CN103368184B - 大型风场无功补偿设备在低电压穿越中的控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种大型风场无功补偿设备在低电压穿越中的控制方法，包括，第一步：通过自动电压控制系统协调控制，对电网中电压、电流、功率、频率信息采样，检测故障点；在风机低电压穿越开始时，迅速投入静止无功发生器提供无功功率；第二步：根据无功补偿设备装设地点与作用的不同，按照不同原则确定风电场中各种无功补偿设备的补偿容量；第三步：静止无功发生器采用不同的控制策略分别实现无功补偿和谐波治理两种工作状态；第四步：自动电压控制系统统在电源电压与电容器预先充电电压相等的时刻，投入晶闸管投切电容器，第五步：自动电压控制系统根据无功缺额信息，投入晶闸管投切电抗器；第四步与第五步为并列关系。

Description

大型风场无功补偿设备在低电压穿越中的控制方法

技术领域

本发明涉及一种电力系统控制技术，尤其是一种风电场发生电压骤降后，风机进入低电压穿越阶段的无功补偿设备的控制方法。

背景技术

目前，随着风电装机容量在电网中所占比例越来越高，风力发电对电网的影响范围也逐渐扩大。目前，风电并网出现了与以往不同的特点，具体表现为以下三点：

1）单个风力发电场容量不断增大。

2）风电穿透功率较大的电网中，由于风电注入改变了电网原有的潮流分布、线路传输功率与整个系统的惯量，电网的电压稳定性、暂态稳定性及频率稳定性都将发生变化。

3）自动电压控制（AVC）系统中增加了新的控制目标，风电场内部动态无功补偿设备不仅参与到对风场整体无功的优化中，也参与到整个局部网络以及全网的无功优化控制中。

风力发电系统大体上可以分为恒速恒频风力发电系统和变速恒频风力发电系统两大类。恒速恒频风力发电系统多采用鼠笼式异步发电机，不管风速如何变化，发电机都维持在高于同步速附近作恒速运行以实现发电频率的恒定。由于异步发电机在运行过程中，需要吸收一定的无功功率，因此，一般此类风力发电机的机端都会装设有无功补偿设备，以减少机组对电网的无功需求。

变速恒频风力发电系统采用于双馈感应发电机的变速恒频风电机组和直驱式同步发电机的风电机组。双馈感应风力发电机定子直接与电网相连，转子通过交直交双向变频器与电网连接，可实现功率的双向流动。双馈感应风力发电机既可次同步运行，又可超同步运行，因此变速范围宽，可跟踪最佳叶尖速比，实现最大风能捕获，优化了功率输出，提高了效率。而且它可对输出有功功率和无功功率进行控制，优化了功率因数和电能质量。

低电压穿越（LVRT），是指当电网出现故障造成风电机组并网点电压发生跌落时，风力发电机组能够保持并网运行，并向系统发出无功功率，支持电网电压恢复正常，从而“穿越”这个低电压区域。

电压跌落是电网最常见的故障，包括单相和两相对地故障、两相故障以及三相故障。当发生故障时，电机因无法控制励磁电流而失去对电磁转矩的控制，转速会在短时间内快速增加。当转速达到风力发电机的转速极限时会引起刹车系统工作，导致风机退出运行。此时若风电机组退出运行，系统功率会出现大幅度波动，对电网故障恢复不利。因此要求风力发电机组在一定时间内能够保持并网运行，同时向系统提供一定的无功功率来支撑系统电压恢复。

自动电压控制（AVC）是指，在自动装置的作用和给定电压约束条件下，发电机的励磁、变电站和用户的无功补偿装置的出力以及变压器的分接头都能按指令自动进行闭环调整，使其注入电网的无功逐渐接近电网要求的最优值，从而使全网有接近最优的无功电压潮流。

在风力发电机进入低电压穿越阶段时，如何及时地在基于分层分区、就地平衡的AVC系统中协调控制，实现控制目标，是实现电压恢复，避免风电机组退出运行以及实现系统稳定的重要过程。在协调控制中，综合考虑不同故障情况，不同的无功缺额以及不同补偿设备之间的组合方式，是实现风机低电压穿越的主要问题。

目前采用的综合协调方式中，包含了电网无功设备、风电场动态无功设备以及风机自身无功补偿能力三种无功源的综合控制，均没有考虑基于经济性、实用性的具有无功储备能力，或无功过载能力的补偿设备组合方法。

发明内容

本发明的目的是为克服上述现有技术的不足，提供一种大型风场无功补偿设备在低电压穿越中的控制方法，该方法考虑了严重故障和一般故障时，风机在低电压穿越过程中的无功缺额，以及在穿越过程中和穿越结束后大型风电场无功对系统电压的补偿作用。

为实现上述目的，本发明采用下述技术方案：

一种大型风场无功补偿设备在低电压穿越中的控制方法，

包括以下步骤：

第一步：通过自动电压控制系统协调控制，对电网中电压、电流、功率、频率信息采样，检测故障点；在风机低电压穿越开始时，迅速投入静止无功发生器提供无功功率；

第二步：根据无功补偿设备装设地点与作用的不同，确定风电场中各种无功补偿设备的补偿容量；

第三步：静止无功发生器采用无功补偿优先或谐波治理优先的工作方式分别实现无功补偿和谐波治理两种工作状态，；

第四步：自动电压控制系统统在电源电压与电容器预先充电电压相等的时刻，投入晶闸管投切电容器，电容器预先充电电压为电源电压峰值，而且将晶闸管的触发相位也固定在电源电压的峰值点；

第五步：自动电压控制系统根据无功缺额信息，投入晶闸管投切电抗器；接入系统时，晶闸管投切电抗器中的感性电流与接入点母线电压成正比；能保证为系统提供较快速的额定感性无功功率；利用晶闸管投切电抗器这一特点来承担因电压骤降产生的较大无功缺额；

第四步与第五步为并列关系。

所述第一步中，自动电压控制系统基于区域电压控制、就地电压控制和区域无功控制三种控制模式，其不同模式的响应周期控制目标如下：

1）区域电压控制：数十秒，控制区域枢纽厂站无功设备，校正或优化区域群体电压水平；

2）就低电压控制：数十秒，主要由各厂站就地控制无功设备，快速响应就地电压变化；

3）区域无功控制：5-15分钟，全面协调控制，使线路无功最小、网损最低；

自动电压控制系统根据电压无功空间分布选择控制模式，优先级是：区域电压控制>就地电压控制>区域无功控制；电压越限时自动选取区域/就地电压控制，保证电压合格；全网电压合格后则考虑经济运行，采用区域无功控制；

当电网中发生短路故障导致电压骤降，风电场的风机进入低电压穿越过程后，首先由自动电压控制系统启动区域/就地电压控制，调整电网中的无功补偿设备、风场动态无功补偿设备以及风机自身的无功输出水平，在地区电网层面实施无功控制策略。

所述第二步中，确定风电场中各种无功补偿设备的补偿容量；根据无功补偿设备装设地点与作用的不同，确定无功补偿容量的方法也不同；确定方法如下：

与异步风力发电机组并联的无功补偿设备容量根据所连的异步风力发电机组参数确

定；带无功补偿设备的风力发电机的功率因数为:

式中：P为风力发电机输出的有功功率；Q为风力发电机吸收的无功功率；Q_c为无功补偿设备的无功功率；为无功补偿后发电机功率因数；

为使发电机的功率因数由提高到无功补偿设备输出的无功补偿容量为：

Q_c为无功补偿设备的无功功率；P_e为风力发电机输出的有功功率；为加入无功补偿前发电机功率因数；为加入无功补偿后发电机功率因数；

要求风力发电机的额定功率因数大于0.98，由此可得风电场需要安装的无功补偿设备的最大补偿容量；具体步骤如下：

（1）令式（8）中P_e等于风力发电机组的额定输出功率P_N，为未加无功补偿设备时发电机在额定功率下的功率因数，为投入无功补偿设备后风电场的功率因数，功率因数一般要求在0.98(超前)-0.98(滞后)之间；

（2）将上述数据代入式（8）即可计算出风力发电机组需要的最大无功补偿容量Q_max；

由于机端无功补偿设备的补偿，使得风力发电机的功率因数均已达到要求，而由于箱变和风电场内部线路损耗原因，整个风电场出口处的功率因数达不到要求，所以需要在汇流站内安装的无功补偿设备。

综合无功补偿设备能够补偿风电场满发时汇集线路、主变压器和风机所接箱变的无功损耗及风电场送出线路的一半无功损耗之和；此外，由于双馈异步风电机组极端没有装设独立的无功补偿设备，综合无功补偿设备应该能够补偿双馈异步风力发电机的无功需求，按其双馈机组总装机容量的30%来配置；因此综合无功补偿设备的容量Q_total按下式进行设定：

$Q_{\mathrm{total}}=Q_{\mathrm{loss}}+Q_T+{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^n{Q}_{\mathrm{ti}}+Q_{\mathrm{Lloss}}+Q_w---\left(9\right)$

Q_total为综合无功补偿设备的容量；Q_loss为风电场满发时汇集线路无功损耗；Q_T为风电场满发时主变压器无功损耗；Q_ti为风电场满发时风机所接箱变无功损耗；n为风机所接箱变的台数；Q_Lloss为风电场满发时风电场送出线路的一半无功损耗；Q_w为双馈机组总装机容量的30%来配置的无功补偿容量。

所述第三步中，在风机进入低电压穿越过程后，静止无功发生器在5-10ms内快速响应，以三相大功率电压逆变器为核心，输出电压通过连接电抗器接入系统，与系统侧电压保持同频、同相，通过调节其输出电压幅值与系统电压幅值的关系来确定输出功率的性质与容量，当其幅值大于系统侧电压幅值时输出容性无功，小于时输出感性无功；

自动电压控制系统通过控制电路实现静止无功发生器的快速投入后，静止无功发生器采用不同的控制策略分别实现无功补偿和谐波治理两种工作状态；对于快速暂态过程，有着重要的响应速度优势。

系统发生严重故障导致无功缺额过大的情况通常概率较低，但是一旦发生缺额过大，风场动态无功补偿设备没有在低电压穿越过程中起到支撑作用导致风场与电网断开，引起功率波动乃至系统失稳，其带来的安全隐患和经济损失将难以估计；基于电网的安全稳定运行考虑，设置多台静止无功发生器作为动态无功补偿装置将大大增加电网运行成本，从经济运行上考虑是不必要的。

所述第四步中，将晶闸管投切电容器、晶闸管投切电抗器与静止无功发生器并联运行；

晶闸管投切电容器分成几组，每组根据需要分步投切，由自动电压控制通过控制电路控制投切方式；对于晶闸管投切电容器投入电容的时刻，也就是晶闸管导通的时刻，必须是电源电压与电容器预先充电电压相等的时刻；

晶闸管投切电容器、晶闸管投切电抗器在系统处于稳定运行状态时处于备用状态，由自动电压控制通过控制电路统一控制，当风电机进入低电压穿越过程后，静止无功发生器在5ms的时间常数内投入运行，在20-40ms的响应时间内晶闸管投切电容器与晶闸管投切电抗器投入运行；

在自动电压控制中，电网被划分成若干解耦的控制区域，整个控制系统分为三个层次：一级电压控制，二级电压控制，三级电压控制；

一级电压控制为本地控制，控制时间常数为秒钟级，控制设备通过保持输出变量的接近设定值来补偿电压快速和随机的变化；

二级电压控制的时间常数为1分钟到5分钟，按照预定的控制规律改变一级电压控制器的设定参考值；二级电压控制是一种区域控制，只用到本区域内的信息；

三级电压控制是最高层，以全系统的经济运行为优化目标，并考虑稳定性指标；在三级电压控制中要充分考虑到协调的因素，利用了整个系统的信息进行优化计算，时间常数在15分钟到1小时。

所述第五步中，当系统进入三级电压控制后，以全系统的经济运行为目标，此时作为备用的晶闸管投切电容器、晶闸管投切电抗器为电网迅速实现电压恢复提供无功功率；

与静止无功发生器并联且平时作为备用的晶闸管投切电容器、晶闸管投切电抗器在低电压穿越中能够对风机起到支撑作用，当系统重新进入稳定运行状态后，由自动电压控制统一控制切除晶闸管投切电容器、晶闸管投切电抗器，降低运行成本。

本发明可以适用于各种需要兼顾无功储备和响应速度的故障情况，包括而不局限于风电场内部对风机低电压穿越的支撑作用，以及局部电网电压的快速回复过程。

电网发生故障时，由于风电机组转子侧电流增大，对电力电子装置产生冲击，主要受自身转速的限制，风力发电机组自身保护启动，自动退出电网。风电容量大时，电网出现有功缺额，这将对电网的稳定性产生影响。

异步风力发电机组在并网运行时，需要从电网吸收大量的无功功率，相当于一个正的无功负荷，减少了负荷特性的功率极限，若系统无功储备不足，风电无功的波动可能造成电压降低或崩溃。一般异步风力发电机组端口都并有无功补偿装置，改善了其并网点无功特性，增加了系统的静态电压稳定性。双馈风力发电机组基本不吸收无功，对电网静态电压稳定性影响较小。因而，风电对电网静态电压稳定的影响应根据电网无功储备，风电的控制和端口特性等具体分析。

网架不变条件下，风电容量增大，参考点附近处电压下降，建议随着装机容量的增大，在参考点加装综合无功补偿装置（静止无功发生器，晶闸管投切电容器，晶闸管投切电抗器）或让风机增发一定无功（功率因素不为1），补偿附近线路的功率。

为实现风力发电机接入并网点功率因数可控，本发明对大型风电场中风力发电机组的控制策略进行了改进。将有功和无功解耦控制点选在风电场接入系统线路末端，则本模型可根据接入系统线路需要，通过自动电压控制协调控制自动补偿其无功，实现线路末端功率因数为1的要求。

本发明利用TSC、TSR和SVG三种无功补偿装置并联，兼顾快速性和过载能力。通过AVC对地区电网分层分区空间解耦的基础上，构建不同的AVC控制模式，各控制模式按响应周期在时间上解耦。通过AVC对风电场内TSC、TSR以及SVG综合无功补偿设备的协调，实现风机的低电压穿越并且在低电压穿越之后与电网中的无功设备一同为系统恢复电压稳定性提供无功功率。根据风电场中风电机组无功特性与风电场接入电网技术规定中对风电场无功配置要求确定综合无功补偿设备的容量。利用TSR和TSC的过载能力作为SVG快速补偿能力的补充和扩展，即考虑经济运行之外还考虑实用性。平时TSR和TSC支路断开，作为备用。三种支路都由自动电压控制系统统一协调控制。

本发明是一种基于无功储备，在风机低电压穿越中结合AVC控制的综合协调控制策略，有以下方面优点：

1）一体化设计

AVC作为能量管理系统（EMS）的一个重要应用，从PAS网络建模获取控制模型，从SCADA系统获取实时数据，进行在线分析计算，对电网各厂站无功设备进行集中监视、统一管理和在线控制，实现全网电压优化的闭环控制。

并联的TSC、TSR和SVG综合无功补偿设备，在每一种补偿设备中均装设控制系统，用于该设备的开断控制以及工作方式控制。单独的控制系统连接着综合无功补偿设备的控制系统，通过AVC的模式优先级和响应周期考虑控制动作次序问题，避免控制过调或振荡。

2）安全策略

区域电网信息与风场数据无缝衔接，便于考虑足够有效的安全策略；网络建模及参数验证自动完成，共享EMS人机界面；减少控制命令传输环节，保证可靠性和流畅性；考虑被控设备当前状态（例如检修）、安全运行条件、动作次数和使用寿命；对电网故障、保护动作能准确判断，即使提供有效的无功缺额数据。

3）经济性与实用性

充分考虑严重故障和普通故障时的无功缺额，兼顾快速补偿和过载能力。利用TSC、TSR损耗小、谐波含量少的特点，以及SVG快速补偿，调节范围广的优势，提高无功补偿设备对风机低压穿越过程中的支撑作用，进而对电网中的无功缺额进行快速动态补偿，提高电力系统静态和动态稳定性，实现经济性与实用性的并重。

附图说明

图1是AVC控制流程；

图2是风电场接线示意图；

图3是一体化结构设计图；

图4是综合无功补偿流程图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。

目前异步风力发电机和双馈异步风力发电机在市场上占有很大份额，本发明主要基于这两种风力发电机进行研究。

异步风力发电机一般不加变流设备，直接通过变压器接入电网。在运行中需要从电网吸收一定的无功。其简化数学模型为：

$Q=\frac{r_2+x_k(x_k+x_m)s^2}{r_2{x}_{m}s}\mathrm{Pe}---\left(1\right)$

$\mathrm{Pe}=-\frac{U^2{r}_2/s}{{(r_2/s)}^2+{x_k}^2}---\left(2\right)$

则: $s=-\frac{U^2{r}_2-\sqrt{U^4{r_2}^2-{{4p}_e}^2\×k^2{r_2}^2}}{2p_e\×k^2}---\left(3\right)$

其中U为异步发电机的机端电压；p_e为发电机电磁功率；Q为异步风机所需吸收无功功率；x_m为激磁电抗；r₂为机械负载等效电阻；x_k定子漏抗和转子漏抗之和；s为转差率。

双馈异步发电机由绕线转子异步发电机和在转子电路上带交流励磁变频器组成。发电机向电网输出的功率由两部分组成：即直接从定子输出的功率和通过变频器从转子输出的功率。双馈异步发电机的无功功率是发电机定子侧发出或吸收的无功功率与变流器在发电机转子侧发出或吸收的无功功率组成。调节转子外加电源电压的幅值和相角，可以改变定子侧发出或吸收的无功功率的大小。从而实现有功和无功的解耦控制。

双馈异步发电机组定子侧无功调节能力为：

$\left\{\begin{array}{c}{Q}_s\≥Q_{s\min }=-\frac{{{3U}_s}^2}{{2\mathrm{\ω}}_1{L}_s}-\sqrt{{\[\frac{{3L}_m}{{2L}_s}{U}_s{I}_{r\max }\]}^2-{\[\frac{P_{\mathrm{opt}}}{(1-s)}\]}^2}\\ Q_s\≤Q_{s\max }=-\frac{{{3U}_s}^2}{{2\mathrm{\ω}}_1{L}_s}+\sqrt{{\[\frac{{3L}_m}{{2L}_s}{U}_s{I}_{r\max }\]}^2-{\[\frac{P_{\mathrm{opt}}}{(1-s)}\]}^2}\end{array}\right.---\left(4\right)$

其中Q_s是定子所能发出的无功；Q_smex、Q_smin分别为定子侧的无功功率调节能力上下限；U_s为定子侧端电压；L_s为定子d、q轴等值绕组的自感；L_m为等值绕组的励磁电感；ω₁为同步旋转角速度；s为转子转差；I_rmax为转子侧变流器允许的电流最大值；P_opt为风力机的最佳捕获风能。

双馈异步发电机组转子侧无功调节能力为：

$\left\{\begin{array}{c}{Q}_{g\min }=-\sqrt{{S_g}^2-{\[\frac{{\mathrm{sP}}_{\mathrm{opt}}}{(1-s)}\]}^2}\\ Q_{g\max }=-\sqrt{{S_g}^2-{\[\frac{{\mathrm{sP}}_{\mathrm{opt}}}{(1-s)}\]}^2}\end{array}\right.---\left(5\right)$

其中Q_g是转子所能发出的无功；Q_gmax、Q_gmin分别为转子侧的无功功率调节能力上下限；S_g为网侧变流器的额定容量；s为转子转差；P_opt为风力机的最佳捕获风能。

双馈异步风力发电机的无功调节范围为：

$\left\{\begin{array}{c}{Q}_{\min }=Q_{s\min }+Q_{g\min }\\ Q_{\max }=Q_{s\max }+Q_{g\max }\end{array}\right.---\left(6\right)$

Q_max、Q_min分别为双馈异步风力发电机无功功率调节能力上下限；Q_smax、Q_smin分别为定子侧的无功功率调节能力上下限；Q_gmax、Q_gmin分别为转子侧的无功功率调节能力上下限。

异步发电机运行时需从电网中吸收无功，这会增加无功在电网中的流动，进而对系统损耗、电压都产生不良影响。为满足电网对风电场功率因数的要求，目前常采用在异步发电机机端无功补偿设备的方法，根据有功功率运行点分组投切，从而使得风力发电机和风电场功率因数均符合要求。而风电场中的双馈式异步风力发电机组由于可以进行有功无功解耦控制，则不需要单独为其装设无功补偿设备。风电场接线如图2所示。

晶闸管投切电容器（TSC）是一种并联型晶闸管投切电容器，通过控制晶闸管阀为全导通或零导通，它的有效电抗是阶梯型变化的。其中两个反并联晶闸管只是起降电容器并入电网或从电网断开的作用，而串联的小电感只是用来一直电容器投入电网时可能造成的冲击电流。实际工程中，一般将电容器分成几组，每组由晶闸管投切。TSC实际上就是断续可调的吸收容性无功功率的动态无功补偿器。

晶闸管投切电抗器（TSR），TSR是晶闸管控制电抗器（TCR）的一个特例，它没有使用变触发角控制，而只工作在两种状态：全导通或者全关断。如果晶闸管刚刚在电压峰值时被触发，TCR中就会流过最大的感性电流。如果没有触发脉冲加到晶闸管上，TSR会保持在关断状态，电流无法流通。TSR能保证为系统提供非常快速的额定感性无功功率。当需要一个大容量的可控无功功率Q时，一部分通常由容量较小的TSR来承担，剩余的部分由容量为Q/2的TCR提供。这种方法与采用单个容量为Q的TCR相比，大大减小了损耗和谐波含量。

静止无功发生器（SVG）的基本工作原理是将桥式变流电路直接并联或通过电抗器并联在电网上，适当调节桥式变流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，使该电路吸收或者发出满足需求的无功电流，从而实现动态无功补偿的目的。具有调节速度快、运行范围宽、调节范围广、元件容量小、谐波含量小等优点。

本发明利用TSC、TSR和SVG三种无功补偿装置并联，兼顾快速性和过载能力。通过AVC对地区电网分层分区空间解耦的基础上，构建不同的AVC控制模式，各控制模式按响应周期在时间上解耦。通过AVC对风电场内TSC、TSR以及SVG综合无功补偿设备的协调，实现风机的低电压穿越并且在低电压穿越之后与电网中的无功设备一同为系统恢复电压稳定性提供无功功率。

本发明是一种基于无功储备，在风机低电压穿越中结合AVC控制的综合协调控制策略，包括以下方面：

1)一体化设计

AVC作为能量管理系统（EMS）的一个重要应用，从PAS网络建模获取控制模型，从SCADA系统获取实时数据，进行在线分析计算，对电网各厂站无功设备进行集中监视、统一管理和在线控制，实现全网电压优化的闭环控制。

并联的TSC、TSR和SVG综合无功补偿设备，在每一种补偿设备中均装设控制系统，用于该设备的开断控制以及工作方式控制。单独的控制系统连接着综合无功补偿设备的控制系统，通过AVC的模式优先级和响应周期考虑控制动作次序问题，避免控制过调或振荡。

2)安全策略

区域电网信息与风场数据无缝衔接，便于考虑足够有效的安全策略；网络建模及参数验证自动完成，共享EMS人机界面；减少控制命令传输环节，保证可靠性和流畅性；考虑被控设备当前状态（例如检修）、安全运行条件、动作次数和使用寿命；对电网故障、保护动作能准确判断，即使提供有效的无功缺额数据。

3）经济性与实用性

充分考虑严重故障和普通故障时的无功缺额，兼顾快速补偿和过载能力。利用TSC、TSR损耗小、谐波含量少的特点，以及SVG快速补偿，调节范围广的优势，提高无功补偿设备对风机低压穿越过程中的支撑作用，进而对电网中的无功缺额进行快速动态补偿，提高电力系统静态和动态稳定性，实现经济性与实用性的并重。

适用于大型风场的具有无功储备的补偿设备在低电压穿越中的控制方法，步骤如下：

步骤一：

参照图1，AVC主要基于区域电压控制、就地电压控制和区域无功控制三种控制模式，其不同模式的响应周期控制目标如下：

1）区域电压控制：数十秒，控制区域枢纽厂站无功设备，校正或优化区域群体电压水平；

2）就低电压控制：数十秒，主要由各厂站就地控制无功设备，快速响应就地电压变化；

3）区域无功控制：5-15分钟，全面协调控制，使线路无功最小、网损最低。

AVC根据电压无功空间分布选择控制模式，优先级是：区域电压控制>就地电压控制>区域无功控制。电压越限时自动选取区域/就地电压控制，保证电压合格；全网电压合格后则考虑经济运行，采用区域无功控制。

当电网中发生短路故障导致电压骤降，风电场的风机进入低电压穿越过程后，首先由AVC启动区域/就地电压控制，调整电网中的无功补偿设备、风场动态无功补偿设备（如本例中的SVG）以及风机自身的无功输出水平，在地区电网层面实施无功控制策略。

步骤二：

确定风电场中各种无功补偿设备的补偿容量。根据无功补偿设备装设地点与作用的不同，确定无功补偿容量的方法也不同。确定方法如下：

与异步风力发电机组并联的无功补偿设备容量根据所连的异步风力发电机组参数确定。带无功补偿设备的风力发电机的功率因数为:

式中：P为风力发电机输出的有功功率；Q为风力发电机吸收的无功功率；Q_c为无功补偿设备的无功功率；为无功补偿后发电机功率因数。为使发电机的功率因数由提高到无功补偿设备输出的无功补偿容量为：

Q_c为无功补偿设备的无功功率；P_e为风力发电机输出的有功功率；为加入无功补偿前发电机功率因数；为加入无功补偿后发电机功率因数。

一般要求风力发电机的额定功率因数大于0.98，由此可得风电场需要安装的无功补偿设备的最大补偿容量。具体步骤如下：

（1）令式（8）中P等于风力发电机组的额定输出功率P_N，为未加无功补偿设备时发电机在额定功率下的功率因数，为投入无功补偿设备后风电场的功率因数；

（2）将上述数据代入式（8）即可计算出风力发电机组需要的最大无功补偿容量Q_max。

由于机端无功补偿设备的补偿，使得风力发电机的功率因数均已达到要求，而由于箱变和风电场内部线路损耗等原因，整个风电场出口处的功率因数可能达不到要求，所以需要在汇流站内安装一定容量的无功补偿设备，其容量可根据风电场内部的无功损耗确定。

综合无功补偿设备能够补偿风电场满发时汇集线路、主变压器和风机所接箱变的无功损耗及风电场送出线路的一半无功损耗之和。此外，由于双馈异步风电机组极端没有装设独立的无功补偿设备，综合无功补偿设备应该能够补偿双馈异步风力发电机的无功需求，一般按其双馈机组总装机容量的30%来配置。因此综合无功补偿设备的容量Q_total可按下式进行设定：

$Q_{\mathrm{total}}=Q_{\mathrm{loss}}+Q_T+{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^n{Q}_{\mathrm{ti}}+Q_{\mathrm{Lloss}}+Q_w---\left(9\right)$

Q_total为综合无功补偿设备的容量；Q_loss为风电场满发时汇集线路无功损耗；Q_T为风电场满发时主变压器无功损耗；Q_ti为风电场满发时风机所接箱变无功损耗；n为风机所接箱变的台数；Q_Lloss为风电场满发时风电场送出线路的一半无功损耗；Q_w为双馈机组总装机容量的30%来配置的无功补偿容量。

步骤三：

参照图3，在风机进入低电压穿越过程后，SVG在5-10ms内快速响应，以三相大功率电压逆变器为核心，输出电压通过连接电抗器接入系统，与系统侧电压保持同频、同相，通过调节其输出电压幅值与系统电压幅值的关系来确定输出功率的性质与容量，当其幅值大于系统侧电压幅值时输出容性无功，小于时输出感性无功。

AVC通过控制电路实现SVG的快速投入后，SVG采用不同的控制策略分别实现无功补偿和谐波治理两种工作状态。对于快速暂态过程，有着重要的响应速度优势。

系统发生严重故障导致无功缺额过大的情况通常概率较低，但是一旦发生缺额过大，风场动态无功补偿设备没有在低电压穿越过程中起到支撑作用导致风场与电网断开，引起功率波动乃至系统失稳，其带来的安全隐患和经济损失将难以估计。基于电网的安全稳定运行考虑，设置多台SVG作为动态无功补偿装置将大大增加电网运行成本，从经济运行上考虑是不必要的。

步骤四：

在此处，考虑将TSC、TSR与SVG并联运行。如图4所示。

工程实践中，TSC通常分成几组，每组根据需要分步投切，由AVC通过控制电路控制投切方式。应当注意的是，电容器投切的时刻的选择非常重要。如果电容器两端承受的电压发生突变，则会产生很大的冲击电流，该电流过大则极易毁坏与电容器串联的晶闸管。因此，对于TSC投入电容的时刻，也就是晶闸管导通的时刻，必须是电源电压与电容器预先充电电压相等的时刻。一般来说，希望电容器预先充电电压为电源电压峰值，而且将晶闸管的触发相位也固定在电源电压的峰值点。

通过AVC统一控制的TSC控制电路寻找恰当时刻投入并不困难，这也是接入AVC控制的优势所在。TSC虽然不能连续调节无功功率，但具有运行时不产生谐波而且损耗较小的优点。

对于TSR，通常只提供较大无功缺额的一小部分，考虑到其工作状态分为全通或全断，其电抗器中的稳态电流为纯正弦，能提供固定的感性阻抗，当接入系统时，其中的感性电流与接入点母线电压成正比。所以能保证为系统提供较快速的额定感性无功功率。可以利用TSR这一特点来承担因电压骤降产生的较大无功缺额。

TSC、TSR在系统处于稳定运行状态时处于备用状态，由AVC通过控制电路统一控制，当风电机进入低电压穿越过程后，SVG在5ms的时间常数内投入运行，在20-40ms的响应时间内TSC与TSR投入运行。

在AVC中，电网被划分成若干解耦的控制区域，整个控制系统分为三个层次：一级电压控制，二级电压控制，三级电压控制。

一级电压控制为本地控制，控制时间常数一般为秒钟级，控制设备通过保持输出变量尽可能的接近设定值来补偿电压快速和随机的变化。

二级电压控制的时间常数为分钟级，按照预定的控制规律改变一级电压控制器的设定参考值。二级电压控制是一种区域控制，只用到本区域内的信息。

三级电压控制是最高层，以全系统的经济运行为优化目标，并考虑稳定性指标。在三级电压控制中要充分考虑到协调的因素，利用了整个系统的信息进行优化计算，时间常数一般在几十分钟到小时级。

步骤五：

如图4。当系统进入三级电压控制后，以全系统的经济运行为目标，此时作为备用的TSC、TSR装置可以为电网迅速实现电压恢复提供无功功率。

与SVG并联且平时作为备用的TSC、TSR装置在低电压穿越中能够对风机起到支撑作用，当系统重新进入稳定运行状态后，由AVC统一控制切除TSC、TSR装置，降低运行成本。

本发明可以适用于各种需要兼顾无功储备和响应速度的故障情况，包括而不局限于风电场内部对风机低电压穿越的支撑作用，以及局部电网电压的快速回复过程。

电网发生故障时，由于风电机组转子侧电流增大，对电力电子装置产生冲击，主要受自身转速的限制，风力发电机组自身保护启动，自动退出电网。风电容量大时，电网出现有功缺额，这将对电网的稳定性产生影响。

异步风力发电机组在并网运行时，需要从电网吸收大量的无功功率，相当于一个正的无功负荷，减少了负荷特性的功率极限，若系统无功储备不足，风电无功的波动可能造成电压降低或崩溃。一般异步风力发电机组端口都并有无功补偿装置，改善了其并网点无功特性，增加了系统的静态电压稳定性。双馈风力发电机组基本不吸收无功，对电网静态电压稳定性影响较小。因而，风电对电网静态电压稳定的影响应根据电网无功储备，风电的控制和端口特性等具体分析。

网架不变条件下，风电容量增大，参考点附近处电压下降，建议随着装机容量的增大，在参考点加装综合无功补偿装置（SVC，TSC，TSR）或让风机增发一定无功（功率因素不为1），补偿附近线路的功率。

为实现风力发电机接入并网点功率因数可控，本发明对大型风电场中风力发电机组的控制策略进行了改进。将有功和无功解耦控制点选在风电场接入系统线路末端，则本模型（图3）可根据接入系统线路需要，通过AVC协调控制自动补偿其无功，实现线路末端功率因数为1的要求。

本发明提出的并联综合无功补偿设备物理概念明确，思路清晰，在保证安全性的前提下，兼顾经济性和实用性，实现了对在低电压穿越过程中对风机的支撑作用。

以上所述，仅为本发明的普通情况的具体实施方式，本发明保护范围不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (5)

1.一种大型风场无功补偿设备在低电压穿越中的控制方法，其特征是，包括以下步骤：

第一步：通过自动电压控制系统协调控制，对电网中电压、电流、功率和频率信息采样，检测故障点；在风机低电压穿越开始时，迅速投入静止无功发生器提供无功功率；

第二步：根据无功补偿设备装设地点与作用的不同，确定风电场中各种无功补偿设备的补偿容量，确定方法如下：

与异步风力发电机组并联的无功补偿设备容量根据所连的异步风力发电机组参数确定；带无功补偿设备的风力发电机的功率因数为:

式中：P为风力发电机输出的有功功率；Q为风力发电机吸收的无功功率；Q_c为无功补偿设备的无功功率；为无功补偿后发电机功率因数；

为使发电机的功率因数由提高到无功补偿设备输出的无功补偿容量为：

Q_c为无功补偿设备的无功功率；P_e为风力发电机输出的有功功率；为加入无功补偿前发电机功率因数；为加入无功补偿后发电机功率因数；

要求风力发电机的额定功率因数大于0.98，由此可得风电场需要安装的无功补偿设备的最大补偿容量；具体步骤如下：

(1)令式(8)中P_e等于风力发电机组的额定输出功率P_N，为未加无功补偿设备时发电机在额定功率下的功率因数，为投入无功补偿设备后风电场的功率因数；

(2)将上述数据代入式(8)即可计算出风力发电机组需要的最大无功补偿容量Q_max；

由于机端无功补偿设备的补偿，使得风力发电机的功率因数均已达到要求，而由于箱变和风电场内部线路损耗原因，整个风电场出口处的功率因数达不到要求，所以需要在汇流站内安装的无功补偿设备；

综合无功补偿设备能够补偿风电场满发时汇集线路、主变压器和风机所接箱变的无功损耗及风电场送出线路的一半无功损耗之和；此外，由于双馈异步风电机组极端没有装设独立的无功补偿设备，综合无功补偿设备应该能够补偿双馈异步风力发电机的无功需求，按其双馈机组总装机容量的30％来配置；因此综合无功补偿设备的容量Q_total按下式设定：

$Q_{\mathrm{total}}=Q_{\mathrm{loss}}+Q_T+{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^n{Q}_{\mathrm{ti}}+Q_{\mathrm{Lloss}}+Q_w---\left(9\right)$

Q_total为综合无功补偿设备的容量；Q_loss为风电场满发时汇集线路无功损耗；Q_T为风电场满发时主变压器无功损耗；Q_ti为风电场满发时风机所接箱变无功损耗；n为风机所接箱变的台数；Q_Lloss为风电场满发时风电场送出线路的一半无功损耗；Q_w为双馈机组总装机容量的30％来配置的无功补偿容量；

第三步：静止无功发生器采用无功补偿优先或谐波治理优先的工作方式分别实现无功补偿和谐波治理两种工作状态；

第四步：自动电压控制系统在电源电压与电容器预先充电电压相等的时刻，投入晶闸管投切电容器，电容器预先充电电压为电源电压峰值，而且将晶闸管的触发相位也固定在电源电压的峰值点；

第五步：自动电压控制系统根据无功缺额信息，投入晶闸管投切电抗器；接入系统时，晶闸管投切电抗器中的感性电流与接入点母线电压成正比；能保证为系统提供较快速的额定感性无功功率；利用晶闸管投切电抗器这一特点来承担因电压骤降产生的较大无功缺额；

第四步与第五步为并列关系。

2.如权利要求1所述的方法，其特征是，所述第一步中，自动电压控制系统基于区域电压控制、就地电压控制和区域无功控制三种控制模式，其不同模式的响应周期控制目标如下：

1)区域电压控制：数十秒，控制区域枢纽厂站无功设备，校正或优化区域群体电压水平；

2)就地电压控制：数十秒，主要由各厂站就地控制无功设备，快速响应就地电压变化；

3)区域无功控制：5-15分钟，全面协调控制，使线路无功最小，网损最低；

自动电压控制系统根据电压无功空间分布选择控制模式，优先级是：区域电压控制>就地电压控制>区域无功控制；电压越限时自动选取区域/就地电压控制，保证电压合格；全网电压合格后则考虑经济运行，采用区域无功控制；

当电网中发生短路故障导致电压骤降，风电场的风机进入低电压穿越过程后，首先由自动电压控制系统启动区域/就地电压控制，调整电网中的无功补偿设备、风场动态无功补偿设备以及风机自身的无功输出水平，在地区电网层面实施无功控制策略。

3.如权利要求1所述的方法，其特征是，所述第三步中，在风机进入低电压穿越过程后，静止无功发生器在5-10ms内快速响应，以三相大功率电压逆变器为核心，输出电压通过连接电抗器接入系统，与系统侧电压保持同频、同相，通过调节其输出电压幅值与系统电压幅值的关系来确定输出功率的性质与容量，当其幅值大于系统侧电压幅值时输出容性无功，小于时输出感性无功；

自动电压控制系统通过控制电路实现静止无功发生器的快速投入后，静止无功发生器采用不同的控制策略分别实现无功补偿和谐波治理两种工作状态；对于快速暂态过程，有着重要的响应速度优势；

系统发生严重故障导致无功缺额过大的情况通常概率较低，但是一旦发生缺额过大，风场动态无功补偿设备没有在低电压穿越过程中起到支撑作用导致风场与电网断开，引起功率波动乃至系统失稳，其带来的安全隐患和经济损失将难以估计；基于电网的安全稳定运行考虑，设置多台静止无功发生器作为动态无功补偿装置将大大增加电网运行成本，从经济运行上考虑是不必要的。

4.如权利要求1所述的方法，其特征是，所述第四步中，将晶闸管投切电容器、晶闸管投切电抗器与静止无功发生器并联运行；

晶闸管投切电容器分成几组，每组根据需要分步投切，由自动电压控制通过控制电路控制投切方式；对于晶闸管投切电容器投入电容的时刻，也就是晶闸管导通的时刻，必须是电源电压与电容器预先充电电压相等的时刻；

晶闸管投切电容器、晶闸管投切电抗器在系统处于稳定运行状态时处于备用状态，由自动电压控制通过控制电路统一控制，当风电机进入低电压穿越过程后，静止无功发生器在5ms的时间常数内投入运行，在20-40ms的响应时间内晶闸管投切电容器与晶闸管投切电抗器投入运行；

在自动电压控制中，电网被划分成若干解耦的控制区域，整个控制系统分为三个层次：一级电压控制，二级电压控制，三级电压控制；

一级电压控制为本地控制，控制时间常数为秒钟级，控制设备通过保持输出变量的接近设定值来补偿电压快速和随机的变化；

二级电压控制的时间常数为1分钟到5分钟，按照预定的控制规律改变一级电压控制器的设定参考值；二级电压控制是一种区域控制，只用到本区域内的信息；

三级电压控制是最高层，以全系统的经济运行为优化目标，并考虑稳定性指标；在三级电压控制中要充分考虑到协调的因素，利用了整个系统的信息进行优化计算，时间常数在15分钟到1小时。

5.如权利要求4所述的方法，其特征是，所述第五步中，当系统进入三级电压控制后，以全系统的经济运行为目标，此时作为备用的晶闸管投切电容器和晶闸管投切电抗器为电网迅速实现电压恢复提供无功功率；

与静止无功发生器并联且平时作为备用的晶闸管投切电容器和晶闸管投切电抗器在低电压穿越中能够对风机起到支撑作用，当系统重新进入稳定运行状态后，由自动电压控制统一控制切除晶闸管投切电容器、晶闸管投切电抗器，降低运行成本。