王开科，南东亮，于永军，孙 帆，王廷旺，周 杰

（国网新疆电力有限公司电力科学研究院，乌鲁木齐 830011）

0 引言

在环境污染日益严重的今天，风能作为一种清洁能源，可以有效减缓气候恶化并促进低碳经济增长，因此得到了各国政府的高度关注。由于风力发电功率的不确定性，为了保证电力系统主网运行的可靠性，会出现“弃风”的现象，是制约风电快速发展的首要问题，而调节风电场的功率波动[1-4]，实现平稳出力已成为研究的热点问题。文献[5]提出在我国的西北地区，煤炭资源、风资源十分丰富，可以通过“风火打捆”外送模式实现对风功率波动的调节。“风火打捆”外送能够解决电能大规模输送的客观需要，同时在一定程度上提高系统的经济性以及稳定性，大幅度提高系统的输电能力[6]。

随着电力电子技术的蓬勃发展，基于电压源型或电流源型的柔性交流输电系统设备普遍应用于安全负载、电力系统稳定性以及风力发电机组的无功补偿[7]。目前已有很多文献提出将柔性设备应用于电力系统中，以提高系统稳定性。文献[8]介绍了多种柔性设备在电力系统中的应用，给电网带来了巨大变革。文献[9]介绍了柔性控制器中的STATCOM（静止同步补偿器）、SVC（静止无功补偿装置）及UPFC（统一潮流控制器）对风力发电机的故障穿越能力和动态响应能力的影响，结论表明柔性无功补偿设备能显著提高风电场的并网稳定性。文献[10]介绍了采用STATCOM共同提高风电场低电压穿越能力，增强风电场并网稳定性。文献[11]介绍了统一潮流控制器在风电机组并网运行中的应用，研究短路故障下UPFC对风电并网性能的改善能力。上述研究中，不论风电场是采用与火电捆绑的输电模式还是利用FACTS（柔性交流输电系统）技术都无法完全平抑风电场输送至受端电网的功率波动。且上述文章多介绍了不同种类的短路下柔性装置对风电并网稳定性的影响，缺乏受端系统负荷突变时，柔性装置对风电并网系统的影响研究。

因此下面将风火打捆与UPFC结合，在DIgSILENT电力软件中设计了一种在受端配置UPFC的风火打捆直流并网拓扑结构，和以维持受端母线电压稳定为首要目的的UPFC的控制策略。详细分析了风功率波动工况与负荷突变工况下所建立系统送、受两端的电压、功率特性。仿真结果论证了所建立系统可行性及控制方案的有效性。

1 系统结构及控制

1.1 系统结构

“风火打捆”外送系统的拓扑结构见图1。其中同步发电机采用经典二阶模型，风电机组采用双馈感应发电机，且其直流输电部分等效为恒功率负荷。在受端配置UPFC模型，不仅可以维持接入点处母线电压的额定值，而且可以并向电网注入无功功率，同时当电网发生扰动时维持系统稳定性。

图1 系统结构

1.2 送端风电厂控制系统

DFIG（双馈形风力发电机）由于其具有变频器容量较小、经济性好等优势，是风力发电设备的主要选择。DFIG型风力发电机模型结构如图2所示。

图2 DFIG风力发电机模型

图3为双馈DFIG的RSC（转子侧变换器）暂态情况控制如图3所示。

图3 转子侧换流器电压控制流程

转子侧换流器的控制模式是通过测得故障发生时电网电压实际值与电网电压的参考数值进行比较，然后让该比较后的偏差信号进入PI（比例积分）控制器，由此确定双馈DFIG定子发出的无功功率数值在此转子侧换流器的暂态电压控制策略下，风电机组在故障情况下的运行状况更容易恢复。

对于并网风电系统中若发生短路故障会导致风电场内机组的电磁功率减少，电磁转矩下降，而机组的机械功率与机械转矩维持短时不变，因此风力发电机转速超过额定值，增大桨距角可以减小DFIG风力发电机有功功率。图4是DFIG的桨距角系统控制图。

图4 DFIG桨距角系统控制

若启动风电机组的桨距角控制系统，风力机的风能转换率将被抑制，机械转矩变小，能缩小电磁转矩和机械转矩的不平衡差值，可以一定程度上解决风电机组转速超过额定值的问题。

1.3 送端火电厂控制系统

常规火电机组是“打捆”系统抵御故障扰动的重要保证，因此，在实际中火电厂在“风火打捆”外送电源结构中占据较高比例。根据文献[12]，设定“风火打捆”的比例为1:3.5。火电厂的模型采用同步发电机，其控制系统包括AVR（励磁系统）、GOV（调速系统）及PSS（电力系统稳定器）。对于火电机组调速器、调压器的仿真模型，依据PSASP（电力系统分析综合程序）提供的传递函数，和实际控制参数，利用DIgSILENT中的DSL（数字模拟语言）对其进行编程建模，在DIgSILENT仿真软件中分别建立2型AVR控制系统，1型GOV控制系统以及4型PSS控制系统，同步机控制系统如图5所示。

图5 基于PSASP的同步发电及其控制系统

2 统一潮流控制器的原理及控制策略

2.1 统一潮流控制器工作原理

UPFC是为实现输电系统动态补偿而提出的，它为解决电力传输诸多问题提供了灵活、快捷、多功能的控制装备，可以独立控制线路中的有功与无功功率潮流。UPFC可以看做由GTO（门极可关断晶闸管）实现的SSSC（静止同步串联补偿器）与STATCOM组成，二者共用一个电容器使之发生耦合，图6为其工作原理。

图6UPFC原理结构

图6中并联侧换流器相当于并联电流源，作用是向接入点输入幅值可控的无功电流，以此让UPFC与系统交换无功功率，从而实现控制节点电压；同时通过从交流系统交换有功功率维持直流侧电容电压V直补为定值。串联侧换流器相当于串联的电压源，向系统提供相位和幅值都可调的串联电压来控制线路的功率。所以UPFC能实现对电压、有功和无功3个稳态变量调控目的，由此新型无功电源设备UPFC能够很好地支撑系统故障时的暂态电压。

2.2 并联侧控制方法

UPFC并联侧控制方法采用双环解耦稳压控制法。UPFC的并联侧不仅需要提供串联侧所需的有功功率，而且可以补充线路上的无功功率，维持直流侧电压稳定，其控制框图如图7所示。图7中U1是并联侧接入点电压值，U1-ref为其参考值。U1-dc是直流侧接入点电压值，U1dc-ref为其参考值。Idc与Qref是直流线路上电流与无功功率参考值。要维持直流电容电压的稳定，对UPFC并联侧换流器的控制就采用对电流的d轴分量的控制，与系统交换的无功主要受电流的q分量影响。所以通过适当的控制策略调节并联侧电流，能实现调控连接点电压Uld和直流侧电压Udc的目的。

图7 并联侧电压控制策略

2.3 串联侧控制方法

图8为UPFC串联侧控制框图，将串联侧输入的实际有功与无功值，与设定的有功参考值Pref和无功参考值Qref比较后，差值分别输入给d轴与q轴电压分量调节器，得到d-q电压分量。串联侧的作用是对并网传输的发电端的功率的优化与控制。

图8 串联侧控制策略

3 仿真

在DIgSILENT电力系统仿真软件中搭建一个由额定电压为0.69 kV且单机容量2 MW的双馈风力发电机组成的风电场，其总装机容量为60 MW；以及总容量为220 MW的火电厂，二者“打捆”通过一条直流输电线路共同将电功率传送至受端电网。设计UPFC安装在受端母线T2处，UPFC在如下的控制运行点上设计参数如下：Pref=0.721 p.u.， Qref=0.416 p.u.， U1ref=1.02 p.u.， 直流恻额定电压Udc=0.4 kV。图7与图8中所示的PI控制器，为达到快速响应、保证系统稳定并直接起到有功、无功及电压最佳调节的目的，其比例系数Kp的取值范围为0.5～2，积分系数Ki的取值范围为1～2。

3.1 风功率波动工况验证仿真

系统的基本风速为11 m/s的噪声风，如图9所示。所搭建的“风火打捆”外送系统响应过程如图10所示。

图9 风速波动情况

当所建立模型的风速频繁波动时，双馈机转速基本维持在1.2 p.u.附近，同时火电厂转速为1.0 p.u.左右，见图10（a）。风电场所输出的风功率为0.74 p.u.。而火电厂输出的功率会相应地补偿一定风功率， 见图 10（b）—10（c）。 图 10（d）表明系统受端母线电压处于稳定状态，基本维持在1.0 p.u.左右，且波形无明显分差和波动，显示良好。火电厂具有抑风功率波动的能力，图10所示的系统响应验证了所建立模型的有效合理性。

3.2 T2母线负荷突变工况验证仿真

受端系统发生负荷突变时会影响送端电网与受端电网之间的功率交换，严重时，甚至会引起地区电网母线电压的剧烈波动。设置2 s时在受端母线T2处负荷突然减少35%，0.2 s后恢复。系统响应图如图11所示。

负荷骤减会降低系统有功功率需求，引起T2母线侧电压波动，但是加入UPFC后会明显补偿T2处端电压，见图11（a）。风、火电厂输出有功功率在负荷突变时受到一定的影响，见11（b）—（c），但在UPFC的调节下可以补偿功率波动。由图11（d）可以看出UPFC在负荷骤增时能给系统近3 p.u.的无功补偿，减少系统在负荷突变时候受到的危害。

图11 负荷突变系统响应过程

4 结论

探讨了风火电联合外送系统与受端加入UPFC装置共同作用下提高风电外送系统运行的稳定性的有效性问题。通过对“风火打捆”外送系统受端母线处负荷突变工况进行的时域仿真分析，可以得出以下结论：

（1）风功率波动时，火电厂可以平抑风速波动带来的不良影响，保证电力输入至受端电网的功率、电压稳定性。

（2）当受端电网负荷突变时，接入到受端系统的UPFC能够保证电网受干扰后的稳定，补偿系统无功的同时也能提供一定有功功率，从克服负荷突变给系统带来的不利影响，使得风电场能“穿越”故障，恢复故障前状态[13-16]。