含风电场的电网无功配置方案研究

沈正元，初翠平

(东北电力大学研究生部，吉林 吉林132012)

随着世界范围内的能源短缺，风力发电以其清洁与可再生的特点越来越受到各方面重视。然而，风电并网对系统安全稳定的影响逐渐凸显，风电并网点电压支撑能力较差，无功电压问题十分突出。为了解决这些问题，国内学者进行了大量研究。文献［1］基于连续潮流PV曲线法，研究了双馈风机不同运行方式对静态电压稳定性的影响。研究表明:单位功率因数控制的风电场因不能向系统提供无功出力，其母线电压随线路无功需求的增大不断降低;恒电压控制方式下的风电机组因充分发挥了无功调节潜能，可在一定程度上提高系统的静态电压稳定裕度。文献［2］提出一种计算含风电系统静态电压稳定裕的新方法，可以较好地考虑风电出力的不确定性，用于系统电压稳定及在线安全评估分析。研究表明，双馈风电场并网后地区电网的电压稳定裕要好于异步风电场。文献［3］采用分岔分析方法对风电场并入3节点简单电力系统电压稳定性进行了分析。研究表明:当对系统进行有效电容补偿时，系统各节点的电压和鞍结分岔点的电压均得到有效提升，并且无功补偿增加了系统注入功率极限，有效扩展了鞍结分岔的边界。但这些研究仍未解决并网点电压支撑能力较差和无功电压问题，为此，本文针对并网点电压支撑能力差和无功电压问题，在仿真模拟的基础上，以0.7出力水平无功配置方案为例，对各节点电压分布、关键线路潮流、此无功配置方案下电压分布及出力极限进行了分析。

1 风电接入简单原型系统建模

构造单一风电场群并网的集群风电接入简单原型系统，如图1所示。

图1 风电接入简单原型系统

首先，风电场群由双馈风电机组组成，从PCC点经并网线路Z2接入220汇集站，再经外送长线路Z1(长度大于80 km的线路为外送长线路)外送到局部电网接入点，所构造系统具有明显的风电功率长距离外送特征。然后，考虑风电场群装机容量约为600 MW，230局部电网接入点短路容量约为2 000 MW，短路电流约为5.02 kA，装机容量占接入点短路容量的30%。根据文献［4］的定义，若电网中连接的感应发电机额定容量超过局部电网接入点短路容量15%，称这样的电网为弱电网，由此可见，所构造简单原型系统具有明显的集群风电弱电网接入特征。

此外，考虑风电大发(当前出力大于装机容量的70%视为风电大发)、大量风电功率通过长距离输电线外送、线路重载运行(线路传输功率超过额定功率50%视为重载)等因素，为维持节点电压为合理值，沿线无功补偿装置无功大发(算例中无功补偿由固定电容器提供)，以使所构造简单原型系统处于风电大发、线路重载的运行工况。若取Z2为15 km、Z1为150 km、风电当前出力占装机容量70%，简单原型系统稳态运行工况如图2所示。

由图2可见，事故前简单原型系统稳态运行工况具有如下特征:

1)外送长线路无功损耗大。外送长线路Z1呈现出明显的感性特征，无功损耗很大Qloss=101.89 Mvar。

2)外送长线路重载运行。外送长线路Z1潮流很重，负载率高达81.03%。

图2 简单原型系统稳态运行工况

3)沿线无功补偿装置无功大发。为维持节点电压在1.0 p．u．，无功补偿装置发出大量无功，节点3、5处无功补偿出力分别为120 Mvar、190 Mvar。

2 电网结构描述

实际电网结构(沽源地区)如图3所示，假设各风电场均由单机容量为1.5MW的双馈风电机组组成，装机容量分别考虑为佳鑫199.5、麒麟山150、乌登山 99、韩家庄 99、坝头 99、宏大 100.5、友谊100.5、牧场 100.5、鹿原 100.5、九龙泉 100.5、莲花滩199.5、冰峰99。稳态仿真中各风场均用装机容量相等的1台或2台风电机组代替，地区电网结构中考虑沽源230处短路电流约为18 kA，线路及变压器参数采用实际电网数据，标幺值(基准容量1 000 MVA)如表1和表2所示。

3 0．7出力水平无功配置方案分析

3.1 0．7出力水平无功配置方案及各节点电压分布

沽源地区各风电场出力水平为0.7时，合理调整网内电容器使得各节点电压维持在1.0 p．u．左右，此时网内各节点电压及无功补偿量如表3及表4所示，其中正的无功补偿量表示投运电容器组，负的无功补偿量表示投运电抗器组。

由表3可知，此时网内各节点电压值都较为合理，维持在1.0 p．u．左右;由表4可知，主要无功补偿量由汇集站提供。

图3 沽源地区电网结构

表1 风电场2绕组变压器参数(标幺值)

表2 线路参数(标幺值)

表3 0.7出力水平时各节点电压分布

表4 0.7出力水平时各节点无功补偿量

3.2 0．7出力水平时关键线路潮流

在上述无功补偿方案下，沽源地区3条外送长线路潮流水平如表5所示。

表5 0.7出力水平时关键线路潮流水平

由表5可知:0.7出力水平时，“义缘－察北”、“察北－沽源”线路处于重载运行状态，负载率达76.14%和53.07%;“义缘－察北”和“察北－沽源”线路的无功损耗较大，分别达 60.58 Mvar及133.92 Mvar。为保证风电功率的送出，沿线主要汇集站节点需要补偿较多的无功功率。

3.3 0．7出力水平无功配置方案下电压分布及出力极限分析

保持网内无功补偿为0.7出力水平时无功补偿方案，改各风电场出力水平，不同出力水平下4个汇集站节点及风电场机端节点电压分布如表6—表8以及图4—图6所示(出力水平大于0.72时潮流不收敛)。

表6 0.7出力水平无功配置方案下汇集站节点电压

图4 0.7出力水平无功配置方案下汇集站节点电压

表7 0.7出力水平无功配置方案下风电场机端电压1

由表3—表8及图4—图6的计算结果可知:在0.7出力水平无功配置方案下，当沽源地区风电出力水平约为0.72时，系统达到静态电压稳定极限，此时若进一步增大风电出力水平，潮流将不收敛。

图5 0.7出力水平无功配置方案下风电场机端电压1

表8 0.7出力水平无功配置方案下风电场机端电压2

4 改善措施

为改善该典型电网在特殊运行工况下的电压稳定性，减少类似事故发生的频率，可从外送长线路加装串联补偿设备、末端接入点风电场内加装自动调节SVC装置两方面措施讨论其对电压稳定性改善的有效性。

4.1 外送长线路加装串联电容补偿

串联电容补偿可减小输电线路的纯感性电抗，能发出无功以补偿输电线的无功消耗。发出的无功随电流的平方而增加，与节点电压无关，能在系统最需要无功的时候产生最多的无功，从而改善系统电压稳定性。定义系统串联补偿度为e=|XC/XL|，其中XL为线路等效电抗，XC为串联电容器电抗［5］。

4.2 末端接入点风场加自动调节的SVC

静止无功补偿器(SVC)是一种不受领先－滞后范围限制、大多无响应延时、能快速调节无功功率的装置。在线性控制区内SVC根据其斜率调节电压，斜率通常在整个调节范围内为1% ～5%［6］。考虑在望海接入点的4个风场35 kV母线处原来由并联电容器提供的无功补偿改为由SVC提供，并且处于自动调节状态，此时各风电场SVC的TCR/MCR及TSC/MSC容量如表9所示。

表9 风电场SVC容量

采用上述无功补偿装置后，电网末端节点的电压稳定性都有明显的改善，特别是采用SVC方案后，电压稳定性改善更加明显。

5 结论

1)风电场接入点离主网越近，其电压支撑能力越强，当出力水平变化时电压波动范围越小。

2)采用串联补偿及加装SVC两种方案都能显著改善该实际电网在重载情况下的电压稳定性。

3)通过适当的措施可解决电网在重载运行工况下末端节点的电压稳定问题。

［1］ 吴昊，卫志农，王成亮．基连续潮流综合算法的电压稳定性研究［J］．电力系统保护与控制，2011，39(6):99 －104．

［2］ 苏毅，俞秋阳，毕兆东．福建电网基于在线安全稳定控制与预警系统的稳控策略表设计方法与实现［J］．电力系统保护与控制，2011，39(5):97 －101．

［3］ 李东东，陈陈．风力发电机组动态模型研究［J］．中国电机工程报，2005，25(3):115 －119．

［4］ 陈衍．电力系统稳态分析［M］．第二版．北京:中国电力出版社，1995．

［5］ 张红光．大容量风电并网对电力系统安全稳定的影响研究［D］．北京:华北电力大学，2009．

［6］ 潘彩敏．静止型动态无功补偿系统(SVC)工程设计及仿真研究［D］．合肥:安徽大学，2003．