2016, Vol. 49文章信息
- 熊信恒, 陈柏超, 袁佳歆
- XIONG Xinheng, CHEN Baichao, YUAN Jiaxin
- 考虑海底电缆的海上风电场动态感性无功补偿
- Dynamic inductive reactive power compensation of offshore wind
farms considering submarine cable - 武汉大学学报(工学版), 2016, 49(4): 591-596
- Engineering Journal of Wuhan University, 2016, 49(4): 591-596
- http://dx.doi.org/10.14188/j.1671-8844.2016-04-018
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文章历史
- 收稿日期: 2015-07-26
farms considering submarine cable[J]. Engineering Journal of Wuhan University, 2016, 49(4): 591-596.
farms considering submarine cable
风力发电具有蕴藏容量大、开发周期短和装机灵活等优点，是目前世界上发展最迅猛的可再生能源发电技术.然而风能的随机性，使得风电场输出功率波动性较大，容易引起风电场并网点母线无功和电压的波动，甚至会导致风电机组大规模脱网，系统电能质量不合格.为保证电网的安全稳定运行，国家标准规定风力发电场必须安装无功补偿设备[1].
相比于陆上风电，海上风电具有风力资源丰富、风速稳定、单机容量大、对周围环境影响小和接近沿海负荷中心等优点，在近些年发展迅猛.海上风电场离岸距离一般为几十km，需要通过高压海底电缆与陆上电网相连.海上风电场与陆上电网连接类型可分为高压直流和交流2种.直流联网方式需要配置大容量电力变换器，固定资产投资成本高；交流联网的投资成本较低，但存在电缆对地电容的充电功率高，与电网电抗间出现谐振和网损较大等问题.目前我国的海上风电多采用交流联网方式，输电线路的充电功率远大于陆上风电.另外海上风电场运行维护不便，风电机组的控制方式受限，降低了风电机组的利用率[2].因此根据海上风电的实际情况，在不增加风机控制的复杂程度的前提下，找到合理的无功补偿方案具有重要意义.
目前对风电并网的研究多针对陆上风电，文献[3]研究DFIG的数学模型，分析DFIG的无功调节能力，利用双馈风机自身无功调节能力稳定风机接入点电压，但对风机出力较大时效果有限.文献[4]分析风电场有功波动对无功输出的影响，并引入静止同步补偿器(STATCOM)与双馈风机协调补偿系统无功需求.文献[5]针对利用DFIG的无功调节能力会降低机组可靠性的问题，提出电容器组和静止无功补偿器(SVC)结合的无功补偿方案，有效控制了并网点的无功电压.文献[6]提出了海缆无功补偿的设计方法，对补偿容量的确定和电抗器分组进行了说明.文献[7]研究海上风电场的海缆无功补偿，提出两端补偿固定高抗效果最好，但文中对风电场出力波动性考虑不足.
海上风电场无功补偿装置的安装位置主要有海上升压平台和陆上集控中心.常规方法多将STATCOM或SVC安装于海上升压平台，增加了海上平台的建设成本和装置的维护难度.而STATCOM和SVC等常用的动态无功补偿装置的电压等级最大可达35 kV，将动态无功补偿装置安装于陆上220 kV高压侧又会带来加装变压器的成本.另外，海上风电场采用长距离的海缆来输送电能，通常是海缆的充电功率超过风电场的容性无功需求，海上风电的无功需求主要是感性无功.使用SVC或STATCOM将使得装置的容性无功补偿能力得不到充分利用.
针对上述海上风电场常规无功补偿方法的不足，研究了海上风电场的无功需求，在合理利用双馈风电机组的无功调节能力的情况下，提出一种以纯感性的动态无功补偿装置配合固定电容器的无功补偿方案，并采用大容量、高电压的磁阀式可控电抗器(MCR)作为无功补偿装置，通过对滨海风电场的无功需求分析，确定了该海上风电场的无功补偿系统的容量配置和控制方法.仿真结果表明，并网点的无功功率和电压得到了较好的控制，满足风电并网的相关要求.
1 研究背景 1.1 海上风力发电场无功需求海上风电场现广泛采用双馈异步感应风力发电机(DFIG)，典型的海上风电场结构如图 1所示，风机群的风机经机端升压变通过35 kV海缆与集电母线相连，再由集电母线与海上升压平台主变连接，主变压器经220 kV海缆将电能输送到登陆点的陆上集控中心，集控中心经过架空线与电网区域变电站连接，实现海上风电的并网.
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| 图 1 典型海上风电场结构示意图 Figure 1 Schematic diagram of a typical structure of offshore wind farm |
为便于分析，忽略长度较短的35 kV电缆线路的损耗和充电功率，则系统归算到高压侧的等值电路见图 2.
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| 图 2 海上风电系统等值图 Figure 2 Isogram of an offshore wind farm power system |
对系统进行潮流分析，得到并网点的无功功率：
式中：Qpcc为系统并网点的无功功率；Qw为风机输出的无功容量；Qt为变压器的无功损耗；Qc为线路的充电功率；QL为海缆线路无功损耗.
对于确定的线路长度和系统参数，由于系统电压相对稳定，线路的充电功率Qc可近似为固定值[6, 7]；而变压器无功损耗Qt和线路的无功损耗QL和线路的电流有关，故线路输送功率越大时损耗越大.双馈风机的输出功率的功率因数通常接近于1，即风机输出的无功容量Qw很小.由于海底电缆的充电功率远大于架空线，即Qc≫QL，而大型风电场的主变容量较大，其无功损耗Qt较大不可忽略，则并网点的无功功率主要由Qc与Qt的差值决定.
风电机组的出力决定线路输送的功率，从而决定系统的损耗.令高压侧额度电压为UN，则主变压器的无功损耗为
式中：Xt为主变等效电抗；ΔQt0为主变励磁功率损耗.由于Qw很小，ΔQt0基本不变，由式(2)可知，Qt关于Pw的平方变化.
同理，海缆线路的无功损耗为
式中：XL为线路等效电抗.
对双馈风机以功率因数等于1为目标进行控制时，风机输出有功范围为
忽略Qw可近似计算出：
其中Kt=Xt/UN2,KL=XL/UN2.
海上风电场的无功需求容量应满足：
风电场无功需求的范围与风电场的系统参数有关，当海缆长度较短时，Qc较小，风电场的无功需求在风速接近额度风速的小区间才会出现容性无功的需求，一般情况下风电场的无功需求均为感性无功；在海缆长度较长的情况下，Qc较大，风力发电场只需要进行感性无功补偿.
1.2 磁阀式可控电抗器磁阀式可控电抗器是一种输出容量连续平滑可调的感性无功补偿设备，它通过控制直流励磁电流大小来达到改变无功输出容量的目的.磁控电抗器具有谐波输出小、接入电压等级高、可靠性好和生产运行成本低等优点，在响应速度上，采用新结构与控制方法的磁控电抗器已经达到半个周期以内[8-11].相比于常规的动态无功补偿装置，磁控电抗器能够很好地满足海上风电场的感性无功补偿需求.
2 海上风电无功补偿 2.1 风电场的无功需求分析以滨海风电场作为研究对象来分析海上风电场的无功需求.该海上风电并网系统的接线见图 3.风电场由100台3.0 MW的双馈异步感应风力发电机(DFIG)构成，海上升压平台的主变为2台SFZ-180000/220的低压侧双分裂变压器，220 kV海缆为3根1×800 mm2的交流电缆，220 kV架空线长度为20 km.
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| 图 3 滨海海上风电并网系统接线图 Figure 3 Wiring diagram of grid system of Binhai offshore wing farm |
在未装设无功补偿装置且风机不发出无功的情况下，风电场消耗无功的设备主要有35 kV升压变、35 kV海底电缆、220 kV主变压器、220 kV海缆、220 kV架空线，而且其大小与线路潮流有关；风电场发出无功的主要设备为35 kV海底电缆、220 kV海缆和220 kV架空线，其大小随电压波动，但变化极小可认为不变.以滨海风电场的相关参数为基准，则随着风机出力和电缆长度的变化，计算出系统的无功需求如图 4所示.
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| 图 4 风机出力水平和电缆长度对系统无功需求的影响 Figure 4 Impact of output level of wind turbine and cable length on reactive power demand of system |
由图 4可知在海缆长度超过20 km时，风电场的对感性无功的需求远大于对容性无功的需求.滨海风电场的220 kV海缆实际长度为30 km，以风机出力100%、90%、60%、40%、0%5种情况进行计算，风机输出的功率因数取1，根据式(1)~(6)可计算出风电场并网点的无功需求Qx如表 1所示.
| 风机出力/% | ||||||
| 0 | 40 | 60 | 90 | 100 | ||
| 无功消耗 | 35 kV升压变 | +2.640 | +6.131 | +10.459 | +20.313 | +24.458 |
| 35 kV海缆 | 0 | +0.504 | +1.135 | +2.556 | +3.156 | |
| 220 kV主变 | +2.161 | +6.546 | +12.018 | +24.266 | +29.421 | |
| 220 kV海缆 | +0.327 | +4.187 | +9.052 | +20.115 | +24.842 | |
| 220 kV架空线 | +0.563 | +1.983 | +3.791 | +7.992 | +9.827 | |
| 线路充电功率 | 35 kV海缆 | -3.996 | -3.996 | -3.996 | -3.996 | -3.996 |
| 220 kV海缆 | -69.333 | -69.333 | -69.333 | -69.333 | -69.333 | |
| 220 kV架空线 | -3.901 | -3.901 | -3.901 | -3.901 | -3.901 | |
| 无功需求Qx | +71.539 | +57.880 | +40.740 | +1.998 | -14.474 | |
根据计算，在风机输出的功率因数为1、风机出力为100%情况下，系统的无功需求为较小的容性无功；但风机出力小于91%时，系统的无功需求均为感性无功.而实际运行中，风电场出力大于80%的概率小于10%[12]，所以海上风电场的无功需求主要为感性无功.由表 1计算可得风电场的无功需求为Qxmin≤Qx≤Qxmax，其中Qxmin=-14.474 Mvar、Qxmax=+71.539Mvar.
2.2 风电场无功补偿容量配置风电无功补偿分为静态无功补偿和动态无功补偿，单位容量的动态无功补偿装置成本比静态无功补偿的昂贵.为节约成本，可以通过合理的容量配置满足补偿要求.
双馈异步感应风电机组的无功调节能力表现为随风速增大而减小，且在额度运行状态及其附近DFIG必须吸收一定量的无功功率以维持其正常运行[3, 4].故可以在升压平台的集电母线上安装投切电容器为风电机组提供一定的容性无功支撑.根据表 1，当风机出力大于90%时投入电容器，使风电场的无功需求仍为感性无功，即Qxmin≥0.则只需要配置感性动态无功补偿装置就可满足系统的无功需求.
根据海上风电场结构，可以在35 kV集电母线和220 kV登陆点集控中心安装无功补偿装置.相应地，基于磁控电抗器的海上风电无功补偿有2种方案：1)在海上平台的集电母线上安装35 kV磁控电抗器；2)在登陆点安装220 kV磁控电抗器.由于集电母线处于海上升压平台，远离陆地，安装维护不方便，而目前220 kV电压等级的MCR已经技术成熟，所以选择在220 kV登陆点集控中心处安装大容量MCR的无功补偿方式更有优势.因此，选择在35 kV集电母线安装固定电容器和在登陆点安装MCR形成整体的动态无功补偿.相比于常规方式，该无功补偿系统结构简单、控制容易、可靠性大大提高，海上风电场的无功补偿配置结构见图 5.
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| 图 5 海上风电场的无功补偿配置 Figure 5 Configuration of reactive power compensation of offshore wind farm |
35kV集电母线上安装的电容器组的容量由风电场额度运行时的无功需求Qxmin决定，由表 1计算结果，固定电容器的安装容量取为Qxmin，根据分段母线分为4组，每组-3.618 5 Mvar.高压侧的补偿容量应根据风电场空载时的无功需求决定，则风电场还需要的补偿容量为Qxmax =71.539 Mvar.
以上分析均假定双馈风电机组输出的功率因数为1，没有充分利用双馈风电机组的无功调节能力.实际上DFIG发电机组已经可以将输出的功率因数控制在±0.95，通常为保证双馈发电机组的可靠运行，其输出的功率因数多控制在±0.98以上.取双馈风电机组的功率因数为±0.99，300 MW双馈风电机组最大可输出的感性无功为Qwmax=42.3 Mvar.MCR需要提供的感性无功容量为Qmcr=Qxmax-Qwmax= 29.239 Mvar.
2.3 海上风电场无功补偿控制结构对风电场的无功补偿，目标是控制并网点功率因数为1，即并网点处的无功功率为0.故控制系统的补偿无功功率参考值可直接取登陆并网点的无功功率.
为充分利用DFIG的无功调节能力，将并网点无功功率在风电机组最大无功输出的饱和限定值作为DFIG的无功输出参考值.MCR输出的无功容量和直流控制电压呈正相关的关系，可构建MCR的闭环控制.投切电容器的控制则根据风电机组的出力水平进行判断，当风机出力水平大于90%时投入电容器，小于80%时切除电容器，则海上风电场无功补偿控制结构如图 6所示.
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| 图 6 海上风电场无功补偿控制 Figure 6 Reactive power compensation control of offshore wind farm |
在登陆点监测并网点无功功率Qpcc.当风速较低时，并网点无功需求Qx>0，DFIG具有充足的无功调节能力，在不超过限定的DFIG的最大无功输出的情况下，使DFIG输出的无功功率参考值Qw_ref≤Qwmax，充分发挥DFIG的无功调节能力.同时将并网点的无功功率与MCR输出的无功功率的偏差作为PI环节的输入信号，PI环节的输出作为MCR的直流励磁的控制电压Vd，使得MCR输出相应容量的无功功率.随着风速增大，当风机出力超过90%后，DFIG的无功调节能力变弱，投入电容器组，则并网点无功需求Qx≥0，此时主要由MCR完成风电场的无功补偿.当风速减小，为避免电容器的反复投切，风力机出力小于80%后才切除电容器.
这样整个无功补偿过程中，并网点的无功需求始终是Qx≥0，使得MCR进行无功补偿成为可能.
3 仿真研究对风电场来说，风速是不断变化的，这也使得风机出力变化，海上风电场并网点的无功功率不断变化.为验证该补偿方式的作用，下面以控制并网点无功功率为0的目标进行了仿真分析.
为检验在整个风速波动区间内系统的无功补偿效果，建立了相应的风速模型，设置为风速在6~14 m/s内先增大后减小，包含风机运行的切入风速和超过额定的风速，并以噪声干扰合成，模拟风速如图 7所示.
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| 图 7 模拟风速 Figure 7 Simulated wind speeds |
在这样的风速变化下，可得风机的转速见图 8，输出的有功和无功功率波动曲线见图 9.
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| 图 8 风力发电机转速 Figure 8 Rotate speed of wind turbine |
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| 图 9 风电机组输出的功率 Figure 9 Power output of wind turbines |
风力机的最大功率与转速成3次方关系[1]，故图 9中风速增加至额度风速附近的过程中，风机输出有功急剧上升.而在风速接近额定风速后，风机输出的无功功率急剧减小，无功调节能力减弱；当风速再减小后，风机输出的无功增多，并随风速发生波动.
MCR和电容器组的动态无功补偿如图 10所示.风电场经过无功补偿前后，并网点的无功功率如图 11所示.
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| 图 10 MCR和电容器组的动态无功补偿 Figure 10 Dynamic reactive power compensation of MCR and capacitors |
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| 图 11 补偿前后并网点的无功功率 Figure 11 Reactive power of point of grid connection |
由图 11可知，补偿前，在38~41 s左右并网点的无功需求为容性无功；电容器补偿后，并网点的无功需求均为感性，41 s左右电容器随风机出力减小切除，并网点无功功率随风速波动；最后MCR和电容器协同补偿将并网点无功平衡.图 10中MCR的动态感性无功补偿较好地跟踪了并网点的无功需求，图 11中补偿后并网点无功功率小幅度波动，保证了并网点的功率因数接近于1.
补偿前后并网点的电压波动情况如图 12所示.
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| 图 12 补偿前后的并网点电压 Figure 12 Voltages of point of grid connection |
由图 12可见补偿后并网点电压更接近于1.0 (p.u.)，波动更小；投入电容器后，补偿前后并网点的电压幅值接近；切除电容器后，补偿后并网点电压波动减小，幅值稳定.仿真结果表明结合风力机组的动态无功调节，MCR可以快速跟踪风电场并网点的无功功率输出变化，实现海上风电场的动态无功补偿.
4 结语分析海上风电场的无功需求特性，针对海缆长度较长的海上风电场，在合理利用双馈风电机组的无功调节能力的情况下，提出了一种以纯感性的动态无功补偿装置配合固定电容器的无功补偿方案.并采用大容量、高电压的MCR作为无功补偿装置，通过对滨海风电场的无功需求和限定功率因数下DFIG无功调节能力的分析，确定了该海上风电场的无功补偿系统的容量配置和协同控制方法.相比于常规方案，该方案避免了在海上平台安装大容量动态无功补偿装置，降低了成本，提高了系统可靠性.仿真结果表明，并网点的无功功率和电压得到了较好的控制，满足风电并网的相关要求.
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