大规模风电场并网运行无功补偿研究

石江浩

（黑龙江科技大学，黑龙江 哈尔滨 150000）

0 引言

风能是清洁的可再生能源之一，就目前发展形势来看，风力发电已然成为电力可再生能源的主要方式。这个时候一旦大规模开展风电场并网行为，一定会对电网运行的安全性和稳定性带来许多不利影响。由于大部分的风电场的风力输出受限于风力大小，并网运行可能会导致电流发生频繁的变化，因此大规模风电场并网工作一旦开始，电网电压会极其不稳定。对大规模风电场并网运行实行科学的电压控制和无功补偿措施既能够确保电压的质量，还可提高电力系统的安全稳定性[1]。

1 大规模风电场并网运行的特点

1.1 风能的能量密度小

风能的能量密度与发电机的风轮尺大小成正比例关系，为了确保在相同时间内风能的能量密度达到风电场并网前的发电容量，一定要确保发电机的风轮大小，一般要比未并网前大几十倍。

1.2 风能的稳定性差

不同于其他情节性能源，风能属于过程性能源，具有随机性和不可控性，风向经常发生变动，并且风速具有不稳定性，因此这些不可控因素严重影响风力发电机的工作效率。为了能够确保输出电能的稳定性，风力发电机必须加装调节风速和风向的控制装置。

1.3 风能不能储存

风能也是最不容易存储的能源之一，所以要保持独立运行风能发电机组供电不间断，在保证持续供电的同时还要配备可存储风能的装置。

1.4 风轮的效率较低

按照正常理论来讲，风轮的最大效率大致保持在59%左右，实际可能会更低。最新统计显示，水平轴风轮机最大效率维持在15%～45% ，垂直轴风轮机最大效率在30%～35%。

不难看出，虽然我国的风能资源比较丰富，但分布位置比较偏远，大多集中在西北、华北和 东北地区。 根据分析风能以上的几个特点，发现利用风能发电不是件容易的事。总的来说，风能发电要考虑的因素有很多，其中最关键的就是风能的不稳定性，如果风能转化为电能直接并入电网，将会对电网的正常运行带来一定威胁。

2 动态补偿装置在风速扰动下维持风电场电压稳定能力的比较分析

以下是对加装和没加装动态补偿装置条件下，比较风电场无功补偿装置的补偿效果分析。

如图1 所示，风速在2 s 时，速度为7 m/s，而在风速提高至17 s 时，速度为11 m/s，这个阶段的风速变化相对缓慢，因此对风电场并网时的电压不会造成太大的影响。当风速小于风机的额定风速时，相对应的有功出力会随之增加；当风速大于等于额定风速时，风机的有功出力就会达到额定风速，且速度保持长久不变。

图1 风速变化图

2.1 未加装无功补偿装置

观察图2 不难发现，风电场吸收的无功与风速时成正比的，随着风速的不断增大，无功补偿也随之增加，在风速为19 s 时，达到了最高值9 MVar，这样就会间接影响并网点的电压，电压值会不断降低，而此时的电流却会不断上升。系统中安装了有继电保护装置，当并网点的电压不稳定时，保护装置会因得不到足够的无功补偿而自动跳闸，完成切断断路器等一系列操作，从图中可以看出，因为风电场尚未安装无功补偿装置，保护在19 s 左右将风机退出了电网。

2.2 加装动态无功补偿装置

从图3 分析来看，在加装STATCOM 和SVC 的情况下，风速的大小直接影响并网点电压的高低，风速越大，电压越下降，但下降的趋势是缓慢的，大致稳定在0.99U/P.U；在加装无功补偿装置后，电压随风速增大而下降的较快，但仍控制在合理范围内，随着无功补偿装置发出的无功增加，电压也逐渐稳定，最终保持在1.0p.u.。

通过比较分析得知，加装了无功补偿装置后的风电场都有很好的补偿效果，在一定程度上能够确保电压的稳定，使其保持在0～1.0 p.u.范围内，有效避免切机现象的出现。加装STATCOM 和SVC 的无功补偿装置的响应速度超快，补偿容量更加精准，因此更能维持电压的稳定性。

图2 未加装无功补偿装置数据图

3 以变速风电机模型为例，分析风电场并网运行无功补偿

我国的恒功率机组控制模型的数量和种类比较多，但也是最能够在风电场得以应用的机组之一。与恒功率机组相比，恒电压控制的机组应用不是特别广泛，无法有效地实现电压的控制。

采用恒功率因数控制模型双馈风机（DFIG）最大的优点就是能够长时间提供动态的无功支持，但是有一个很大的弊端，那就是无功调节能力较弱，不能根据实际情况自主地实现控制。该文是以中国电科院研发的电力系统计算软件 BPA 为平台进行仿真分析，通过该平台的正确应用，研究和分析双馈感应电机的变速风电机组的性能，通过对风电场的功率实现控制，从而进一步控制风电机组的平稳运行，发电机与变频器模型具体设计参考图4。由于变频器模型自身的装置具有高速响应的特质，因此在传统模型的基础上进行了合理优化，确保发电机模型发挥最大作用。

4 风电场不同出力时的无功补偿对策研究

近期不少资料显示，大部分的风力发电机组一年的平均发电时长为2 300 h 左右，且风机满发的概率很低，35%额定出力时间的最大限额是2 500 h，50%额定出力时间最长不超过 2 100 h。除此之外，风力发电机组只有一个AA 变电站，这个变电站能够承担的负荷是有限的。在大多数情况下，电网线路的发展状态处于轻载运行，这个时候的输送功率是偏小的，线路无功损耗也是最低的，这样就直接导致各点电压出现数据偏高的现象。因此在这种情况下，需要在风电场及 AA 站内设置一定数量的无功补偿装置。1）在风电场风机有功出力为0 时，并网点 AX 站 220 kV 母线电压为228 kV，G 场母线电压能够达到 237.8 kV，AC 站向 AA 站送充电功率30 MVar，AB 站向 AA 站送充电功率 31 MVar，AA 站向并网点送充电功率 104 MVar，此时向500 kV 系统输送的充电无功为 115 MVar；在风电场和AA 站共投入106 MVar 的感性无功补偿装置后，并网点 220 kV电 压上升为224.3 kV，G 场 电 压 降 至223 kV，此时向500 kV 系统输送的充电无功为 0.1 MVar，此时基本不与 500 kV 系统交换无功功率。2）在风电场有功出力为10% 且各风电场出力总和为 140 MW 时，在不采取任何无功补偿措施的情况下，各点电压最高，并网点220 kV 电压为 228.0 kV， G 场电压为 238.2 kV，AC 站向AA 站送充电功率30 MVar，AB 站向 AA 站送充电功率29 MVar，AA 站向并网点送充电功率101 MVar，此时向 500 kV 系统输送的充电无功为 114 MVar；在风电场和 AA 站共投入100 MVar的感性无功补偿装置后，并网点 220 kV 电压降为 224.2 kV，G 场电压降至 221 kV，此时恰好不与 500 kV 系统交换无功功率。3）在风电场有功出力为 20%～40%时，计算结果可以参考表 1 。4）在风电场有功出力为 50%时，一般采用投入容性无功补偿80 MVar 的措施，最大限度地将各点的电压维持在合理的条件范围内，由此可以看出，此时的系统交换功率是最少的。

图3 加装动态无功补偿装置数据图

随着风电场有功出力的总和越来越大，相对应的容性无功补偿也会发生增大的变化，在AB 站至AA 站线路之间的效果最为明显。大部分的电网运输线路距离都是比较长的，线路的长短直接影响自然功率的稳定性，所以当输送的功率大于该线路的自然功率时，线路的无功损耗将会出现大幅度增加的现象，此时消耗的无功功率也将会达到最大值，这是在各个风电场投入容性无功补偿装置的最好时机。通过表1 可以得出这样一个结论，各个风电场一旦接近满发状态时，需要投入382 MVar 容性无功补偿装置，并网点电压为 226.0 kV，G 场电压为232 kV， 此时流入 500 kV系统的无功功率为 3 MVar。

通过观察表1 可以看出，在风电场有功出力的总和为0 时，应该投入 106 MVar 感性无功补偿装置；在风电场有功出力的总和为30 时，应该投入 43 MVar 感性无功补偿装置，在风电场有功出力的总和为40 和50 时，应该投入0MVar 感性无功补偿装置。不难发现，感性无功补偿容量与风电场有功出力成反比例关系存在，当风电场有功出力超过40%时，需要补偿容性无功，由此得出容性无功补偿装置的投入量与风电场有功出力成正比例关系。风电出力受许多不可控因素影响，因此风电场并网运行时产生的波动会比较频繁，这就对电网电压的安全运行造成一定的不利影响。传统的电容组由于自身的投切方式比较缓慢，因此很难长时间发挥稳定电压的作用。综上来看，配置动态无功补偿装置对于大规模风电场的建立有着积极的作用。

图4 实时仿真系统结构

表1 分电场不同出力时的无功补偿方案

5 结语

综上所述，与传统的小规模风电场不同，大规模风电场都位于电网的边缘地区。一定要加大重视这些地区的电网无功电压带来的影响，要结合实际，根据电网的结构，计算出最大线路和最小线路的传输功率情况，从而设置风电场无功补偿的配置。特别是对电网距离较长的风电场，容性无功补偿装置和感性无功补偿装置都需要重点关注。不仅如此，这2 个配置通过影响发电量的大小进而控制电网电压的稳定，因此一定要根据不同出力情况设置与之对应的无功补偿装置。 因此，为了确保电网安全稳定地运行，大规模风电场并网运行过程中需要配置可快速调节的动态无功补偿装置。