基于DIgSILENT的风电场接入系统无功算例分析

邢作霞 董鹤楠 程绪可 杨 轶

（1.沈阳工业大学新能源工程学院，沈阳 110023；2.沈阳工业大学风能技术研究所，沈阳 110023；3.东北电力科学研究院有限公司，沈阳 110006；4.中电投东北新能源发展有限公司，沈阳 110179）

风能作为一种环境友好的清洁可再生能源，已经成为新能源发电技术中最成熟的发电方式。各国的重视程度越来越高。随着风力发电机组的单机容量和风电场规模的日益增大，风电接入电网的比例也逐渐加大。由于风电的运行特性不同于常规电源，其随机性大、波动性强及不可控性明显等特点影响电网稳定性[1-2]。特别是对于风电接入点电压水平的影响。一旦电网发生故障或风电机组并网运行时，由于接入点电压降低引起系统无功功率变化，进而又影响系统电压，容易导致电压崩溃。目前解决电网电压稳定问题的方法主要有：无功补偿、无功功率的合理分布及带负荷调节变压器分接头等。《风电场接入电力系统规定》中要求“风电场要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力；当风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置[3]。”实际中，大多采取在风电场升压站添加无功补偿装置的方式来控制并网点电压[4]。目前常用的补偿装置主要有：并联电容器组，STATCOM，SVC等。其中SVC在理论计算和实际的应用中较为理想，SVC 作为电力系统重要的无功装置可控制母线电压在一定的水平上减少电压波动和闪变，在电力系统中使用广泛[5]。

本文为了解决风电接入电网电压稳定性的问题，针对接入系统无功功率进行研究，并结合实际电网，利用仿真软件DIgSILENT进行模型搭建，提出保证风电场可靠并网的无功补偿方案。

1 风电场电气结构及其无功特性

风电场接入系统主要由风力发电机组、风机单元箱式变压器、风电场内部集电线路、主变压器和无功补偿装置组成。具体连接方式如图1所示。

图1 风电场接入系统示意图

常见的连接方式如上图，风机出口电压为690V，连接箱式变压器后出口电压变为 35kV，并通过集电线路将电能送入升压站，在主变压器的作用下，将35kV电压升至220kV，送入当地变电站。对于装机容量为49.5MW的风电场，一般集电线路为3条，单台风电机组容量为1.5MW。就大容量风机类型来看，现场主要采用双馈型风力发电机组和直驱型风力发电机组两种。

1.1 风力发电机组无功特性

双馈风力发电机组采用交流励磁双馈异步发电机，转子侧过变频器实现并网，可对有功和无功进行控制，不需额外无功补偿装置。考虑到双馈风机具有一定的无功补偿能力，应充分利用风机机内无功补偿。如果按照功率因数1.0控制，相当于风机不吸无功也不发无功；功率因数0.99（感性）则是发14.2%无功。由于风机功率因数不能自动调节，当功率因数0.99（感性）控制时可能会出现因风机内容性无功补偿程度过高而导致风机机端电压过高切机的情况。因此，容量较小的风电场还是以功率因数1.0方式为主，对于百万千瓦以上风电基地可以适当考虑利用风机机内无功补偿[6]。

直驱型风力发电机组采用永磁铁励磁，无需励磁绕组励磁。启动时对电网的无功要求较低，且其变流器可以实现有功和无功控制。通过调节网侧变流器相位角就能调节风力发电机组的无功输出，相对于双馈型风力发电机组，无功调节更方便。

1.2 变压器、集电线路无功特性

风电场内部的无功功率损耗主要来自箱式变压器、集电线路和主变压器。

1）变压器的无功损耗

变压器的无功损耗[7]为

式中，I0(%)为变压器空载电流的百分数；VK(%)为变压器短路电压的百分数； Se为变压器的额定容量(kvar)，β为变压器的负载率。

变压器空载损耗为

变压器负载损耗为

2）集电线路的无功损耗

线路的无功损耗由两部分组成：其一为线路等值电抗中消耗的无功功率，这部分功率与负荷平方成正比；其二为对地等值电纳消耗的无功功率（又称充电功率），由于这一部分无功功率是电容性的，因而事实上是发出无功功率，它的大小与所加电压的平方成正比而与线路上传输的功率无直接关系。计算公式如下[8]：

2 算例仿真

2.1 基础仿真参数

结合我国内蒙古某风电场（A风电场）的实际情况，在电力系统仿真软件DigSILENT中搭建该区域电网及风电场模型，分析正常方式下风电场无功功率损耗。该地区电网架构如图2所示。

图2 电网架构

具体仿真参数如下：该风电场一期装机容量49.5MW，采用1.5MW双馈型风力发电机组33台，恒功率因数控制（功率因数为 1.0）。每台风力发电机组配置一台箱式变压器。容量1600kVA，额定变比35±2×2.5%/0.69kV，联结组别为Dyn11。阻抗电压为6.5%，负载损耗16kW，空载电流0.2%，空载损耗1.6kW。33台风力发电机组分三回35kV集电线路接入风场升压变电所的 35kV母线。升压站采用主变压器一台，额定容量 120MVA，额定变比230±8×1.25%/35kV，联接组别 YNd11。阻抗电压13.9%，负载阻抗409kW，空载电流0.1%，空载损耗55kW。计划二期装机99MW，远期装机200MW。风电场采用等效模型，具体建模如图3所示。

图3 建模示意图

2.2 风电场接入系统无功分析

A风电场通过风电送出线路最终送入变电站。因此A风电场的无功潮流与变电站220kV母线电压密切相关，电网的负荷方式以及其它影响风电场无功特性的因素，都体现在变电站220kV母线的电压水平上。

1）A风电场一期接入系统后的无功特性分析

在变电站220kV母线可能的电压水平下，A风电场一期（49.5MW）满发无功不投时吸收的无功功率和电网向风电场送出的无功功率如图4所示，横坐标为变电站 220kV母线电压（pu），纵坐标为风电场 1期（49.5MW）满发状态吸收的无功功率（Mvar）。

图4 风电场一期满发状态吸收的无功功率

由图4可以看出，A风电场1期（49.5MW）吸收的无功功率随变电站220kV母线电压升高而降低；在变电站220kV母线可能的电压范围内，A风电场1期满发时吸收的无功功率在6.96～8.38Mvar之间。

因此这部分无功损耗主要来源于风电机组箱变、场内集电线路以及风电场主变的无功损耗。

2）A风电场两期接入系统后的无功特性分析

在变电站220kV母线可能的电压水平下，A风电场一台主变情况下两期99MW满发无功不投时吸收的无功功率和电网向风电场送出的无功功率如图5所示。

图5 风电场两期满发状态吸收的无功功率

由图5可以看出，A风电场的无功功率随变电站220kV母线电压升高而降低；在变电站220kV母线可能的电压范围内，A风电场满发时吸收的无功功率在19.29～23.61Mvar之间，因此这部分无功损耗主要来源于风电机组箱变、场内集电线路以及风电场主变的无功损耗。此时线路没有无功损耗。

3）A风电场远期规划容量接入后的无功特性分析

在变电站220kV母线可能的电压水平下，考虑A风电场远期规划，共有两台主变分别接入10万的风电，A风电场200MW满发无功不投时吸收的无功功率和电网向风电场送出的无功功率如图6所示。

图6 风电场200MW满发状态吸收的无功功率

由图6可以看出，A风电场的无功功率随变电站220kV母线电压升高而降低；在变电站220kV母线可能的电压范围内，A风电场满发时吸收的无功功率在38.56～47.24Mvar之间。

因此这部分无功损耗主要来源于风电机组箱变、场内集电线路以及风电场主变的无功损耗。此时线路没有无功损耗。

当变电站220kV母线电压为242kV时，A风电场220kV母线电压如图7所示，A风电场母线电压最高达到 244.6kV，经计算为保证 220母线电压保持在242kV以下，需要在风电场35kV侧补偿感性无功8Mvar。当A风电场停发时，A风电场——变电站线路产生的充电功率约为2Mvar。

图7 A风电场220母线电压变化曲线

3 算例分析

根据仿真结果我们可以看出，风电场并网运行需要吸收一定的无功功率。在不同的电网电压水平下，随着装机容量的增加，无功损耗会逐渐增加。一般情况下，一期和两期只需考虑容性无功补偿；远期除了考虑容性无功补偿外，当变电站 220kV母线电压为242kV，应考虑风电场最高电压，如果风电场最高电压超过242kV，应考虑在风电场35kV侧补偿感性无功。当风电场停发时，会产生线路的充电功率。

考虑无功功率补偿，应结合远期的装机容量进行配置。当电网网架结构发生变化时，需要重新计算补偿的容量。

4 结论

本文为了解决风电接入电网电压稳定性问题，针对蒙东地区某一风电场接入系统无功功率进行算例分析，在不同的电网电压水平下，随着装机容量的增加，无功损耗会逐渐增加。最终应结合远期的装机容量进行无功功率补偿。本文只是考虑了正常方式下的无功功率损耗和容量的补偿，冬大方式和最小方式有待进一步研究。

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