風電場無功功率／電壓控制與管理問題探討

文 | 艾斯卡爾，劉少宇，王海龍，朱斯

風電場無功功率／電壓控制與管理問題探討

文 | 艾斯卡爾，劉少宇，王海龍，朱斯

隨著風電比例的日益增長，如中國酒泉地區、新疆哈密地區等風電場群大規模集中接入電網并高電壓遠距離外送案例的不斷增加，風電在電力系統中的“地位”在發生變化，風電對電網的影響已經不可忽視，其中風電場的無功功率/電壓控制問題尤為突出，電壓控制問題影響著整個區域電力系統的安全穩定性和區域電網的運行經濟性。

目前市場上流行的風電機組都具備一定的無功調節能力，大多數風電場在其主變低壓側配置了集中型無功功率補償裝置，并實現了風電場的電壓控制/無功功率平衡。目的是為了應對系統安全/穩定運行要求和電網標準規定，同時減少網損。

國家標準GB/T 19963－2011《風電場接入電力系統技術規定》明確規定：“風電場要充分利用風電機組的無功容量及無功調節能力”。可見，結合風電場無功功率調節現狀與需求，讓風電機組參與電網的電壓/無功功率調節以此增強風電場的電網適應性勢在必行。

本文從直驅風電機組單機的無功調節性能出發，結合筆者相關的工作經驗，探討了風電場風電機組無功功率/電壓控制與管理方面存在的一些問題，最終分享了一種最新的風電場無功功率和電壓管理平臺的開發運行經驗。

直驅風電機組無功電壓控制及存在的問題

一、 基本原理

直驅風電機組輸出的全部功率通過同等容量的交－直－交變流器注入電網，即通過全功率變流器并網，實現了變流器電機側和電網側的頻率/電壓解耦，風電機組的并網電氣特性獨立于發電機，因此風電機組的并網特性主要由變流器電網側的技術性能決定。另外，變流器采用了矢量控制技術，風電機組具備了電網側有功功率和無功功率的解耦控制特性。其電網側控制原理圖如圖1所示。

二、直驅風電機組無功功率調節能力

GB/T 19963－2011明確規定：“風電場安裝的風電機組應滿足功率因數在超前0.95－滯后0.95的范圍內動態可調”。因此直驅風電機組也具備了在額定功率、額定頻率下，當電網側電壓在90%－110%額定電壓之內時，超前0.95－滯后0.95的范圍的無功功率調節能力。

另外，風電機組都有接受上級自動電壓控制系統（AVC, Automatic Voltage control）指令的控制接口，如圖1所示。

三、發揮直驅風電機組無功調節能力所面臨的問題

圖1 直驅風電機組無功功率控制原理框圖

圖2 直驅風電機組PQ曲線

圖3 風電場簡化的一次單線圖

（1） 目前，已有的風電場并沒壓）有配置統一的無功功率/電壓管理系統，如圖1所示的風電機組外部無功功率指令接口處于閑置狀態。電力公司調度機構的自動化管理系統也沒有實現跟風電機組的直接通訊，難以利用風電機組的無功功率調節能力。因此，風電機組按標準設計的無功功率調節能力并未釋放。

（2） 直驅風電機組在額定工況下的無功功率調節能力是超前0.95－滯后0.95的范圍。當輸出有功功率小于額定功率時，實際上可以多發出上述范圍之外的無功功率，如圖2所示。同時，根據每臺風電機組的瞬時有功功率，可以進行無功功率指令的優化分配，以此使風電機組運行在最佳工況下，而其壽命不受任何影響。這一部分無功功率能力也是沒有得到充分利用。

（3） 直驅風電機組可以實現機端的恒功率因數控制（目前的默認設定是：功率因數為1.0）。實際上，根據工程實際運行情況，可以把功率因數設定在稍低的整定值上，以此減少主變低壓側集中型無功功率補償設備的投入數量/級數，進而減少其運行維護成本。

（4） 理論上，直驅風電機組完全可以實現無風或零功率狀態下的無功功率調節。目前，國內標準對此沒有明確要求，國內也沒有像國外一樣對無功電能的經濟補償措施，因此風電機組的這種能力已被忽略。但是，在實際工程中，風電場的主變和風電機組的箱變，在無風情況下會一直處于空載運行狀態，將消耗一定的無功功率。

風電場無功/電壓控制及存在的問題

一、 風電場無功功率/電壓控制基本原理

風電場對電網的影響中，風電場的“電壓問題”最為突出，如低電壓穿越、高電壓穿越、電壓質量、電壓異常保護等。其中，風電場并網點的穩態電壓控制是關鍵的因素之一。下面是風電場PCC點電壓控制的基本原理分析。

對某一個節點而言（按圖3），其電壓可用下式（1）計算獲得：

（1）

式中Unode為并網點電壓；C為電源電壓；K1、 K2分別為變壓器變比；Q為無功功率，P為有功功率；R、X為線路電阻電抗；Un為回路額定電壓。

從式（1）可知，從風電場端口向電網方向看，調節風電場PCC點電壓的方式有如下幾種：（1）調節變壓器變比。對風電場而言，一般都使用了帶有載調節分接頭的變電站，可以起到一定的作用。一般使用±8×1.25%方式。（2） 更改線路參數。風電場一旦施工完畢，其電阻是基本恒定的，電抗的變化特性也是固定的，沒有辦法在線進行調整。（3）調整線路額定電壓Un。風電場一旦設計完畢，該參數也沒有辦法調整。（4）調整電源電壓Un。因風電機組單機容量很小，布局分散，因此該方法目前而言不是主要調節措施。（5）調整電源輸出有功功率和無功功率。因X ＞＞R，所以風電場的電壓控制主要跟無功功率有關，即跟無功功率源－風電機組和無功功率補償設備有關。

二、風電場無功功率/電壓控制與管理問題

（1） 目前，已有的風電場并沒有配置統一的無功功率/電壓管理系統，甚至存在主變低壓側的幾臺集中型無功功率補償設備單獨進行控制（沒有協同工作機制），如圖1所示的風電機組外部無功功率指令接口也處于閑置狀態。尤其是像甘肅酒泉、新疆哈密這種大規模集中型接入的風電場群的實際并網項目中，并沒有配置基于分層次管理的無功功率/電壓控制手段。各個風電場無功功率補償/電壓調節措施不同步、不協調，必將導致因風電場之間無效/無用的無功電流傳送所導致的損耗增加等問題，甚至可能會引起風電場與風電場之間或區域電網和區域電網之間的電壓振蕩（如次同步振蕩、低頻振蕩等）。

（2） 風電場已安裝的集中型無功功率補償裝置類型不一，響應速度和控制精度等指標沒有按照同一標準設計，控制參數的設置和控制響應特性并沒有充分考慮本地電網實際特點。

（3） 目前，在中國大多數風電場在并網之前并沒有進行嚴格的并網影響分析和系統運行經濟性分析，因此風電場并網后各類無功功率/電壓控制問題的出現是必然的，與之對應的整個系統經濟性指標偏低問題也是可以理解的。

（4） 電網建設問題、電網規劃問題等宏觀環境對風電場的無功功率/電壓控制與管理也會帶來一定的影響，在此不再細述。

風電場無功/電壓管理平臺

針對在本文條款2和條款3所描述的諸多技術問題，有關單位一直嘗試找到較好的工程解決方案。 GE、金風科技等單位已經有了各自的實際產品，都能滿足工程實際需求。下面，將分享一下現有的各類無功/電壓管理平臺（Voltage/Var Management Platform，下文簡稱VMP）的基本原理和相關知識。

一、風電場VMP基本原理

一般而言，各種類型的風電場VMP的基本構造如圖4所示。從圖4可知，該系統對主變高低壓側電壓/電流進行直采，并根據電力系統AVC主站指令來控制風電機組的無功功率。實際上，該系統也可以作為主站來控制風電場內部的SVC等無功功率補償設備，并實現風電場無功/電壓的統一管理。

而風電場VMP的基本控制原理，如圖5。

從圖5可知，VMP控制器根據風電機組當時的運行狀態參數和風電場主變高壓側電壓/電流實測值等信息，優化分配上位機控制指令，實現了風電場并網點電壓等關鍵電氣參數的閉環控制，不僅滿足了并網規程之要求，同時也減少了風電場內部的網損。

二、風電場VMP基本功能

一般而言，風電場VMP具備如下基本功能：

（1）以不大于500ms的控制響應速度，控制風電場并網點的電壓或無功功率交換。

（2）以主/從控制模式實現與風電場SVC等集中型無功補償設備的協同控制。

（3）具備遠程/本地控制模式，較好地適應電網上一級的電壓/無功功率控制要求。

（4）在電網短路故障下，風電機組無功功率的控制功能與風電機組的低電壓穿越功能形成無縫切換，實現風電場的無功/電壓穩定。

圖4 VMP系統工作原理圖

圖5 VMP系統控制原理圖

三、風電場VMP客戶價值

充分挖掘風電機組單機的無功功率調節能力，減少甚至完全取代風電場SVC或SVG等集中型無功功率補償設備，減少設備投資及后期運行維護費用。根據不完全精確的統計數據，以一個5萬kW風電場為例，假設按慣例配備20%裝機容量的集中型無功功率補償設備，則其硬件投資大致650萬以上（設備按照300元/kVAr計算，還包括初期施工費用），其每年的耗電量大致50萬左右（如果配備空調設備則耗電更大）。可見，若配備VMP系統并以此充分挖掘風電機組的無功功率調節能力則可節約一定的設備投資費用和運行費用，并且可以避免因無功功率控制不協調/不統一所帶來的系統穩定性問題。另外，VMP的投入不僅使風電場滿足并網規程關于電壓/無功功率穩態控制方面的所有技術要求，而且為實現并網友好型風電場提供有力支撐。

結論

直驅風電機組等現代風電機組都具備較好的無功功率調節能力，如機端的恒電壓/恒功率因數/恒無功功率控制，也具備“無風待機狀態”下的無功功率貢獻能力。但是，風電場內的風電機組臺數眾多，風電機組之間沒有協調控制邏輯，很難通過風電機組單機自身的自動控制功能來保證風電場PCC點的相關指標，因此風電場并網點的控制應借助VMP、AVC等整場的綜合協調控制裝置，以滿足電網標準關于電壓/無功功率控制方面的要求。同時，也應強化風電場群SVC等常規、集中型無功功率補償設備的統一協同控制與管理。

(作者單位：艾斯卡爾：華北電力大學電氣與電子工程學院；艾斯卡爾、王海龍：新疆金風科技股份有限公司；劉少宇、朱斯：國網新源張家口風光儲示范電站有限公司)