王佳明，王智冬，李暉，杜波

(1.國網北京經濟技術研究院，北京市100052;2.四川電力設計咨詢有限責任公司，成都市610016)

預防大規(guī)模風機連鎖脫網事故的區(qū)域自動電壓控制協調控制策略

王佳明1，王智冬1，李暉1，杜波2

(1.國網北京經濟技術研究院，北京市100052;2.四川電力設計咨詢有限責任公司，成都市610016)

大規(guī)模風電機組連鎖脫網事故是當前國內風電迅速發(fā)展過程中出現的新問題之一。針對甘肅酒泉風電基地發(fā)生的風電機組連鎖脫網事故，分析其典型發(fā)展過程及時空尺度，找出導致事故發(fā)生的主要原因。在此基礎上，針對風電出力的波動性和固定無功補償投切引起的電壓階躍調整，提出區(qū)域自動電壓控制(automatic voltage control，AVC)協調控制模式及策略。以河西電網實際運行數據進行電網穩(wěn)態(tài)電壓分析以及采用酒泉“2-24”脫網事故重演與控制效果仿真驗證了該控制模式及策略的有效性和正確性。

風電機組;連鎖脫網;區(qū)域自動電壓控制(AVC);協調控制

0 引言

隨著國內外風力發(fā)電的大規(guī)模發(fā)展，風電滲透率快速增長，風電并網引發(fā)電網安全穩(wěn)定性問題日漸凸顯［1］。

2011年中國甘肅酒泉地區(qū)和河北張家口地區(qū)的多起風機脫網事故中，大量風電機組因暫態(tài)電壓問題發(fā)生連鎖跳閘脫網，造成有功功率出現較大差額，導致電網頻率明顯偏低。因此，研究防止大規(guī)模風電機組連鎖性脫網事故的區(qū)域自動電壓控制(automatic voltage control，AVC)協調控制策略已成為一個迫在眉睫的問題。

目前，針對大規(guī)模風電機組連鎖脫網事故，已有相關文獻進行了初步研究。文獻［2］研究了雙饋風電機組異常脫網過程及其無功需求，側重于討論脫網過程中風電機組的異步運行狀態(tài)及轉差無功特性。文獻［3］分析了雙饋風電機群近似滿載工況下連鎖脫網事件機理，側重于討論低壓脫網過程中風電機組自身時序切換和無功變化特征，但末結合實際電網特點進行風電機組連鎖脫網全過程機理分析。文獻［4］結合風電機組脫網實例，分析了風電機組脫網原因及對策，給出事故現象的直觀描述與事故根源的感性認識，但末進行相應的定量仿真計算和分析討論。文獻［5］應用靜止無功補償裝置(static var compensator，SVC)提高風電場接入電網的電壓穩(wěn)定性，但沒有提出無功補償裝置之間的協調控制策略，無法抵御風機脫網事故的發(fā)生。

中國風電呈現弱送端、集群接入、遠距離輸送的特點。風電場集群接入并網點的電網支撐及暫態(tài)調節(jié)能力較差，無功電壓問題突出，容易誘發(fā)嚴重的系統安全穩(wěn)定事故［6-7］。

本文針對大規(guī)模風電機組連鎖脫網事故，分析脫網事故典型發(fā)展過程，找出引起風機脫網及事故演化的主要因素，分析事故原因并提出區(qū)域AVC協調控制模式和控制策略，最后以甘肅電網實際運行數據和脫網事故數據驗證區(qū)域AVC協調控制模式及控制策略的可行性和正確性。

1 酒泉大規(guī)模風機脫網事故原因分析

1.1 酒泉風電基地概況

酒泉風電基地位于甘肅河西走廊西端，風能資源豐富。截止2011年底，酒泉風電裝機容量達到5 215.6 MW，分別經由750 kV敦煌變電站、330 kV瓜州變電站和330 kV玉門變電站匯入敦煌750 kV變電站―酒泉750 kV變電站―河西750 kV變電站―武勝750 kV變電站為主網架的“鏈式”雙回交流線輸電走廊外送主網。

1.2 大規(guī)模風機脫網事故過程

酒泉風電基地分別于2011年2月24日、4月3日、4月17日和4月25日接連發(fā)生4次大規(guī)模風電機組脫網事故，均由輕微故障演化發(fā)展為嚴重故障，具體過程如下。

1.2.1 初始故障階段

由事故報告可知，事故初始誘因源于風電場附近的電氣設備短路故障，前3次是由35 kV電纜頭絕緣擊穿，造成三相短路引起，第4次由330 kV嘉酒二線間隔高跨線門型架橫梁共3榀全部跌落導致嘉峪關變電站330 kV I母線短路停運引起。

1.2.2 風電機組低電壓切除階段

風電場附近發(fā)生短路故障后，近故障點的風電機端電壓會急劇下降，激發(fā)轉子電流增長，觸發(fā)Crowbar保護動作，其動作時間快于雙饋風電機組定子切除時間，造成風電機組短時異步運行，從系統吸收大量無功功率，致使電壓進一步下降，誘發(fā)更多風電機組切除脫網，這是第1階段大量風電機組脫網的主要原因。其次，由于部分風電機組不具備低電壓穿越能力以及風電場動態(tài)無功補償裝置控制策略整定不合理而無法及時響應，補充所需無功出力，也是導致事故瞬間風電機組脫網的重要原因。

1.2.3 風電機組高電壓切除階段

大量風電機組低電壓脫網后，送出線路有功功率減小，風電場母線電壓回升，而運行中的SVC和電容器不具備自投切功能會繼續(xù)掛網運行，保持事故前無功出力，造成大量無功功率過剩涌入電網，引起系統電壓升高。故障切除后主網電壓越限波及初始故障點附近的風電場，使部分風電機組因高電壓保護動作切除。這是第2階段大量風電機組脫網的主要原因。由此帶來電網無功功率過剩程度加劇造成更多風電機組連鎖脫網的惡性循環(huán)。

1.2.4 與主系統相互影響階段

甘肅酒泉“2-24”事故中，大量風電機組脫網造成系統頻率波動，最低頻率49.21 Hz，最高頻率50.41 Hz。在低電壓、高電壓脫網過程中安然無恙的部分風電機組因為高頻保護動作而發(fā)生脫網現象。因此，大規(guī)模風電機組連鎖脫網使主網產生較大的有功缺額，導致系統動態(tài)頻率擾動出現，造成更多風電機組因頻率保護切除脫網，進一步擴大事故影響范圍，威脅主網安全穩(wěn)定運行。

上述典型脫網事故過程如圖1所示。

1.3 大規(guī)模風機脫網事故原因分析

通過分析酒泉4次大規(guī)模風電機組脫網事故過程，可以發(fā)現以下幾個共性:(1)酒泉風電基地位于甘肅河西走廊末端，通過750 kV雙回線通道遠距離輸送至主網，是典型的弱送端;(2)事故發(fā)生前風電大發(fā)，各風電場外送線路負載較重;(3)大量風電機組不具備低電壓穿越能力，同時風電場動態(tài)無功補償裝置控制策略整定不合理，無法及時響應，是事故瞬間大量風電機組低電壓脫網的主要原因;(4)各風電場出力較大，因此在運SVC裝置均發(fā)出大量無功功率，部分SVC裝置電容器支路因不具備自動投切功能，這是導致高電壓切機的直接原因;(5)風電機組控制方式單一，無功調節(jié)參與度不高。

2 區(qū)域AVC協調控制策略

2.1 SVC模型

SVC是柔性交流輸電系統(flexible alternating current transmission systems，FACTS)中典型的并聯補償裝置，通過動態(tài)調節(jié)SVC，能夠實現從電網吸收或向電網輸送可連續(xù)調節(jié)的無功功率，以維持裝設點母線或控制母線的電壓恒定［8-9］。SVC由晶閘管投切并聯電容器(thyristor switched capacitor，TSC)和晶閘管控制并聯電抗器(thyristor controlled reactor，TCR)組成，TSC可以分組投入或切除，TCR可以通過晶閘管進行平滑控制。本文中用到的SVC模型結構及其控制部分框圖如圖2所示。

SVC一般通過風電場升壓變接入風電場并網點母線或接在風電場匯集站的低壓側。一方面，根據SVC容量的大小可以部分甚至完全提供風電場的無功需求，減少風電場送出線路上的無功流動，降低線路電壓損耗;另一方面，通過快速平滑調節(jié)SVC輸出的無功功率，抑制風電場有功功率變化帶來的電壓波動，減少固定電容器、電抗器的投退及由此帶來的電壓階躍變化。在鄰近風電場或電網側發(fā)生故障時，SVC能夠動態(tài)調整其輸出的無功功率，提高故障期間風電場并網點母線電壓，降低風機脫網事故發(fā)生的風險［10-12］。

2.2 區(qū)域AVC協調控制模式

酒泉地區(qū)的3個風電集群接入點中，瓜州片區(qū)風電功率匯入330 kV瓜州變電站后經330 kV瓜―敦線接入750 kV敦煌變電站，聯絡線距離僅為10 km，瓜州330 kV母線電壓受750 kV敦煌變電站330 kV側母線牽制，因此，酒泉區(qū)域AVC協調控制方案分為敦煌片區(qū)和玉門片區(qū)，采用二級電壓控制模式，如圖3所示。

一級電壓控制由系統子站執(zhí)行功能完成，二級電壓控制由系統主站完成。

(1)主站具有可靠的上、下行通道和實時采集及監(jiān)視本站和各子站母線電壓的功能，并自動由各變電站母線電壓的實際運行值與“省調”下發(fā)的電壓運行曲線或電壓允許范圍進行對比分析，將分析結果生成控制指令，并將控制指令下發(fā)至系統子站。子站根據主站的控制指令對本站所控無功補償裝置進行控制。

(2)子站根據“省調”下發(fā)的電壓運行曲線具有就地自動控制本站低壓并聯電抗器、低壓并聯電容器、SVC/SVG、變壓器分接頭等功能和按照所接風電場實時運行狀態(tài)控制風電場無功功率的功能。同時，接收系統主站的電壓控制指令，對本站無功補償設備進行自動控制。當子站母線電壓在控制過程中達到該站電壓曲線允許范圍上下限或子站無功設備補償容量達到極限時對主站控制指令實行閉鎖，并向主站反饋閉鎖信號。

2.3 區(qū)域AVC協調控制策略

酒泉地區(qū)風電場一部分通過110 kV電壓等級入網，一部分通過330 kV電壓等級入網。根據甘肅“省調”下發(fā)的電壓曲線，風電場升壓變110 kV母線的電壓運行范圍是110～121 kV，風電場升壓變330 kV母線的電壓運行范圍是351～361 kV。

一級/二級電壓控制策略如圖4所示，其中:

(1)電容器/電抗器每天投退次數限制和投退時間間隔按甘肅“省調”管理規(guī)定進行整定，電容器/電抗器投退達到上限時閉鎖該組電容器的投切指令，次日自動解除閉鎖;

(2)控制策略中的電壓控制參數可根據實際情況進行修改;

(3)一級電壓控制策略中的電壓控制參數整定須考慮與風電機組高、低電壓穿越以及高、低電壓保護協調配合;

(4)二級電壓控制策略中，主站無功補償容量用盡而電壓仍然過高時先向母線電壓最高的子站發(fā)出信號，直至該子站無功補償容量用盡或閉鎖，則向母線電壓次之的子站發(fā)出信號，以此類推。

3 算例分析

3.1 基于河西電網實際運行數據的系統穩(wěn)態(tài)電壓分析

算例基于河西電網2012年3月23日0時至3月25日12時的網架結構和實際運行數據，檢驗上述區(qū)域AVC協調控制模式及策略對抵御因風電出力變化引起的電壓波動的有效性。

瓜州330 kV變電站風電接入容量為448.5 MW，玉門330 kV變電站風電接入容量為1 207.8 MW，橋東風電場裝機容量為603 MW。玉門變電站330 kV母線、瓜州變電站330 kV母線和橋東風電場升壓變電站330 kV母線風電出力波動如圖5所示。

在電網的實際運行中，個別SVC并沒有投入，各場站的無功補償裝置未能實現協調控制，在風電波動期間，部分變電站母線出現嚴重的電壓越限。電容器、電抗器投退引起的電壓階躍變化也使得電壓調整時出現大的電壓跌落。

風電出力波動期間，玉門變電站330 kV母線、瓜州變電站330 kV母線和橋東風電場升壓變電站330 kV母線實際運行電壓曲線如圖6所示。

采用本文提出的控制模式及策略，玉門變電站330 kV母線、瓜州變電站330 kV母線和橋東風電場升壓變電站330 kV母線電壓均為標幺值1.063 6～1.093 9，即滿足根據甘肅“省調”下發(fā)的電壓曲線要求:330 kV母線的電壓運行范圍是351～361 kV，如圖7所示。

3.2 酒泉“2－24”脫網事故重演與控制效果仿真分析

事故前，橋西一場風電出力96 MW，因35B4饋線開關柜下側電纜頭發(fā)生C相擊穿導致三相短路故障，35B4開關過流I段保護動作，60 ms后開關跳閘，切除該饋線所帶12臺風機共18 MW出力。同時橋西變電站1B 35 kV側電壓跌落至23.45 kV，橋西一場其余57臺在運風機均因不具備低電壓穿越能力而脫網，損失出力78 MW。

事故期間，橋西風電場、橋東風電場、干東風電場和大梁風電場因機組不具備低電壓穿越能力而發(fā)生低電壓脫網，共損失出力481.7 MW。上述風電場升壓變電站母線故障前電壓及故障期間最低電壓如表1所示。

故障切除后，干東、橋西風電場330 kV變電站，SVC裝置電容器支路因不具備自動投切功能繼續(xù)掛網運行，造成大量無功功率過剩涌入330 kV電網，引起系統電壓升高，導致干東風電場、橋東風電場、北大橋東風電場及天潤柳園風電場機組發(fā)生高電壓脫網現象，共損失出力271.8 MW。酒泉地區(qū)主要變電站及風電場升壓站母線故障前電壓及故障切除后最高電壓情況如表2所示。

采用本文提出的控制模式及策略，模擬橋西一場短路引發(fā)的事故過程，取典型風電場匯集母線干東風電場35 kV母線和橋東風電場35 kV母線電壓變化情況如圖8所示。

由圖8可知，采取控制策略后，在橋西風電場35B4饋線三相短路故障發(fā)生后，非近故障點匯集站母線干東風電場35 kV母線和橋東風電場35 kV母線電壓在采取區(qū)域AVC控制策略后最低電壓高于0.8 pu或很快恢復至0.8 pu之上，在風電場切除之后也不會出現過電壓的現象，因此，不會導致過電壓風機脫網的現象發(fā)生。

4 結論

對于當前中國風電集群弱送端接入的現狀，大規(guī)模風機脫網事故是經常發(fā)生的新問題，本文針對酒泉風電基地脫網事故進行分析并提出了區(qū)域AVC控制模式和控制策略，得到如下結論:

(1)風電機組不具備低電壓穿越功能且無功調節(jié)參與度不高，風電場動態(tài)無功補償裝置控制策略整定不合理無法及時響應，部分SVC裝置電容器支路因不具備自動投切功能是造成大規(guī)模風電機組脫網事故的主要原因。

(2)酒泉區(qū)域敦煌片區(qū)和玉門片區(qū)的AVC協調控制模式和策略考慮了風電出力的波動性和固定電容器、電抗器投切時導致的電壓階躍。穩(wěn)態(tài)運行時，在電網各種運行工況下，電壓調整過程平滑，電壓控制結果滿足運行要求。

(3)在電網事故情況下，提出的AVC區(qū)域控制模式和策略能有效抑制高、低電壓作用，最大程度減少事故過程脫網的機組數量。

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(編輯:張小飛)

Regional AVC Coordinating Control Strategy for Large-Scale Cascading Trip-off Prevention of Wind Turbines

WANG Jiaming1，WANG Zhidong1，LI Hui1，DU Bo2
(1.State Power Economic Research Institute，Beijing 100052，China; 2.Sichuan Electric Power Design＆Consulting Co.，Ltd.，Chengdu 610016，China)

Large-scale cascading trip-off of wind turbine has become the new problem during the fast development of wind farm.Aiming at the cascading trip-off failures frequently occurring in Jiuquan wind farm，this paper analyzed the typical development process and time-spatial frame of the failures to find the main reason.Based on this，according to the fluctuation of wind power and the step changes of voltage caused by fixed reactive power compensation switching，the coordination control models and strategies of regional automatic voltage control(AVC)were proposed.Finally，the steadystate voltage analysis was carried out based on the real operation data of Hexi power grid，and the feasibility and effectiveness of the proposed models and strategies were verified through the control effect simulation of‘2-24’trip-off failure in Jiuquan.

wind turbines;cascading trip-off;regional AVC;coordination control

TM 614

A

1000－7229(2014)01－0078－06

10.3969/j.issn.1000－7229.2014.01.015［HT］

國家電網公司大電網重大專項資助項目課題(SGCCMPLG002-2012)。

2013-08-02

2013-08-28

王佳明(1985)，男，博士，從事電力系統規(guī)劃及新能源并網研究工作，E-mail:wangjiaming138@163.com;

王智冬(1981)，男，碩士，高級工程師，主要從事電力系統規(guī)劃設計與研究工作，E-mail:wangzhidong@chinasperi.sgcc.com.cn;

李暉(1981)，男，碩士，高級工程師，主要從事電網規(guī)劃方面的工作，E-mail:lihui@chinasperi.sgcc.com.cn;

杜波(1986)，男，碩士，主要從事電氣設計及智能變電站集成應用研究等方面的工作。