国家电投集团广西电力有限公司桂林分公司 广西桂林 541199
摘要：我国风电场一般处于电网末端，所连接电网相对薄弱，因此，电压稳定性也较电网其他部分弱。当风电接入容量较大时，本地负荷无法消耗更多的有功功率，大量有功功率需通过长距离外送到负荷中心，因此需要大量无功支撑。当前局部地区无法提供足够的无功支撑时，电网电压稳定性将会显著降低。当前国内外的研究主要集中在风电接入引起的电压无功问题上，主要从几个研究层面展开:利用各种无功补偿装置提高风电场无功电压性能;从风电场或风电场群的角度出发，制定了相应的风电场无功控制方案和措施。
关键词：风电机组；无功补偿；电压控制；紧急控制；
根据实际风电外送电网拓扑和参数建模，仿真重演了风电机组连锁脱网事故的暂态过程；分析了该暂态过程中风电机组和无功补偿装置的动态无功响应能力。提出了综合考虑以上动态无功响应能力的大规模风电场全过程无功电压紧急控制策略：在电压跌落期间，风电机组网侧变流器基于电压变化量提供实时动态无功支撑，以缓解电压跌落；在故障切除之前，主动切除部分无功补偿装置来抑制暂态过电压；在故障恢复阶段，根据电压判据重新投入无功补偿装置，为系统提供无功调节能力。
一、分析电网故障期间ＳＶＣ和风电机组无功输出能力
1.ＳＶＣ无功输出能力分析。以较为典型的晶闸管投切电容器＋晶闸管控制电抗器（ＴＳＣ＋ＴＣＲ）型ＳＶＣ来说明其无功输出特性。其向系统注入的无功功率为：
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式中：ω为角频率；Ｃ为投入电容大小；Ｖ为端电压；α为ＴＣＲ的触发角；ＸＬ为电感。由上式可以看出，ＳＶＣ吸收或发出的无功功率与端电压的平方成正比。当系统严重低电压时，ＳＶＣ的电压调节器会发出较大的电纳参考值而使其输出最大容性无功功率；由于ＳＶＣ含有相当容量的储能元件，其时滞影响导致无法实现瞬时无功控制，当故障切除时，电纳参考值过高会导致ＳＶＣ发出过量的无功功率，从而使系统出现严重过电压。
2.风电机组无功输出能力分析。双馈风电机组在正常情况下的无功输出能力已有大量文献研究，在此不作过多赘述。然而当电网电压严重跌落时，风电机组Crow bar保护投入后，机侧变流器被屏蔽，而网侧变流器则保持并网。此时网侧变流器不再以维持直流电压为目的，而是可以向系统发出无功功率，从而减少风电场从系统吸收的无功功率，甚至向系统送出无功功率以提供电压支撑。网侧变流器容量一般按最大转差有功功率设计，并考虑各种损耗（线路损耗、开关损耗等）。若网侧变流器最大功率为Ｓｃｍａｘ，其发出或吸收的无功功率能力可以由Ｑ２ｃ＋Ｐ２ｃ≤Ｓ２ｃｍａｘ计算，即
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二、无功电压紧急控制
1.控制策略思想。（1）无功补偿装置紧急控制思想。当系统电压跌落到５０％以下时，ＳＶＣ无功能力只有原来的２５％甚至更低。考虑到其在风电系统发生电压骤降后的恢复过程中会发出过量无功功率，应当切除这部分ＳＶＣ。电网故障情况下ＳＶＣ的紧急控制作如下考虑。①ＳＶＣ中电抗器容量一般较小，过电压时吸收系统容性无功能力有限，为避免进入ＳＶＣ内部控制环节而增加响应时间，切除ＳＶＣ时采用整体切除方案。切除策略均设置在无功补偿装置的并网开关闸处，以提高响应速度。②故障期间电压跌落到谷值而故障并未切除时，即对部分无功补偿装置进行切除。（2）风电机组紧急控制思想。基于对于双馈风电机组的无功输出能力的分析，电网故障情况下风电机组的紧急控制作如下考虑。１）如果网侧变流器无功输出值Ｓｃｓｅｔ设定较高，可能会导致网侧变流器过流。为保证最大限度地利用网侧变流器动态无功调节能力，Ｓｃｓｅｔ参考当前机端电压ＶＧ和网侧变流器额定电流ＩＧＳＣ计算得到，即
Ｓｃｓｅｔ＝ＶＧＩＧＳＣ（３）
２）电压跌落幅度未达到Ｃｒｏｗｂａｒ保护投入限值时，网侧变流器无功参考值控制信号为零（Ｑｒｅｆ＝０），网侧变流器实际无功输出也基本为零。３）电网发生大扰动故障、Ｃｒｏｗｂａｒ保护投入后，网侧变流器按设定无功控制信号（Ｑｒｅｆ＝Ｓｃｓｅｔ）指示发出无功功率，直至Ｃｒｏｗｂａｒ退出，电压恢复正常。之后网侧变流器无功参考值控制信号重置为零，只起到维持直流电压稳定的作用。
2.全过程无功电压紧急控制策略。根据控制策略思想，提出了针对大规模并网风电场的全过程无功电压紧急控制策略：在电压跌落期间，风电机组网侧变流器提供实时动态无功支撑；在故障切除之前，主动切除部分无功补偿装置；在故障恢复阶段，重新投入无功补偿装置。风电机组的紧急控制策略是采集机端电压Ｕｗｐｃｃ和Ｃｒｏｗｂａｒ保护信号Ｓｃｒｏｗｂａｒ，根据紧急控制逻辑，设定网侧变流器的无功参考值控制信号Ｑｒｅｆ。具体的紧急控制逻辑如下。（1）设定网侧变流器参与无功支撑的低电压投入。值Ｕｇｓｃｍｉｎ和高电压退出值Ｕｇｓｃｍａｘ。设定其无功输出限幅环节ＱＧＳＣｍａｘ＝ＶＧＩＧＳＣｍａｘ，其中ＩＧＳＣｍａｘ为采用网侧变流器过流保护限值。（2）当Ｓｃｒｏｗｂａｒ＝１（Ｃｒｏｗｂａｒ投入）且Ｕｗｐｃｃ＜Ｕｇｓｃｍｉｎ时，设定Ｑｒｅｆ＝Ｓｃｓｅｔ，Ｓｃｓｅｔ的计算方法。此时，网侧变流器向系统提供无功支撑。（3）当电压变化值ｄＵ／ｄｔ为正，且Ｕｗｐｃｃ＜Ｕｇｓｃｍａｘ时，设定Ｑｒｅｆ＝０。此时网侧变流器重新维持直流电压稳定，不再提供无功支撑。ＳＶＣ的紧急控制策略是采集并网点电压ＵＳＶＣｐｃｃ，根据紧急控制逻辑，控制并网开关闸的开断信号。具体的紧急控制逻辑如下。１）设定ＳＶＣ置切除电压ＵＳＶＣｍｉｎ，ＵＳＶＣｍｉｎ的设定根据在该电压下ＳＶＣ可提供的无功支撑容量来确定。根据专家经验，认为当ＳＶＣ可提供支撑不足额定容量的２５％时即可切除，则根据式（３）设定ＵＳＶＣｍｉｎ＝0.5。２）设定ＳＶＣ重投电压下限ＵＳＶＣｍｉｎ２和重投电压上限ＵＳＶＣｍａｘ。此处设定是为了保证ＳＶＣ重新投入时系统处于正常状态。３）当ＵＳＶＣｐｃｃ＜ＵＳＶＣｍｉｎ时，延时ｔＳＶＣ１断开并网开关闸。ｔＳＶＣ１应略小于风电场送出线路保护设置的故障切除时间，以保证ＳＶＣ在无功支撑能力上的充分利用。４）已切除ＳＶＣ根据并网点电压调整参考电纳。５）故障切除后，经延时ｔＳＶＣ２检测并网点电压，当ＵＳＶＣｍｉｎ２＜ＵＳＶＣｐｃｃ＜ＵＳＶＣｍａｘ时，闭合并网开关闸，否则继续等待ｔＳＶＣ２。ｔＳＶＣ２应当足够避开暂态过电压。６）当并网完成后，按照常规无功电压控制方法对网络的无功电压进行调整。固定电容器的控制方法与ＳＶＣ类似。
总之，基于大规模风力涡轮机的实际电网数据链网络事故瞬态过程的模拟,分析了链脱网事故的主要原因,提出事故预防这种链网无功电压紧急控制策略:期间的故障电压降,风电网侧变换器采用支持电网电压;一种无功补偿装置，该装置在电压恢复到正常范围后，在故障消除之前积极地切除无功支座的部分损失。得到以下结论。ＳＶＣ和固定电容器在电网电压严重跌落情况下的支撑和调节能力较弱，其相应特性有可能引起连锁事故的扩大。双馈风电机组可以在故障期间通过其网侧变流器对电网提供无功支撑，提高机组的低电压穿越能力。所述的无功电压紧急控制策略可以较好地防御此类连锁脱网事故的发生，降低短路故障对风电系统的影响。结合当前研究，后续工作将主要集中在以下方面：考虑区域电网范围内风电机组和无功补偿装置协调控制，在输电网电压管理层面建立统一的紧急控制方案。
参考文献：
[1]赵宗颖，大规模风电机组连锁脱网事故机理初探201７．
[2]迟伟胜，浅谈大规模并网风电场的无功电压紧急控制策略.2018.