风电场位于内蒙古乌兰察布市四子王旗江岸苏木，升压站于2008-08-19日送电启动，所有一次设备均为户外型。风电场地处蒙古高原，海拔1400 m左右，65 m高度的平均风速为7.57 m/s，年有效风速小时数7833 h。风电场安装33台单机容量1.5 MW的华锐1500型异步双馈风力发电机组，总装机容量49.5 MW。

风电场升压站安装1台两绕组有载调压变压器，容量为50 MVA，电压比为115±8×1.25% kV/36.75 kV；110 kV 侧为线变组接线，35 kV 侧为单母线接线。每台风力发电机组均采用发电机—变压器组单元接线形式，经35 kV箱式变压器升压后接至35 kV架空集电线路，集电线路接入风电场升压站35 kV母线。风电场共4回35 kV集电线路。

风电场位于电网末端，网络结构简单，并网点江岸变电站为小型农业变电站，负荷率低，电压不稳定，无功功率平衡能力差。

由于风力发电机组输出的无功功率不能满足整个风电场的无功需求，风电场设置了2组电容器式无功补偿设备，容量分别为2.4 Mvar和4.8 Mvar。风力不稳定导致风力发电机的有功、无功出力也不稳定，110 kV 出口的无功功率变化频繁且幅度较大，并且经常处于从电网吸收无功的状态，不能满足《内蒙古电网风电场接入电网技术规定》中“风电场高压母线侧最大无功吸收瞬时值不超过4000 kvar”^[1]的要求。为了提高功率因数，满足电网要求，经常需要投入并联电容器进行无功补偿。但风电场的2组电容器的无功补偿量为固定值，不能随无功需求的变化而改变，容易造成过补偿或欠补偿，引起风电场35 kV母线电压波动。

由于电容器无功补偿装置不能在短时间内频繁进行投切操作，导致风电场的无功功率补偿很难满足动态需求。

基于以上原因，风电场决定对无功补偿设备进行技术改造。

改造后的无功补偿装置应满足以下要求：

（1） 任何运行方式下，风电场无功功率调节均应具有一定的裕量。经计算，调节裕量范围为容性25 Mvar至感性16 Mvar。风电场的无功功率能够实现动态连续调节，在系统发生故障的情况下，保证风电场具有足够无功容量将并网点电压恢复至正常水平。

（2） 动态无功补偿装置投切时引起所在母线电压的变化不应超过电压额定值的2.5%。断路器在正常投切时，要求断路器回路电流尽量小（接近于0）^[1]。

（3） 无功补偿装置应具有与风电场监控系统的通信功能，具备上传无功补偿装置相关信息和接收风电场监控系统指令的功能。无功补偿装置上传信息包括无功功率、调节范围、功率因数、监测点电压、投切状态等。

（4） 无功补偿装置能够接收风电场监控系统转发的无功调节指令，并能根据调节指令对变电站高压侧电压进行调节。

风电场一般采用以下3种方式进行无功补偿：

（1） 通过直接安装在风力发电机内的设备进行补偿。例如风力发电机组都安装有电容器、电抗器等补偿设备。

（2） 通过调节变速恒频风力发电机组的励磁电流，使风力发电机组发出一定数量的无功功率。

（3） 通过安装在风电场内的专用无功设备进行集中补偿，如电力电容器、电抗器、动态无功补偿装置等^[2]。

针对风电场的实际情况，拟定了以下2种改造方案。

磁阀式可控电抗器型静止无功补偿成套装置（MSVC）由磁阀式可控电抗器、滤波补偿支路及控制系统组成。磁阀式可控电抗器是1种容量可调的并联电抗器，基于磁放大器原理进行工作，可利用极小的直流功率通过改变铁心饱和度来调整感抗值，从而实现对电抗电流的调整及无功功率的平滑调节^[3]。

滤波补偿支路由电容器组构成，用于提供系统所需的容性无功功率，滤除负载及磁控电抗器本身产生的少量3次、5次及7次谐波^[4]。

控制系统通过监测整个系统的无功功率变化情况，确定磁控电抗器的补偿量，提供控制指令分合FC开关，从而实时补偿无功功率，使系统保持在较高的功率因数水平上。同时控制系统还能提供部分保护功能。

电网要求的无功补偿范围在容性25 Mvar至感性16 Mvar，风电场原有电容器组总容量为7.2 Mvar，因此需要新增以下设备：

（1） 1组容量为18 Mvar的电容器组，与原有电容器组共同作为FC开关支路；

（2） 容量为16 Mvar的MCR电抗器，提供可调的感性无功；

（3） 电流互感器，采集电抗器输出电流；

（4） 断路器、避雷器等电气设备，控制电抗器的投退；

（5） 控制系统，进行无功调节、实现保护及通信功能。35 kV母线电压、电流信号可以从原设备上采集。

电容器组与MCR共同构成系统无功补偿的设备，当电容器投入时，既可以提供容性无功补偿，又可起到滤波的作用。MSVC控制器根据系统电压、电流算出实时无功，根据“小范围无功调节角度，大范围无功投切电容”的原则实现对系统的无功补偿，即当系统所需无功变化较小时，调节磁阀角度改变MCR无功使无功数值满足要求；当所需无功变化较大时通过投切相应数值的电容器组来使无功满足要求。

静止无功发生器（Static Var Generator，简称为SVG）是指利用自换相的电力半导体桥式变流器来进行动态无功补偿的装置，SVG级联H桥型原理如图 1所示。装置变流器包含直流电容和逆变桥2个部分，其中逆变桥由可关断的半导体器件绝缘栅双极型晶体管（Insulated Gate Bipolar Transistor，简称为IGBT）组成。变流器电路经过电抗器并联在电网上，通过调节逆变桥中IGBT器件的开关，可以控制直流逆变为交流电压的幅值和相位，通过检测系统中所需的无功，可以快速发出幅值相等、相位相反的无功功率，实现动态无功补偿的目的^[5]。系统主电路采用经串联电抗器直接接于35 kV母线链式串联结构，每相由若干个阀体模块组成，并采用冗余设计，满足“N-1”的运行要求，成套装置以110 kV母线无功及110 kV母线电压作为控制目标，由成套装置的控制系统综合控制以实现从感性16 Mvar到容性25 Mvar之间的连续自动可调，可动态跟踪电网电能质量变化，并根据变化情况动态调节无功输出，实现任意风段的高功率因数运行，装置无功调节时间小于10 ms^{[5, 6]}。

图1(Figure 1)

图1 SVG级联H桥型原理

（1） 为满足电网要求，需新增加容量为18 Mvar的SVG设备，与风电场原有电容器配合后可达到容性25.2 Mvar至感性18 Mvar的调节容量；

（2） SVG设备需建设配套机房，机房内安装IG-BT柜、控制柜等；

（3） 电流互感器、断路器、避雷器等配套电气设备。

电容器组与SVG设备共同构成所选风电场无功补偿设备，一般情况下电容器组处于热备用状态，只有当SVG 的调节容量不足时才投入运行。SVG一直连接在母线上，根据系统情况自动调节容性无功、感性无功或空载运行。

MSVC利用可控硅励磁装置通过控制铁心饱和度来改变等效电抗，属于阻抗型补偿装置，只能补偿感性无功容性无功的补偿需要与电容器组配合完成。SVG 是基于可关断电力电子器件IG-BT 的电压源型逆变技术，通过控制逆变器实现无功负荷的快速调节，不再需要额外的电容器、电抗器等器件；SVG属于主动式补偿装置,可以快速、连续、平滑地调节所输出的无功功率，实现无功功率的感性与容性调节^[7]。

成套装置的控制系统监测到无功条件发生改变后，发出相应的控制指令调整补偿所需的无功功率，其间SVG的动态响应时间<10 ms，而MSVC的响应时间则>200 ms^[8]。

若需要提供大量容性无功，MSVC成套装置在减少磁控电抗器发出感性无功的同时还需投入电容器，需要考虑控制系统发出信号所用的时间及电容器、断路器的固有动作时间，响应时间会更长。SVG比MSVC响应速度更快，可在更短的时间内完成从额定容性无功功率到额定感性无功功率的相互转换，比MSVC更能满足风电场不断变化的无功需求。

SVG能够在额定感性无功功率到额定容性无功功率范围内工作，运行范围比MSVC 大很多。当MSVC需要在感性无功功率到容性无功功率全范围运行时，需要MCR和FC配合使用。在系统电压变低时，SVG还能够输出与额定工况相近的无功电流，而MSVC输出的无功电流与电网电压成正比，电网电压越低，其输出的无功电流也越小，对电网的补偿能力也相应变弱^[9]。

MSVC受到响应速度的限制，其抑制电压闪变的能力相对较弱，同时也不会随补偿容量的增加而增加。而SVG由于响应速度极快，抑制电压闪变的能力较强，增大装置容量可以继续提高抑制电压闪变的能力。

SVG的电流输出可以限幅，不会发生谐振或谐波电压放大，安全性高，而且SVG可模块化设计，可靠性高、维护量小，当某个功率模块故障后，整个设备仍可继续运行在额定容量^[10]；MSVC在长期运行过程中，当系统运行情况发生改变，电抗器、电容器参数发生变化，都易导致谐波电压放大，影响系统安全性。

SVG运行损耗主要为IGBT损耗和冷却系统损耗，成套装置的运行损耗约为0.8%；而MSVC中仅电抗器的损耗就达0.9%~1%，如加上晶闸管损耗、滤波支路的电容器组损耗等，总损耗将达到1.2%左右。

2种方案都需新增部分设备，且都需配套建设建筑设施。表 1为2种方案在设备（均为国内生产厂家）投资方面的比较。

表1(Table 1)

表 1 2种方案设备投资比较

表 1 2种方案设备投资比较

从表 1可以看出，方案1的主设备（电抗器和电容器）的总价比方案2的价格约便宜30万元；由于方案1需要额外增加1组电容器，故配套电气设备成本基本为方案2的2倍；SVG方案需配套建设设备室且施工较复杂，工程量比MSVC方案要大，施工费用也会增加20万元。综合计算，设备投资方面方案1要比方案2少投入约22万元。

无功补偿设备的运行费用主要考虑设备运行对风电场厂用电的影响。

SVG的运行损耗主要是IGBT损耗和冷却系统损耗，运行功率损耗约为80 kW；空载损耗很小，仅有线路损耗，约5 kW。

MSVC损耗主要是电抗器和电容器的损耗，运行时通常还要至少投入1组电容器进行滤波及容性无功补偿，加上电抗器损耗，总运行功率损耗约130 kW；空载损耗仅计算电抗器损耗，约20 kW^[12]。

由于所选风电场地处电网末端，无功补偿设备在大风期全时段运行，在枯风期空载运行。所选风电场大风期一般为1—5月及11、12月，每年共计5040 h；枯风期一般为6—10月，每年共计3600 h。所选风电场厂用电为风力机提供，电价按照内蒙古自治区发展和改革委员会批复的电价（0.51元/kWh）再加0.01元的线路补贴（合计0.52元/kWh）进行计算，风电场设备的设计寿命均按20 a考虑，则MSVC及SVG运行费用见表 2所示。

表2(Table 2)

表 2 2种方案运行损耗比较

表 2 2种方案运行损耗比较

从表 2可以看出，方案1每年要比方案2多耗电6120 MWh，增加间接运行成本约15万元，设计寿命期内，MSVC的总运行费用要比SVG多318.24万元。

综合比较设备投资及运行费用，MSVC方案总费用约为1770万元，SVG方案总费用约为1180万元，SVG方案比MSVC少589万，SVG方案的综合经济性较好。

虽然2个方案在保证正常运行及可靠性方面均能满足要求，但SVG技术更加先进，更能满足现场需要；经济性方面，虽然SVG的设备及工程投资比MSVC高，但长期运行费用低，总体经济性好。综合考虑各因素，决定选择方案2（SVG）作为该风电场无功补偿装置技术改造的实施方案。

改造工作完成后，选取了风速变化较频繁的一段时间内的运行数据进行分析，结果表明，虽然风机的无功功率变化没有规律，但SVG能够根据无功功率实时数据对无功补偿数值进行及时调整，实现了动态补偿，使风电场110 kV母线无功功率始终保持在±2 Mvar之内，完全满足电网的要求，达到了技术改造的预期效果。

自完成改造设备投运以来，SVG运行工况稳定，未发生设备故障和事故，预防性试验数据正常，设备安全可靠。1 a 内SVG 共计耗电约336.63 MWh（数据从SVG 电能表读出），间接运行费用17.5万元，小于设计计算的年耗电量411.2 MWh、运行费用21.38万元。

在风力发电大规模并网的情况下，风电场安装适当容量的具有自动调节功能的无功补偿装置非常必要。对于早期并网的风电场，宜对无功补偿装置进行技术改造，而对于新建风电场，应在建设之初就提前做好无功补偿装置的设备选型、施工工艺等工作，避免发生类似问题。