風電匯集地區電壓不平衡特性分析及抑制策略

劉 輝，陳 璨，巨云濤，吳林林

（1. 國網冀北電力有限公司電力科學研究院（華北電力科學研究院有限責任公司），北京市 100045；2. 風光儲并網運行技術國家電網公司重點實驗室，北京市 100045；3. 中國農業大學信息與電氣工程學院，北京市 100083）

0 引言

傳統電力系統三相不平衡通常由線路不平衡參數、單相負荷接入或者三相不對稱負載引起［1-5］。目前，風電匯集地區在正常運行工況下也經常發生不平衡現象，嚴重時會造成風機定、轉子繞組以及變流器發熱和增損，甚至觸發風電機組不平衡保護，造成風機脫網，威脅到電網的安全穩定運行。

為保障風電匯集系統的安全穩定運行，亟須明確三相不平衡現象的關鍵特征及作用機理。目前，已有相關文獻針對風電匯集系統中局部區域發生三相不平衡的原因展開分析。文獻［6］闡明了風電場內單相負荷接入是該場站三相不平衡的主要原因；文獻［7］指出箱變高壓側開關絕緣損壞以及風電機組定子繞組阻抗不均衡造成了風電機組出口三相不平衡；文獻［8］對風電場送出線路不換位及變壓器連接組別對三相不平衡的影響開展分析。然而，上述文獻中三相不平衡現象均只存在于單個風電機組或者風電場，不具有全局性和普遍性，故采用案例分析法開展研究。目前，針對電網電壓不對稱跌落后風電場故障特征已有較多研究。文獻［9］分析了電網不對稱故障時雙饋風電機組直流母線電壓波動機理，文獻［10］針對含雙饋風機的擴展單機無窮大系統，分析不對稱故障下雙饋風機接入對系統暫態功角穩定性的影響。文獻［11］綜合考慮電壓源型變流器在不對稱故障時可能面臨的直流母線過壓、過流、有功功率二倍頻波動等問題，分析變流器的安全運行區域。文獻［12］針對電網電壓不對稱暫降下雙饋感應發電機直流側卸荷Chopper 電路的投入，分析了其動作后雙饋感應發電機的轉子三相不對稱電流特征。文獻［13］研究了雙饋型風電場利用并聯故障限流器度過非對稱故障電壓跌落。以上文獻均針對不對稱電壓跌落的風電故障行為及運行特性開展研究，對于電網在穩態運行工況下的電壓不平衡機理分析及綜合治理研究較少。

在中性點直接接地的電力網中，長度超過100 km 的送電線路均應換位［14］。目前，風電場100 km 以內的220 kV 送出線路普遍采用全線不換位的架設方式，在某些運行方式下出現了風電場并網點及匯集站三相電壓明顯不平衡，負序電壓不平衡度超標的情況。

風電場需耐受短時4%、長時2%電壓不平衡度不脫網［15］。目前，針對不平衡電網工況下風電機組優化控制策略已有較多研究，文獻［16-23］提出了以消除風電機組負序電流、轉矩波動或者功率波動為主要目標的風電機組優化控制策略。針對電壓不平衡抑制方面，文獻［24-25］提出利用靜止無功發生器（static var generator，SVG）補償電網電壓不平衡的控制策略，文獻［26］提出利用單臺SVG 綜合抑制電網多節點電壓不平衡的綜合補償策略。以上方法均是利用靜止無功補償器（static var compensator，SVC）或SVG 的局部補償能力，難以實現風電匯集地區電壓不平衡的全局有效抑制。

本文以華北某風電匯集地區為對象進行電壓不平衡機理分析及抑制策略研究。基于現場實測數據總結提取風電匯集地區電壓不平衡的關鍵特征，提出了風電匯集地區等效電路模型及電壓不平衡度的解析計算方法。最后，提出了風電匯集地區三相無功優化方法，并通過仿真分析驗證了電壓不平衡機理分析及抑制策略的有效性。

1 風電匯集地區實際案例

1.1 風電匯集地區基本情況

本文案例系統為中國華北某風電匯集地區。截至2019 年底，該地區匯集了5 座風電場，裝機容量為898.5 MW。該地區具有“大規模風電集中開發，遠距離輸送”的特征，電網結構相對薄弱，無就地負荷，且缺乏常規電源支撐。該地區網架結構如圖1所示。

圖1 華北某風電匯集系統結構示意圖Fig.1 Schematic diagram of structure of a wind power integration system in North China

由于風電場送出線路及線路MN長度均小于100 km，故采用不換位的架設方式。該地區電氣詳細參數如附錄A 表A1 和表A2 所示。

1.2 基于實測數據的電壓不平衡特征分析

從2012 年至今，該地區多次出現電壓不平衡現象，其中M站線電壓幅值最大相差近10 kV，負序電壓不平衡度最大為2.4%，超過了電力系統公共連接點負序電壓不平衡度長時間不大于2%的要求。

不同風電出力水平下M站及其匯集風電場的電壓不平衡度如表1 所示。

從表1 可知，M站及其匯集風電場的電壓不平衡度均隨著風電出力增大而增加。當風電出力水平為68.5%時，M站及其匯集風電場負序電壓不平衡度超過了2%。

表1 不同風電出力水平下M 站及其匯集風電場電壓不平衡度Table 1 Voltage unbalance factors of substation M and its integrated wind farms with different wind power output levels

當風電出力水平為68.5%時，匯集站M和變電站N的電壓不平衡度分別為2.38%和0.22%。可知，當風電出力水平較高時，匯集站M存在較為嚴重的三相電壓不平衡現象，而變電站N三相電壓基本均衡。

基于實測數據分析可知，該風電匯集地區電壓不平衡現象的關鍵特征可以總結為兩方面：①匯集站M距離主網電氣距離較遠，隨著風電出力增大，電壓不平衡度隨之增加，最大超過了2%；②變電站N距離主網電氣距離較近，在風電出力較高時三相電壓基本均衡。

2 風電匯集地區電壓不平衡原因分析

2.1 電壓不平衡分析總體思路

基于實測數據分析結論，建立風電經不換位輸電線路送出的等效電路模型，分析風電出力大小對電壓不平衡度的影響機理。

值得指出的是，由于風電場主變壓器接線方式多為星形或三角形，故本文研究的電壓不平衡度特指負序電壓不平衡度。

2.2 等效電路模型

風電匯集地區存在結構參數不對稱，即線路三相阻抗參數不均衡，為了從機理層面闡明風電出力水平對電壓不平衡度的影響，將風電匯集地區等效為兩節點電路模型，如圖2 所示。圖中，節點M為風電匯集節點，節點N為外部電網等效節點，兩節點通過不對稱輸電線路相連。

圖2 風電場經不換位輸電線路送出的等效電路圖Fig.2 Equivalent circuit diagram of wind farms connecting to power system via untransposed transmission line

根據三相電路的歐姆定律，該等效電路中三相電壓和三相電流的關系可表示為：

線路MN的三序阻抗矩陣可表示為：

式中：z00、z11、z22為線路的零序、正序和負序阻抗；z01、z02、z12為序間耦合阻抗。

由于線路三相阻抗參數不均衡，經相序轉換后其正序、負序和零序阻抗參數之間產生了耦合，表征為z01≠0，z02≠0，z12≠0，z10≠0，z20≠0，z21≠0。

根據式（6），推導得到節點M的負序電壓表達式為：

根據實測數據分析可知，節點N的負序電壓不平衡度較小，故在進行分析時設U?N，2=0。當風電場主變壓器接線方式為星形/三角形時，可忽略節點M的零序電流，即I?0=0，則節點M的負序電壓表達式可進一步簡化為：

進一步地，節點M的負序電壓不平衡度可表征為：

2.3 電壓不平衡原因分析

經實測數據參數辨識得到圖1 中線路MN的三序阻抗矩陣Z012為：

從電壓不平衡度表達式（9）可知，節點M的負序電壓主要由兩部分組成：z21I?1為正序電流和線路阻抗正、負序耦合系數的乘積，定義為正序功率耦合項；z22I?2為負序電流和線路負序自阻抗的乘積，定義為負序功率耦合項。

由實測數據分析可知，風電出力較大時可忽略負序功率耦合項的影響。電壓不平衡度可簡化為：

上式可進一步表示為：

式中：P1為線路MN的正序有功功率。

基于式（12）可定性分析風電經不換位輸電線路送出場景下電壓不平衡的產生原因。因輸電線路參數不對稱造成了線路正序和負序阻抗之間存在耦合，當風電功率流過不對稱線路后產生負序電壓。隨著風電出力的增加，即流過不對稱輸電線路的功率增加，風電匯集地區電壓不平衡度也隨之增加。

值得指出的是，隨著風電出力增大，根據風電匯集地區PV曲線可知，匯集站電壓UM，1逐漸減小直到PV曲線拐點。故風電出力在接近PV曲線拐點時，由于正序電壓UM，1減小導致負序電壓不平衡度呈現非線性快速增加的趨勢。

3 電壓不平衡抑制策略

風電匯集地區電壓不平衡現象并非局限于單個風機或風電場，而是匯集站和風電場的共同表征。因此，為了從系統層面抑制電壓不平衡現象，本文提出了一種考慮風電機組運行特征的基于三相無功優化模型的風電匯集地區無功電壓控制策略。

風電場傳統的無功電壓控制（active voltage control，AVC）系統采用兩級架構，AVC 主站負責開展全局無功優化，以母線電壓合格、潮流不過載等為約束條件，求解全網網損最小的優化運行方式。

AVC 主站下發電壓目標值給風電場AVC 子站。風電場AVC 子站接收AVC 主站下發的電壓指令，根據當前實際電壓計算出所需的總無功值，并將計算后的指令分配至風電場的能量管理平臺。能量管理平臺接收到風電場AVC 子站分配的指令后，參考實時出力將計算指令分配給場內無功補償設備。

由于現有風電場AVC 系統采用“監控三相電壓，選控一相電壓”的方式，無法很好地適應電壓不平衡運行工況。本文在AVC 主站全局無功優化的基礎上，構建了三相無功優化模型。該模型將AVC主站全局無功優化得到的風電場電壓控制目標作為約束條件，通過優化風電匯集站SVC 分相可調節無功功率實現風電匯集區域負序電壓最小的目標。

本文所提的AVC 策略如圖3 所示。

圖3 基于三相無功優化的風電匯集地區無功電壓控制框架Fig.3 Reactive power and voltage control framework in areas with integration of wind power based on threephase reactive power optimization

三相無功優化模型以風電匯集站負序電壓最小為目標函數，可表示為：

約束條件如下。

1）三相潮流約束

3）風電機組負序阻抗約束

上述約束條件涉及雙饋風機和直驅風機的負序阻抗計算。風電機組在穩態運行工況下的序阻抗模型已在文獻［27-28］進行詳細闡釋，本文只引用其結論。

當不采用負序抑制策略時，雙饋風機的負序阻抗可表示為：

式中：s2為異步電機的負序轉差率；RDFIG，r、XDFIG，r和RDFIG，s、XDFIG，s分別為雙饋感應異步電機的轉子電阻、電抗和定子電阻、電抗；XDFIG，m為雙饋感應異步電機的激磁電抗；RDFIG，g和XDFIG，g分別為雙饋風機網側變流器側的濾波電阻和濾波電抗。負序轉差率可以表示為：

式中：ωs為雙饋感應異步電機的同步角速度；ωr為雙饋感應異步電機的轉子角速度。

當不采用負序抑制策略時，直驅風機的負序阻抗表示為：

式中：RPMSG，g和XPMSG，g分別為直驅風機并網的濾波電阻和濾波電抗。

4）SVC 三相穩態約束

本文的SVC 采用固定電容器（fixed capacitor，FC）并聯晶閘管控制電抗器（thyristor controlled reactor，TCR）的形式。其中，FC 支路采用星形連接，TCR 采用三角形連接，詳細的SVC 接線圖及三相穩態模型推導過程如附錄C 所示［29］。設SVC 分相投切電容值相同，通過各相TCR 晶閘管的不同觸發角實現分相無功功率的補償。

SVC 的三相穩態模型可以表征為：

此外，風電機組、無功補償設備和輸電線路均需滿足容量約束及電壓和電流運行約束。

該優化模型的決策變量是SVC 的分相補償電納值，通過分相補償電納計算出各相晶閘管的觸發角，從而實現TCR 的分相觸發。本文建立的優化模型是典型的非線性優化問題，可調用GAMS/Knitro軟件進行求解。

4 仿真效果分析

4.1 電壓不平衡機理仿真驗證

基于該風電匯集地區實際參數和拓撲搭建了仿真模型，分析風電出力從零逐漸增加到潮流不收斂過程中匯集站母線M的線電壓曲線，如圖4 所示。可見，仿真結果基本復現了線電壓的幅值大小規律，即ab 線電壓>ca 線電壓>bc 線電壓，且隨著功率增大線電壓降低的幅度也具有較高的吻合度。實測風電出力為302.8、443.6、532.8、615.5 MW 時，仿真和實測線電壓基本一致。

圖4 匯集站M 仿真和實測線電壓比較Fig.4 Comparison of simulated and measured line voltage at integrated substation M

不同風電出力下，匯集站M負序電壓不平衡度仿真和實測對比如圖5 所示。

圖5 匯集站M 仿真和實測電壓不平衡度比較Fig.5 Comparison of simulated and measured voltage unbalance factors at integrated substation M

可以看出，仿真結果基本復現了電壓不平衡度的變化規律，隨著風電出力增加，電壓不平衡度基本呈線性增加，但在接近PV曲線拐點處，電壓不平衡度進入快速增大區域。實測風電出力為302.8、443.6、532.8、615.5 MW 時，仿真和實測電壓不平衡度基本一致。

4.2 電壓不平衡抑制策略仿真驗證

匯集站M安裝了8 組低壓電容器和4 組低壓電抗器，單臺容量均為12 Mvar。為了驗證電壓不平衡抑制策略的有效性，在匯集站M增設了1 臺可分相調節的SVC 裝置。通過三相無功優化模型的求解，得到不同風速下SVC 分相調節無功功率，如表2所示。

表2 不同風速下SVC 分相調節無功功率Table 2 Phase adjustment to reactive power of SVC with different wind speeds

在不同的風速水平下，通過調節SVC 裝置分相補償無功功率，可以實現該風電匯集地區電壓不平衡的抑制。經計算，SVC 三相無功功率調節范圍為感性79.8 Mvar 到容性45.48 Mvar。

優化前后匯集站M的電壓不平衡度如圖6 所示。可以看出，應用本文提出的抑制策略后，風電匯集地區電壓不平衡度在不同風速水平下均大幅降低。

圖6 優化前后匯集站M 電壓不平衡度對比Fig.6 Comparison of voltage unbalance factors before and after optimization at integrated substation M

5 結語

本文通過對風電匯集地區電壓不平衡機理及抑制策略的研究，得出以下結論。

1）風電匯集地區電壓不平衡的機理為：風電場經不平衡輸電線路送出時，由于線路參數不均衡導致其正序和負序阻抗之間存在耦合，風電功率與線路參數正序和負序阻抗耦合系數相互作用產生了負序電壓。在風電出力水平較高時，電壓不平衡主要是由于線路正、負序阻抗耦合系數與風電功率交互作用的結果，并與系數的靜態電壓穩定裕度相關。當潮流未接近PV曲線拐點時，隨風電功率增大電壓不平衡度幾乎呈線性增加；當潮流接近PV曲線拐點時，隨風電功率增大正序電壓快速降低，電壓不平衡度呈非線性快速增加。本文通過理論分析和仿真分析闡明了系統靜態電壓穩定裕度和電壓不平衡的關系，對于風電場運行方式調整具有指導意義。

2）AVC 主站采用三相無功優化算法，以風電匯集站負序電壓最小為目標函數，在風電匯集站加裝具備分相調節能力的動態無功補償裝置，可實現對風電匯集地區電壓不平衡的全局抑制。

本文主要針對電網穩態運行工況下，輸電線路三相阻抗參數不平衡與風電功率交互耦合作用下造成的電壓不平衡問題展開研究。對于負荷不均衡及風電機組控制策略綜合作用下的不平衡分析將是下一步的研究重點。

附錄見本刊網絡版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網絡全文。