计及时序递进的风电场多级无功电压协调控制策略

李自明，姚秀萍，王海云，王维庆，常喜强，王 衡

(1.新疆大学电气工程学院可再生能源发电与并网技术教育部工程研究中心，新疆乌鲁木齐830047；2.新疆电力调度控制中心，新疆乌鲁木齐830001)



计及时序递进的风电场多级无功电压协调控制策略

李自明1，姚秀萍2，王海云1，王维庆1，常喜强2，王 衡2

(1.新疆大学电气工程学院可再生能源发电与并网技术教育部工程研究中心，新疆乌鲁木齐830047；2.新疆电力调度控制中心，新疆乌鲁木齐830001)

由于现行风电场汇集线路较长，缺少电源支撑、短路容量小，以及风电随机波动性的影响，风电场无功电压不协调问题进一步加深。针对这一问题，提出了考虑时序递进的风电场多级主从无功电压协调控制策略，并将该协调控制策略应用到新疆某地区风电场。通过无功电压协调控制方案现场试验可以发现，多级无功电压协调控制策略不参与动作时，并网点以及汇集母线处的电压较参与动作时的电压值明显偏大。

风电场；时序递进；无功补偿；主/从协调控制策略

0 引 言

2015年7月以来，新疆哈密某地区风电场频繁发生风电机组脱网以及功率振荡[1]现象，后经分析发现动态无功补偿装置在振荡状态运行时振荡周期为40 ms，依此进一步分析得出电网中现存25 Hz的次同步振荡。在振荡过程中动态无功补偿设备感受到次同步振荡后参与电压调节，但该设备没有抑制次同步振荡现象，反而对系统电压造成剧烈影响，电压波动进一步加大，最终导致设备退出，系统恢复至设备调整前运行状态。

经查究发现该地区电网网络架构相对薄弱，系统短路容量低(目前风电短路比在2.4左右)，并且该地区动态无功补偿装置及生产厂家多，采用控制策略差异性较大[2- 3]，抵御系统扰动的能力不一，无功补偿装置之间的不协调运行，更增加了本地电压稳定运行的难度。文献[4]通过Digsilent软件建立了风电场并网机组数学模型以及无功补偿模型，通过配置无功补偿装置的投切来对比分析电压稳定性问题；文献[5- 6]提出了改善集电系统电压水平的风电场无功电压控制策略，目的是改善风电场并网点(PCC)电压水平；文献[7]利用DFIG的有功、无功解耦控制原理，提出了协调SVC和DFIG的电压无功紧急控制策略，以抑制风电场的连锁脱网。

针对风电场联网运行问题，对PCC电压水平的调控显得尤为重要。本文提出了计及时序递进的风电场多级无功电压协调控制策略，将其应用于新疆哈密某地区风电场无功电压协调控制方案现场试验，以优化动态无功补偿装置控制性能提高抗干扰能力，并将动态无功补偿装置纳入哈密地区无功电压控制综合协调系统中，实现动态无功补偿装置在站间、区域内的协调控制。

1 无功电压协调控制策略与电网作用机理

1.1 无功电压协调控制策略

风电机组的无功功率和风电场无功补偿装置的投入容量，应在各种运行工况下都能按照分层分区、基本平衡的原则[8- 10]在线动态调整。电力系统发生故障、PCC电压出现跌落时，风电场应动态调整机组无功功率和场内无功补偿容量，配合系统将PCC电压和机端电压快速恢复到正常范围内。若过多的动态无功补偿装置缺乏统一协调[8]，将会存在振荡的风险。

风电场大量动态无功补偿装置集中接入，但电力系统动态无功补偿装置缺乏行之有效的无功电压协调机制[11- 13]，使得低频振荡等问题不断出现，增加了电网的运维强度。针对无功配置不协调而引起的低频振荡问题，本文提出了考虑时序递进的多级主从无功电压协调控制策略，其控制流程如图1所示。

通过电力系统运行实时数据进行判断是否发生低频振荡。若发生振荡、越限现象，应立即启动实时无功优化，以使无功补偿装置的动作次数最少；若电力系统正常运行则只要定时启动实时无功优化，以使正常运行时的网损最低。最后对电力系统运行的实时数据判断结果进行优化，从而使得无功源能够有序动作。

图1 无功电压协调控制流程

1.2 风电场无功电压控制约束条件

1.2.1 等式约束条件

风电场无功电压协调控制的等式约束是指系统内各节点有功功率和无功潮流平衡约束，即系统的潮流约束方程，其表达式为

(1)

(2)

式中，i、j∈Ns，Ns表示系统总节点集合；Pi、Qi分别为节点i的有功功率和无功功率注入量；Gij和Bij分别为支路ij导纳所对应的实部和虚部；θij为支路ij的两端节点相角差。

1.2.2 不等式约束条件

风电场无功电压协调控制是风电场参与风电接入地区电压控制的基础，其首要任务是以风电场并网点作为电压控制点，当系统出现由扰动引起的电压波动或者上级调度电压指令发生变化时，通过动态调节风电场内的多种无功源设备以维持并网点的电压水平。引入风电场并网点电压偏差约束为

(3)

其次，由于变速风电机组的无功功率具有双向调节能力，为了保证风电场内风电机组具有相同的调节方向，需要预先根据当前风电场的实际运行状况和并网电压指令设置风电机组的可调上下限。风电机组的无功调节容量约束如下所示

[Qgimin,Qgimax]=[0,Qgimax]

(4)

[Qgimin,Qgimax]=[Qgimin,0]

(5)

风电场内的离散调节设备如电容器组的动作指令由集群级的无功控制优化求得，因此不在风电场无功优化控制模型的变量范畴。则风电场无功电压控制的变量不等式约束还包括节点电压幅值上下限约束和动态无功调节设备容量约束等，其表达式为

Vimin≤Vi≤Vimaxi∈Ns

(6)

Qscimin≤Qsci≤Qscimaxi∈NQ

(7)

式中，Uimax和Uimin分别为风电场内节点i的电压上下限；Qscimax和Qscimin为动态无功调节设备容量上下限。

1.3 考虑时序递进的多级无功电压控制技术

本文通过IEEE 30 节点系统(如图2)，对正常运行方式以及故障运行方式下风电场的时序递进多级无功电压控制技术作一介绍。

图2 IEEE 30节点系统结构示意

图2 IEEE 30系统结构图中，6台发电机(分别为节点1、2、5、8、11、13，其中节点1为平衡节点，节点2、5、8、11、13是PV节点)，其它节点均为PQ节点，41条支路，2个电容器组节点(即节点1024)，4个有载变压器分接头(分别为支路6- 9，6- 10，4- 12，27- 28)。

正常运行方式下，要求网损最低，优化控制顺序(次严格级)为电容器组节点10，电容器组节点24，充电桩节点4，分接头节点6，分接头节点28。优化前有功网损为4.06 MW，优化后为2.90 MW(严格级0.98～ 1.03)、2.78 MW(次严格级0.95～ 1.05)。

在故障运行方式(线路25～ 27发生断线故障)下，要求控制次数最少，优化控制顺序为电容器组节点10，电容器组节点24，分接头节点28(节点电压上下限值分别为1.1和0.9)。其故障运行方式下无功电压优化结果如图3所示。

图3 故障运行方式下无功电压优化结果

2 风电场无功电压协调控制方案现场试验

2.1 一台主变两台SVG协调控制

选取哈密某地区一风电场作为实验风电场，该风电场的风电装机容量为100 MW，主变容量为100 MV·A，送出线路120 km。风电场主从SVG协调控制电路如图4所示。

图4 风电场主从SVG协调控制

图4中的100 MW风电场经35kV汇集线路，接入容量为100 MW的升压变，再由110 kV并网点并入电网。其中SVG10为主SVG，SVG2为从SVG。没有无功补偿时，轻载时线路充电功率和重载时的无功损耗均较大，电压变化幅度较大，近0.05(p.u.)，其主变电压曲线如图5所示。

图5 主变电压曲线

本文采用主从控制策略来控制并网点电压，主SVG1优先动作参与无功电压控制的调节，当SVG1不能满足无功电压的调节能力时，应启动从SVG2参与无功电压控制。图6为一台主变两台SVG协调控制时的曲线对比。

图6a为两台无功补偿设备SVG，参与无功电压协调控制方案时的无功功率输出曲线。图6b为主从SVG参与电压调节曲线，其中，横轴为SVG输出有功功率，纵轴为无功功率，蓝线表示SVG1，黄线表示SVG2，主从SVG协调控制下的输出有功无功曲线用红色虚线(2SVG)表示。由可以清晰地看出，主变110 kV并网点处的电压曲线在主从SVG协调电压调节控制下，其电压接近于1.02(p.u.)恒定值。对于主变35 kV的电压调节，主从SVG协调参与电压调节比仅有主SVG1号参与电压调节时的电压波动要小。

图6 一台主变两台SVG协调控制对比曲线

为了验证主从SVG协调控制对于无功调节的优越性，本文将电压控制与功率因数控制的电压曲线作以对比，对比曲线图6c和图6d所示。由图可以看出，无论主变是110 kV，还是35 kV，主从SVG协调控制下的电压控制曲线明显优于功率因数控制。另外，电压控制时各指标条件，诸如电压保持恒定、SVG无功出力只需要容性、功率因数较低均较功率因数控制容易实现。

2.2 两台主变两台SVG协调控制

同样选取哈密该地区的这一风电场作为实验风电场，该风电场由两个风电场组成，两风电场的装机容量均为50 MW，主变容量为500 MV·A，送出线路120 km。该风电场的两台SVG无主从之分，其协调控制电路如下图7所示。

图7 风电场SVG协调控制

若没有无功补偿，在轻载时线路充电功率和重载时的无功损耗均较大，电压变化幅度较大，近0.05 (p.u.)。其主变电压曲线与图5风电场主从SVG协调控制时的电压曲线完全相同，如图8所示。

图8 主变电压曲线

本文对两台主变两台SVG协调控制的控制方案有如下两种：①两台SVG各控主变低压侧35kV母线电压(1.02p.u.)；②一台控110 kV(1.02p.u.)，另一台控35 kV(1.0p.u.)。

图9 两台主变两台SVG协调控制对比曲线

图9a为SVG参与电压调节曲线，由图可以看出，在这两种方案下无论是110 kV的pcc处，还是35 kV的汇集母线，电压波动的幅度都要小于0.03，明显优于没有协调控制的无功补偿情况。由图9b和图9c可以看出两种无功协调控制方案都能起到很好地动态无功补偿作用，图9c两种无功协调控制方案下的功率因数几乎没有差别，故能起到很好地电压调节作用。

3 结 论

本文通过风电场多级无功电压协调控制方案现场试验得出以下结论：

(1)一台主变两台SVG协调控制的方案，主变并网点处的电压在主从SVG无功电压协调控制下，其电压稳定于额定值。主变35 kV的电压调节，主从SVG协调参与电压调节比仅有主SVG#1参与电压调节时的电压波动要小。

(2)两台主变两台SVG协调控制的方案，无论是110 kV的风电场并网点处，还是35 kV的汇集母线，电压值波动幅度都要小于0.03 pu，明显优于没有无功电压协调控制策略的情况。

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(责任编辑 高 瑜)

Coordinative Strategy for Multi-stage Reactive Power and Voltage Control of Wind Farms by Considering Real-time Scheduling Rolling

LI Ziming1, YAO Xiuping2, WANG Haiyun1, WANG Weiqing1, CHANG Xiqiang2, WANG Heng2

(1. Engineering Research Center of Ministry of Education for Renewable Energy Power Generation & Grid Technology, College of Electrical Engineering, Xinjiang University, Urumqi 830047, Xinjiang, China; 2. Xinjiang Electric Power Dispatching and Control Center, Urumqi 830001, Xinjiang, China)

As longer collecting lines, insufficient power supply support, lower short circuit capacity, as well as the impact of wind power random fluctuation, the reactive power uncoordinated problem of wind farm is further serious. In view of this problem, a multi-stage master/auxiliary reactive voltage coordination control strategy by considering real-time scheduling rolling is proposed, and then the coordinative control strategy is applied to a wind farm in Xinjiang. The field tests find that the voltages from the points of common coupling (PCC) and collecting buses are obviously larger than that of the voltage when reactive voltage coordination control strategy does not participate in the action．

wind farm; real-time scheduling rolling; reactive power compensation; main/auxiliary coordinative control strategy

2016- 05- 20

自治区重点实验室项目(2016D03021)； 国家自然科学基金项目(51267017)；国家863计划(2013AA050604)

李自明(1989—)，男，山东临沂人，硕士研究生，研究方向为电力系统及其自动化．

TM712

A

0559- 9342(2016)09- 0099- 05