动态无功补偿对风电基地并网的支撑作用

李　鹏，　纪东妮，　陈得治，　宋云亭，　汪宁渤(1.华北电力大学，河北保定07100；.海口供电局，海南海口5700；.中国电力科学研究院，北京10019；.甘肃省电力公司风电技术中心，甘肃兰州70050)

动态无功补偿对风电基地并网的支撑作用

李鹏1,2，纪东妮2，陈得治3，宋云亭3，汪宁渤4
(1.华北电力大学，河北保定071003；2.海口供电局，海南海口570203；3.中国电力科学研究院，北京100192；4.甘肃省电力公司风电技术中心，甘肃兰州730050)

针对我国酒泉大型风电基地并网存在的诸如电压攀升、电压失稳和低频振荡等安全稳定运行风险问题，基于西北电网2012年冬大方式，利用BPA仿真平台，仿真研究了动态无功补偿对风电并网安全问题的支撑与改善作用，重点论述了动态无功补偿抑制低频振荡的原理。分析结果表明：充分利用动态无功补偿自动、快速调控无功出力特性，能较好地提升酒泉风电基地接入电网的安全稳定性。

电压攀升；低频振荡；电压失稳；安全稳定；动态无功补偿

大型风电基地接入并远距离外送是中国风电开发的主要模式，国家已规划了多个千万千瓦级风电基地。大型风电基地并网不同于大规模分散式接入电网的模式，有特定的安全稳定问题[1]。按照《风电场接入电力系统技术规定》，风电场应配置一定的动态无功补偿，其作为风电并网重要的控制设备之一，在风电并网运行控制中发挥了较大作用[2]。业内针对风电场动态无功补偿的理论和工程问题作了大量研究，文献[3]针对酒泉风电基地大规模风电脱网事故，提出风电场动态无功补偿设备存在缺陷，是导致大量风电机组高电压脱网的主要原因；文献[4]在长距离输电线上装设静止无功补偿(SVC)装置，增加抑制低频振荡的阻尼力矩，以改善系统的动态性能；文献[5]提出由于风电出力的波动性和间歇性的特点，会对电网低频振荡产生扰动，通过配置动态无功补偿装置可降低该扰动。

目前，关于风电场动态无功补偿调控对实际大型风电基地接入造成的多种安全稳定问题的改善研究还较为少见。本文基于甘肃酒泉风电基地并网实际，仿真研究了动态无功补偿对风电并网安全问题的支撑与改善作用，具体分为以下几方面：(1)大规模风电脱网带来的电压攀升问题；(2)风电出力快速波动造成的电压质量甚至电压失稳问题；(3)大规模风电输送引发的低频振荡问题。

1 酒泉风电基地动态无功补偿概述

酒泉风电基地呈现大规模、集中并网的格局，并通过高压远距离外送风电电力。由于酒泉当地负荷较小，多数风电场电力通过330 kV升压站汇集后送入750 kV电网，再通过750 kV敦煌-酒泉-河西-武胜输电通道送至西北主网。风电场配置的动态无功补偿装置装设在330 kV升压变35 kV侧。酒泉风电场的典型接线示意图如图1所示。

1.1风电场动态无功补偿配置

风电场配置的动态无功补偿分为静止无功补偿装置和静

图1　　酒泉风电场典型接线及动态无功补偿配置地点示意图

1.2动态无功补偿装置原理与特性

1.2.1静止无功补偿器(SVC)

SVC依靠晶闸管等电力电子器件完成投切动作，能够快速、连续、双向调节无功功率的大小，提供动态的电压支撑。TCR支路实现感性无功的调节从而实现对系统无功的调节，FC回路主要提供容性无功补偿。控制系统通过采集电网的电流、电压对电网的无功状态进行监控，并依据策略控制晶闸管的导通实现无功调节[6]。

1.2.2静止无功发生器(SVG)

SVG是由自换相的电力半导体桥式变流器来进行动态无功补偿的装置。SVG通过调节桥式电路交流侧输出电压的相位和幅值，或直接控制其交流侧电流，使该电路吸收或发出满足要求的无功电流，具有较快的响应速度和较好的暂态无功补偿特性[7]。止无功发生器。本研究基于PSD-BPA软件建立了动态无功补偿装置的静态、暂态模型。动态无功补偿采用的控制策略为定电压控制，一般配置在风电场并网变的低压侧，控制高压侧母线电压为初始稳态值。表1列出了酒泉部分风电场动态无功补偿装置的类型和容量，表中SVC为静止无功补偿器，SVG为静止无功发生器。

????????????????????????? ?? 　????? 　?????? 　???????/MW 　???????????(??～??)/MVar 1 　?????? 　??????? ! 　600 　SVC(90～27) 2 　"#?? 　??"#$? ! 　600 　SVG(93～28) 3 　?％?? 　???％? ! 　600 　SVC(106～54) 4 　＆amp;’?? 　??＆amp;’? ! 　600 　SVC(90～27)

2 风电基地动态无功补偿对电网安全支撑

2.1风电场并网静态无功电压特性及动态补偿的初始化边界

基础方式为西北电网2012年冬大方式、新疆送西北1 000 MW功率，酒泉风电基地出力约为2 661 MW(装机为5 000 MW)，基础方式750 kV河西通道功率大小如下：哈密-敦煌断面997.7 MW，敦煌-酒泉断面3 484.1 MW，酒泉-河西断面(包括张山330 kV双回线)3 740.4 MW(加入330 kV断面功率)，河西-武胜断面(包括河凉330 kV双回线)3 214.4 MW，具体潮流如图2所示。

基础方式河西各主要750、330 kV变电站母线电压水平如表2所示，可知电压水平都在合理范围内。

图2　酒泉风电基地近区电网潮流示意图

?????????????????????????? ??750 ??750/330 ??750/330 ??750/330 ??750/330 7 7 2 . 7 　7 6 0 .1 / 3 5 3 . 0 　7 5 2 . 7 /3 5 9 .6 　7 5 2 . 8 / 3 5 2 . 5 　7 5 9 .4 / 3 4 7 . 3 ? ? 3 3 0 　? ? 3 3 0 　? ? ? 3 3 0 　? ? 3 3 0 　? ? 3 3 0 3 5 3 . 5 　3 5 9 .5 　3 5 8 . 8 　3 5 5 . 7 　3 4 9 .1

2.2对风电规模化脱网电压攀升的抑制

2011年2月，西北电网酒泉地区风电场内一个35 kV开关柜间隔内电缆头发生绝缘击穿故障，故障发生后因电压过低、电压过高造成598台风电机组先后脱网，损失出力达840.43 MW[8]。事故直接原因是故障导致电压低且风电机组普遍不具备低电压穿越能力，但风电场动态无功补偿设备仅投入容性部分或未投入自动控制功能，对故障后期主网电压大幅度升高起到了“推波助澜”的作用，导致大量风电机组高电压脱网，是事故扩大的主要原因。

基于典型方式，分析实际中可能发生风电规模化脱网的无功电压特性，并针对风电脱网引发的无功电压运行风险，分析风电场动态无功补偿正常动作的控制效果。当电网发生某扰动，导致酒泉风机(主要是瓜州地区)脱网600 MW时，河西通道主要750 kV变电站母线电压动态变化如图3所示。

图3　风机脱网600 MW时河西通道各750 kV变电站母线电压变化曲线示意图

从图3可看出风电机组大规模脱网，河西通道各750 kV变电站母线电压均大幅度攀升。由于风电脱网导致送出风电的河西通道潮流变轻，进而河西通道对系统等效的充电无功功率加大，引起河西通道各750 kV母线电压快速攀升，这其中升高程度最大的是750 kV敦煌母线，敦煌母线电压已超过标幺值1，即电压有名值大于安全电压800 kV，对设备绝缘等构成了一定威胁。

为降低风电脱网导致的母线电压升高给电网运行带来的风险，利用风电场动态无功补偿快速调控提供的无功支撑抑制风机脱网引起的母线电压升高问题。仿真分析酒泉风电场配置的动态无功补偿对风电脱网后敦煌母线电压升高的抑制作用，仿真结果见图4、图5。

图4　　风机脱网后风电场动态无功补偿的无功输出

图5　　动态无功补偿调控对风机脱网后敦煌母线电压攀升的控制效果比对示意图

当风机脱网并采用动态无功补偿自动调控后，各风电场的动态无功补偿为抑制母线电压升高，都快速输出接近最大额定容量的感性无功，如北大桥西一风电场的动态无功补偿装置从容性16 MVar迅速变为感性9 MVar，敦煌母线电压的攀升得到了抑制，电压升至的最高点为0.974 pu(779.2 kV)，可见采用动态无功补偿后电压可控制在合理范围内。

2.3对风电出力快速变化电压波动的改善

风能具有间歇性、波动性以及随机性的特点，这决定了风电出力可能会大幅度、高频率、快速变化，风电场出力在短时间内存在由零快速变化到最大值的可能。

风电出力快速增大将导致并网近区短时间内消耗较大的无功，并网近区母线电压将快速下降。基于典型方式，模拟风电出力短时间内快速波动到最大的极端危险情况，并仿真输出近区母线电压。由图6可见750 kV敦煌母线电压急剧跌落，最终跌至约0.79 pu，导致电压失稳，《电力系统安全稳定计算技术规范》中电压稳定的判据是：扰动后的暂态过程中，负荷母线电压能够在10 s内恢复到0.8 pu电压以上。

图6　750 kV敦煌母线电压的急剧跌落情况

为抑制并网近区母线电压跌落，采用动态无功补偿装置来自动补偿风电并网近区无功的变化，对母线电压提供支撑。分别将现有酒泉风电场配置的不同类型的动态无功补偿替换为SVC或SVG，以进一步研究不同动态无功补偿装置类型对电压支撑的差异性，仿真结果如图7所示。

图7　不同动态无功补偿装置调控下的敦煌750 kV母线电压比对示意图

图8　干西1风电场不同类型动态无功补偿无功输出比对

由图7可见：经动态无功补偿装置调控后，敦煌750 kV母线电压恢复稳定，其中，SVC调控后，母线电压幅值的均值达到0.81 pu，而SVG调控后的母线电压幅值要高于SVC调控后的母线电压幅值，为0.82 pu，因此，经SVG调控后的电压稳定性将更好。为抑制电压的快速下降，动态无功补偿分别输出容性无功，图8给出了干西1风电场两种类型动态无功补偿装置分别调控下的无功输出，SVG无功输出从容性输出2 MVar迅速增加为31 MVar，SVC无功输出约为从容性输出2 MVar迅速增加27 MVar。可见，不同类型动态无功补偿装置输出无功是不同的，SVG由于其电压源型的实现原理，它的无功输出具有正的电压调节特性，电压下降越大，SVG输出的无功功率越多；对SVC而言，当电压变化超出一定范围时，其无功输出具有负的电压调节特性，电压下降越大，无功输出也越少，对电压支撑效果低于SVG。

2.4对风电送出的低频振荡问题的支撑

由于酒泉地区风电外送与疆电外送共用一个河西输电通道进行大容量、长距离输电，同时现阶段新疆相对于西北主网仍属于弱联系的长链电网，当河西输电通道发生故障时，容易出现由于欠阻尼而产生的低频振荡[9]。通过研究可知：河西通道输电的限制断面为酒泉-河西断面(泉河断面)，泉河断面是一个750 kV酒泉-河西双回线与330 kV张掖-山丹双回线的电磁环网断面，该断面传输功率的限制故障为酒泉-河西750 kV双回线中一条线路的三相永久性短路故障，失稳模式为新疆机组相对于西北主网机组发生低频振荡。

在基础方式下，当酒泉-河西双回线中的一回线河西侧发生三相永久性短路故障，酒泉-河西双回线中的另外一回流经的功率出现低频振荡。为了比对风电场动态无功补偿对故障后动态过程的支撑作用，分别对风电场有、无动态无功补偿情况进行了仿真分析，仿真结果如图9～图11所示。

图9　风电场有、无动态无功补偿的泉河断面功率振荡比对示意图

图10　风电场有、无动态无功补偿，参与振荡的某新疆发电机功角振荡曲线比对示意图

图11　　风电场动态无功补偿无功输出比对示意图

由图9和图10可知：相对于无动态无功补偿，计及动态无功补偿调控后泉河线路流经的功率和新疆机组发电机功角都振荡衰减较快，动态无功补偿的调控可有效抑制低频振荡，动态无功补偿装置无功输出如图11所示。

发电机的二阶转子运动方程如下：

式中：δ为发电机的功角；ω为转速；Pm为原动机功率；Pe为电磁功率；TJ为转子轴系的惯性常数。发电机输出的电磁功率Pe正比于节点电压，因此可通过控制节点电压来阻尼振荡。

结合图9～图11，分析动态无功补偿调控抑制低频振荡的原理，具体如下：系统故障后，新疆发电机功角发生衰减很慢的低频振荡，在振荡过程中，当功角逐步增大，即时，由发电机转子运动方程可知ω＆gt;1，为使ω保持在1，应减小ω，即，为此调控动态无功补偿设备，增加向系统注入的无功功率，抬升节点电压，增加发电机输出的电磁功率Pe，Pm近似不变，即可实现，如图10、图11的仿真时段6～8 s即实现了此调控过程，图10中发电机振荡功角逐渐增大，相应地，图11中的动态无功补偿设备向系统注入无功也随之增加，有利于振荡衰减，其它类似的调控如0～1 s、3～5 s、10～12 s，不赘述；同理，当振荡过程中功角逐步减小，即时，ω＆lt;1，为使ω保持在1，应增加ω，即，为此调控动态无功补偿设备，减少向系统注入的无功功率甚至从系统吸收无功功率，降低节点电压，减小发电机输出的电磁功率Pe，Pm近似不变，即可实现如图10、图11的仿真时段8～10 s即实现了此调控过程，图10中的发电机振荡功角逐步减小，图11中动态无功补偿设备向系统注入无功也随之降低，如此有利于振荡衰减，其它类似的调控如1～3 s、5～6 s，不赘述。

综上，动态无功补偿设备可通过快速调节其注入系统的无功功率来控制节点电压和线路功率，以实现阻尼系统振荡的目的。

3 结论

结合酒泉风电基地并网的实际情况，针对酒泉风电基地接入后电网存在的实际安全稳定运行风险，从如下三个方面分析了风电场动态无功补偿对电网安全的支撑作用：(1)对酒泉风电基地发生规模化脱网出现的电压攀升问题的控制；(2)对酒泉风电基地风电出力快速上升引起的母线电压急剧跌落的抑制；(3)对酒泉风电基地送电通道故障出现的低频振荡问题的控制。由仿真分析可知：充分利用动态无功补偿自动、快速调控无功出力的特性，能较好地提升酒泉风电基地接入后电网的安全稳定性。因此，应加强酒泉风电基地各风电场的运行管理，使得风电场动态无功补偿都正常投入、有效运行。

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Analysis on supporting effect of dynamic reactive power compensation to power grid connected with wind farms

LI Peng1,2,JI Dong-ni2,CHEN De-zhi3,SONG Yun-ting3,WANG Ning-bo4
(1.North China Electric Power University,Baoding Hebei 071003,China;2.Haikou Power Supply Bureau,Haikou Hainan 570203,China; 3.China Electric Power Research Institute,Beijing 100192,China;4.Wind Power Technology Center of Gansu Electric Power Company, Lanzhou Gansu 730050,China)

Some security and stability operational risks,such as voltage rising,voltage instability and low-frequency oscillation happened while integrating jiuquan large-scale wind farms into northwest china power grid.Effects of dynamic reactive power compensation equipment on grid security and stability were studied through using BPA simulation software and real operation data of Northwest Power Grid in the winter of 2012.The principal that dynamic reactive power compensation equipments suppress low-frequency oscillation was elaborated.Simulation results show that the security and stability of power grid with jiuquan large-scale wind farms can be improved by fully utilizing the automatic,fast regulation capacity of dynamic reactive power compensation equipment.

voltage rising;low-frequency oscillation;voltage instability;security and stability;dynamic reactive power compensation

TM 614

A

1002-087 X(2016)01-0169-04

2015-06-09

国家电网公司科技项目(XT71-12-009)

李鹏(1989—)，男，山东省人，硕士研究生，主要研究方向为电力系统安全稳定及新能源并网。