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摘要：建设大型风电基地，远距离集中送出是中国风电开发的主要模式之一。以汇入同一中枢节点的风电场群为分区，采用整体协调大规模建设风电地区无功电压的控制策略是中国特有风电开发模式的必然需求。
关键词：风电无功电压稳定
引言
较之于常规发电机，风电机组内部机理存在很大不同，风电功率具有随机性和间歇性，因此大规模风电接入将给电力系统稳态、暂态及静态稳定性带来很多问题。
风电功率的这些特性将对系統电压带来比负荷变化更快速的波动，基于定时无功优化计算的自动电压控制系统（Automatic Voltage Control，AVC）将受到很大的影响以至于达不到其预期的降损和保证电压质量的效果。尤其是风电注入点易发生电压越限，并且这种影响随风电并网容量增加而显著增加，同时也对补偿装置配备情况以及补偿策略带来新问题。风电波动使得大规模风电机组的并网给系统电压带来母线电压越限、电网电压波动等一系列问题，且影响程度和距离有关，离风电场接入点越近，影响越明显。研究基于双馈感应电机的风电机组接入系统后对电网电压的影响，可知大规模风电场接入系统后风电场对无功功率的需求是导致电网电压稳定性降低的主要原因，要输送大量风电有功出力，风场必须提供足够的无功补偿，且风电波动将导致参与调节的设备过多和无功补偿设备动作频繁，影响控制设备的运行寿命、增加系统运行风险。
当风电输送线路发生故障或出现风速扰动时，电网暂态稳定性也必定发生相应变化。故障时，线路附近母线电压将迅速跌落，具备低电压穿越能力的机组机端电压降至低压保护整定值以下时，将发生脱网;出现风速扰动时，若系统动态无功补偿装置不足将导致电压波动幅度较大。电力系统对并网风力发电机在电网故障，特别是电网电压骤降故障下低压运行能力提出了更高要求，风电场与系统联络越弱，系统小扰动稳定性越差，而风电场内部风电机组连接方式也直接影响其小扰动稳定性，在接入风电地区电网发生三相短路的大扰动故障时，静止无功补偿器（Static VarCompensator，SVC）能够有效地帮助恒速风电机组在故障后恢复电压，提高输出的电磁功率。
当风电出力水平较大时，系统常规机组大部分将处于停机状态，这使得系统无法应对负荷快速增长，导致静态电压稳定储备能力较差。风电场接入后系统静态稳定裕度降低，弱稳定区域扩大，在风力发电机机端装设补偿装置可以有效地改善系统的静态稳定裕度。
目前，我国电网对风电场接入的技术管理规范都是针对单个风电场的并网点（PCC）的技术指标进行考核。在风电场发展初期，风电场数量不多，容量较小，且处于电网末端，其电压问题的影响往往局限在风电场 PCC自身，对网侧变电站的电压影响有限。随着风电的大规模开发，单机、单场的容量都剧增，而且往往沿着同一风带梯级建设若干风电场，集中接入电网，形成百万或者千万千瓦级别的风电场群。风电场群容量大，机组出力具有一定的空间耦合性，因此，其无功出力波动将急剧恶化局部地区的电压、无功状况。
因此，现有的以风电场为单位、各自独立调节的方式无法兼顾地区电网的调压需求，有必要将风电场及其汇集站作为一个整体进行电压管理，特别对于规模很大的风电，汇集站起到了地区电压支撑的作用，能协调风电场群无功输出，提高整个分区电网的电压水平。
1基于灵敏度法的大规模风电接入电网电压越限控制方案
大规模风电接入电网的一个主要特点是高压输电线路具有很高的充电功率，当大规模风电基地有功出力大幅度波动时，高压输电通道上的潮流和无功损耗也同步大幅度波动，造成输电通道上电压的大幅波动，严重影响电压质量，给电网带来不稳定因素。另外，由于目前的主流风电机组本身受无功调节方面的限制，风电场发出的无功功率有限，在风电场有功出力比例较多时不能提供相应的无功电压支撑，更是加剧了电网电压的波动幅度。
灵敏度是利用研究系统中某些物理量的微分关系，来取得因变量对自变量敏感度大小的方法。根据灵敏度大小，指导自变量的输入量，进而控制因变量的输出量，达到提高系统安全水平、提高系统安全稳定裕度或者经济性指标等其他目的。灵敏度法在电力系统许多领域中也得到广泛的应用。从时间角度可以将灵敏度算法划分为两类：静态灵敏度和轨迹灵敏度。
风电场接入点电压控制就是控制风电场接入点母线电压合格。通常情况下，风电场对风电机组进行无功调节时间需要 0.5s以上，而 SVC/SVG调节时间为 0.02～0.03s，后者调节时间短，响应速度快。因此，当风电场接入点母线电压超出控制范围时，首先调整动态无功补偿设备补偿无功，当无功补偿设备用尽，再调整风电机组无功出力。
通常情况下，大规模风电接入电网包含多个风电场及风电场群，各个风电场、场群以不同的电压等级逐级汇入电网，昀后通过昀高电压等级远距离输送到负荷中心，其网架结构简单清晰，易于分层分区控制。因此，针对大规模风电接入电网这一特点，电压控制采用三级电压优化控制模式，各级电压控制负责不同的区域。
大规模风电接入电网一级电压控制设在风电场接入点，控制对象为风电场接入点动态无功补偿装置和风电场，为本地控制;大规模风电接入电网二级电控制设在风电场群接入点，控制对象为风电场群接入点无功补偿装置及各风电场，为区域控制;大规模风电接入电网三级电压控制设在大规模风电控制中心，控制对象为整个电网。
2两层多时间尺度电压协调控制
通常情况下，风电场并网点的电压波动主要由风电出力的波动性引起，随着风电场集群化发展，由风电出力波动带来的电压波动将变得更加显著。大型风电场多建在偏远地区，电网薄弱，不能单纯依靠电网侧进行无功电压调节。
海上风电资源丰富，基于多方面因素考虑，采用风电场群大规模集中式接入电网是一个较为经济的方案。风电场群区域内一般缺少或没有同步发电机，调压任务主要落在风机和各种无功补偿及调压装置上。由于调压装置调节性能各异，合理协调各种调压装置称为关键。为此，需要设计计及多时间尺度无功控制设备的风电场电压协调控制方法，下面给出了两层多阶段风电场电压协调控制模型。第一层基于风电功率的预测结果，在预测时间尺度综合优化离散和连续设备，第二层分多阶段制定快速连续设备的控制策略。
针对风电场群不同时间常数无功控制设备之间的协调优化问题，提出采用两层多阶段的协调策略。其总体控制思路是，根据控制的时间尺度划分不同控制层面，第一层依据超短期风电功率的预测结果，综合优化较长时间尺度内慢速离散和快速连续无功设备的控制方式;第二层充分利用部分无功设备可以快速连续调节的特点，在慢速离散无功设备的动作间隔内进一步分阶段优化快速连续无功设备，以有效调节风速变化及其他扰动带来的电压波动。
3结论
本文提出的设置风电场群无功控制的思想，由控制中心兼顾各个风电场的无功电压需求，根据已有的无功配置制定相应的控制策略，协调各个风电场的无功调节设备动作。
参考文献
[1]陈惠粉，乔颖，鲁宗相，等.风电场群的无功电压协调控制策略[J].电力系统自动化，2010，34（16）：78～82.
[2]陈宁，朱凌志，王伟.改善接入地区电压稳定性的风电场无功控制策略[J].中国电机工程学报，2009，29（10）：102～108.
关键词：风电无功电压稳定
引言
较之于常规发电机，风电机组内部机理存在很大不同，风电功率具有随机性和间歇性，因此大规模风电接入将给电力系统稳态、暂态及静态稳定性带来很多问题。
风电功率的这些特性将对系統电压带来比负荷变化更快速的波动，基于定时无功优化计算的自动电压控制系统（Automatic Voltage Control，AVC）将受到很大的影响以至于达不到其预期的降损和保证电压质量的效果。尤其是风电注入点易发生电压越限，并且这种影响随风电并网容量增加而显著增加，同时也对补偿装置配备情况以及补偿策略带来新问题。风电波动使得大规模风电机组的并网给系统电压带来母线电压越限、电网电压波动等一系列问题，且影响程度和距离有关，离风电场接入点越近，影响越明显。研究基于双馈感应电机的风电机组接入系统后对电网电压的影响，可知大规模风电场接入系统后风电场对无功功率的需求是导致电网电压稳定性降低的主要原因，要输送大量风电有功出力，风场必须提供足够的无功补偿，且风电波动将导致参与调节的设备过多和无功补偿设备动作频繁，影响控制设备的运行寿命、增加系统运行风险。
当风电输送线路发生故障或出现风速扰动时，电网暂态稳定性也必定发生相应变化。故障时，线路附近母线电压将迅速跌落，具备低电压穿越能力的机组机端电压降至低压保护整定值以下时，将发生脱网;出现风速扰动时，若系统动态无功补偿装置不足将导致电压波动幅度较大。电力系统对并网风力发电机在电网故障，特别是电网电压骤降故障下低压运行能力提出了更高要求，风电场与系统联络越弱，系统小扰动稳定性越差，而风电场内部风电机组连接方式也直接影响其小扰动稳定性，在接入风电地区电网发生三相短路的大扰动故障时，静止无功补偿器（Static VarCompensator，SVC）能够有效地帮助恒速风电机组在故障后恢复电压，提高输出的电磁功率。
当风电出力水平较大时，系统常规机组大部分将处于停机状态，这使得系统无法应对负荷快速增长，导致静态电压稳定储备能力较差。风电场接入后系统静态稳定裕度降低，弱稳定区域扩大，在风力发电机机端装设补偿装置可以有效地改善系统的静态稳定裕度。
目前，我国电网对风电场接入的技术管理规范都是针对单个风电场的并网点（PCC）的技术指标进行考核。在风电场发展初期，风电场数量不多，容量较小，且处于电网末端，其电压问题的影响往往局限在风电场 PCC自身，对网侧变电站的电压影响有限。随着风电的大规模开发，单机、单场的容量都剧增，而且往往沿着同一风带梯级建设若干风电场，集中接入电网，形成百万或者千万千瓦级别的风电场群。风电场群容量大，机组出力具有一定的空间耦合性，因此，其无功出力波动将急剧恶化局部地区的电压、无功状况。
因此，现有的以风电场为单位、各自独立调节的方式无法兼顾地区电网的调压需求，有必要将风电场及其汇集站作为一个整体进行电压管理，特别对于规模很大的风电，汇集站起到了地区电压支撑的作用，能协调风电场群无功输出，提高整个分区电网的电压水平。
1基于灵敏度法的大规模风电接入电网电压越限控制方案
大规模风电接入电网的一个主要特点是高压输电线路具有很高的充电功率，当大规模风电基地有功出力大幅度波动时，高压输电通道上的潮流和无功损耗也同步大幅度波动，造成输电通道上电压的大幅波动，严重影响电压质量，给电网带来不稳定因素。另外，由于目前的主流风电机组本身受无功调节方面的限制，风电场发出的无功功率有限，在风电场有功出力比例较多时不能提供相应的无功电压支撑，更是加剧了电网电压的波动幅度。
灵敏度是利用研究系统中某些物理量的微分关系，来取得因变量对自变量敏感度大小的方法。根据灵敏度大小，指导自变量的输入量，进而控制因变量的输出量，达到提高系统安全水平、提高系统安全稳定裕度或者经济性指标等其他目的。灵敏度法在电力系统许多领域中也得到广泛的应用。从时间角度可以将灵敏度算法划分为两类：静态灵敏度和轨迹灵敏度。
风电场接入点电压控制就是控制风电场接入点母线电压合格。通常情况下，风电场对风电机组进行无功调节时间需要 0.5s以上，而 SVC/SVG调节时间为 0.02～0.03s，后者调节时间短，响应速度快。因此，当风电场接入点母线电压超出控制范围时，首先调整动态无功补偿设备补偿无功，当无功补偿设备用尽，再调整风电机组无功出力。
通常情况下，大规模风电接入电网包含多个风电场及风电场群，各个风电场、场群以不同的电压等级逐级汇入电网，昀后通过昀高电压等级远距离输送到负荷中心，其网架结构简单清晰，易于分层分区控制。因此，针对大规模风电接入电网这一特点，电压控制采用三级电压优化控制模式，各级电压控制负责不同的区域。
大规模风电接入电网一级电压控制设在风电场接入点，控制对象为风电场接入点动态无功补偿装置和风电场，为本地控制;大规模风电接入电网二级电控制设在风电场群接入点，控制对象为风电场群接入点无功补偿装置及各风电场，为区域控制;大规模风电接入电网三级电压控制设在大规模风电控制中心，控制对象为整个电网。
2两层多时间尺度电压协调控制
通常情况下，风电场并网点的电压波动主要由风电出力的波动性引起，随着风电场集群化发展，由风电出力波动带来的电压波动将变得更加显著。大型风电场多建在偏远地区，电网薄弱，不能单纯依靠电网侧进行无功电压调节。
海上风电资源丰富，基于多方面因素考虑，采用风电场群大规模集中式接入电网是一个较为经济的方案。风电场群区域内一般缺少或没有同步发电机，调压任务主要落在风机和各种无功补偿及调压装置上。由于调压装置调节性能各异，合理协调各种调压装置称为关键。为此，需要设计计及多时间尺度无功控制设备的风电场电压协调控制方法，下面给出了两层多阶段风电场电压协调控制模型。第一层基于风电功率的预测结果，在预测时间尺度综合优化离散和连续设备，第二层分多阶段制定快速连续设备的控制策略。
针对风电场群不同时间常数无功控制设备之间的协调优化问题，提出采用两层多阶段的协调策略。其总体控制思路是，根据控制的时间尺度划分不同控制层面，第一层依据超短期风电功率的预测结果，综合优化较长时间尺度内慢速离散和快速连续无功设备的控制方式;第二层充分利用部分无功设备可以快速连续调节的特点，在慢速离散无功设备的动作间隔内进一步分阶段优化快速连续无功设备，以有效调节风速变化及其他扰动带来的电压波动。
3结论
本文提出的设置风电场群无功控制的思想，由控制中心兼顾各个风电场的无功电压需求，根据已有的无功配置制定相应的控制策略，协调各个风电场的无功调节设备动作。
参考文献
[1]陈惠粉，乔颖，鲁宗相，等.风电场群的无功电压协调控制策略[J].电力系统自动化，2010，34（16）：78～82.
[2]陈宁，朱凌志，王伟.改善接入地区电压稳定性的风电场无功控制策略[J].中国电机工程学报，2009，29（10）：102～108.