风电场无功损耗分析及无功补偿设备投退策略研究

曹天明，王 宏

1.新疆生产建设兵团红星发电有限公司，新疆 哈密 839000 2.山西兆光发电有限责任公司，山西 临汾 031400

0 引言

风电场无功功率的合理分配不仅可以稳定节点电压，还可以降低风电场的损耗，提高整个风电场的效益。文章分析了某风电场的无功损耗及无功设备投退策略，可以为其他同类已建风电场的无功改造提供分析方法的参考，为新建风电场提高设计、建设、验收标准找到现实依据。

1 风电场的基本情况

某风电场升压站配置2台25 MVA的主变压器（主变），高压侧电压为66 kV，低压侧电压为10 kV；母线分为Ⅰ段和Ⅱ段，两段母线分段运行，Ⅰ段母线与Ⅱ段母线间装有母联开关。Ⅰ段母线（Ⅰ母）并联的无功设备为1#并联电容器，额定容量为3 000 kVar，由一组断路器控制，同时受1#电容出线柜开关控制；1#磁控电抗器的额定容量为3 000 kVar，配有1 000 kVar的并联电容器，受1#电容出线柜开关控制。Ⅱ段母线（Ⅱ母）并联的无功设备为2#并联电容器，额定容量为3 000 kVar，由一组断路器控制，同时受2#电容出线柜开关控制；2#磁控电抗器的额定容量为3 000 kVar，配有2 000 kVar的并联电容器，由一组断路器控制，同时受2#电容出线柜开关控制。

Ⅰ母的无功调节为-2 000～4 000 kVar的连续调节，而不投入电容器组时其无功调节为-2 000～1 000 kVar连续调节；Ⅱ母的无功调节为-1 000～5 000 kVar的连续调节，当不入投电容器组时其无功调节为-1 000～2 000 kVar的连续调节。此外，只有各段磁控电抗器（MCR）投入时各段电容器才能投入。

2 风电场的无功损耗计算

2.1 箱式变电站（箱变）无功损耗的计算

箱变无功损耗的计算式如下：

式中：Ue为变压器额定电压，kV；Se为箱变额定容量，kVA；XT为变压器电抗的有名值；Uk为变压器短路阻抗；ΔQT为变压器的无功损耗；I0为变压器空载电流；P、Q分别为通过变压器的有功功率和无功功率；U为变压器电压，kV。

风电场Ⅰ期（1#～24#风机）箱变的额定容量为900 kVA，额定电压为10.5 kV，空载电流为0.29，短路阻抗为6%。在风机满发（850×24=20 400 kW）的情况下，风机的无功功率为0，箱变的无功损耗为50.78 kVar。Ⅰ期全部机组满发的无功损耗为1 218.64 kVar。

风电场Ⅱ期（25#～50#风机）箱变的额定容量为900 kVA，额定电压为10.5 kV，空载电流为0.8，短路阻抗为6%。在风机满发（850×24=20 400 kW）的情况下，风机的无功功率为0，箱变的无功损耗为55.37 kVar。Ⅱ期全部机组满发的无功损耗为1 439.53 kVar。

2.2 主变无功损耗的计算

风电场Ⅰ期（1#～24#风机）主变的额定容量为25 000 kVA，额定电压为66 kV，空载电流为0.13，短路阻抗为9.2%。在风机满发的情况下，风机的无功功率为0，主变的无功损耗为1 563.97 kVar。

风电场Ⅱ期（25#～50#风机）主变的额定容量为25 000 kVA，额定电压为66 kV，空载电流为0.13，短路阻抗为9.2%，在风机满发的情况下，风机的无功功率为0，主变的无功损耗为1 829.85 kVar。

2.3 集电线路无功损耗的计算

风电场集电线路的导线型号有LGJ-185、LGJ-120、LGJ-50三种，为了简化计算，假设全长集电线路的型号为LGJ-120。集电线路无功损耗的计算公式如下：

式中：ΔQ为集电线路无功损耗，kVar；S为线路传输的视在功率，kVA；X为线路单位长度阻抗，0.45 Ω/km；P、Q分别为线路传输的有功功率和无功功率，Q取0。利用式（3），根据风电场集电线路的相关参数，可以计算得到集电线路的无功损耗。

2.4 不同功率下的无功损耗统计

根据箱变、主变、集电线路的无功损耗计算公式，可以得出在不同发电功率下各个输电设备的无功损耗（见表1～表3），这些计算值可以为无功设备投切点的设置提供参考[1]。

表1 箱变在不同发电功率下的无功损耗（Q=0）

表2 主变在不同发电功率下的无功损耗（Q=0）

表3 集电线在不同发电功率下的无功损耗（Q=0）

3 无功补偿设备投退策略

根据风电场无功补偿设备的接线及无功损耗计算结果，制订以下无功补偿设备投退策略。

（1）在风电场接入电网时投入MCR，根据风电场的发电情况适时投入电容器组[2]。

（2）当全场有功功率达到21 000 kW（50%装机）时投入Ⅰ母电容器组，当全场有功功率达到29 750 kW（70%装机）时投入Ⅱ母电容器组。通过投入不同容量的电容器组提高设备的利用率，同时减少投切次数和对设备的冲击。电容器组的退出顺序与投入顺序相反。

（3）运行的风电机组突然全部退出时，应及时退出风电场容性无功补偿设备，防止电压超过规定值，造成设备的损坏。

（4）电容器组投切间隔应大于1 h，并定期切换，每日投切次数应控制在3次以内[3]。

4 无功补偿设备投入后的线损功率计算

假设风电场恒定电压为66 kV，当风电场的无功损耗通过风电场的无功补偿设备时，线路传输的无功功率减少，线路减少的有功功率损耗为

式中：ΔPL为风电场无功补偿设备投入后减少的有功功率净损耗，kW；Q为风电场不投入无功补偿设备时输电线路上传输的无功功率，kVar；Qc为无功设备的容量，kVar；R为线路电阻，Ω。

同时，通过主变传输的无功功率减少，其减少的有功功率损耗为

式中：ΔPT为线路传输的部分无功通过主变减少的有功功率损耗，kW；P0为主变的实时功率，kW；S为主变额定容量，kVar；PK为主变负载损耗，kW。

当风电场投入无功补偿设备时，其减少的功率损失为

当Qc=Q时，减少的功率损耗最大，为14.91 kW，每小时最多节约14.91 kW·h的电能。

5 结果与讨论

在风电场发电功率为10 000 kW、无功功率为325 kVar时，MCR的损耗为12 kW（FC未投）。风电场现有的MCR控制策略为控制出线功率因数为1，此时MCR的损耗较大。2019年3月6日—9日依据上述无功优化方案进行了试验，投入无功设备消耗的平均有功功率为44.1 kW。同时，根据统计，风电场2017年未投入无功补偿设备时的平均线损率为0.40%，2017年的发电量为8 443×104kW·h，平均的损耗功率为38.6 kW/h，无功补偿设备的损耗功率比线损平均损耗功率大。因此，投入无功补偿设备后风电场的用电率增加，风电场的整体损耗增大。产生以上结果的主要原因如下：

（1）风电场的出线线路较短（5.06 km），装机容量不大（42.5 MW），线路传输无功功率导致的线损较少，投入无功补偿设备后效果不明显；

（2）无功补偿设备运行方式设计不合理，电容器组与MCR共用一个开关，运行方式不灵活，两者同时投入时会相互抵消，增加了不必要的损耗；

（3）整个电站无统一、协调的无功控制系统，自动化程度低，无功补偿设备运行效率较低；

（4）风电场无功补偿设备生产较早，当时对设备的节能指标要求较低，导致无功补偿设备本身耗能较大；

（5）风机无法实现P、Q解耦控制，不能就地平衡箱变、集电线路的无功损耗，无功不能按层补偿，电容器仍需对箱变、集电线路补偿，导致无功损耗增加，无功优化效果差。

综上所述，在现有情况下此风电场不适合投入无功补偿设备，投入后会增加风电场的损耗。

6 对已建风电场及新建风电场的建议

（1）如果没有各输变电设备的实际测量参数，无功优化时只基于出厂参数和经验值计算无功损耗的参数，结果难免和实际运行结果有偏差。建议建设人员测量设备的实际参数，为理论分析提供坚实基础。

（2）根据风电场实际接入情况优化站内的无功补偿设备，避免过度投资。

（3）风电场无无功自动化监控系统，人工调整无功设备运行方式的实时性差，并会增加运维人员工作量，并影响无功优化的效果。建议增加无功监控管理平台，统筹、协调全场无功补偿设备的投切及出力，减少无功在全场内的流动。

（4）通过调研发现辽宁大部分风电场没有投运无功补偿设备，而且无功补偿设备种类、厂家繁多，缺少投入无功补偿设备对风电场用电的影响的具体统计数据，无法对比分析各种类型无功补偿设备投入后减少的电能与投入的无功补偿设备自身工作增加的全场损耗，无法明确各厂家设备的质量。建议相关人员定期对各类无功补偿设备进行投切，检验其性能并统计损耗，为后期设备选型提供参考。