考虑源网协调的风电场动态无功补偿装置控制策略

赵亚清，刘 青，谢 欢，吴 涛，蓝海波，梁玉枝，4

（1.华北电力大学 电气与电子工程学院，河北 保定 071003；2.华北电力科学研究院有限责任公司，北京 100045；3.冀北电力有限公司调度控制中心，北京 100053；4.国家电网机网协调运行仿真重点实验室，北京 100045）

0 引言

随着风电渗透功率逐年增加，考虑风电接入的系统源网协调问题越来越突出[1-3]。我国风力资源分布比较集中，风电主要采用大规模、远距离集中外送，这导致大型风电场与系统的接口特性差，源、网之间经常出现不协调的现象[4-8]。近几年国内风电场频发的风机高/低压脱网事故即为风电系统源网不协调的主要表现之一。2012年，我国张北沽源风电汇集地区无故障情况下发生了大规模风机高电压脱网事故，据统计，共计584台风机脱网，损失有功737 MW，严重影响系统安全。

针对此类源网不协调问题，已有相关文献展开了深入的理论研究，其中文献[9]突破常规风电系统静态电压稳定分析模式[10-12]指出，动态无功补偿装置控制方式才是导致无故障下风机高电压脱网的关键因素。然而，目前风电场中动态无功补偿装置控制策略种类繁多，风电场出于自身运行经济效益的考虑对其动态无功补偿装置控制方式设计存在较大的随意性，未考虑控制策略本身对风电汇集地区电网的影响[13-16]，实际运行中容易引发诸多源网不协调的事故。然而，即使是晶闸管控制电抗-固定电容器型（TCR-FC）总体恒无功控制和TCR支路的恒无功控制亦会对系统的电压稳定特性产生本质区别的影响。因此，有必要展开动态无功补偿装置现有控制方式对风电汇集地区电压影响的机理分析，从源网协调的角度研究符合风电汇集系统要求的动态无功补偿装置控制方式。

本文基于风电场动态无功补偿装置普遍使用的感性支路恒无功控制对地区电网无功电压灵敏度的影响机理分析，从原理上指明了风电场动态无功补偿装置采用恒电压辅助控制方式的必要性，由此从系统源网协调的角度提出一种风电场动态无功补偿装置主/辅协调控制策略，并借助PSS/E对其效果进行验证。

1 风电场无功补偿装置现有控制策略

为满足电力系统无功电压控制要求，风电场内电压控制常常设计成分层控制。图1给出了目前风电场典型无功电压控制结构。图中Uref为电压指令,ΔQcap、ΔQTCR分别为FC支路与TCR支路参与的恒无功控制目标。由图中看出，系统控制结构主要分为顶层和底层。

图1 风电场AVC现有控制结构Fig.1 Available control structure of AVC in wind farm

顶层为风电场自动电压控制（AVC）子站决策层。AVC子站的主要任务是接收上级下发的风电场并网点电压参考指令Uref，由此计算风电场应输出的总无功功率，并按一定的准则将其分配给对应的无功补偿装置，包括风力发电机、固定电容器、动态无功补偿装置。通过多种无功源的共同配合实现风电场并网点电压分钟间隔内的恒定控制。显然，该层控制属于系统稳态运行阶段的二级电压控制。

底层为无功源控制层。底层中各无功源接收AVC子站下发的无功指令独立进行控制。通常风电场业主为降低TCR-FC无功补偿装置环流损耗，将动态无功补偿装置中电容支路设计成手动投退，动态无功补偿装置采用纯感性TCR支路的恒无功控制。虽然该控制方式属于毫秒级的连续控制，但是通过多次风机脱网事故特征梳理发现，此控制方式难以满足系统暂态运行过程中对动态无功调节快速支撑的要求，甚至还成为导致系统过电压的主要因素之一。

2 无功补偿装置控制策略与电网作用机理

2.1 典型风电汇集系统结构

由于我国风电系统网架结构与单机无穷大系统极其相似，因此可用图2所示的等效电路模拟。其中风电汇集系统用单个风电场代替，并通过长距离线路与外部系统相连，接于低压侧的动态无功补偿装置为典型TCR-FC型静止无功补偿器（SVC），FC支路可独立投切，其功率损耗较大，额定工况下约为SVC容量的2%～5%，图中其他参数定义如下：集中电抗X=XT+XL=0.838 9 p.u.；基准值 SBASE=100 MV·A，UBASE=220 kV；风电场有功、无功出力分别为 P0、Q0，P0=0.3 p.u.；外部等值系统电抗 Xs=0.6 p.u.；等值无穷大系统母线电压E=1 p.u.。

图2 风电汇集系统等效电路Fig.2 Equivalent circuit of grid-connected wind power system

根据图2的等效电路，列写节点N处潮流方程如下：

2.2 风电系统电压-无功灵敏度

根据目前风机的恒功率因数为1的控制原则，Q0=0。并设E=1 p.u.以简化推导。将Q0与E代入式（1）并消去θ得简化潮流方程：

下面采用U-Q法对比分析感性支路恒无功控制和无连续控制2种情况下的风电汇集地区电网电压-无功灵敏度。

设图2中SVC未采用连续控制，其感性支路可视为固定电感，即电纳值BL为定值，令系统总补偿电纳B=BC-BL，代入式（2）得变换后潮流方程：

利用式（3）可求得电压U对B的偏导为：

式（4）即表征了系统未考虑控制影响的静态电压-补偿电纳灵敏度。由于此时动态无功补偿装置注入系统无功Q=U2B，因而有，进而得：

式（5）即为未考虑控制影响的系统的静态电压-无功灵敏度。令式（5）中分母为零，得到静态稳定极限下最大无功补偿电纳Bcr：

根据式（5），只有当 B＜Bcr，即时系统是静态电压稳定的，因此系统稳定运行时总无功补偿电纳B总是小于Bcr。若SVC采用感性支路恒无功控制，系统电压-无功灵敏度将发生变化。由于此控制方式下感性支路无功QL恒定，将QL=U2BL代入式（2），整理得：

利用式（7）对BC求偏导，并依据得考虑感性支路恒无功控制后的系统电压-无功灵敏度，并将QL=U2BL代入其中得：

为对比分析考虑感性支路恒无功控制影响后系统电压-无功灵敏度的变化，将B=BC-BL代入式（5），得：

显然，式（8）与式（9）分子相同，令两式分母相减得：

根据前面分析，系统稳定运行时，总补偿电纳B总是小于 Bcr，因此式（10）恒小于零，即式（8）恒大于式（9）。这表明系统存在稳定初始运行点情况下，感性支路恒无功控制会增大系统电压-无功灵敏度，使系统遭受扰动后易出现大幅度电压波动，且感性支路吸收无功越多，影响越大。

通过设置图2等效电路中不同BC值获得图3中U-Q曲线（U为标幺值），观察可以得到以下结论：

a.考虑SVC感性支路恒无功控制后，系统电压-无功灵敏度将增大；

b.系统电压-无功灵敏度的增大幅度与SVC感性支路初始吸收的无功有关，初始吸收感性无功越多，系统电压-无功灵敏度增大越明显。

设图3中初始运行点为A，扰动特性曲线与各U-Q曲线交点即为相应扰动下系统的最终稳定运行点，显然，QL=0.39 p.u.时电压波动幅度最大，尤其是遭受电容扰动后稳定点已达到1.1 p.u.，极易引发风机高电压脱网。

图3 考虑SVC控制前后系统U-Q曲线Fig.3 U-Q curves of system with and without SVC

3 无功补偿装置协调控制策略分析

尽管感性支路恒无功控制容易导致扰动后系统电压的大幅波动，难以满足风电汇集地区源网协调对动态无功调整的要求，但从风电场经济运行与系统稳态阶段电压控制的角度考虑，感性支路恒无功控制的现场实用地位仍难以取代。然而实际运行中，总是希望动态无功补偿装置在满足以上实用性要求的同时兼顾起提高系统暂态电压稳定的责任，因此本文建议对风电汇集地区动态无功补偿装置配置恒电压辅助控制，以降低系统极端工况下过电压的风险。

图4为恒电压调节特性，可得恒电压控制具有以下2点特征。

a.当 SVC 运行于容量范围[QCmax，QLmax]内，可以保证受控节点电压在[Umin，Umax]内波动，通常 Umin、Umax不超过额定电压的±5%；此特征可用于抑制系统极端工况下由主控制方式导致的大幅电压波动。

图4 SVC恒电压控制特性Fig.4 Constant voltage control characteristics of SVC

b.当SVC调节无功超出其感性容量QLmax时，SVC为保护装置自身，控制方式将由恒电压控制转换为感性支路的恒电流控制，感性支路恒电流控制虽然也会引起扰动后电压爬升（可参考2.2节中感性支路恒无功控制特性的分析方法），但由于IL=UBL与QL=U2BL的差别，恒电流控制引起的电压爬升速度较慢，短时内影响不大。因此，尽管大扰动后SVC调节无功超出感性容量限制，SVC仍能继续为系统提供无功支撑，而不至于立刻退出运行，给系统造成更大危害。

综合以上考虑，本文提出一种风电汇集地区动态无功补偿装置主/辅协调控制策略，其中主控制方式仍为感性支路恒无功控制，辅助控制为风电场低压侧恒电压控制，且保留恒电压控制特性中过电流限制阶段的恒电流控制。该主/辅协调控制策略的协调作用通过3种控制方式间的灵活切换实现，切换条件为风电场低压侧母线电压值。

图5为主/辅协调控制策略具体结构，分为3层控制模式，U1与UNmax分别为不同模式下的电压切换限值，T1、T2分别为控制器输入、输出环节滞后时间常数，Tr1、Tr2、Tr3为相应控制模式下积分时间常数，Kp1、Kp2、Kp3为相应控制模式下比例常数。其中U1需根据风电系统实际运行工况设定，UNmax为SVC容量范围内最大调节电压，且有U1＜UNmax。

图5 主/辅协调控制策略结构Fig.5 Structure of main/auxiliary coordinated control

图5中，模式1为主控制中感性支路恒无功控制环节，用于实现系统稳态运行阶段的二级电压控制；模式2为辅助控制中恒电压控制环节，可保证较小扰动后系统运行电压不超出设定限值U1；模式3为辅助控制中恒电流控制环节，可在较大扰动后继续为系统提供短时无功支撑。

可见，该协调控制策略综合考虑了风电场稳态电压控制、暂态电压控制以及经济运行的要求，更符合风电系统源网协调的原则。

4 实际算例仿真验证

本文借助电力系统仿真软件PSS/E搭建了沽源地区风电汇集系统等效电路模型，如图2所示。根据《风电接入电网相关规定》中关于“风电场并网点电压在0.97～1.07 p.u.内波动时风机应保证正常运行”的规定以及沽源地区系统的实际工况，本文将第3节中讨论的主/辅协调控制的切换限制U1设为1.05 p.u.。由此得到图5中主/辅协调控制策略3个控制模式的具体实现方案。

4.1 简单系统仿真验证

模式1：对图2中母线M施加1 Mvar电容扰动，直接由扰动引起的电压阶跃低于协调控制策略切换限值1.05 p.u.。此时SVC首先运行于主控制方式，一旦低压侧电压值超过1.05 p.u.，控制策略将自动切换成低压侧恒电压辅助控制，最终将电压稳定于1.05 p.u.附近。

模式2：对图2中母线M施加5 Mvar电容扰动，使电压阶跃超过切换限值1.05 p.u.，但未超过UNmax。此时SVC将直接进入低压侧恒电压辅助控制方式，由于未超出SVC感性调节范围，最终可将电压稳定于1.05 p.u.附近。

模式3：对图2中母线M施加7 Mvar电容扰动，使电压阶跃直接超过UNmax，由于此时SVC调节无功已超过QLmax，SVC控制策略将自动切换至感性支路恒电流控制。

以上 3种控制模式中参考值 QLref、UNref、ILref分别为实际运行中SVC感性支路无功、风电场低压侧电压以及感性支路电流的实时测量值。下面按照以上3种控制模式仿真验证协调控制策略的具体效果，结果见图6（电压为标幺值）。

通过以上仿真结果得到以下结论：

a.通过对比图6（a）、（b）、（c）中的实线、点划线看出，感性支路恒无功控制确实会增大系统电压-无功灵敏度，易使系统出现扰动后过电压的风险，严重威胁系统安全；

b.对比图6（a）、（b）中的点线得出，相比感性支路恒无功控制，协调控制策略在2种模式下基本可以保证风电场低压侧电压最终稳定于1.05 p.u.左右，可降低系统扰动后过电压的风险，并充分发挥了SVC动态无功调节作用；

c.通过观察图6（c）中的实线、点线得知，扰动后恒电流控制引起的电压爬升速度比感性支路恒无功控制慢许多，开始的几秒钟内影响不是很大，可继续为系统提供短时支撑。

图6 协调控制策略效果Fig.6 Effect of coordinated control

4.2 风电汇集地区系统仿真验证

本文借助PSS/E搭建了沽源地区实际系统模型，见图7，图中括号内为风电场内部标识，其他数据单位为MW。对该地2012年5月无故障下发生的风机脱网事故过程进行了模拟。

图7 沽源风电汇集地区网架结构Fig.7 Structure of grid-connected Guyuan wind power system

事故前该地区总有功出力接近1300 MW，汇集站C电压为0.96 p.u.，仿真模型运行工况与发生事故时十分接近。各风电场内SVC均采用感性支路恒无功控制，各风电场用单台双馈型风机模拟，风机采用恒功率因数控制（cos φ=1），其他系统参数均按该风电汇集地区实际参数设置。仿真结果见图8，可见，感性支路恒无功控制导致扰动后汇集站C电压出现长达7 s大幅爬升，并在9.5 s时引发风机高电压脱网；而相同工况下，SVC主/辅协调控制策略可将扰动后电压稳定于1.02 p.u.附近，并未引发风机高电压脱网，证实该协调控制策略确实可降低风机高电压脱网事故的风险。

图8 无故障下协调控制避免风机高电压脱网效果Fig.8 Effect of coordinated control in avoiding wind turbine high-voltage trip-off accident in normal condition

以上仿真验证均针对小扰动引起的风机脱网事故，实际上，系统故障情况下也会有类似事故发生。参照图7系统，本文模拟了故障引起的风机高电压脱网事故。设图7中汇集站A下风电场A1220 kV送出线1 s时发生三相短路故障，持续20 ms。由于故障较为严重，尽管风机具备低电压穿越能力，难免造成故障点附近的少数风机因电压过低而脱网。故障后引起汇集站C电压发生图9中所示的变化。由图9看出，相同故障情况下，感性支路恒无功控制仍然会造成系统电压的大幅波动，最终在5.5 s时引发风机高电压脱网，甚至使系统电压最终超过1.2 p.u.；而主/辅协调控制策略可以起到抑制系统电压过高的作用，有效避免了风机进一步脱网。

图9 故障下协调控制避免风机高电压脱网效果Fig.9 Effect of coordinated control in avoiding wind turbine high-voltage trip-off accident in fault condition

5 结论

本文结合U-Q曲线与电压灵敏度，首先展开动态无功补偿装置感性支路恒无功控制对地区电网电压灵敏度的影响机理分析，得出以下结论：考虑感性支路恒无功控制后系统电压-无功灵敏度显著增大，容易造成扰动后系统电压大幅度波动；风电场动态无功补偿装置单纯采用感性支路恒无功控制难以满足风电系统源网协调中对动态无功调节的要求。

就此本文指出对风电场动态无功补偿装置配置恒电压辅助控制，并结合系统源网协调的要求提出了一种风电场SVC主/辅协调控制策略。借助PSS/E搭建沽源地区风电汇集系统模型，对非故障下以及故障下的风机高电压脱网事故进行了模拟，并对比验证了主/辅协调控制策略避免风机高电压脱网的效果。