CN112838597A - 一种海上风电场送出系统的无功补偿配置方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及海上风电场送出系统的无功补偿配置方法，具体步骤为：（1）建立海上风电场送出系统的数学模型，考虑海上风场出力变化与并网点电压变化，基于海上升压站电压与海缆沿线电压电流限制条件，确定了所需补偿的海上高抗值；（2）在接入海上高抗的风场送出系统中，根据不同工况下并网点无功功率为零，确定陆上高抗值的选定范围，考虑在并网点处所需配置SVG装置容量最小，选定陆上高抗值；（3）最后遍历所有工况，给出了所推荐的SVG容量。有益效果：该方法能够结合风场接入相关标准，解析计算对于实际送出工程可配置的海上高抗参数与陆上高抗参数，以及陆上集控中心所配置的SVG容量。

Description

一种海上风电场送出系统的无功补偿配置方法

技术领域

本发明涉及电力输送技术领域，尤其涉及一种海上风电场经高压交流海缆送出系统的无功补偿配置方法。

背景技术

目前近海海上风电的典型接入形式为近海风电场经由二级升压方式，即风力发电机(wind turbine，WT)出口电压0.69kV，经由风机箱变升压至35kV后，各自通过35kV中压海缆汇流至220kV升压站，最终经由220kV高压海底电缆接入陆上集控中心。与陆上交流电网中常见的架空线路对比，交流电力电缆的对地电容是相同电压等级架空线路的15-20倍，但其串联阻抗为相同电压等级架空线路的0.5-1倍。随着电缆传输距离的不断增大，高电压、大截面、长距离的交流海缆导致的无功电压问题将更加突出，由此带来的充电功率大量盈余，无法就地平衡。同时，由于风能资源的波动性导致风场送出有功的不确定，以及陆上交流电网的电压波动，导致海缆的沿线电压电流不尽相同。

目前看来，海上风电场接入系统相应的无功配置问题是海上风场送出工程的现实问题，需要对于海上风电送出系统进行相应的无功补偿装置配置，满足在运行过程中的无功就地平衡以及海缆沿线的电压电流限制条件，满足相应的海上风电场接入技术规定，因此急需一种针对海上风电场经高压交流海缆送出系统的无功补偿配置方法。

发明内容

本发明目的在于上述现有技术的不足，提供了一种海上风电场经高压交流海缆送出系统的无功补偿配置方法，具体由以下技术方案实现：

所述海上风电场送出系统的无功补偿配置方法，包括如下步骤：

步骤1)构建海上风电场经高压交流海缆的送出系统，所述送出系统包括：海上风电场及集电系统、海上升压站、高压交流输电海缆、高压交流输电陆缆以及陆上集控中心，海上风电场及集电系统依次经海上升压站、高压交流输电海缆、高压交流输电陆缆与陆上集控中心电连接，所述海上升压站的高压侧加装有海上高压电抗器，陆上集控中心加装有陆上高压电抗器与SVG装置；

步骤2)结合海上风场出力变化与并网点电压变化，基于海上升压站电压与海缆沿线电压电流限制条件，确定海上高压电抗器所需补偿的海上高抗值；

步骤3)在接入海上高抗的风场送出系统中，以不同工况下并网点无功功率为零作为条件，确定陆上高压电抗器的陆上高抗值的选定范围；

步骤4)在陆上高抗的取值范围内，考虑不同工况下并网点无功功率均需为零的条件，以并网点处所需配置SVG装置的容量最小为目的，选定陆上高抗值，将得到的SVG装置容量设置为陆上集控中心所需要的最小SVG装置容量，将最小SVG装置容量对应的陆上高抗值设置为最终并联的陆上高抗值，至此完成海上风电场送出系统的无功补偿配置。

所述海上风电场送出系统的无功补偿配置方法的进一步设计在于，所述步骤2)中结合海上风场出力变化与并网点电压变化时，根据式(1)海缆首端电压幅值满足边界条件限制；并在此基础上根据式(2)、式(3)海缆沿线各点电压与电流分布满足设备制造厂商所给定的对应限制，

其中，

为海上升压站高压侧节点的电压相量，U_{2_max}为海上升压站高压侧的电压值限制，取1.1pu；

为海缆的沿线电压相量，U_{cable1_max}为海缆的沿线电压限制，取1.1pu；

为海缆的沿线电流相量，I_{cable1_max}为海缆的沿线电流限制。

所述海上风电场送出系统的无功补偿配置方法的进一步设计在于，所述步骤3)中在每一固定工况下根据所述送出系统注入并网点的无功功率为零限制，根据式(4)的限制条件，解析计算得到每一工况下的所需并联陆上高抗范围值，

其中，

为海上风电送出系统注入到并网点的复功率；Im()表示取复数的虚部。

所述海上风电场送出系统的无功补偿配置方法的进一步设计在于，所述步骤3)中在得到不同工况下所需并入系统的陆上高抗范围值后，通过限制条件(5)，最终确定出接入系统的陆上高抗值，

|Q_{SVG+_max}|＝|Q_SVG-_{_max}| (5)

其中，Q_{SVG+_max}为SVG装置向风电送出系统注入无功功率的最大值，Q_{SVG-_max}为SVG装置从风电送出系统吸收无功功率的最大值。

本发明的优点如下：

本发明在海上风电场送出系统的海上升压站高压侧仅配备高压电抗器，相较于在海上升压站配置其他无功补偿装置而言，占地面积小，经济性强。同时根据此无功补偿方法计算所得海上所装设的高抗值能限制计算工况范围内海上升压站高压侧电压与海缆的沿线电压电流值。

另一方面，本发明在海上风电场送出系统的陆上集控中心配置高压电抗器与动态无功补偿装置，在考虑了不同风场有功出力与交流系统电压波动的情况下，其计算所得SVG装置吸收与发出无功的上限值一致，具有较高的经济性，不存在无功容量浪费。

附图说明

图1为本发明海上风电场送出系统结构示意图。

图2为本发明海上风电场送出系统等效电路模型示意图。

图3为本发明海上升压站主变压器等效电路模型示意图。

图4为本发明高压交流输电海缆等效电路模型示意图。

图5为本发明高压交流输电陆缆等效电路模型示意图。

图6为本发明无功配置方法流程示意图。

图7为本发明未装设海上高抗海缆沿线电压波形示意图。

图8为本发明未装设海上高抗海缆沿线电流波形示意图。

图9为本发明装设海上高抗后海缆沿线电压波形示意图。

图10为本发明装设海上高抗后海缆沿线电流波形示意图。

图11为本发明装设海上高抗后送出系统注入陆上交流系统无功功率为零陆上所需装设高抗值示意图。

图12为本发明装设海上高抗与陆上高抗后不同风场有功出力与不同并网点电压工况下海上风电场送出系统注入并网点的无功功率示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的技术方案进行进一步说明。

本实施例的海上风电场送出系统的无功补偿配置方法，包括如下步骤：

步骤1)构建海上风电场经高压交流海缆的送出系统，所述送出系统包括：海上风电场及集电系统、海上升压站、高压交流输电海缆、高压交流输电陆缆以及陆上集控中心，海上风电场及集电系统依次经海上升压站、高压交流输电海缆、高压交流输电陆缆与陆上集控中心电连接，所述海上升压站的高压侧加装有海上高压电抗器，陆上集控中心加装有陆上高压电抗器与SVG装置；

步骤2)结合海上风场出力变化与并网点电压变化，基于海上升压站电压与海缆沿线电压电流限制条件，在取到不等式临界条件时，确定海上高压电抗器所需补偿的海上高抗值。

步骤3)在接入海上高抗的风场送出系统中，根据不同工况下并网点无功功率为零，先确定陆上高压电抗器的陆上高抗值的选定范围。

步骤4)在陆上高抗的取值范围内，考虑不同工况下并网点无功功率均需为零的条件，以并网点处所需配置SVG装置的容量最小为目的，选定陆上高抗值，此时得到的SVG装置容量即为陆上集控中心所需要的最小SVG装置容量，此时对应的陆上高抗值即为最终并联的陆上高抗值；

根据海上风电场接入陆上电网的相关标准与技术规定，可得对应的无功配置与电压准则如下所示：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；对于通过220kV风电汇集系统送出至陆上电网的风电场，其配置的感性无功容量能够补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的全部充电无功功率；当公共电网电压处于正常范围内时，风电场应当能控制风电场并网点电压在标称值电压的97％～107％范围内。

在图2的海上风场送出系统解析计算模型中，考虑并网点节点4为平衡节点，此时海缆的沿线电压电流值仅受海上升压站高压侧所接入的无功补偿装置影响。同时考虑到海上升压平台的造价相较陆上集控中心而言较高，且SVG相较于高压并联电抗器而言，具有一定的故障率。补偿方案按如下原则考虑：首先在海上升压站高压侧加装高压电抗器，然后在陆上集控中心侧加装高压电抗器和SVG装置。

根据海上风电场的接入规定，对于图2所示的海上风电场送出系统等效电路模型，考虑的边界条件为风电场及集电系统出口处有功出力从0至满发，无功为0；并网点运行电压选取0.97pu，1.0pu，1.025pu，1.05pu，1.07pu(基准值为220kV)五种情况。

在解析计算时，将并网节点4视为平衡节点。此时，海上升压站高压侧节点2(后文简称节点2)的电压值与海缆的沿线电压电流值仅受所并入的海上高抗影响。

由此，综合考虑选取海上高抗的限制条件为：

(1)对于所给定的稳态运行工况，即考虑风场有功出力变化与并网点处的电压变化时，海上升压站高压侧电压需满足电压限制准则，即海缆首端电压幅值需满足边界条件限制。

(2)对于所给定的稳态运行工况，同样考虑风场有功出力变化与并网点处的电压变化后，海缆沿线各点电压与电流分布需满足设备制造厂商所给定的对应限制。

对于接入海上高抗的风电送出系统，需满足下列条件。海上风场出力变化与并网点电压变化时，海上升压站高压侧的电压值也在随之变化，同时海缆沿线的电压电流值也在随之变化。在海上升压站高压侧接入的并联的高压电抗器需要满足式(1)，由电路知识可知，所并联的高压电抗器容量越大，海上升压站高压侧电压值越小，但高抗造价越高，因此在式(1)取到等号时，海缆首端电压幅值正好满足边界条件，同时并入的海上高抗经济性最高。根据式(1)取等号时的临界条件，得到海上升压站高压侧并联高抗的初值，在海上风电送出系统中并入满足式(1)取等号得到的海上高抗后，潮流计算得到送出系统中的各节点电压与支路电流，由经典长线方程得到海缆的沿线电压与电流值，结合式(2)、式(3)中设备制造厂商所给定的海缆沿线电压与电流限制条件，对于初步得到的海上高抗值进行修正，直到系统中并入的海上高抗值同时满足式(2)、(3)，并且在式(2)取到等号，或者式(3)取到等号，或者式(2)、(3)同时取到等号时，得到此时所确定的海上高抗值，即为最终所确定的海上高抗值，此时需要的海上高抗无功容量最小，经济性高，

其中，

为节点2的电压相量，U_{2_max}为海上升压站高压侧的电压值限制，取1.1pu(242kV)；

为海缆的沿线电压相量，U_{cable1_max}为海缆的沿线电压限制，取1.1pu(242kV)；

为海缆的沿线电流相量，I_{cable1_max}为海缆的沿线电流限制。

在风电送出系统中并入海上高抗后，同样考虑风场有功出力变化从0至满发，以及并网点运行电压选取0.97pu，1.0pu，1.025pu，1.05pu，1.07pu五种运行工况。

进一步地，海上风电场送出系统装设无功补偿装置后，其并网点处与陆上交流网的无功功率交换为零。因此考虑在并网点处加装陆上高抗与SVG装置。采用SVG装置进行无功补偿相较于高抗补偿而言，经济性大幅下降且具有一定的故障率。故优先考虑采用陆上高抗对于风电送出系统进行无功补偿。

在海上风电送出系统中，接入步骤2)所确定的海上并联高抗后，考虑海上风场的有功出力变化，以及陆上集控中心高压侧母线的电压幅值波动变化，根据风电送出系统注入并网点的无功功率为零的限制条件，即式(4)的限制条件，解析计算得到陆上集控中心处所需并联的陆上高抗值的范围，

步骤3)中考虑风场有功出力变化与陆上集控中心母线电压幅值变化，根据式(4)得到陆上高抗的取值范围后，遍历陆上高抗值的取值范围：在接入前述确定的海上高抗的风场送出系统中，接入取值不同的陆上高抗，考虑到风场有功出力变化与陆上集控中心母线变化，因此当接入固定值的陆上高抗时，并网点无功功率随着工况变化而变化，为了使得在每一工况下均满足式(4)，需在并网点处加装SVG装置。SVG装置所需容量与不同的陆上高抗值一一对应。SVG装置容量的确定方法为：在接入海上高抗与某一固定陆上高抗值的风电送出系统中，考虑风场有功出力变化与陆上集控中心母线电压变化后，比较所有工况下，为满足式(4)，SVG装置所需吸收无功容量的最大值与发出无功容量的最大值，取两者之间的较大者确定为SVG装置容量。考虑到需要充分利用SVG装置的无功容量，即达到最优的经济性，当满足式(5)时，即SVG装置向风电送出系统注入的无功功率与吸收的无功功率的最大值相等时，此时SVG装置得到充分利用，经济性高，此时所对应的陆上高抗值即为最终确定的陆上高抗值，此时所对应的SVG装置向风电送出系统注入的最大无功容量即为SVG装置的容量值，

|Q_{SVG+_max}|＝|Q_SVG-_{_max}| (5)

式(5)中，Q_{SVG+_max}为SVG装置向风电送出系统注入无功功率的最大值，Q_{SVG-_max}为SVG装置从风电送出系统吸收无功功率的最大值。

在确立了海上高抗与陆上高抗值后，考虑风场有功出力与陆上电网的电压波动，进行解析计算，得到此时并网点的无功功率变化，对所需装设的SVG容量进行核验确定。

以下本实施例提供一具体示例

该实例以一个400MW海上风电场交流送出工程，设置一座220kV的海上升压站，主变设计拟采用2×240MVA，升压后经由两回长约88.5km、220kV交流海缆送出(三芯XLPE630mm2)，登陆后经由海—陆缆转接头，转2回长约8km、220kV陆缆(单芯630mm2)接入220kV陆上集控中心。进行解析计算时，海上升压站主变参数如表1所示，其等效电路模型结构如图3所示；高压交流海缆参数如表2所示，其等效电路模型结构如图4所示；高压交流海陆缆参数如表3所示，其等效电路模型结构如图5所示；高压交流海缆载流量参数如表4所示。

表1

表2

表3

表4

根据表4可知，由于海缆铺设环境不同，海缆的沿线电流限制各不相同，在计算时考虑最严格的限制条件，即海缆的沿线电流不能超过0.62kA。

未装设无功补偿装置，送出系统稳态运行时，如图7、8所示，在并网点电压1.07pu，风场满发时，海缆起点处的电压达到最高值246.07kV，超过电压限制1.1pu(242kV)。且此时，海缆末端电流值也达到了稳定运行工况下的电流最大值685.81A，超过了海缆的载流量限制620A。

由图6流程图，计算出在系统中接入2.740H的海上高抗之后，对陆上电压1.07pu，风场满发工况进行海缆的沿线电压电流核验，由图9、10所示，此时海上升压站高压侧电压为241.979kV，沿线电压大约在1.5km处取得最大值241.980kV，满足电压限制条件。此时，海缆沿线电流值先减小后增大，在海缆中部达到最小值，两端值最大，海缆末端的最大电流值为576.56A，同样未超过电流限制。

由图6流程图，计算出接入2.740H的海上高抗之后，根据图11所示，考虑风场从零到满发的不同有功出力，并网点不同的电压变化，想要将并网点无功功率吸收至零的陆上所需补偿的高抗值在1.033～1.278H之间，根据流程图6可得，再系统中接入陆上高抗值取1.131H时，在并网点处装设的SVG装置容量达到最小，此时SVG装置容量可取15.0Mvar。在给定风电送出系统中接入解析计算得到的海上高抗与陆上高抗后，对不同的风场有功出力与不同的陆上电压进行解析计算，得到此时的海上风电系统注入交流电网的无功功率变化情况如图12所示，满足SVG装置容量15.0Mvar。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (4)

1.一种海上风电场送出系统的无功补偿配置方法，其特征在于包括如下步骤：

步骤1)构建海上风电场经高压交流海缆的送出系统，所述送出系统包括：海上风电场及集电系统、海上升压站、高压交流输电海缆、高压交流输电陆缆以及陆上集控中心，海上风电场及集电系统依次经海上升压站、高压交流输电海缆、高压交流输电陆缆与陆上集控中心电连接，所述海上升压站的高压侧加装有海上高压电抗器，陆上集控中心加装有陆上高压电抗器与SVG装置；

步骤2)结合海上风场出力变化与并网点电压变化，基于海上升压站电压与海缆沿线电压电流限制条件，确定海上高压电抗器所需补偿的海上高抗值；

步骤3)在接入海上高抗的风场送出系统中，以不同工况下并网点无功功率为零作为条件，确定陆上高压电抗器的陆上高抗值的选定范围；

步骤4)在陆上高抗的取值范围内，考虑不同工况下并网点无功功率均需为零的条件，以并网点处所需配置SVG装置的容量最小为目的，选定陆上高抗值，将得到的SVG装置容量设置为陆上集控中心所需要的最小SVG装置容量，将最小SVG装置容量对应的陆上高抗值设置为最终并联的陆上高抗值，至此完成海上风电场送出系统的无功补偿配置。

2.根据权利要求1所述的海上风电场送出系统的无功补偿配置方法，其特征在于所述步骤2)中结合海上风场出力变化与并网点电压变化时，根据式(1)海缆首端电压幅值满足边界条件限制；并在此基础上根据式(2)、式(3)海缆沿线各点电压与电流分布满足设备制造厂商所给定的对应限制，

其中，

为海上升压站高压侧节点的电压相量，U_{2_max}为海上升压站高压侧的电压值限制，取1.1pu；

为海缆的沿线电压相量，U_{cable1_max}为海缆的沿线电压限制，取1.1pu；

为海缆的沿线电流相量，I_{cable1_max}为海缆的沿线电流限制。

3.根据权利要求1所述的海上风电场送出系统的无功补偿配置方法，其特征在于所述步骤3)中在每一固定工况下根据所述送出系统注入并网点的无功功率为零限制，根据式(4)的限制条件，解析计算得到每一工况下的所需并联陆上高抗范围值，

其中，

为海上风电送出系统注入到并网点的复功率；Im()表示取复数的虚部。

4.根据权利要求3所述的海上风电场送出系统的无功补偿配置方法，其特征在于所述步骤3)中在得到不同工况下所需并入系统的陆上高抗范围值后，通过限制条件(5)，最终确定出接入系统的陆上高抗值，

|Q_{SVG+_max}|＝|Q_{SVG-_max}| (5)

其中，Q_{SVG+_max}为SVG装置向风电送出系统注入无功功率的最大值，Q_{SVG-_max}为SVG装置从风电送出系统吸收无功功率的最大值。

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