汪洋
福建福清核电有限公司 福建省 福清市
摘要：为积极应对全球气候变化,体现大国责任担当，我国积极推动温室气体减排，并制定了“3060”目标，即力争在2030年达到碳排放峰值，努力争取在2060年实现碳中和的目标。在此背景下，海上风电成为沿海地区现阶段最具开发价值和开发潜力的可再生清洁能源。本文根据海上风电场的特点，提出适用于现阶段海上风电场的无功补偿配置方案。针对目前几种主流的应用于风电场的无功补偿装置的原理及优缺点进行了对比分析，对不同类型的补偿设备进行了对比分析，提出了优化选型方案。
关键字：海上风电；HVAC；无功补偿
1 海上风电场输电并网技术
海上风电场并网技术主要分为高压交流(High Voltage Alternating Current，HVAC)和高压直流输电(High Voltage Direct Current，HVDC)，本文针对高压交流输电方式（HVAC）的特点和应用进行分析。
海上风电场高压交流并网一般通过二级升压，即发电机端电压690V通过箱变升压到35kV，通过海底电缆汇集到海上或陆上的升压站，经过主变压器升压到220kV后，再通过高压主海缆或陆上架空线并入电网。
目前，国内海上风电场全部采用HVAC并网，技术和设备比较成熟可靠，运行经验丰富。在一定的容量和输送距离下，交流输电的经济性很好。一般而言，离岸距离10km以内、规模小于100MW的小型近海风场，不设置海上升压变电站，采用35kV中压海缆直接登陆后通过陆上升压变电站进行升压并网；海上风电场的装机容量150MW-500MW，离岸距离超过10km，需要设置海上升压变电站，风机通过集电线路汇集至海上升压平台，升压至220kV，通过交流高压海缆登陆后接入电网。
随着海上风电机组大型化发展，单个风场开发规模不断增大，HVAC并网存在下列技术瓶颈：
1)HVAC并网需要风电场和电网严格保持同步，而风机对并网点交流母线电压较为敏感。运行经验表明，交流系统电压大幅波动是风机退网的主要原因之一。
2)海缆长度超过一定数值后，需要很大的感性无功补偿装置。例如，英国London Array海上风电项目离岸近百公里，在海缆中间进行无功补偿的成本非常高。
2 无功补偿配置方式研究
2.1 风电场无功补偿相关的标准
2.1.1 相关导则、标准规范的发展过程
为了保证风电场并网运行的安全可靠，我国制定了相关的技术标准规范。从较早的《电力系统安全运行导则》就提出，电力系统无功补偿的原则是分层分区，就地平衡。《电力系统电压和无功电力技术导则》规定了各电压等级线路允许的电压偏差等。
随着国内风电发展，国家制定了《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T 19963-2016）和能源行业标准《大型风电场并网设计技术规范》，它们共同规定了风电场并网相关的技术要求。《大型风电场并网设计技术规范》的要求偏向设计领域，《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T 19963-2016）则是通用技术要求，以下对国标中的相关要求进行介绍。
2.1.2 国标对风电场无功补偿、电压控制的要求
《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T 19963-2016）要求，风电场要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力；当风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。风电场的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置。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场内汇集线路、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自身的容性充电无功功率和风电场送出线路的一半充电无功功率。
2.2 风电场无功补偿装置
2.2.1 并联电容器/电抗器
1)风电场出力较低时，如果母线电压高，则投入对应容量的电抗器；
2)随着风电场增加出力，母线电压下降到下限附近时，先退出电抗器；
3)风电场出力继续增加，母线电压再次下降到下限，则投入对应容量的电容器。
根据运行方式和主接线不同，上述控制策略可能会有差异。但是根据出力变化分组投切电容器/电抗器来调节母线电压的控制原则是不变的。
这种补偿方式投资较少，技术成熟、维护方便，运行功耗较低，但是也存在明显缺点：
1)采用SF6断路器进行投切，操作复杂、可靠性较差；
2)响应速度慢，尤其在故障期间无法快速投切，对维持风电场暂态电压稳定的作用很有限；
3)无法实现连续调节，不可避免出现过补偿和欠补偿的问题。
2.2.2静止无功补偿器SVC
SVC（Static Var Compensator）是目前电力系统中应用最多、技术最成熟的动态无功补偿设备，主要分为晶闸管控制电抗器（Thyristor Control Reactor, TCR型）和晶闸管投切电容器（Thyristor Switch Capacitor, TSC型）两种基本类型，下面进行具体分析。
TCR型SVC的等值电路它由两个反并联的晶闸管和一个电抗器串联，通过改变晶闸管的开放角来改变电抗器的容量。在正常运行范围内，TCR可以视为连续可调的电抗。
TSC型SVC的等值电路它由电容器、反并联晶闸管和阻抗很小的限流电抗器组成。如果在不适当的时机投入电容器会导致浪涌电流，因此需要设置限流电抗器对浪涌电流进行限制。另外，限流电抗器需要与电容器参数搭配，避免在某些特定频率上与系统电抗发生谐振。
由于电容只能在一个周期的特定时刻投入，因此TSC只能提供0或者最大容性电流，表现为不连续的调节特性。在实际应用中，可以将多个TSC并联，根据需要逐个进行投切，从而获得近似连续的容抗；也可以将TCR和TSC并联，实现连续可控的阻抗值。由于晶闸管为半控型元件，TCR和TSC的响应速度一般为40-60ms，仍然不能实现快速动态跟踪负荷变化，对暂态情况下电压支撑能力不够好。
另外还有晶闸管投切电抗器TSR、晶闸管控制高阻抗变压器TCT、磁控电抗器MCR和饱和电抗器SR等，这些都是基于TCR和TSC发展而来的，在此不做详细介绍。
2.2.3 静止无功发生器SVG
SVG（Static Var Generator）采用绝缘栅双极型晶体管（IGBT）组成逆变器，通过适当地调节逆变器交流侧输出电压的相位和幅值，或者直接控制其交流侧电流，从而控制注入系统的无功电流。SVG响应时间短，一般为5-10ms，且它本身谐波少，电能质量更好。
2.3 海上风电场无功补偿配置方式
由于海上风电场离岸距离、建设规模不同，决定了是否建设海上升压站。然而海上升压站与陆上升压站在总平面布置、设备选型、安装维护便利性以及工程造价方面有很大差别，这对海上风电场无功补偿配置方式有较大影响。因此，以下根据是否建设海上升压站，对海上风电场的无功补偿配置方式进行讨论。
2.3 1 通过35kV集电线路接入陆上升压站并网
根据标准规范的要求，并结合工程实际，一般在陆上升压站集中配置动态无功补偿装置，通常安装在主变低压侧母线上。装置的容性和感性容量应满足规范要求。结合各种补偿装置的特点，考虑到双向输出和快速响应的需要，补偿装置宜选择SVG。
2.3.2 35kV集电线路接入海上升压站后通过高压主海缆并网
1)在海上升压站的主变低压侧配置低压电抗器，补偿容量为35kV集电线路的充电无功。如果高压主海缆很长（例如欧洲的海上风电场离岸上百公里），配置的低压电抗器容量还要考虑高压主海缆充电功率的40%-50%。
2)在陆上集控中心配置高压电抗器，补偿容量为高压主海缆的充电功率。如高压主海缆很长，在陆上布置的高压电抗器的容量仅考虑高压主海缆充电功率的50%-60%。
3)另外，需要集中配置一定容量的动态无功补偿装置，安装位置要根据海上升压站总平面布置、场内无功潮流等因素进行技术经济比较后确定，视情况安装在海上升压站或者陆上集控中心。补偿装置的容性容量应满足风电场满发时机组箱变、升压站主变的无功损耗以及送出线感性无功损耗的一半；感性容量应满足送出线路充电功率的一半。考虑到双向输出和快速响应的需要，补偿装置建议选择SVG。
结语：
随着海上风电进一步向远海发展，海上升压站容量和高压海缆长度大幅增加，以及VSC-HVDC并网技术的应用，海上风电场电压、无功的特点也在不断发生变化，今后需要对海上风电场无功补偿配置方式和使用的补偿装置进一步跟踪研究。
参考文献:
[1] 王爽，高长征，交流并网海上风电场无功配置原则研究，东北电力技术，2016，37（4），42-46