风电场无功补偿及电能质量分析

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摘要：随着风电项目不断发展，风力发电对电网的影响也进一步显现。本文对风电项目无功补偿配置及电能质量分析等方面进行论述，希望能为该方面的研究提供参考。

关键词：风力发电；电能计量；电能质量

中图分类号：TM315文献标识码： A

1引言

为了满足广西经济和社会发展对能源的需求，保证能源安全，广西能源长远发展一方面必须实施能源形式多元化战略，在开发利用水能资源、煤炭资源的同时，积极发展核能、风能和太阳能等新能源。其中，风力发电为地区电网提供一个高效、清洁的电源，能够有效缓解地区电网的电力供需矛盾。风能是清洁的可再生能源，风能的利用能改善能源结构，节约煤炭资源，减少煤炭燃烧导致的污染排放量，有利于保护环境，有利于满足低碳经济社会发展的需要。因此，今年来广西大力发展风电项目，目前建成或正在建设的风电项目有资源金紫山风电场、兴安石板岭、界首、严关、平岭、西坑风电场、富川邓家坝风电场、容县杨村风电场等众多项目。但是风力发电在无功功率、电能质量等方面对电网具有相当的影响。本文重点对广西风电项目无功补偿配置及电能质量分析等方面进行论述。

2无功补偿配置分析

依据《南方电网风电场接入电网技术规范》（Q/CSG110008-2011）、《风电场接入电力系统技术规范》（GB/T 19963-2011）、《大型风电场并网设计技术规范》（NB/T 31003-2011）中的要求：

1）无功电源：风电场安装的风电机组应满足功率因数在超前0.95~滞后0.95的范围内动态可调。

2）无功容量配置：对于直接接入公共电网的风电场，其配置的容性无功容量能够补偿风电场满发时汇集线路、主变压器的感性无功及风电场送出线路的一半感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿风电场送出线路的一半充电无功功率及风电场自身的容性无功功率，其中动态无功补偿装置的容量应不小于总补偿容量的50%。

3电能质量分析

3.1电压偏差

根据《南方电网风电场接入电网技术规范》（Q/CSG110008-2011）、《风电场接入电力系统技术规范》（GB/T 19963-2011）、《大型风电场并网设计技术规范》（NB/T 31003-2011）的要求，风电场接入电力系统后，并网点的电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%，一般应为额定电压的-3%～+7%。

3.2电压闪变

根据依据《电能质量 电压波动和闪变》（GB /T12326-2008），PCC点在系统正常运行的较小方式下，以一周（168h）为测量周期，所有长时间闪变限值都应该满足表2.3-1中闪变限值的要求。

表2.3-1公共连接点的电压闪变限值

1 0.8

《电能质量 电压波动和闪变》规定，波动负荷单独引起的闪变值根据用户负荷大小、其协议用电容量占总供电容量的比例及电力系统公共连接点的状况，分别按三级作不同的规定和处理。具体内容可参见该规定。

另外，还需考虑闪变传递系数，电力系统不同母线节点上闪变传递系数计算方法如下图所示，可按下式简化计算：

图2.3-1闪变传递计算示意图

(2.3-1)

式中，为节点B短时闪变传递到节点A的传递系数；

――节点B短时闪变值传递到节点A，在节点A引起的短时闪变值；

――节点B上的短时闪变值；

――节点B短路时节点A流向节点B的短路容量；

――节点A的短路容量；

―― 节点A短路时节点B流向节点A的短路容量。

闪变的叠加，n个波动负荷各自引起的闪变和背景闪变在同一节点上相互叠加，其短时闪变值可按照下列公式计算：

(2.3-2)

其中：

m――值取决于主要闪变源的性质及工况的重叠可能性。

m=1――用于波动负荷引起电压变动同时发生重叠率很高的状况。

m=2――用于随机波动负荷引起电压变动同时发生的状况。

m=3――用于波动负荷引起电压变动同时发生可能性很小状况。

m=4――仅用于熔化期不重叠的电弧炉所引起的电压变动合成。

本报告m取3。

3.3风电场最大功率变化的推荐限值

《南方电网风电场接入电网技术规范》给出风电场最大功率变化的推荐限值见表2.3-2。

表2.3-2风电场有功功率变化限值推荐限值

风电场装机容量（MW） 10min最大有功功率变化限值（MW） 1min最大有功功率变化限值（MW）

30-150 装机容量/3 装机容量/10

>150 50 15

表中风电场10min最大功率变化一般不超过其装机容量的33％，1min最大功率变化一般不超过其装机容量的10％。以上要求也适用于风电场的正常停机。因风速降低或风速超出切机风速而引起的风电场有功功率变化超出最大有功功率变化限值的情况可以接受。

本报告取风场1min的有功出力变化率为装机容量的10%。

3.4谐波判定

（1）谐波电流允许值

根据《电能质量 公用网谐波》规定，公共连接点的全部用户向该点注入的谐波电流分量（方均根值）不应超过下表规定的允许值：

表2.3-3注入公共连接点的谐波电流允许值

表2.3-3给出的是对应基准短路容量下的谐波电流，当枯小方式下公共连接点处的短路容量不同于上表中的基准短路容量时，表中谐波电流允许值的换算公式如下：

（2.3-3）

式中 ――公共连接点的最小短路容量，MVA；

――基准短路容量，MVA；

――第次谐波电流允许值，A；

―― 短路容量为时的第次谐波电流允许值。

根据《电能质量 公用网谐波》（GB/T 14549-1993），PCC点处第i个用户的第h次谐波电流允许值按照公式如下：

（2.3-4）

式中――第i个用户的用电协议容量，MVA

――公共连接点的供电协议容量，MVA

――相位叠加系数，按表2.3-4取值。

表2.3-4谐波相位叠加系数

h 3 5 7 11 13 9|＞13|偶次

1.1 1.2 1.4 1.8 1.9 2

4建议与有关要求

a）为保证风电场并网后能够安全、稳定运行，建议风电场并网运行后及时开展实测工作，为相关风电工程建设、运行提供有益参考。

b）系统对风电场提出如下要求：

1）风电机组应具备低电压穿越能力

低电压穿越能力（LVRT：Low Voltage Ride Through）是指：电网故障引起电压跌落，风电场在电网发生故障时及故障后，保持不脱网连续并网运行的能力。理想情况下，除不切机外，低电压穿越还包括风电机组向电网发送无功、在电压降落情况下帮助恢复电压的能力。

根据《南方电网风电场接入电网技术规范》（Q/CSG 110008-2011），对于目前尚不具备低电压穿越能力且已投运的风电场，在技术条件具备情况下应积极开展机组改造工作，以具备低电压穿越能力。对于新建风电场必须具备低电压穿越能力。图5-1为对风电场的低电压穿越要求，具体如下：

图5-1风电场低电压穿越要求

a）风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保证不脱网连续运行625ms的能力；

b）风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行。

2）风电场应具备功率调节能力

风电场应具有调节、限制其有功功率变化的能力和一定的电压调节及无功功率输出能力。在风电场并网以及风速增长过程中，风电场有功功率变化应当满足电网调度部门的要求。为实现对功率的控制，风电场需配置功率控制系统（功率管理平台），接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率控制信号，确保风电场最大有功功率值及有功功率变化值不超过电网调度部门的给定值。

3）风电场应具备风电功率预测预报的能力，并按要求开展风电功率预测预报。

根据《国家能源局关于印发风电场功率预测预报管理暂行办法的通知》（国能新能〔2011〕177号）中的要求，并网风电场应具备风电功率预测预报的能力，并应按要求开展风电功率预测预报、上报工作。

风电功率预报分日预报和实时预报两种方式。日预报是指对次日0时至24时的预测预报，实时预报是指自上报时刻起未来15分钟至4小时的预测预报，时间分辨率均为15分钟。日预报要求并网风电场每日在规定时间前按规定要求向电网调度机构提交次日0时24时每15分钟共96个时间节点风电有功功率预测数据和开机容量。实时预报要求并网风电场按规定要求每15分钟滚动上报未来15分钟至4小时风电功率预测数据和实时的风速等气象数据。风电场功率预测系统提供的日预测曲线最大误差不超过25%；实时预测误差不超过15%。全天预测结呆的均方根误差应小于20%。

风电场的风电功率预测系统必须满足电力二次系统安全防护的有关要求，与电网调度机构的风电功率预测系统建立接口并运行于同一安全区，自动向电网调度机构实时传送预测结果。

5小结

现代风力发电通常通过电力电子设备构成的功率变换器实现功率变换及并网，由于电力电子转换器增加非线性负载，将可能会引起电网电流、电压波形发生畸变，造成电网谐波污染；同时风力发电的随机性及不确定性，将会对电网电压造成影响；对风电场的无功补偿也有一定的要求。因此为了保证电网的安全稳定运行，对风电场开展无功配置和电能质量分析等是有重要意义的。

参考文献

《南方电网风电场接入电网技术规范》（Q/CSG110008-2011）.

《风电场接入电力系统技术规范》（GB/T 19963-2011）..

《大型风电场并网设计技术规范》（NB/T 31003-2011）

《国家能源局关于印发风电场功率预测预报管理暂行办法的通知》（国能新能〔2011〕177号）

《电能质量 电压波动和闪变》（GB /T12326-2008）