1、无功补偿设备对风电机组暂态特性的影响摘要：随着社会的发展与进步，重视无功补偿设备对风电机组暂态特性的影响对于现实生活具有重要的意义。本文主要介绍无功补偿设备对风电机组暂态特性的影响的有关内容。 关键词：无功补偿；设备；风电机组；特性； 中图分类号：G267 文献标识码：A 文章编号： 引言 目前，国内风电场中常用的无功补偿方式是在风力发电机出口安装并联电容器或在风电场母线集中安装并联电容器组。并联电容器补偿是通过电容器的投切实现的，因调节不平滑，呈阶梯形调节，在系统运行中无法实现最佳补偿状态。并且采用电容器分组投切方式时无功补偿效果受电容器组分组数和每组电容器容量的制约，响应慢。SVC 则可以
2、快速平滑的调节无功补偿功率的大小，提供动态的电压支撑，改善系统的运行性能。 一、风电场无功需求的特点 风力发电具有其特殊性，单台风机容量较小，数量众多，每台风机均由一台箱变升压至统一的 35kV 母线上，箱式变压器数量众多，无功损耗大；经 35kV/110kV 变压器升压送出，升压变压器无功损耗大；风电场处于负荷末端，与系统联系弱，长距离的输电线路传输导致一定的无功损耗。风速和风向具有随机变动的自然特性，不同安装地点的风速和风向具有明显的差异，同一个风电场内的风电机组，其出力的变动也是不同步随着风电场规模的增大，风电场接入系统引起的电能质量问题必将越来越严重，在某些情况下电能质量问题将成为制约
3、风电场装机容量的主要因素。 二、常见的风力发电无功补偿方法 目前,无功补偿市场上常见的主要分三代产品，第一代补偿技术是有载调压无功调节装置（通过改变固定电容器两端电压调节电容出力） ，第二代补偿技术是晶闸管控制电抗器 TCR 型 SVC（通过改变可控硅开放角调节等效基波电抗） ，第三代补偿技术是静止无功发生器 SVG（原理：直接电流控制，等效为一受控的电流源既可以发容性无功，又可以发感性无功） 等几种方法进行补偿。 2.1 调压式：利用有载调压变压器（自耦式）调节电容器两端的电压，实现容性无功功率的调节；是细化了的分组自动投切，不能实现连续无级调节；变压器受涌流冲击和谐波影响，可靠性下降。无法
4、实现滤波，甚至可能引起谐振的危险。 2.2 SVC 型动态无功补偿装置：TCR 型 SVC 型动态无功补偿装置原理：通过对可控硅导通时间进行控制，电流基波分量随控制角的增大而减小，控制角可在 090范围内变化。利用晶闸管控制电抗器(TCR)式的动态无功补偿装置(SVC)，是通过控制晶闸管的导通角和导通时间，以控制流过电抗器电流的大小和相位，实现感性无功的连续可调，从而实现容性无功的动态补偿。但该装置占地面积大；晶闸管发热量大，需要辅助冷却设备；自身产生的谐波量大，需要配备专用滤波设备。 三、SVC 原理 风电机组专用 svC 型电容柜，采用晶闸管控制的电容器组和磁控电抗器，即 TSC-MCR(
5、晶闸管投切电容器一磁阀控制电抗器)型 SVC。其中TSC 部分能够快速响应风力发电机在各种工况下无功需求的变化，通过晶闸管的控制投入容性无功，而 MCR 则可以通过对并联的电抗器的控制，实现对无功的快速、精准、平滑的无级调节，通过 TSC 和 MCR 的配合使其补偿精度达到 0.5 kvar. 比较流行的 SVC 结构如图 1，由一固定电容器和由双向晶闸管控制的可控电抗器组成，其在基频下的等效阻抗可由式(1)来确定 a 一晶闸管的触发角。 SVC 的等效电纳为: 其无功方程为: 可控电纳 Bsvc 用作控制变量。 图 1SVC 的模型 四、SVC 的伏安特性 图 2 SVC 的伏安特性 AB
6、为 SVC 伏安特性的可控区，在感性负载下，系统正常工作时的负载特性如直线 1，所示，二者的交点 L 为系统正常运行时的电压。在 SVC可控区 AB 上，L 点对应的晶闸管导通角为 1，因此 L 点也可以看成是导通角为 1 时 SVC 等效电抗伏安特性 OF 与系统负载线 h 的交点。当系统负载变化，造成系统负载线突然从 I1 上升至 I2，使电压升高至 K 点时，SVC 将调整晶闸管的导通角为 K，其等效电抗伏安特性为 OG，与负载线Iz 交于 M 点，此时 SVC 提供滞后无功电流 IL(在 SVC 伏安特性的第一象限)，在系统阻抗上产生电压降，抑制负载变化造成的电压波动，以保持供电电压不
7、远离正常值。同理，当系统负载变化使电压降低时，SVC 将提供的超前无功电流 Ic(在 SVC 伏安特性的第二象限)，抑制其造成的电压 波动。 五、算例分析 当系统遭受突然的大扰动时，svc 可提高风电机组暂态功角稳定性和系统输电能力。svc 对系统暂态稳定性的提高主要是通过 svc 对所连母线的电压控制来实现的，其原理可通过对无补偿的 SMIB 系统与中点装设SVC 补偿的 SMIB 系统的转子角曲线的对比来理解。 图 3 图 4 分别给出了无补偿系统与中点装设 SVC 的补偿系统，假设两个系统输送同样大的功率并在并在发机端遭受同样的故障且故障切除时间相同，则两个系统的转子角曲线如图所示。无补
8、偿和有补偿系统的初始运行点分别用转子角，和C1，来表示，这两个点是相应的转子角曲线与输入机械功率线 PM 的交点，机械功率线 PM 在两个图中是相同的。 图 3 无补偿系统 图 4SVC 补偿系统 当在发电机端发生三相接地短路故障时，尽管短路电流很大，但发电机的有功输出降低至零。由于输入的机械功率保持不变，因此发电机就开始加速直到故障被切除，此时转子角已分别到达2 和C2，而两个系统中，积累的加速能量分别为 A和 Ac1。当故障被切除之后，电磁功率大于机械功率，发电机开始减速。但由于转子中存储动能的作用，转子角继续增大直到3 和C3。只有当系统的减速能量(分别用 A1 和 Ac1表示)与加速能
9、量 A1 和 Ac1 相等时，转子角才开始减久 如果故障后的转子角摆幅(用3 和C3 表示)不超出最大极限max和Cmax，系统可以恢复稳定运行。如果超出了最大极限，转子将不会减速。转子角的摆幅离最大极限越远，系统的暂态稳定性越好。描述暂态稳定性的一个指标是可得到的减速能量，称为暂态稳定速度，分别用面积 Acmar-gin 和 Amargin，因此装设 SVC 后，系统暂态稳定性得到了极大的提高。 仿真计算在一个由 6 台风电机组构成的风电系统中进行，风电场和大电网连接的等值电路如图 5。 图 5 风电场内部接线图 风电场包含 3 台相同型号的 750kW 风电机组，和 3 台相同型号的 1.
10、5 MW 风电机组。风电机组采用单台机组单台变压器的接线方式，每台风电机组出口电压为 690V，经变压器升压到 10kV,各台机组之间用地下电缆相联接。风电场出口经升压变压器升压至 110kV，然后经双回 150km 架空线路与远方电网相连。 图 6 三相短路时机端电压图 7 三相短路时机端无功功率 对于暂态过程，风力发电机的输入机械转矩可认为保持不变，而电磁转矩在电网扰动下将发生快速变化，发电机转子会在不平衡力矩作用下加速或减速，并引起风电机组无功功率、机端电压等一系列状态量的剧烈变化。当输电线路发生三相短路故障时，定速风力发电机组无功功率的大范围、快速变化会对电网的暂态电压稳定性造成影响。
11、 风力机组出口处在 5s 时发生三相短路扰动，并持续 0.12s。图 6，图 7 为电网短路故障扰动下定速风电机组机端电压，无功功率的变化过程。可以看出，在三相短路故障发生瞬间，风电机组机端电压迅速跌落，发电机转子在不平衡转矩的作用下转速上儿 而在故障清除后，异步发电机通过电网重新励磁，此时发电机转速高于故障前的转速，对应这一转速，异步发电机从电网吸收的无功功率将远大于故障前的水平，机端电压并不能马上恢复，而只能维持在与该无功功率对应的某电压水平上。假若在该机端电压水平下，发电机转速对应的电磁转矩大于故障期间维持不变的机械输入转矩，则发电机转子开始减速，并经过减幅振荡后恢复稳定。异步发电机从电
12、网中吸收的无功功率随着发电机转速的降低而逐渐减少，直到恢复到故障前水平。机端电压随着无功功率的恢复也将回到故障前水平，异步风电机组恢复稳态运行。 结束语 风力发电技术的发展，使得风力发电的成本进一步降低，电能质量进一步的提高。其在电力市场中所占份额得以提高。具备了和常规能源竞争的能力。加快了世界能源结构的优化。然而，如何更加有效地利用风能、提高风力发电系统的效率，减小并网冲击和电力谐波、提高功率因数也给风力发电系统的控制技术提出了更高的要求。 参考文献 1戴慧珠, 陈默子, 王伟胜, 等.中国风电发展现状及有关技术服务团.中国电力,2005. 2迟永宁, 刘燕华, 王伟胜, 等.风电接人对电力系统的影响J.电网技术,2007. 3潘文霞.大型风电场电压稳定性分析和控制研究D .南京:河海大学,2004. 4周双喜, 朱凌志, 郭锡玖等.电力系统电压稳定性及其控制M .中国电力出版社,2004.
