周紅婷 ，謝 歡 ，吳 濤 ，宋 瑋 ，范偉捷 ，李長宇 ，夏 雪

（1.華北電力大學 電氣與電子工程學院，河北 保定 071003；2.國網(wǎng)冀北電力有限公司 電力科學研究院，北京 100045；3.北京送變電公司，北京 102401）

0 引言

世界能源消耗量的持續(xù)增加，全球范圍內(nèi)的能源危機形勢愈發(fā)嚴峻，風能作為可再生能源的重要類別，因其可再生、分布廣、無污染等特性，成為世界可再生能源發(fā)展的重要方向［1-2］。中國風力發(fā)電發(fā)展迅速，截至2015年底，我國風電新增裝機3.075×104MW，同比增長32.6%，全國風電累計裝機1.45×105MW，同比增長26.8%。

由于我國風能資源的分布特點，風力發(fā)電基地主要集中在“三北”地區(qū)，而負荷中心多分布在東部地區(qū)，這就決定了目前所采取的風電大規(guī)模集中接入、長距離輸送供給負荷的方式。隨著風電裝機容量的不斷擴大，這種方式帶來的弊端日益顯露，即集中并網(wǎng)的輸電網(wǎng)絡結(jié)構短路容量較小，局部擾動可能也會在大片區(qū)域引起連鎖響應［3-5］。

近年來，“三北”地區(qū)發(fā)生多起風機連鎖脫網(wǎng)事故，已有相關文獻對該類事故進行分析。文獻［6］針對酒泉風電基地風機連鎖脫網(wǎng)事故頻發(fā)的現(xiàn)象，從技術、管理、政策等不同方面對脫網(wǎng)原因進行分析；文獻［7］通過分析脫網(wǎng)事故的典型發(fā)展過程，探索風機連鎖脫網(wǎng)的機理，提出電氣設備發(fā)生短路故障是事故誘因，風電運行狀態(tài)及無功控制方式會加速惡化事故；文獻［8］在分析風機連鎖脫網(wǎng)事故原因的同時，對接入系統(tǒng)的實際風電場進行詳細建模，檢測整個風電場是否滿足低電壓穿越要求；文獻［9］著重研究風機脫網(wǎng)的擴散過程，分析不同無功設備在此過程中對擴散過程的影響。以上文獻所研究的事故過程均為：①風電場內(nèi)某些風電機組沒有進行低電壓穿越技術改造，從而在場內(nèi)發(fā)生短路故障時導致這些風電機組低電壓脫網(wǎng)；②其他機組因電容器未及時切除，導致無功過剩而促使這些機組高電壓脫網(wǎng)。但2012年沽源地區(qū)“5.14”事故中，多風電場風機在無故障情況下因高電壓導致連鎖脫網(wǎng)，損失高達737 MW。文獻［10］以風電場中廣泛應用的靜止無功補償器SVC（Static Var Compensator）為例，采用無功-電壓靈敏度法，提出SVC純感性支路恒無功控制是導致事故發(fā)生的關鍵因素。但文中分析著眼于風電匯集地區(qū)，其事故過程分析及結(jié)論未涉及風電場內(nèi)各實際無功源的動態(tài)行為，尚不足以直接用于解釋張北事故過程中各風電場內(nèi)的動態(tài)無功源的動態(tài)行為，遺漏了導致風電場高電壓連鎖脫網(wǎng)的一些關鍵因素。

本文基于張北沽源地區(qū)“5.14”事故中各風電場相量測量單元（PMU）實測數(shù)據(jù)，著重研究風電場無功源不同控制方式及初始狀態(tài)在受到電容器投入擾動后對場側(cè)母線電壓的影響，通過采用無功-電壓靈敏度法推導出雙饋異步風力發(fā)電機組DFIG（Doubly-Fed Induction Generator）及靜止無功發(fā)生器（SVG）采用恒無功控制時的無功-電壓靈敏度，分析其內(nèi)在影響因素；并基于PSS/E詳細仿真復現(xiàn)了沽源地區(qū)“5.14”事故中關鍵風電場無功電壓的動態(tài)過程。

1 沽源地區(qū)“5.14”事故

1.1 事故簡單回顧

張北沽源地區(qū)是我國典型純風電匯集地區(qū)，擁有23座風電場，呈輻射狀接入沽源、察北、白龍山和義緣220 kV匯集母線。該地區(qū)各風電場接線、裝機容量以及無功裝置配置如圖1所示。圖中，數(shù)值表示裝機容量，單位為MW；TCR、MCR和FC分別表示晶閘管控制的電抗器、磁控電抗器和濾波支路［11］。

圖1 沽源地區(qū)各風電場接線圖Fig.1 Connection diagram of wind farms in Guyuan area

由接線圖可以看出，各風電場分別經(jīng)白龍山、察北、義緣220 kV匯集母線最終匯入沽源站接入系統(tǒng)，地區(qū)內(nèi)無負荷接入，屬于典型的大規(guī)模集中接入、長距離輸送給負荷的輸電方式，一旦發(fā)生事故，很可能引起連鎖反應，為了保證電網(wǎng)的穩(wěn)定經(jīng)濟運行，沽源地區(qū)風電場大多配置電壓自動控制AVC（Automatic Voltage Control）系統(tǒng)［12］，其與基層無功補償裝置的具體配合存在多種控制方式。

沽源地區(qū)“5.14”事故是一次典型的風電機組因高電壓連鎖脫網(wǎng)事故。事故過程［13］可分為3個階段：首先，由于區(qū)內(nèi)各匯集母線電壓偏低，義緣站下面的華錦風電場投入15 Mvar電容器，各匯集站母線電壓上升；但隨后母線電壓繼續(xù)上升，當風電場母線電壓上升到風機高壓保護限制后，一部分風機開始脫網(wǎng)；接著母線電壓開始第二次爬升，引起其他風電場母線電壓超過風機高壓保護限制，這就造成此次多風電場風機高電壓連鎖脫網(wǎng)事故，損失有功高達737MW，給地區(qū)電壓穩(wěn)定性帶來嚴重影響。圖2給出事故發(fā)生時沽察線送出的風電有功和察北站電壓曲線的PMU記錄。

圖2 沽察線有功及察北站電壓曲線Fig.2 Active-power of Gu-Cha line and voltage of Chabei station

1.2 事故分析及所存在的問題

從圖2中可以看出，在事故發(fā)生的前2個階段，沽察線送出的風電有功幾乎不變，這說明事故第二階段中的電壓上升過程并不是由于有功出力減小而造成的系統(tǒng)無功過剩引起的，所以對于事故第二階段的分析應該著重于風電場的無功控制行為。

通過詳細梳理“5.14”事故中各風電場PMU實測數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)：事故過程中各風電場的TCR支路未投入或未接入測量，文獻［10］中所提出的SVC純感性支路恒無功控制是導致事故發(fā)生的關鍵因素的結(jié)論尚缺乏直接實測數(shù)據(jù)支撐；風電場內(nèi)SVG和風電機組饋線，甚至是風電場整體送出存在感性恒無功控制方式。圖3、4分別給出事故中處于感性無功狀態(tài)的關鍵風電場35 kV母線電壓（標幺值）及場內(nèi)無功補償裝置或風機送出饋線無功曲線的PMU記錄。

圖3 事故中關鍵風電場35 kV母線電壓Fig.3 35 kV bus voltages of key wind farms during accident

圖4 事故中關鍵風電場實際無功曲線Fig.4 Actual reactive-powers of key wind farms during accident

圖3 中，13∶41∶17 左右，由于華錦風電場投入15 Mvar電容器［13］，各關鍵風電場35 kV母線電壓上升，但隨后電壓持續(xù)上升大約6 s的時間，到13∶41∶23時，一部分風機已因高電壓脫網(wǎng)，電壓進一步上升，最終造成大面積的風機高電壓脫網(wǎng)事故?？梢钥闯?，分析電壓的第一次爬升過程是分析整個事故過程的關鍵。而圖4中各關鍵風電場的無功源在此過程中的典型控制方式如下。

a.DFIG恒無功控制。

察北站下的中寶風電場在事故中主要的動態(tài)無功補償裝置為DFIG，從圖4（a）中可以看出場內(nèi)風電機組在電壓第一次爬升過程中處于定感性無功狀態(tài)，整個風電場出口處呈現(xiàn)容性。

b.SVG恒無功控制。

圖4（b）中烏登山風電場內(nèi)的動態(tài)無功源有SVG和風機2種，在電壓第一次爬升過程中，SVG與風機均保持定感性無功控制，且風電場出口處呈現(xiàn)感性。

c.高壓側(cè)恒感性無功控制。

圖4（c）中壩頭風電場在電壓第一次爬升過程中，其送出線路上的無功始終保持在-5 Mvar左右，說明風電場內(nèi)無功補償裝置采用了送出線路高壓側(cè)恒無功控制。

上面所列出的關鍵風電場內(nèi)的動態(tài)無功補償裝置在電壓第一次爬升過程中均沒有發(fā)揮其動態(tài)電壓支撐能力，雖然在電壓開始第二次爬升后轉(zhuǎn)換控制模式，但由于動作較晚，沒能阻止事故的惡化。

結(jié)合上面對事故中關鍵風電場典型控制的分析，發(fā)現(xiàn)文獻［10］中的分析存在以下2個問題。

a.僅考慮風電場SVC的動態(tài)行為，且區(qū)內(nèi)各風電場均采用SVC感性支路恒無功控制方式。但從實際風電場的PMU數(shù)據(jù)來看，事故發(fā)生前風電場動態(tài)無功設備主要為DFIG，還有一部分風電場投有SVG。

b.僅把動態(tài)無功補償裝置的感性無功投入量作為導致電壓靈敏度增大的因素，且分析過程假定初始場內(nèi)投入電容器容量與動態(tài)無功補償裝置感性支路無功投入量相等。然而事故發(fā)生前，風電場實際投入的電容器容量并不符合這一條件。如采用高壓側(cè)恒無功控制的壩頭風電場，由于其事故前電容器均未投入，風電場處高壓側(cè)送出線路相當于恒感性無功控制方式。因此，為更明確地了解事故的原因，有必要對風電場高壓側(cè)、風電機組及SVG的感性恒無功控制及其內(nèi)在影響因素展開進一步分析。

2 風電匯集地區(qū)電壓靈敏度

2.1 恒無功控制與電壓靈敏度

關于SVC感性支路恒無功控制對電壓靈敏度的影響已有分析，本文不再贅述，重點研究DFIG及SVG的恒無功控制對電壓靈敏度的影響。由于兩者均基于電壓源換流器（VSC）的原理［14-15］來吸收或發(fā)出無功，因此可以分析其中一種的特性。本文選取靜止同步補償器（STATCOM）作為研究對象。

STATCOM與系統(tǒng)之間的無功交換原理如圖5所示。當I＞0時，STATCOM吸收無功，反之STATCOM發(fā)出無功，其中I在額定的最大容性和感性范圍內(nèi)由STATCOM控制器獨立控制［16-17］，根據(jù)這些特性，可建立含有STATCOM的簡單匯集系統(tǒng)模型。

圖5 STATCOM與系統(tǒng)無功交換圖Fig.5 Reactive-power exchange between STATCOM and power system

圖6給出含有STATCOM的簡單風電匯集系統(tǒng)圖。其中，Xs、XL和XT分別為系統(tǒng)電抗、輸電線路電抗、升壓變壓器電抗，則風電場到系統(tǒng)的總電抗可由X表示，X=Xs+XL+XT；I為STATCOM向系統(tǒng)提供的無功電流；P和Q分別為風電場內(nèi)所有風機發(fā)出的有功和無功。圖中所有量均用標幺值表示。

圖6 含有STATCOM的簡單風電匯集系統(tǒng)圖Fig.6 Diagram of simplified wind power integration system including STATCOM

根據(jù)圖6，寫出含有STATCOM的潮流方程式為：

為了分析方便，假設風電場內(nèi)所有風機均以恒功率因數(shù)1運行，且發(fā)出有功恒定，式（1）可整理為：

利用式（2）可得STATCOM 無控制時的 ?U/?BC與 ?U /?Q 為：

STATCOM采用恒無功控制時，QSTAT=IU恒定，將其代入式（3），分別求得此條件下的 ?U /?BC與?U /?Q 為：

通過比較式（3）、式（4）的大小可比較 STATCOM在2種控制方式下的無功-電壓靈敏度，由于式（3）和（4）中?U/?Q的表達式的區(qū)別僅為分母的不同，因此，用式（3）分母減式（4）中的分母，可得：

當I＞0時，式（5）恒大于0，這表明SVG與 SVC的動態(tài)行為［10］類似，即當其初始處于吸收感性無功狀態(tài)時，采用恒無功控制將會增大母線的無功-電壓靈敏度。

2.2 電壓靈敏度影響因素

在2.1節(jié)的基礎上，進一步分析風電匯集地區(qū)電壓靈敏度的影響因素。風機或STATCOM采用恒無功控制時電壓靈敏度增大程度已由式（5）給出，而SVC在此控制方式下所導致的電壓靈敏度增大程度由式（6）［10］表示。

從式（5）、式（6）可以看出，影響電壓靈敏度增大程度的因素可歸結(jié)為3個：初始時的感性無功量（BL或I）、投入的電容量（BC）以及風電場與系統(tǒng)之間的等效電抗（X）。因此，可以將式（5）、式（6）表示為f1（BC，I，X）及 f2（BC，BL，X），對兩表達式分別關于 BC、BL和X求導，即得到這3個因素與無功-電壓靈敏度增大程度之間的關系，如式（7）—（9）所示。

從式（7）—（9）中可以看出：若 DFIG 及 SVG 或SVC采用恒感性無功控制，則式（7）恒小于 0，式（8）大于0，這說明風電場內(nèi)動態(tài)無功補償裝置在此種控制方式下，受到電容擾動時，其初始的感性無功投入量越大，場側(cè)母線無功-電壓靈敏度的增大程度也越大；相反，若場內(nèi)初始投入的電容器容量越大，則場側(cè)母線無功-電壓靈敏度的增大程度越?。淮送?，式（9）表明，風電場母線短路容量比［18］較小的無功-電壓靈敏度比短路容量比較大的無功-電壓靈敏度上升得更為嚴重。

3 仿真驗證

3.1 簡單系統(tǒng)仿真

以冀北地區(qū)某2座風電場作為研究對象，構建如圖7所示系統(tǒng)，兩風電場內(nèi)風機為雙饋風機，功率因數(shù)均為1。其中，風電場1內(nèi)裝有動態(tài)無功補償裝置SVC，風電場2內(nèi)僅投有電容器，兩者分別經(jīng)過XL1、XL2接入系統(tǒng)，XL1=XL2=0.01 p.u.；XS為風電場與系統(tǒng)之間的等值電抗，XS=0.2 p.u.；變壓器電抗XT1=XT2=0.09 p.u.。系統(tǒng)基準容量為100 MW，用PSS/E仿真以下3種情況，分析在風電場2投入容量為10 Mvar的電容器（圖7中BC3）后，其35 kV母線電壓的變化情況。

圖7 簡單系統(tǒng)仿真圖Fig.7 A simple system for simulation

仿真1：風電場1高壓側(cè)即出口處采用恒無功控制，且其初始無功分別為-5Mvar、-10Mvar及5Mvar。

圖8給出在上述條件下，風電場2投入電容器后，其35 kV母線電壓的變化曲線（電壓為標幺值，后同）。從圖中可以看出，當風電場1高壓側(cè)出口處呈感性時，風電場2投入電容后，其35 kV母線電壓除受到電容影響外，在SVC控制方式的影響下繼續(xù)上升，且上升程度隨初始狀態(tài)風電場出口處感性無功的增大而增大，而當風電場1高壓側(cè)出口處呈容性時，SVC的此種控制方式使風電場2的35 kV母線電壓降低。

圖8 仿真1中風電場1的35 kV母線電壓Fig.8 35 kV bus voltage of wind farm 1 in Simulation 1

仿真2：風電場1內(nèi)SVC采用感性支路恒無功控制，對下面2種情況進行仿真：①SVC初始感性無功為-10 Mvar，場內(nèi)投有5 Mvar電容器；②SVC初始感性無功為-10 Mvar，場內(nèi)投有15 Mvar電容器。

圖9給出風電場2投入電容器后，其35 kV母線電壓在以上2種情況下的變化情況。可以看出，在初始SVC感性支路無功相等的情況下，若初始場內(nèi)所投電容器容量不同，受到電容擾動后，風電場2的35 kV母線電壓上升程度也不同，如果初始時場內(nèi)所投電容器容量較大，其母線電壓上升程度則較小。

圖9 仿真2中風電場1的35 kV母線電壓Fig.9 35 kV bus voltage of wind farm 1 in Simulation 2

仿真3：在仿真1的基礎上，令XS分別為0.09p.u.、0.15p.u.和0.2p.u.時，在受到電容擾動后，風電場2的35 kV母線電壓變化曲線如圖10所示，其中XS=0.2p.u.時電壓上升的曲線與圖8中電壓上升最嚴重的曲線相對應。圖10說明在相同工況下，當風電場母線短路容量比變小即系統(tǒng)變?nèi)鯐r，在受到電容擾動后，電壓上升幅度變大。

圖10 仿真3中風電場1的35 kV母線電壓Fig.10 35 kV bus voltage of wind farm 1 in Simulation 3

上述的仿真驗證了第2節(jié)所得結(jié)論的正確性，下面利用這些結(jié)論，仿真復現(xiàn)沽源地區(qū)“5.14”事故。

3.2 沽源地區(qū)“5.14”事故仿真

本文在PSS/E中按圖1搭建沽源地區(qū)仿真模型，區(qū)內(nèi)風機為雙饋風機，具有無功調(diào)節(jié)能力且配有1.1倍過電壓保護。區(qū)內(nèi)風電場無功補償裝置根據(jù)事故前的實際情況來進行配置，其中烏登山與中寶風電場中風機均采用恒感性無功控制，且前者出口處呈感性，后者出口處呈容性，而壩頭風電場采用高壓側(cè)恒感性無功控制。

華錦風電場投入15 Mvar電容器后，區(qū)內(nèi)關鍵風電場電壓的實際曲線與仿真曲線分別如圖11（a）、（b）所示，事故前兩階段關鍵風電場的無功仿真曲線如圖12所示。

華錦風電場投入電容器后，在上述所分析的無功補償裝置控制方式及初始狀態(tài)的影響下，區(qū)內(nèi)各風電場電壓上升，其中義緣站下的風電場35 kV母線電壓達到1.1p.u.后部分風機脫網(wǎng)，引起其他匯集站下的風電場35 kV母線電壓也達到1.1 p.u.，造成區(qū)內(nèi)風機因高電壓大面積脫網(wǎng)。對比圖11（a）、（b）及圖4、12可以看出，在華錦風電場投入電容器后，區(qū)內(nèi)典型風電場的電壓、無功實際曲線和仿真曲線變化趨勢幾乎是相同的，說明仿真能夠體現(xiàn)事故前兩階段風電場的動態(tài)過程。

圖11 關鍵風電場35 kV母線電壓Fig.11 35 kV bus voltages of key wind farms

圖12 關鍵風電場無功仿真曲線Fig.12 Simulative reactive-power curves of key wind farms

4 結(jié)論

本文以張北沽源地區(qū)“5.14”事故為背景，通過區(qū)內(nèi)PMU數(shù)據(jù)分析，指出目前對事故第二階段的原因分析中未考慮風電場實際的動態(tài)行為，然后基于無功-電壓靈敏度法推導DFIG及SVG恒無功控制方式的無功-電壓靈敏度，并詳細探討系統(tǒng)中動態(tài)無功源的初始容性無功、初始感性無功和短路容量對電壓靈敏度的影響，得到以下結(jié)論：

a.DFIG、SVG及SVC采用恒感性無功控制時，受到電容擾動后均會增大母線無功-電壓靈敏度，其增大程度隨動態(tài)無功源初始容性無功、系統(tǒng)短路容量比的增大而減小，隨動態(tài)無功源初始感性無功的增大而增大；

b.并網(wǎng)點距離系統(tǒng)較遠、動態(tài)無功補償裝置采用恒感性無功控制且場內(nèi)投入電容器容量較小的風電場可能是使此次事故惡化的重要原因之一。

根據(jù)以上結(jié)論，提出針對此次事故的3點建議：一是可以加強匯集系統(tǒng)的網(wǎng)架結(jié)構，增大風電場母線的短路容量比；二是應加強風電場內(nèi)的動態(tài)無功補償裝置或風機的動態(tài)電壓支撐能力，在電壓超過其設定限值時能迅速轉(zhuǎn)換無功控制方式；三是采用恒無功控制方式的風電場初始時若投有一定容量的電容器，將能減小受到電容擾動后的風電場無功-電壓靈敏度的增大程度。

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