風電場無功損耗分析及無功補償設備投退策略研究

曹天明，王 宏

1.新疆生產建設兵團紅星發電有限公司，新疆 哈密 839000 2.山西兆光發電有限責任公司，山西 臨汾 031400

0 引言

風電場無功功率的合理分配不僅可以穩定節點電壓，還可以降低風電場的損耗，提高整個風電場的效益。文章分析了某風電場的無功損耗及無功設備投退策略，可以為其他同類已建風電場的無功改造提供分析方法的參考，為新建風電場提高設計、建設、驗收標準找到現實依據。

1 風電場的基本情況

某風電場升壓站配置2臺25 MVA的主變壓器（主變），高壓側電壓為66 kV，低壓側電壓為10 kV；母線分為Ⅰ段和Ⅱ段，兩段母線分段運行，Ⅰ段母線與Ⅱ段母線間裝有母聯開關。Ⅰ段母線（Ⅰ母）并聯的無功設備為1#并聯電容器，額定容量為3 000 kVar，由一組斷路器控制，同時受1#電容出線柜開關控制；1#磁控電抗器的額定容量為3 000 kVar，配有1 000 kVar的并聯電容器，受1#電容出線柜開關控制。Ⅱ段母線（Ⅱ母）并聯的無功設備為2#并聯電容器，額定容量為3 000 kVar，由一組斷路器控制，同時受2#電容出線柜開關控制；2#磁控電抗器的額定容量為3 000 kVar，配有2 000 kVar的并聯電容器，由一組斷路器控制，同時受2#電容出線柜開關控制。

Ⅰ母的無功調節為-2 000～4 000 kVar的連續調節，而不投入電容器組時其無功調節為-2 000～1 000 kVar連續調節；Ⅱ母的無功調節為-1 000～5 000 kVar的連續調節，當不入投電容器組時其無功調節為-1 000～2 000 kVar的連續調節。此外，只有各段磁控電抗器（MCR）投入時各段電容器才能投入。

2 風電場的無功損耗計算

2.1 箱式變電站（箱變）無功損耗的計算

箱變無功損耗的計算式如下：

式中：Ue為變壓器額定電壓，kV；Se為箱變額定容量，kVA；XT為變壓器電抗的有名值；Uk為變壓器短路阻抗；ΔQT為變壓器的無功損耗；I0為變壓器空載電流；P、Q分別為通過變壓器的有功功率和無功功率；U為變壓器電壓，kV。

風電場Ⅰ期（1#～24#風機）箱變的額定容量為900 kVA，額定電壓為10.5 kV，空載電流為0.29，短路阻抗為6%。在風機滿發（850×24=20 400 kW）的情況下，風機的無功功率為0，箱變的無功損耗為50.78 kVar。Ⅰ期全部機組滿發的無功損耗為1 218.64 kVar。

風電場Ⅱ期（25#～50#風機）箱變的額定容量為900 kVA，額定電壓為10.5 kV，空載電流為0.8，短路阻抗為6%。在風機滿發（850×24=20 400 kW）的情況下，風機的無功功率為0，箱變的無功損耗為55.37 kVar。Ⅱ期全部機組滿發的無功損耗為1 439.53 kVar。

2.2 主變無功損耗的計算

風電場Ⅰ期（1#～24#風機）主變的額定容量為25 000 kVA，額定電壓為66 kV，空載電流為0.13，短路阻抗為9.2%。在風機滿發的情況下，風機的無功功率為0，主變的無功損耗為1 563.97 kVar。

風電場Ⅱ期（25#～50#風機）主變的額定容量為25 000 kVA，額定電壓為66 kV，空載電流為0.13，短路阻抗為9.2%，在風機滿發的情況下，風機的無功功率為0，主變的無功損耗為1 829.85 kVar。

2.3 集電線路無功損耗的計算

風電場集電線路的導線型號有LGJ-185、LGJ-120、LGJ-50三種，為了簡化計算，假設全長集電線路的型號為LGJ-120。集電線路無功損耗的計算公式如下：

式中：ΔQ為集電線路無功損耗，kVar；S為線路傳輸的視在功率，kVA；X為線路單位長度阻抗，0.45 Ω/km；P、Q分別為線路傳輸的有功功率和無功功率，Q取0。利用式（3），根據風電場集電線路的相關參數，可以計算得到集電線路的無功損耗。

2.4 不同功率下的無功損耗統計

根據箱變、主變、集電線路的無功損耗計算公式，可以得出在不同發電功率下各個輸電設備的無功損耗（見表1～表3），這些計算值可以為無功設備投切點的設置提供參考[1]。

表1 箱變在不同發電功率下的無功損耗（Q=0）

表2 主變在不同發電功率下的無功損耗（Q=0）

表3 集電線在不同發電功率下的無功損耗（Q=0）

3 無功補償設備投退策略

根據風電場無功補償設備的接線及無功損耗計算結果，制訂以下無功補償設備投退策略。

（1）在風電場接入電網時投入MCR，根據風電場的發電情況適時投入電容器組[2]。

（2）當全場有功功率達到21 000 kW（50%裝機）時投入Ⅰ母電容器組，當全場有功功率達到29 750 kW（70%裝機）時投入Ⅱ母電容器組。通過投入不同容量的電容器組提高設備的利用率，同時減少投切次數和對設備的沖擊。電容器組的退出順序與投入順序相反。

（3）運行的風電機組突然全部退出時，應及時退出風電場容性無功補償設備，防止電壓超過規定值，造成設備的損壞。

（4）電容器組投切間隔應大于1 h，并定期切換，每日投切次數應控制在3次以內[3]。

4 無功補償設備投入后的線損功率計算

假設風電場恒定電壓為66 kV，當風電場的無功損耗通過風電場的無功補償設備時，線路傳輸的無功功率減少，線路減少的有功功率損耗為

式中：ΔPL為風電場無功補償設備投入后減少的有功功率凈損耗，kW；Q為風電場不投入無功補償設備時輸電線路上傳輸的無功功率，kVar；Qc為無功設備的容量，kVar；R為線路電阻，Ω。

同時，通過主變傳輸的無功功率減少，其減少的有功功率損耗為

式中：ΔPT為線路傳輸的部分無功通過主變減少的有功功率損耗，kW；P0為主變的實時功率，kW；S為主變額定容量，kVar；PK為主變負載損耗，kW。

當風電場投入無功補償設備時，其減少的功率損失為

當Qc=Q時，減少的功率損耗最大，為14.91 kW，每小時最多節約14.91 kW·h的電能。

5 結果與討論

在風電場發電功率為10 000 kW、無功功率為325 kVar時，MCR的損耗為12 kW（FC未投）。風電場現有的MCR控制策略為控制出線功率因數為1，此時MCR的損耗較大。2019年3月6日—9日依據上述無功優化方案進行了試驗，投入無功設備消耗的平均有功功率為44.1 kW。同時，根據統計，風電場2017年未投入無功補償設備時的平均線損率為0.40%，2017年的發電量為8 443×104kW·h，平均的損耗功率為38.6 kW/h，無功補償設備的損耗功率比線損平均損耗功率大。因此，投入無功補償設備后風電場的用電率增加，風電場的整體損耗增大。產生以上結果的主要原因如下：

（1）風電場的出線線路較短（5.06 km），裝機容量不大（42.5 MW），線路傳輸無功功率導致的線損較少，投入無功補償設備后效果不明顯；

（2）無功補償設備運行方式設計不合理，電容器組與MCR共用一個開關，運行方式不靈活，兩者同時投入時會相互抵消，增加了不必要的損耗；

（3）整個電站無統一、協調的無功控制系統，自動化程度低，無功補償設備運行效率較低；

（4）風電場無功補償設備生產較早，當時對設備的節能指標要求較低，導致無功補償設備本身耗能較大；

（5）風機無法實現P、Q解耦控制，不能就地平衡箱變、集電線路的無功損耗，無功不能按層補償，電容器仍需對箱變、集電線路補償，導致無功損耗增加，無功優化效果差。

綜上所述，在現有情況下此風電場不適合投入無功補償設備，投入后會增加風電場的損耗。

6 對已建風電場及新建風電場的建議

（1）如果沒有各輸變電設備的實際測量參數，無功優化時只基于出廠參數和經驗值計算無功損耗的參數，結果難免和實際運行結果有偏差。建議建設人員測量設備的實際參數，為理論分析提供堅實基礎。

（2）根據風電場實際接入情況優化站內的無功補償設備，避免過度投資。

（3）風電場無無功自動化監控系統，人工調整無功設備運行方式的實時性差，并會增加運維人員工作量，并影響無功優化的效果。建議增加無功監控管理平臺，統籌、協調全場無功補償設備的投切及出力，減少無功在全場內的流動。

（4）通過調研發現遼寧大部分風電場沒有投運無功補償設備，而且無功補償設備種類、廠家繁多，缺少投入無功補償設備對風電場用電的影響的具體統計數據，無法對比分析各種類型無功補償設備投入后減少的電能與投入的無功補償設備自身工作增加的全場損耗，無法明確各廠家設備的質量。建議相關人員定期對各類無功補償設備進行投切，檢驗其性能并統計損耗，為后期設備選型提供參考。