摘要：本文首先介绍海上风电场的概貌及其电气结构的特殊性，接着从电力输送、电网规定、大孤岛运行模式三方面阐述对其进行无功补偿的必要性，并结合国外工程的实际经验逐一探讨无功补偿策略。
关键词：海上风电场 并网标准 无功配置原则
0 引言
“十二五”规划明确要求对我国能源产业进行深度变革，发展安全、经济、清洁的新型能源。在新能源发电领域，风力发电是最成熟和最具开发规模及条件的发电方式之一。2005年以来，我国政府颁布一系列相关政策推动风电产业的进步，使近些年来我国风电装机容量增长迅速，实现连年翻倍，甚至成指数增长。目前，世界上一些国家的陆上风能利用已趋于饱和，而海上风电还尚未被充分开发，具有巨大的发展潜力。海上风力发电具有空间广阔、发电量大、风速较稳定、风机机组更大型化等优势，因此大容量远距离的海上风电将是未来风电发展的一个趋势。我国海上风力资源丰富，开发海上风力资源具有重要的现实意义[1，2]。
当前我国针对陆上风电的并网标准相对完善，但相关标准尚未覆盖海上风电的一些特有的电气问题。本文结合国外工程的实际经验，考虑海上风电场电气结构的特殊性，探讨其无功补偿策略。
1 海上风电系统概况
1.1 海上风电场电气系统
典型的海上风电场主要由风电机组、集电网络、海上升压站和高压出线海缆组成[3]。通常，由6到10台风机组成风机组串，风机组串的电能汇集至中压集电网络，再经海上升压站升压并通过高压海底电缆送至陆上系统，陆上系统可能将电能经过陆上升压站的二次升压送入并网点，也可能直接送入并网点。其中，风电机组的单机容量可达5MW以上，集电网络的电压等级一般为35kV，经海上升压站升压至110kV或220kV。
与陆上风电场相比，海上风电场主要具有电缆线路长、电气设备要求高、通达性差、运维成本更高等特点。因此，海上风电场电气系统需要具有更高的可靠性，以保证风电场维持长期稳定运行。
1.2 海上风电场的运行模式
在海上风电场的全生命周期内，可能运行于几种不同模式。针对海上风电场的完善的无功补偿策略，应该满足在不同运行模式下无功补偿的要求。
1.2.1并网模式
海上风电场在绝大多数时间均运行于该模式，即风场正常并网发电。风场出力可能根据调度指令发生变化。
1.2.2小孤岛模式
实际运行中，海上风场可能运行于脱网状态，这有可能是在施工阶段，或者是当风机和海上升压站施工完成，但高压海缆施工延期，或者正常运行状态下高压海缆或者电网侧出现故障使风场脱网，此时风电场需要保持独立运行状态。
1.2.3大孤岛模式
如1.2.2节中所述，当风场处于脱网状态下，风机均停止运行。但考虑到海上环境的特殊性，绝大多数风机制造商均要求风机内部重要辅助设备的断电时间不能超过规定限值。这些辅助设备包括风机内部除湿、除盐雾系统，导航照明系统，通讯系统等。长时间停电将严重影响风机寿命，同时也导致风机制造商无法满足相关质保承诺。
为实现在风场脱网状态下对风机辅助设备的持续供电，一种可能的设计方案是在海上升压站配置匹配容量的柴油机组，使其在提供平台站用电的同时，具备通过集电网络实现对风机辅助设备供电的能力。这种运行模式即为风场的大孤岛模式。
2 海上风电场无功补偿的技术要求
2.1 高压侧出线海缆无功补偿与风场出力
我国已规划的海上风电场装机容量大多在200MW及以上，且设计有海上升压站的风场，离岸距离通常较远[9]。与陆上风电场多采用架空线不同，电力从海上升压站输送至陆上升压站或者集控中心，是通过长达数十公里的海缆，而海缆单位长度电容是架空线路的数倍，其充电功率也远高于架空线[10]。因而海上风电场采用长距离高压海底电缆输电时，高压侧海缆相当于一个很大的电容器。根据海缆长度不同，无功功率通常在20-200MVar。值得注意的是，由于海缆产生的无功功率与其运行电压的平方成正比，同等距离下采用220kV电压等级的海缆时无功补偿问题更突出。
另外，线路的电容效应会导致线路末端电压升高，可能产生工频过电压问题。
综上，高压侧海缆存在以下问题：（1）产生大量充电功率；（2）存在过电压问题。（2）是由（1）导致的，且这两个问题最终会影响风电场将所发电力顺利输送至电网。而无功补偿是解决以上两个问题的有效方法。
2.2 风电并网标准的要求
2.2.1 陆上风电并网标准
我国暂时还未出台专门针对海上风电场的技术规定，但是针对陆上风电场并网的技术规范比较全面，对应容量和接入电压等级的相关规定具有一定的参考性。其中，NB/T31003—2011《大型风电场并网设计技术规范》[11]规定了规划容量在200MW及以上或通过220kV及以上电压等级线路与电力系统连接的大型风电场并网的设计技术要求，GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》[12]规定了通过110（66）kV及以上电压等级线路与电力系统连接的风电场接入电力系统的通用技术要求[13]。
风电场无功补偿总的要求是：风电场配置的无功装置类型及其容量范围应结合风电场实际接入系统情况，按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并应具备灵活的无功调节能力，且能满足检修备用的要求。
2.2.1.1 风电场无功出力要求
《风电场接入电力系统技术规定》对风电场安装的风电机组要求其满足功率因数在0.95（超前）-0.95（滞后）范围内动态可调，并要求风电场要充分利用风电机组的无功能力及其调节能力，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。
2.2.1.2 风电场低电压穿越要求
《风电场接入电力系统技术规定》规定的风电场低电压穿越能力的技术要求如图2所示：
（1）风电场并网点电压跌至20％标称电压时，风电场能够保证不脱网连续运行625ms。
（2）风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90％时，风电场能够保证不脱网连续运行。
（3）电力系统发生不同类型故障时，若并网点电压在图2中电压轮廓线及以上的区域内，则风电场必须保证不脱网连续运行，否则允许风电场退出运行。
2.3 35kV集电网络的无功补偿与大孤岛运行模式
在大孤岛运行模式下，风电场与电网断开，风机不发电，升压站的柴油机组一方面作为平台站用电源，一方面通过集电网络给风机和过渡桩内的辅助设备供电。
在35kV集电网络中，风机间通过海底电缆相连，电缆长度一般为风轮直径的5倍，且同时考虑海底与过渡桩内GIS之间的进出线长度和过渡桩到升压站的电缆长度；一个装机30台、风轮直径120m的风场，集电网络的海缆总长度将超过20km。按照35kV海缆单位公里无功功率90kVar估算，集电网络所需无功补偿容量约2MVar。该无功补偿容量无法由柴油机组来提供，必须装设无功补偿设备。
3 海上风电场无功补偿策略
3.1 高压侧出线海缆无功补偿
根据无功补偿分层分区、就地平衡的原则，在主变高压侧主要考虑高压输出海缆的无功补偿，由前文分析可知，根据不同的出线海缆长度，高压海缆无功功率通常在20-200MVar。
依据电抗器不同的配置位置，补偿方式可分为两端补偿和单端补偿。
当连接海、陆升压站的海缆长度非常长并且电压等级大于155kV时，技术上可能必须采用两端补偿来保证以下要求：
（1）不影响电缆载流量及风场出力限制；
（2）海陆升压站的电压差均在容许范围内；
（3）电缆充电电流不超过断路器限值。
在技术上可行时，推荐采用一端补偿，即在陆上装设补偿装置，而避免将其装设于平台上，这样做有以下优点：
（1）大幅减轻平台设备重量，一台ONAN155kV 50MVAR的油绝缘电抗器重达80吨；
（2）节省平台空间，上述电抗器（含散热器和储油柜）约W×L×H=5m×8m×5m；
（3）无需漏油收集设备；
（4）无需与GIS做高压连接；
（5）无需在平台上安装额外的冷却系统；
（6）当电抗器为TSO所有时，风场业主无需与TSO协调检修工作。
3.2 针对并网标准的无功补偿
目前风场应用较多的动态无功补偿设备为SVC和STATCOM。
除了加装设备，也可通过调节有载分接开关（OLTC）改变出口电压从而控制无功出力，但会加大中压网络的损耗。
另外，为满足并网标准，几乎所有的风场必须设置风场功率控制器（WFC），即PCC点的无功控制需要风场控制器来协助完成。风场功率控制器通过接受TSO无功调度信号来控制无功出力的方式，对参与无功出力的所有设备进行集中控制，从而控制风场的无功输出。
3.3 大孤岛运行模式下的无功补偿/35kV集电网络无功补偿
由2.3节知，根据电缆长度不同，大孤岛运行模式下的集电网络无功补偿容量约为2-5MVar，无法由柴油机组提供。可行的补偿方案是在升压站平台安装两台并联电抗器，在35kV母线侧进行无功补偿。电抗器额定容量各取35kV海缆所需补偿容量的50%，并带 5%、 10%和 20%分接档位。该方案从数量上考虑了电抗器的冗余配置。
4 结论与展望
海上风电作为拥有巨大潜力的大规模可再生能源，对其的开发利用已经成为我国未来风电产业的主要发展方向，而风电场无功补偿问题对实际风电工程具有重要意义。
参考文献：
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[8]NB/T 31003-2011，大型风电场并网设计技术规范[S].
[9]GB/T19963-2011，风电场接入电力系统技术规定[S].
论文作者:徐雪源,魏华栋,卢永魁,李玮,许卫东,樊潇
论文发表刊物:《电力设备》2017年第18期
论文发表时间:2017/11/3
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