基于DIgSILENT的風電場接入系統無功算例分析

邢作霞 董鶴楠 程緒可 楊 軼

（1.沈陽工業大學新能源工程學院，沈陽 110023；2.沈陽工業大學風能技術研究所，沈陽 110023；3.東北電力科學研究院有限公司，沈陽 110006；4.中電投東北新能源發展有限公司，沈陽 110179）

風能作為一種環境友好的清潔可再生能源，已經成為新能源發電技術中最成熟的發電方式。各國的重視程度越來越高。隨著風力發電機組的單機容量和風電場規模的日益增大，風電接入電網的比例也逐漸加大。由于風電的運行特性不同于常規電源，其隨機性大、波動性強及不可控性明顯等特點影響電網穩定性[1-2]。特別是對于風電接入點電壓水平的影響。一旦電網發生故障或風電機組并網運行時，由于接入點電壓降低引起系統無功功率變化，進而又影響系統電壓，容易導致電壓崩潰。目前解決電網電壓穩定問題的方法主要有：無功補償、無功功率的合理分布及帶負荷調節變壓器分接頭等。《風電場接入電力系統規定》中要求“風電場要充分利用風電機組的無功容量及其調節能力；當風電機組的無功容量不能滿足系統電壓調節需要時，應在風電場集中加裝適當容量的無功補償裝置，必要時加裝動態無功補償裝置[3]。”實際中，大多采取在風電場升壓站添加無功補償裝置的方式來控制并網點電壓[4]。目前常用的補償裝置主要有：并聯電容器組，STATCOM，SVC等。其中SVC在理論計算和實際的應用中較為理想，SVC 作為電力系統重要的無功裝置可控制母線電壓在一定的水平上減少電壓波動和閃變，在電力系統中使用廣泛[5]。

本文為了解決風電接入電網電壓穩定性的問題，針對接入系統無功功率進行研究，并結合實際電網，利用仿真軟件DIgSILENT進行模型搭建，提出保證風電場可靠并網的無功補償方案。

1 風電場電氣結構及其無功特性

風電場接入系統主要由風力發電機組、風機單元箱式變壓器、風電場內部集電線路、主變壓器和無功補償裝置組成。具體連接方式如圖1所示。

圖1 風電場接入系統示意圖

常見的連接方式如上圖，風機出口電壓為690V，連接箱式變壓器后出口電壓變為 35kV，并通過集電線路將電能送入升壓站，在主變壓器的作用下，將35kV電壓升至220kV，送入當地變電站。對于裝機容量為49.5MW的風電場，一般集電線路為3條，單臺風電機組容量為1.5MW。就大容量風機類型來看，現場主要采用雙饋型風力發電機組和直驅型風力發電機組兩種。

1.1 風力發電機組無功特性

雙饋風力發電機組采用交流勵磁雙饋異步發電機，轉子側過變頻器實現并網，可對有功和無功進行控制，不需額外無功補償裝置。考慮到雙饋風機具有一定的無功補償能力，應充分利用風機機內無功補償。如果按照功率因數1.0控制，相當于風機不吸無功也不發無功；功率因數0.99（感性）則是發14.2%無功。由于風機功率因數不能自動調節，當功率因數0.99（感性）控制時可能會出現因風機內容性無功補償程度過高而導致風機機端電壓過高切機的情況。因此，容量較小的風電場還是以功率因數1.0方式為主，對于百萬千瓦以上風電基地可以適當考慮利用風機機內無功補償[6]。

直驅型風力發電機組采用永磁鐵勵磁，無需勵磁繞組勵磁。啟動時對電網的無功要求較低，且其變流器可以實現有功和無功控制。通過調節網側變流器相位角就能調節風力發電機組的無功輸出，相對于雙饋型風力發電機組，無功調節更方便。

1.2 變壓器、集電線路無功特性

風電場內部的無功功率損耗主要來自箱式變壓器、集電線路和主變壓器。

1）變壓器的無功損耗

變壓器的無功損耗[7]為

式中，I0(%)為變壓器空載電流的百分數；VK(%)為變壓器短路電壓的百分數； Se為變壓器的額定容量(kvar)，β為變壓器的負載率。

變壓器空載損耗為

變壓器負載損耗為

2）集電線路的無功損耗

線路的無功損耗由兩部分組成：其一為線路等值電抗中消耗的無功功率，這部分功率與負荷平方成正比；其二為對地等值電納消耗的無功功率（又稱充電功率），由于這一部分無功功率是電容性的，因而事實上是發出無功功率，它的大小與所加電壓的平方成正比而與線路上傳輸的功率無直接關系。計算公式如下[8]：

2 算例仿真

2.1 基礎仿真參數

結合我國內蒙古某風電場（A風電場）的實際情況，在電力系統仿真軟件DigSILENT中搭建該區域電網及風電場模型，分析正常方式下風電場無功功率損耗。該地區電網架構如圖2所示。

圖2 電網架構

具體仿真參數如下：該風電場一期裝機容量49.5MW，采用1.5MW雙饋型風力發電機組33臺，恒功率因數控制（功率因數為 1.0）。每臺風力發電機組配置一臺箱式變壓器。容量1600kVA，額定變比35±2×2.5%/0.69kV，聯結組別為Dyn11。阻抗電壓為6.5%，負載損耗16kW，空載電流0.2%，空載損耗1.6kW。33臺風力發電機組分三回35kV集電線路接入風場升壓變電所的 35kV母線。升壓站采用主變壓器一臺，額定容量 120MVA，額定變比230±8×1.25%/35kV，聯接組別 YNd11。阻抗電壓13.9%，負載阻抗409kW，空載電流0.1%，空載損耗55kW。計劃二期裝機99MW，遠期裝機200MW。風電場采用等效模型，具體建模如圖3所示。

圖3 建模示意圖

2.2 風電場接入系統無功分析

A風電場通過風電送出線路最終送入變電站。因此A風電場的無功潮流與變電站220kV母線電壓密切相關，電網的負荷方式以及其它影響風電場無功特性的因素，都體現在變電站220kV母線的電壓水平上。

1）A風電場一期接入系統后的無功特性分析

在變電站220kV母線可能的電壓水平下，A風電場一期（49.5MW）滿發無功不投時吸收的無功功率和電網向風電場送出的無功功率如圖4所示，橫坐標為變電站 220kV母線電壓（pu），縱坐標為風電場 1期（49.5MW）滿發狀態吸收的無功功率（Mvar）。

圖4 風電場一期滿發狀態吸收的無功功率

由圖4可以看出，A風電場1期（49.5MW）吸收的無功功率隨變電站220kV母線電壓升高而降低；在變電站220kV母線可能的電壓范圍內，A風電場1期滿發時吸收的無功功率在6.96～8.38Mvar之間。

因此這部分無功損耗主要來源于風電機組箱變、場內集電線路以及風電場主變的無功損耗。

2）A風電場兩期接入系統后的無功特性分析

在變電站220kV母線可能的電壓水平下，A風電場一臺主變情況下兩期99MW滿發無功不投時吸收的無功功率和電網向風電場送出的無功功率如圖5所示。

圖5 風電場兩期滿發狀態吸收的無功功率

由圖5可以看出，A風電場的無功功率隨變電站220kV母線電壓升高而降低；在變電站220kV母線可能的電壓范圍內，A風電場滿發時吸收的無功功率在19.29～23.61Mvar之間，因此這部分無功損耗主要來源于風電機組箱變、場內集電線路以及風電場主變的無功損耗。此時線路沒有無功損耗。

3）A風電場遠期規劃容量接入后的無功特性分析

在變電站220kV母線可能的電壓水平下，考慮A風電場遠期規劃，共有兩臺主變分別接入10萬的風電，A風電場200MW滿發無功不投時吸收的無功功率和電網向風電場送出的無功功率如圖6所示。

圖6 風電場200MW滿發狀態吸收的無功功率

由圖6可以看出，A風電場的無功功率隨變電站220kV母線電壓升高而降低；在變電站220kV母線可能的電壓范圍內，A風電場滿發時吸收的無功功率在38.56～47.24Mvar之間。

因此這部分無功損耗主要來源于風電機組箱變、場內集電線路以及風電場主變的無功損耗。此時線路沒有無功損耗。

當變電站220kV母線電壓為242kV時，A風電場220kV母線電壓如圖7所示，A風電場母線電壓最高達到 244.6kV，經計算為保證 220母線電壓保持在242kV以下，需要在風電場35kV側補償感性無功8Mvar。當A風電場停發時，A風電場——變電站線路產生的充電功率約為2Mvar。

圖7 A風電場220母線電壓變化曲線

3 算例分析

根據仿真結果我們可以看出，風電場并網運行需要吸收一定的無功功率。在不同的電網電壓水平下，隨著裝機容量的增加，無功損耗會逐漸增加。一般情況下，一期和兩期只需考慮容性無功補償；遠期除了考慮容性無功補償外，當變電站 220kV母線電壓為242kV，應考慮風電場最高電壓，如果風電場最高電壓超過242kV，應考慮在風電場35kV側補償感性無功。當風電場停發時，會產生線路的充電功率。

考慮無功功率補償，應結合遠期的裝機容量進行配置。當電網網架結構發生變化時，需要重新計算補償的容量。

4 結論

本文為了解決風電接入電網電壓穩定性問題，針對蒙東地區某一風電場接入系統無功功率進行算例分析，在不同的電網電壓水平下，隨著裝機容量的增加，無功損耗會逐漸增加。最終應結合遠期的裝機容量進行無功功率補償。本文只是考慮了正常方式下的無功功率損耗和容量的補償，冬大方式和最小方式有待進一步研究。

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