串第1台机组的电抗(i-1)X有关，因此位于区域B的风电机组受第j串第i台风机无功变化影响相同；第j串第i台风机无功变化对其他串机组机端电压影响相同（式（4）中第三式）。

利用上述集电系统U-Q特性，即可根据设定的电压参考值，非迭代计算得到各风电机组需要输出的参考无功出力，使机端电压水平的差异控制在合理范围内。

2 风电场无功电压控制策略

为满足风电场并网点电压要求，同时降低风电机组端电压的差异性，本文控制策略基于风电场集电系统拓扑分析，将风电机组的无功功率分两次投入，控制框图如图2所示。

控制系统首先接收电网调度指令，确定风电场无功控制工作模式（恒并网点电压模式和恒并网点无功模式）。然后通过风电场监控系统获取风电机组、风电场无功补偿装置以及风电场升压站运行数据，据此计算风电场无功需求（公式参见图2）和风电机组无功功率输出极限（参见文献[13]）。

图2 风电场无功控制系统控制流程Fig.2 Reactive power control block diagram

因动态无功补偿装置能够快速响应电网无功需求，在系统异常期间，能够快速补偿或吸收系统无功功率，因此，在协调风电场动态无功补偿装置与DFIG无功出力时，优先调整风电机组的无功功率，从而为风电场储备更多动态无功补偿容量。

本文风电无功一级投入以将风电机组端电压调整到同一水平为目标，以此降低机组端电压的差异，提高风电机组运行安全裕度。由式（2）和式（3）可知，风电无功一级投入（满足式（6）所示约束条件）时，风电机组的无功调整量为

式中，ΔQ1j-i为风电无功一级控制中第j串第i台风电机组的无功调整量；ΔQ1sum为风电无功一级控制时风电机组无功出力总和；UGmax、UGmin为风电场风电机组机端电压最大、最小值；Xt为风机箱变电抗；Xj-i为第j串第i台风机与升压站低压侧之间集电线路电抗。

风电机组无功出力按式（5）进行调整后，可使风电机组的机端电压基本在同一水平。

风电无功一级投入后，若投入总量ΔQ1sum小于无功控制系统无功需求ΔQ，则此时需进入风电无功二级投入，由于风电无功一级投入后各机端电压基本均衡，只需保证风电无功二级时各机端电压变化量相等即可使各机端电压基本相等，因此风电无功二级投入时，各风电机组的无功调整量按式（8）计算，并满足风电机组机端电压约束及其无功调节能力约束，如式（9）所示。

式中，ΔUG2j为风电无功二级投入过程中第j串机组机端电压变化量；ΔQ2j-i为风电无功二级控制中第j串第i台风电机组的无功调整量；ΔQ2sum为风电无功二级控制时风电机组无功出力总和。

若风电无功二级投入后仍不能满足控制系统的无功需求，则投入动态无功补偿设备。如此，保证了风机的机端电压水平，提高了风电机组的安全裕度，且减少了动态无功补偿设备的投入，增加了系统动态无功储备容量。

3 仿真分析

本文以吉林西部某49.5MW风电场为例，该风电场装有33台MY1.5se/1500型双馈风电机组，采用一台风机配置一台箱变的单元接线方式，33台风机分为三组（发电一线、发电二线、发电三线），每组11台风机，风机间距600m（图3中特殊编注除外）；风电机组通过33kV架空集电线路连接至升压站，集电线路型号为LGJ—185；升压站主变压器为一台50MW的220/35kV变压器；风电场通过1回长度为50km的220kV线路与吉林西部系统相连，该风场装有10Mvar的SVG，如图3所示。

电网电压为0.995(pu)时，根据实测风电功率数据（1天共1 440点，每点1min），计算机组端电压、并网点（升压站高压侧）电压，如图4和图5所示。

图3 仿真系统结构图Fig.3 The structure of simulation system

图4 风电机组端电压曲线Fig.4 Voltage curves of wind generators

图5 风电场有功输出及并网点电压曲线Fig.5 Curves of PCC voltage and wind farm power output

由图4和图5可知，风电机组端电压随风电功率剧烈波动，机组端电压差异较大，最大差值为0.02(pu)；而当风电场输出功率在 0～47.8MW 范围波动时，并网点电压波动量为 0.002 5(pu)，远小于机组端电压波动幅度。

以图5所示工况为例，利用所提出控制策略调控风电场并网点电压。令并网点参考电压Uref=1.0(pu)，控制前后并网点电压波形如图6所示，由图可知，并网点电压基本被调控在参考值附近，不会随风电场有功输出波动而变化。

图6 并网点电压控制效果Fig.6 Curves of PCC voltage before & after control

图7和图8分别为风电场中等出力（23.8MW）、接近满发（45.9MW）时，施加控制后的机端电压曲线。

图7 出力为23.8MW时机端电压控制效果图Fig.7 Voltage curves of wind turbines under the wind power output of 23.8MW

图8 出力为45.9 MW时的机端电压控制效果图Fig.8 Voltage curves of wind turbines under the wind power output of 45.9 MW

图7和图8表明，经过风电无功一级投入后，风电机组端电压差异很小，基本一致；风电无功二级投入后，各机组端电压差异未扩大。可见所提出的控制策略可有效降低风电机组端电压差异性。因此本文控制策略在满足风电场并网点的无功需求的同时，还能够缩小风电机组间端电压的差异性。

由表1可知，施加控制后风电场网损略有减小。

表1 无功控制前后风电场网损比较Tab.1 Comparison of the network power losses（单位：MW）

为验证本文控制策略在均衡风电机组机端电压水平和提高风电场动态无功裕度方面的优势，本文又对算例风电场进行了以下运行方式仿真。

方式1：仅用SVG进行风电场无功电压控制。

方式2：SVG与双馈风电机组据参与风电场无功电压调控，优先调节风电机组的无功功率，无功功率在风电机组之间按文献[14]所述方法分配。

图9和图10分别是风电场出力为23.8MW（中等出力）和 45.9MW（接近满发）时，不同控制策略控制后的33台风电机组的机端电压曲线。

图10 风电场出力为45.9 MW 时风电机组端电压Fig.10 Terminal voltages of wind turbine under the wind power output of 45.9 MW

图9、图10和表2表明，在本文策略控制下，风电机组端电压差异性减少；在方式1控制下，风电机组的机端电压曲线与未加控制时的机端电压曲线几乎平行，即机端电压差几乎维持不变；在方式2控制下，机端电压差扩大明显，不利于风电机组的安全运行。可见，本文控制策略与其他控制方式相比，能够减小风电机组间的电压差异性。

表2 不同运行方式下风电机组机端电压比较Tab.2 Comparison of the wind turbines’ voltage under different control modes

表3为出力分别为23.8MW和45.9MW两种工况时的风电场动态无功储备容量对比。由表3可知，采用本文控制策略和方式2控制策略，风电机组无功出力即可满足系统无功需求，无需投入动态无功补偿装置，其全部补偿容量以动态无功储备预留；而控制方式1仅调控动态无功补偿装置的无功功率输出，导致方式1的动态无功储备容量为动态无功补偿装置的剩余容量。由此可见，本文控制可有效提高系统动态无功容量储备。

表3 不同运行方式无功储备容量比较Tab.3 Comparison of reactive power reserve capacity under different control modes

4 结论

针对风电场并网电压调控问题，提出了一种通过调控风电机组无功输出以改善机组端电压分布的均衡性、进而改善整个集电系统电压水平的风电场无功电压控制策略，各风电机组参考无功功率是利用集电系统机端电压-注入无功功率特性，根据电网无功指令基于网络分析非迭代直接计算求得，算法简单、计算速度快；算例分析结果表明，在轻载、近满载工况下，通过优化风电机组无功出力，可使机端电压差异性控制在 0.001(pu)之内；在此基础上，进一步挖掘机组无功调控能力，提升了集电系统电压水平，降低了集电系统网损，提高了风电场联网运行的安全性和经济性。

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