0 引言

随着新能源发电在全球范围内突飞猛进的发展，蒙西地区风力发电装机容量近几年得到了飞速增长。2016年年底，蒙西地区总装机容量63 643.55MW，其中，风力发电总装机容量16 036.39 MW，发电量29.602 TWh，占蒙西地区装机比例的25.2%，发电量的14.1%。但由于风力发电主要集中于电网末端的偏远地区，地区电压控制手段匮乏，导致了风电汇集区无功控制不佳的情况。国内已有多起由电汇集地区无功控制不佳导致地区电压崩溃的事件，引发的连锁事故对电网产生了严重的影响，造成了巨大的经济损失。

风电场无功控制方法及策略国内已有大量的相关研究。文献[1]介绍了一种利用并联电容器就地补偿和风电场变电站集中补偿相结合补偿风电场无功功率损耗的方法。文献[2]介绍了一种利用静止无功补偿器 (Static Var Compensater，SVC) 和静止无功补偿发生器 (Static Var Generator，SVG) 以恒电压控制方式改善风电场无功输出特性的方法。文献[3]分析了张北沽源风电场汇集地区恒无功控制导致地区风电场因高电压脱网的原因，指出了风电场汇集地区采用风电场感性支路恒无功控制方式可能会导致无功功率—电压灵敏度增大的问题，如有外界电容挠动，母线电压阶跃升高，可能导致风电场电压持续升高，最终出现电压崩溃的情况。国内风电场主要采用无功功率补偿设备的恒无功功率的运行方式补偿风电场无功功率损耗，因此多数风电汇集地区存在同样的风险。

本文提出一种既考虑风力发电机组自身的无功出力能力，也配置一部分SVG的方法，使风机以恒功率因数方式运行，SVG以恒电压方式运行，实现风电场并网点与系统不交换无功功率，保证风电场不影响系统电压。该方法有利于降低风电场无功补偿设备的投资，同时可为电网挖掘更多的无功储备。

1 案例分析 1.1 风电场概况

本文选取的是电网末端风电汇集区某典型风电场，通过单回220 kV线路接入系统某220 kV变电站。风电场内部共有50台2 MW双馈风机，经4条汇流线路接入风电场内220kV升压站。风电场在35 kV侧配备有无功功率补偿设备，其中SVC 17Mvar，SVG 6 Mvar。

本文选取的是双馈型风力发电机组，对其无功功率调节机理及控制策略已有较多研究^[4]。对于直驱型风力发电机组，其无功功率控制能力要优于双馈型风力发电机组，所以本文论述的方法同样可应用于直驱型风力发电机组。《GB/T 19963—2011风电场接入电力系统技术规定》说明，风电场安装的风机应满足功率因数在超前0.95~滞后0.95的范围内动态可调^[5]。所以，通过风机按照恒功率因数运行以补偿风电场部分无功功率损耗是可行的。

1.2 风机不同出力时的计算分析

对风电场无功功率补偿容量的计算方法已有较多研究^[6]。本文着重对基于风机恒功率因数控制的风电场无功功率控制方法进行探讨。

本文所例举方法主要考虑风机的有功出力和功率因数2个变量。分析时发现，对于本案例仅调用0.99~1的无功出力即可满足要求。所以，本文首先分析在额定电压情况下风电场有功出力以10%为步长的0~100%区间及功率因数以0.001为步长的0.99~1的所有情况。相关计算结果见表 1、表 2，无功功率曲线如图 1所示。分析表 1和图 1，可以得到以下结论。

(1) 由于风电场线路存在对地电容，会产生一定的充电功率。所以在风电场零发时，风电场会向电网发出一定的无功功率，风电场整体呈容性。风电场SVG容量通常是根据线路总充电功率配置的。

(2) 由于风电场整体控制策略为恒功率因数控制，风机在所有功率区间统一发出无功功率。因此在风电场有功出力较低且线路及变压器产生的感性无功功率较小时，风电场发出的无功功率和线路的充电功率叠加会导致风电场发出的无功功率有一个上升的过程。

(3) 当风电场发出的有功功率逐渐增大到线路产生的感性无功功率与风机发出的无功功率相等时，风电场发出的无功功率会逐渐降低，到风电场满发之后，风电场向电网吸收无功且达到最大值。

定义Q_max为在某功率因数下风电场风机可发出的无功功率的最大值；Q_min为在某功率因数下风电场风机可发出的无功功率的最小值 (Q_min可为负值，表示风电场向电网吸收无功功率的最大值)；ΔQ_P=|Q_max-Q_min|，表示无功功率变化区间的宽度；ΔQ_M=Q_max+Q_min，表示无功功率变化区间偏离0点的程度。

额定电压不同功率因数数据对比如图 2所示。结合表 2、图 2可以看到，在功率因数为0.99~1区间内，随着风电场功率因数逐渐降低，Q_max和Q_min呈增大趋势，其无功功率变化范围在缩小，而无功功率区间偏离0点的程度先减小后增大。取ΔQ_M绝对值最小时，风电场发出的无功功率和吸收的无功功率对称性最好，适合采用SVG调节。可以看到此时风机的功率因数为0.995，风电场在30%额定功率时发出最大的无功功率，为5.06 Mvar；在100%额定功率时吸收最大的无功功率，为4.97 Mvar。即风电场只要配置大于5.06 Mvar的SVG即可实现该风电场及送出线路的无功功率补偿，实现与系统无功功率交换为0。

根据目前风机实际制造水平，风机至少可实现以功率因数为0.99运行，此时需配置大于6.4 MW的SVG方可实现与系统无功功率交换为0。本文风电场配置了6 Mvar的SVG，略大于计算结果，基本可在不增加设备的前提下采用此方法取代SVC。

校核风电场内各电压等级电流，考核是否会因为改变功率因数导致线路或变压器过载，计算结果见表 3。可以看到，在小范围内改变功率因数，对系统内各点电流影响不大，即风电场风机无论按功率因数0.995运行，或按0.99运行时，都不会引起系统内各部件过载，不会影响风机发出的有功功率。

1.3 针对电网不同电压的计算分析

用相同方法分析风电场运行的极端情况，考虑220 kV系统电压在下限0.97倍额定电压和上限1.07倍额定电压的情况。

在0.97倍额定电压的情况下，若风机以功率因数0.995运行考虑，则需要配置容量大于6.46 Mvar的SVG以补偿风电场产生的无功功率，略大于风电场已有的SVG容量；在1.07倍额定电压的情况下则需要配置容量大于6.08 Mvar的SVG以补偿风电场产生的无功功率，略大于风电场已有的SVG容量。

根据目前风机实际制造水平，若风机以功率因数0.99运行考虑，在0.97倍额定电压的情况下，则需要配置容量大于5.88 Mvar的SVG以补偿风电场产生的无功功率，略小于风电场已有的SVG容量；在1.07倍额定电压的情况下，则需要配置容量大于7.60 Mvar的SVG以补偿风电场产生的无功功率，大于风电场已有的SVG容量1.6 Mvar。

由计算分析结果可知，在电网电压的极端情况下，通过该方法，依然可以基本取代SVC，仅用风电场已有的SVG实现对无功功率的控制。若在风电场基建阶段开展相关专题研究，则可以大幅降低风电场对无功补偿设备的投资。

2 综合分析 2.1 对比分析

不同的无功控制方式有自身的优点，也有不足，表 4对目前主要研究的控制方式进行了对比。

通过选定适合的功率因数来补偿风电场内部产生的部分无功功率损耗，结合风电场配置的无功补偿装置，可以较好地实现对风电场并网点电压的控制。该方法的优点在于不需要进行复杂的计算，仅需利用风机自身的控制系统和无功补偿装置即可实现。并网点电压的调节速率与无功补偿装置的响应速率相同，具有较快的响应速度。综上所述，风电机组的恒功率因数控制方式是一种折中的无功补偿方式，具有易于实现、动态响应特性好、经济性好的特点。

2.2 应用价值分析

综合以上分析结果可以看到，通过风机的恒功率因数控制方式，配合风电场一定的无功补偿设备可以显著降低风电场对无功补偿设备的需求。

按照本文计算结果，在考虑一定裕量的前提下，风电场在任何情况都满足与系统不交换无功功率的要求，建议风电场配置8 Mvar的SVG，无需配置SVC。虽然增加了2 Mvar的SVG投资，但相比传统估算方式，即按不低于装机容量的25%配置容性无功补偿装置^[7]，可减少风电场25 MW的容性无功补偿设备投资，降低风电场投资400万元以上，年运行费用70万元左右；相比风电场已有无功专题研究结果，可以降低16 MW无功补偿设备投资，可以节约风电场投资300万元以上，年运行费用50万元左右。

3 结论

(1) 基于恒功率因数控制的风电场无功控制方法易于实现，可以有效控制风电场并网点无功功率的波动范围，使风电场的无功功率损耗具有更好的对称性。在调用风机一定无功出力的同时，免去了数据传输和计算环节，使风电场并网点电压具备较快的响应速度。该方法有利于改善风电场无功控制能力，降低风电场建设和运行成本。

(2) 根据不同风电场的实际情况，需通过专题研究的方式找出最优的风机运行模式。甚至可以根据目标值的不同，通过风机的无功出力能力改善地区电压状况，让风电场吸收或向电网发出一定的无功功率。