风电场无功电压控制策略优化方案

2023-06-28 理论教育版权反馈

【摘要】：若风电场出力波动幅度较小，只需较小的无功调节量即可满足要求，且小幅度风电出力变化速度快、波动频繁，则需要选用快速的连续性的无功补偿装置，如SVC进行无功电压控制。风电场并网点无功电压控制流程图如图6-9所示。1）风电场出力为0%时的无功电压调控。

1.风电接入电网引起的无功电压调控原则

风电出力波动是风电接入电网后无功电压改变的源头，根据分层分区平衡原则，应尽量将风电接入对电网无功、电压的影响从源头控制，一般可在风电场配置无功补偿设备来跟踪风电出力波动进行自动控制。调控目标：一是控制并网点母线电压在考核水平范围内，同时要保证风电机组机端电压不影响其正常运行；二是保持风电场以及并网线路的无功平衡。以上两个目标实现后即可进一步降低并网区域的损耗，提升经济效益。在此基础上，风电场并网变电站有载调压变压器分接头可以辅助调控，确保风电场内以及并网点电压更加合理。

上述调控主要是优化风电场和风电场并网近区线路的无功分布，但是风电场接入电网后其有功出力可能逐级上送，这也会对电网的无功电压产生影响。例如，6.2节所述ML风电场，其有功出力需通过双回2号线路，穿越B变电站上送到220kV电网，此时有功功率就无法就地平衡，需要主电网进行配合调控，以消除波动的风电出力上送对电网的影响。随着风电出力逐级上送、越来越接近主网，在风电出力波动时，除了风电场自动跟踪调控外，还可根据电网的具体情况，采用主网进行辅助调控。

2.风电场并网点及区域电网的无功电压控制策略

风电场并网点的电压与风电场有功出力具有很强的相关性，当风电场有功出力减小时，风电送出线路和变压器上的无功损耗和电压损耗都会减小，风电场并网点的电压会因无功充裕而升高；当风电场有功出力增加时，风电送出线路和变压器上的无功损耗和电压损耗都会增加，风电场并网点的电压会因无功缺乏而降低。因此，在风电场有功出力增加时，需要增加风电场的容性无功补偿容量，以防止风电场并网点电压因无功不足而降低；当风电场有功出力减小时，应减小风电场的容性无功补偿容量，以防止风电场并网点电压因无功过剩而偏高。

风电场有功出力具有很强的波动性和不稳定性，造成风电场并网点的电压随风电场出力波动而变化。风电场出力波动幅度比较大时，为了控制电压稳定，需要投入大量的无功补偿装置。虽然低压电容器、电抗器具有容量大、成本低、分组投切灵活的特性，广泛用于无功补偿，但是低压电容器、电抗器一般都是通过断路器接入系统，只能分组投切，且操作时间长，不能实现无功的快速连续调节，只能对系统进行阶跃性的无功补偿，因此，其可作为无功补偿的基础分量，用于风电场出力大幅度波动时的无功电压调整。

若风电场出力波动幅度较小，只需较小的无功调节量即可满足要求，且小幅度风电出力变化速度快、波动频繁，则需要选用快速的连续性的无功补偿装置，如SVC进行无功电压控制。静止无功补偿器（SVC）是固定电容器加晶闸管控制电抗器（FC+TCR）型SVC，通过控制反并联的晶闸管的触发延迟角，可实现无功功率的连续性快速调节。目前SVC的响应时间基本在20～100ms之内，能够平抑风电出力小幅度快速波动造成的风电场并网点电压波动，提高系统的电能质量。

虽然在系统无功充裕时，风电场升压站的有载调压变压器可通过调整分接头，对变压器中压侧和低压侧调压，但这对高压侧母线的调压作用很有限，而且有载调压变压器的分接头挡位每次连续动作不能超过3挡，每日动作挡位不能超过4挡，因此有载调压变压器只能作为无功补偿设备调节的辅助调压手段。

根据《风电场接入电网技术规定》^[6]，风电场应能够在其容量范围内控制风电场并网点电压在额定电压的-3%～+7%，即0.97U_N～1.07U_N内波动，考虑到风电场集中接入点应留一定安全裕度，以及风电场集中接入点的电压控制定值范围为1.02U_N～1.05U_N，确定控制定值为1.04U_N。控制方案如下^[7]：

1）当电压在大于等于1.05U_N时，根据风电预测结果决定是否控制，若预测未来风电出力将继续减小，则采取依次切电容、投低压电抗的措施，控制电压接近控制定值1.04U_N。

2）当电压在小于等于1.0U_N时，根据风电出力预测结果决定是否控制，若预测未来风电出力将继续增大，则采取依次切电抗、投电容的措施，控制电压接近控制定值1.04U_N。

3）SVC作为无功电压微调分量，将电压控制在1.02U_N～1.05U_N范围之内。当风电场集中接入点电压在1.02U_N～1.05U_N范围之内稳定运行时，仅由SVC对电压进行自动控制，控制电压接近控制定值1.04U_N。

4）当由于无功补偿设备的投切造成风电场集中接入点变压器三侧无功分布不合理时，采用有载调压变压器（OLTC）调压。

风电场并网点无功电压控制流程图如图6-9所示。

对于风资源丰富而当地用电负荷较少的区域，风电场都是接入高压电网，通过远距离高压输电线路把风电送往负荷中心。大型风电场的出力波动会直接影响高压输电网络的潮流和无功损耗，进而引起电网和风电场并网点电压的变化，由于高压输电线路充电功率较大，当大型风电场出力减小时，风电输送通道无功损耗较小，大量的充电功率将使系统电压偏高。因此，为了保证电网电压稳定，根据有关规定，高压输电线路必须装设大量的并联电抗器对高压线路充电功率进行补偿。

图6-9 风电场并网点无功电压控制流程图

3.仿真分析

下面以6.2.4节的风电场及其接入电网为例，在电力系统分析软件DIgSILENT/Power-Factory^[3-5]仿真平台上建立风电场动态等效模型，对风电场出力变化时风电场并网点及其接入电网的电压控制策略进行研究。

1）风电场出力为0%时的无功电压调控。由于2012年冬小运行方式下220kV的B变电站下辖的110kV区域电网以及D变电站下辖的110kV区域电网负荷基数较小，110kV的4号线路潮流也较轻，因此，ML风电场接入电网近区的潮流较轻，线路注入无功功率大于其无功损耗，等效表现为线路向电网注入无功功率。

当ML风电场出力为0%时，风电场接入电网无功过剩，母线电压普遍偏高，而此区域内只有D变电站配有15Mvar低压感性无功补偿设备，其他变电站都没有感性没有功补偿设备。为了控制区域电网电压，投入D变电站15Mvar的低压感性无功补偿设备，并把各变电站变压器分接头设置为表6-10所列。在上述调控措施后，各变电站电压见表6-11。按照最保守的110kV电压等级的电压上限，ML风电场主变电站、A变电站、B变电站、D变电站、E变电站等大多数110kV站的电压已达到甚至超过上限。

由于风电场出力为0%的工况下，ML风电场110kV侧并网母线电压偏高，因此需要投入感性无功补偿来降低电压；同时，ML风电场所接入的区域电网电压普遍偏高，而电网的感性无功补偿设备已用尽，此时可充分利用ML风电场SVC已规划的感性容量，这样虽然不满足无功功率就地平衡的原则，增加了损耗，降低了经济性，但是优先确保了电能质量。按照此调控原则，ML风电场的SVC投入容量为12Mvar的感性设备，各变电站母线电压见表6-12，电网内各元件的有功损耗和无功损耗见表6-13。

表6-10 ML风电场并网近区变电站变压器分接头设置

表6-11 各变电站电压（单位：kV）

表6-12 各变电站母线电压（单位：kV）

表6-13 元件的有功损耗和无功损耗

（续）

注：注入节点功率为“+”，流出节点功率为“-”

由表6-13可以看出，在ML风电场出力为0%时，电网的有功损耗较小，无功损耗大多为负值，表明线路注入无功功率大于其无功损耗，等效表现为线路向电网注入无功功率。

从ML风电场接入电网区域图6-7中可看出，220kV的B变电站相当于本区域的一个枢纽变电站，在此处进行感性补偿，对抑制本区域电网的母线电压普遍较高具有较好效果，因此，假定在B变电站配置12Mvar的感性无功补偿设备全部投入，调控后各变电站母线电压的值见表6-14，可以看出，补偿后母线电压控制在合理范围内。

表6-14 调控后各变电站母线电压（单位：kV）

2）风电场出力50%时的无功电压调控。当ML风电场出力为风电场额定装机容量的50%时，风电场有功功率流经ML风电场主变电站以及110kV并网线路进入电网。如果ML风电场无功电压调控目标是补偿风电场与电网之间的无功功率交换，则ML风电场投入3Mvar的容性无功功率即可，此时ML风电场并网线路的运行数据见表6-15。

表6-15 ML风电场出力50%时风电场并网的1号线路的运行数据

由表6-15看出，经SVC调控后并网线路末端与系统交换的无功功率接近于零，此时本区域电网的母线电压见表6-16。

表6-16 各变电站母线电压（SVC调控后）（单位：kV）

由表6-16可以看出，此时母线电压大都超过或接近110kV的保守上限121kV，电压质量不满足要求，同时风电场并网近区电网已经没有低压电抗器可投，变压器分接头都已设置在使得电压尽量拉低的位置，在没有任何调控手段可抑制电压上升的情况下，采取“以经济性换取安全性”的原则，充分利用风电场配置的较为充足的动态无功补偿设备SVC，将SVC的容性容量下调，使母线电压降低，直至满足电网运行要求。

SVC容性补偿容量逐渐下降，直至将SVC调控为感性容量2Mvar，此时风电场接入电网各变电站母线电压见表6-17，电网内各元件的有功损耗和无功损耗见表6-18。

表6-17 各变电站母线电压（SVC进一步调控后）（单位：kV）

表6-18 元件的有功损耗和无功损耗

注：注入节点功率为“+”，流出节点功率为“-”。

由表6-18可以看出，有功损耗偏大的元件是ML风电场送出电力的1号线路，线路损耗占送电比例的4.7%；从线路的等效无功来看，从系统吸收无功的也只有110kV的1号线路，其他的都向电网注入无功，这也是风电场升压变压器以及接入电网线路的局部无功电压调控与主网无功电压调控优化方向不一致，两区域无功电压调控出现矛盾的原因。

3）风电场出力100%时的无功电压调控。当ML风电场出力为风电场额定装机容量的100%时，风电场有功出力流经ML风电场主变压器以及110kV并网线路进入电网，将从电网吸收较多无功功率。同ML风电场出力50%情况下的SVC调控原则一样，仍需充分发挥风电场SVC的作用来确保电能质量在合适范围内。当ML风电场投入8Mvar的容性无功功率时，ML风电场并网近区各变电站母线电压见表6-19。

表6-19 ML风电场出力为100%时各变电站母线电压（SVC调控后）（单位：kV）

由表6-19可以看出，虽然母线电压幅值都合格，但是除了ML风电场主变电站高压侧母线电压外，其他35kV母线电压都偏低，一定程度上影响了经济性。电网内各元件的有功损耗和无功损耗见表6-20。

表6-20 元件的有功损耗和无功损耗

注：注入节点功率为“+”，流出节点功率为“-”。

由表6-20可以看出，有功损耗偏大的元件是ML风电场送出电力的1号线路，线路损耗占送电比例的9.6%；从线路的等效无功功率来看，从系统吸收无功功率的有110kV的1号线路和ML风电场升压变压器，其他的都向电网注入无功功率。

如果进一步调控ML风电场SVC来提高并网区域其他电压较低的110kV母线电压，则当风电场SVC容性容量增加2～10Mvar时，ML风电场110kV母线电压已升至122.1kV，超过电压质量要求上限，但是其他母线的电压仍偏低。利用风电场SVC的调控作用，进一步提高风电场接入区域电网中其他母线的电压，将达不到预期效果。

另一种可供选择的办法是，主网变电站变压器分接头或低压补偿与风电场SVC协作，在风电场接入母线电压合格的前提下，主网母线电压尽可能得到提高。但是这样带来的不利影响是，主网的无功电压调控设备可能为了适应风电场一天内的出力波动而频繁操作，一是会造成设备投切工作量加大，经常性的投切加大了运行调度的风险；二是由于主网配置的无功电压调控设备与风电场动态无功补偿设备不同，频繁投切会有损设备寿命。因此，可根据运行实际情况选择是否采用主网变电站变压器分接头或低压补偿与风电场SVC协作的控制方式。如果采用这种控制方式，则在ML风电场出力为100%时，可优化得到一种可行的方案，即风电场SVC可由原来的容性容量为10Mvar下降到8Mvar；220kV的B变电站投入一组容性容量为12Mvar。在这种调控措施下，ML风电场接入点及区域电网各变电站母线电压见表6-21。

表6-21 ML风电场出力100%时各变电站母线电压（SVC调控后）（单位：kV）

由表6-21可以看出，相比原有的调控措施，增加B变电站电容后，ML风电场接入点及区域电网母线电压有了一定程度升高，达到了预期效果。

风电场无功电压控制策略优化方案

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