混合无功补偿系统在风电场电网中的应用研究

刘重阳，宋磊

（1.兰州石化职业技术学院，甘肃 兰州 730060;2.浙江省电力公司电力科学研究院，浙江 杭州 310016）

0 引言

风力发电是目前最成熟，经济效益最好的一种可再生能源发电技术。随着风力发电技术的快速发展和国家在政策上对可再生能源发电的重视，我国风力发电建设已进入了一个快速发展的时期［1－2］。千万千瓦风电基地是国家能源局批准建设的首批大型风电基地之一，到2010年底，某基地的风电装机容量达到5 160 MW，到2011年底，可达5 880 MW。风电基地地处电网末端，主要通过双回750 kV线路送出，输电距离远，电压等级高，风电基地无功电压控制问题较为突出［3－4］。

根据国标《风电场接入电力系统技术规定》（GB/Z 19963－2005）的要求，风电场一般均配备了一定容量的动态无功调节装置，包括SVG、TCR型SVC、MCR型SVC等。在对动态无功补偿装置的性能特性进行现场测试时发现，三种动态无功补偿装置在运行中各有利弊。为了充分发挥各种装置的优点和满足风电场运行的要求，本文提出了一种混合无功补偿系统，并对混合无功补偿系统在风电场电网故障时的作用进行了仿真。

1 风电场动态无功补偿装置在运行中存在的问题

在实际的运行过程中，MCR型SVC和TCR型SVC都是靠连续可调的感性分支和分阶调节的并联电容器组来实现无功输出由感性到容性的连续调节。为了实现无功输出大范围的连续可调，必须对电容器组进行频繁投切，而电容器在投切过程中会对电网造成冲击，并且电容器在两次投切的过程中必须有足够长的时间间隔，因此电容器的投切也不能太频繁。

SVG虽然可以实现感性、容性无功输出的连续可调，但是由于SVG在正常运行时已经输出了一部分无功，因此在电网故障时为风电场提供无功支撑的能力极为有限。

目前动态无功补偿装置多并联于风电场升压站主变的低压侧，往往是两到三个风电场的主变共用一个升压站，同一个升压站内采用一种形式的动态无功补偿装置，风电场无功补偿系统的单相接线图如图1所示。

图1 风电场无功补偿系统单相接线图

升压站内的不同风电场安装同一种动态无功补偿装置存在缺点:以同一个升压站内的三个风电场主变低压侧都安装MCR型SVC为例，由于MCR型SVC的动态响应速度较慢，当风电场并网点电压跌落时，MCR型SVC可能还没有来得及为风电场提供所需的最大无功支撑，故障已经切除。而当同一升压站内的三个风电场主变低压侧都安装SVG时，由于SVG自身的容量比较小，加上SVG在风电场正常运行时已经输出一部分无功，因此在风电场并网点电压跌落时，为风电场提供无功支撑的能力极为有限。以一个容量为10 MVar的SVG为例，在风电场正常运行时，为了防止风电场从电网吸收无功功率，可能已经输出了3 MVar的容性无功，当风电场并网点电压跌落时，SVG只能提供7 MVar的容性无功。

2 混合无功补偿系统不同搭配方案分析

根据单个风电场的装机容量不同，本文提出两种混合无功补偿系统搭配。以同一个升压站内的三个风电场为例，当单个风电场的装机容量小于200 MW时，可考虑在风电场升压站的三个主变低压侧分别安装三种工作原理不同的动态无功补偿装置，如MCR型SVC、TCR型SVC和SVG，本文称这种组合为MCR+TCR+SVG型混合无功补偿系统。其单相接线图如图2所示。当单个风电场的装机容量大于200 MW，如300 MW时，可以考虑在一个风电场主变的低压侧安装两种不同类型的动态无功补偿装置，如SVG与MCR型SVC的组合，本文称之为MCR+SVG型混合无功补偿系统。其单相接线图如图3所示。

图2MCR+TCR+SVG型混合无功补偿系统单线图

图3 MCR+SVG型混合无功补偿系统单线图

3 混合无功补偿系统控制策略分析

对于采用独立控制器的MCR+TCR+SVG型混合无功补偿系统而言，当风电场正常工作时，三种动态无功补偿装置以各自的母线电压或者风电场并网点功率因数为控制目标;当检测到并网点电压跌落时，MCR型SVC和TCR型SVC通过调节可调电感使其出力为零，由SVG对并网点电压进行控制;当仅靠SVG的容量不足以为风电场提供足够的无功支撑时，此时调节TCR型SVC的可调电感，由SVG和TCR型SVC共同为风电场提供无功支撑;当SVG和TCR型SVC都达到最大无功输出仍不能够提供足够的无功支撑时，再调节MCR型SVC的可调电感，由MCR型SVC、TCR型SVC和SVG三部分共同为风电场提供无功支撑。

采用MCR+TCR+SVG型混合无功补偿系统的优点是三种装置相互独立，控制系统简单，既能满足风电场正常运行时的需要，又能在故障状态下以较短的时间为风电场提供较大无功支撑，有利于加快故障的恢复，更重要的是该方案具有较好的经济性和可行性。

而MCR+TCR+SVG型混合无功补偿系统在运行中存在的最大问题是在并网点电压跌落时的协调控制问题，如何根据电压跌落的大小来确定三种装置的出力是混合无功补偿系统需要解决的一个难题。

对于采用MCR+SVG型混合无功补偿系统的单个风电场而言，MCR和SVG的组合又可以分为MCR和SVG采用单独的控制系统与MCR和SVG采用共同的控制系统两种。采用共同控制系统的混合无功补偿系统与采用单独控制系统的混合无功补偿系统相比，具有较好的经济性。本文的以下内容主要研究采用共同控制系统的MCR和SVG型混合无功补偿系统的系统组成、控制策略以及在风电场并网点电压跌落时，混合无功补偿系统为风电场提供无功支撑的能力。

4 对于采用同一控制器的MCR和SVG型混合无功补偿系统的研究

4.1 MCR和SVG型混合无功补偿系统的系统组成

现场运行的MCR型SVC和SVG，都配有3次、5次和7次滤波电容器组。对于MCR型SVC，滤波电容器组一方面在风电场正常运行时，可以滤除风电场和MCR本体向电网注入的谐波;另一方面和MCR的感性支路配合调节，使MCR型SVC的无功输出在感性最大和容性最大之间做到平滑调剂。而SVG的滤波电容器组一方面起到滤除风电场谐波的作用;另一方面扩大SVG容性无功的调节范围，从而使SVG在风电场故障时能够提供较大的无功支撑。当MCR型SVC和SVG采用有一个控制器而组成的混合无功补偿系统时，可以考虑共用3次、5次和7次滤波电容器组。

对于一个需要安装无功输出容量在±40 MVar连续可调的风电场而言，MCR、SVG和滤波电容器组可以按照如下的方案进行配置:SVG的容量为±10 MVar，MCR感性支路的容量为40 MVar，三组滤波电容器支路的无功输出容量均为10 MVar。

4.2 MCR和SVG型混合无功补偿系统的控制策略

根据风电场电网运行经验，对风电场并网点高压侧电压变化的范围做一规定:当并网点高压侧母线电压在±5%的范围波动时，认为风电场处于正常运行状态;当并网点高压侧母线电压波动的范围超过±5%时，认为风电场处于故障状态。在区分清楚了风电场的正常运行状态和故障状态之后，还要找出并网点电压跌落的大小与需要投入无功补偿装置容量之间的关系。例如:当并网点电压跌落的幅值在5% ～7%的范围时，假设需要投入容性无功的容量在10 MVar～20 MVar之间;当并网点电压跌落的幅值在7%～9%的范围时，假设需要投入容性无功的容量在20 MVar～30 MVar之间;当并网点电压跌落的幅值在9% ～11%的范围时，假设需要投入容性无功的容量在30 MVar～40 MVar之间;当并网点电压跌落的幅值大于11%时，混合无功补偿系统输出最大容性无功，为风电场提供无功支撑。

MCR和SVG型混合无功补偿系统控制器采用专家控制的控制系统。控制器主要由专家处理级、无功分配级和执行级三部分组成［5－6］。专家控制系统的控制框图如图4所示。

图4 专家控制系统的控制框图

先检测并网点电压的变化范围，然后根据专家经验判断系统是处于正常运行状态还是故障状态。当系统处于正常运行状态时，SVG处于热备用状态，无功输出为0，由MCR和滤波电容器组输出系统所需的无功，对并网点的电压或者功率因数进行控制;当系统处于故障状态时，先根据电压跌落的大小判断需要投入无功补偿装置的容量，然后再对装置发出控制指令。例如:当检测到并网点跌落8%时，根据专家系统的判断需要为系统提供18 MVar的容性无功，根据计算的结果向装置发出控制指令，首先将MCR的感性支路和滤波电容器组的5次和7次支路从并网点切除，同时向SVG发出输出8 MVar容性无功的控制指令，由SVG和3次滤波电容器支路共同为系统提供18 MVar的容性无功;当检测到并网点跌落10%时，根据专家系统的判断需要为系统提供37 MVar的容性无功，根据计算的结果向装置发出控制指令，将MCR的感性支路从并网点切除，同时向SVG发出输出7 MVar容性无功的控制指令，由SVG和3次、5次和7次滤波电容器支路共同为系统提供37 MVar的容性无功;当并网点电压跌落的幅值大于11%时，将MCR的感性支路从并网点切除，同时SVG立即达到最大容性无功输出由SVG和3次、5次和7次滤波电容器支路共同为系统提供最大的无功支撑。对于故障恢复过程中出现的过电压，为了防止混合无功补偿系统向系统注入容性无功而增大过电压的幅值，当专家系统检测到过电压时，立即切除投入的各并联电容器组，同时使SVG由提供容性无功输出调节为输出感性无功，从而抑制过电压的幅值。

4.3 MCR和SVG型混合无功补偿系统的仿真研究

为了研究联合无功补偿系统在风电场并网点电压跌落时对风电场提供电压支撑的能力，在MATLAB/Simulink中搭建了系统的仿真模型［6］，如图5所示。利用幅值—相位法仿真了SVG单独投入后和SVG和一组并联电容器投入后、SVG和两组并联电容器投入后、SVG和三组并联电容器投入后风电场并网点低压侧母线电压的变化情况。

图5 仿真系统的单相接线图

该仿真系统的具体参数为:风电场的装机容量为100 MW，由50台单机容量为2 MW的双馈异步电机组成，风机出口电压为690 V，每台风机配置一台箱式变压器，将出口电压升高到35 kV，然后经汇流母线送至330 kV升压站，经升压站主变将35 kV电压升高到330 kV后送往系统。混合无功补偿系统并联于升压站主变低压侧，其中SVG的容量±10 MVar，MCR感性支路的容量为40 MVar，SVG和MCR共用3次、5次和7次滤波支路，每组滤波电容器的容量为10 MVar。

在仿真过程中，模拟了升压站内330 kV母线发生三相接地短路故障后，SVG单独投入后、SVG和一组并联电容器投入后和SVG和两组并联电容器投入后、SVG和三组并联电容器投入后风电场并网点低压侧母线电压的变化情况［7］。其仿真结果如图6～9所示。

图6 SVG投入后，35 kV母线电压幅值变化曲线

从仿真的结果可以看出:当330 kV母线发生三相接地短路故障后，风电场并网点35 kV母线线电压幅值跌落至25 kV，SVG投入后，使故障电压的幅值升高到了30 kV左右;SVG和3次滤波电容器组投入后，故障电压的幅值升高到了32 kV左右;SVG和3次与5次滤波电容器组投入后，故障电压的幅值升高到了36 kV左右;SVG和3次、5次与7次滤波电容器组投入后，故障电压的幅值升高到了42 kV左右。由此可见:当风电场并网点电压跌落时，采用混合无功补偿系统比单独采用SVG为风电场提供无功支撑的能力要大得多。

图8 SVG和3次与5次滤波电容器组投入后，35 kV母线电压幅值变化曲线

图9 SVG和3、5与7次滤波电容器组投入后，35 kV母线电压幅值变化曲线

5 结束语

根据动态无功补偿装置在风电场运行中存在的问题，提出了一种混合无功补偿系统。对MCR和SVG型混合无功补偿系统的工作原理、系统组成和控制策略进行了分析，并对MCR和SVG型混合无功补偿系统在风电场电网故障时为风电场提供无功支撑的能力进行了仿真。从仿真的结果可以得出:当风电场并网点电压跌落时，混合无功补偿系统比单独使用SVG能提供更大的无功支撑，从而减小电压跌落的幅度，提高风电机组低电压穿越的能力。

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