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摘要：电力系统接入大型风电场后，对电力系统各方面均产生重大影响，在电力系统的规划设计中，对于大型风电场进行仿真计算时，需要在考虑计算精度的同时保证计算效率和收敛性，重点需要分析风电场接入后的电网稳态特性和暂态特性。下面以我国某地区实际电网为例对含有大型风电场的电力系统进行研究。
关键词：风力发电；潮流计算；稳态特性；无功补偿
引言
与常规发电机组不同，风电机组出力特性具有随机性和不确定性，且风电处于电网末端，风电并网对电网运行的影响将日益突出，对电网频率特性、功角稳定性、无功电压特性等诸多方面都将产生重大影响，需要详细分析。风电场内一般有上百台风电机组，风电机组的详细建模导致仿真时间过长，因此需对风电场进行简化，如按容量加权法等值、按功率损耗相等进行等值。
1风力发电并网技术
风力发电并网是完成风力发电到电能供应的必要过程，是实现电能输出的必要环节，并网技术的关键是要确保风力发电机组输出电力能源的电压和被接入电网的电压在幅值、相位、频率等方面保持一致，能够保证风力发电并网实施后，整体电能供应的稳定性。目前的风力发电并网技术主要有两种。
1.1同步风力发电机组并网技术
这一发电机组主要是将风力发电机和同步发电机相结合，在进行同步发电机的运行中，能够输出有效有功功率，且能够为发电机组提供必要的无功功率，促进周波稳定性提升，对于提高电能稳定性具有一定的效用。在目前风力发电中，这种发电机组并网技术应用相对较多。一般情况下，风速波动明显，会造成转子转矩出现较大的波动，影响发电机组并网调速的准确性，将两种发电机结合起来，需要对于这些隐患进行分析，采用在电网和发电机组之间安装变频器的方法，避免电力系统无功振荡和步失，提升并网质量。
1.2异步风力发电机组并网技术
这一并网技术相对于同步风力发电机组来说，主要是借助转差率实现对于发电机的运行负荷的调整目标，对于具体的调速精度要求并不高，能够减少相关同步设备安装的繁琐，也可以省去整步操作环节，实现转速的适当调整，保证发电机能够接近同步转速即可。这一并网技术的缺点在于在具体的并网操作中可能会产生冲击电流，且电流过大的情况下，会导致电网电压水平降低，对于电网的安全运行也是不利的。在异步风力发电机组并网技术应用中，需要进行无功补偿，避免抽选磁路饱和和电流增大问题。
2风电机组稳态模型
基于双馈感应电机的变速风电机组有功和无功都是可以控制的。在恒定功率因数的控制模式下，变速风电机组或风电场的功率因数恒定，其有功功率和无功功率之间为线性关系，可以看作ＰＱ节点；在恒定电压控制模式下，变速风电机组的无功功率根据端电压与设定电压之间的偏差能够在一定范围内进行调节，可以将其设定为ＰＶ节点，所需要的无功超过其极限时，无功维持在极限值不变，此时风电机组从ＰＶ节点转化为ＰＱ节点。与恒速型风力发电机相比，变速型风力发电机的优越性是：低于额定风速时能够根据风速的变化，使风机在运行中保持最佳尖速比以捕获最大风能；高风速时利用风轮转速的变化，储存或释放部分能量，提高传动系统的柔性，使功率输出更平稳。永磁同步风力发电机是变速型风力机的代表机型，与双馈风电机组在稳态潮流计算中的模拟方法相同，即模拟为ＰＱ节点或ＰＶ节点。一般含风电场的电力系统静态潮流模型与风电机组的类型和电压控制模式有关。
3风电场集中接入点电压控制
风电场有功出力从０一直增加到额定装机，在风电出力增加的过程中，逐步投入容性无功补偿装置，分析３种无功补偿装置的调压特性。在仿真过程中，考虑３种调压手段，即５０Ｍｖａｒ的低压电容器、５０Ｍｖａｒ的ＳＶＧ、有载调压变压器分接头（ＯＬＴＣ）。各种电压调节手段的调节特性分析如下。
3.1投切电容器
图1为北１风电场出力从０％增加到１００％情况下，投入电容器和不投入电容器，北１和北２风电汇集站高压侧的电压变化情况。在不进行无功补偿情况下，随着风电场有功出力的连续性增加，北１、北２风电场３３０ｋＶ汇集站电压均出现连续下降，其中北２汇集站高压侧电压下降幅度约为３０ｋＶ，北１汇集站的高压侧电压下降幅度约为２８ｋＶ。通过在风电场集中接入点投入电容器５０Ｍｖａｒ，由其电压变化曲线可以看出，逐步投入可投切低压电容器后，随着风电场有功出力的增加，风电汇集站高压侧电压幅值仍然有所降低，但是其下降幅度明显减少。以北１、北２风电场１００％出力为例，投入５０Ｍｖａｒ电容器后，北１风电汇集站高压侧电压幅值下降幅度为１６ｋＶ，北２风电汇集站高压侧电压幅值下降幅度为１７ｋＶ。对比投入电容器前后的电压变化情况，可以看出，投入电容器可提高汇集站的电压幅值。
图1投切电容节点电压变化曲线
3.2ＳＶＧ调节
由于并联电容补偿器发出的无功和电压平方成正比，因此当电压降低时，电容发出的无功也相应的降低，而ＳＶＧ则可以克服并联电容器的这一缺点，因此，其电压控制能力显著高于并联电容器。图2给出了投入ＳＶＧ后，北１和北２风电汇集站随风电场出力增加情况的电压幅值变化曲线，可以看出，其电压较投入电容有显著提高。北２风电场１００％出力情况下，其汇集站高压侧电压幅值降低幅度由１６ｋＶ（投切电容）减少到９ｋＶ（ＳＶＧ调节），与投切电容器相比，显著减小了电压波动幅度。北１风电场１００％出力情况下，其汇集站高压侧电压幅值降低幅度由１７ｋＶ（投切电容）减少到８ｋＶ（ＳＶＧ调节），显著减小了电压波动幅度。说明ＳＶＧ对风电场集中接入点的电压升高有明显的控制效果，使集中接入点电压运行在更合理的水平，提高了风电场集中接入点的电压稳定性，提高了风电场电能质量。
图2装设ＳＶＧ节点电压变化曲线
3.3有载调压变压器调节
图3给出了通过调节风电汇集站有载调压变压器来调整电压的情况。从电压变化曲线可以看出，北１风电场１００％风电出力的情况下，其电压幅值降低为２８ｋＶ，ＯＬＴＣ动作后，北１风电场汇集站的高压侧电压幅值为３２２ｋＶ（降低幅度为２２ｋＶ），其调压效果明显不如ＳＶＧ和低压电容器。究其原因，ＯＬＴＣ不是发出容性无功功率，而只是通过改变变压器的阻抗调整无功功率分布，在风电场出力增加、系统无功功率不足的情况下，其调压效果必然不如ＳＶＧ和电容器。
图3ＯＬＴＣ调节节点电压变化曲线
结语
电场集电系统损耗等值法可以适应电网规划设计电气计算需求，在无功补偿充足的情况下，可以忽略集电系统的影响。低压并联电容器电压调整特性不如ＳＶＧ，当系统电压降低需要无功功率支撑时，电容器发出的无功也较正常电压下发出的无功降低。ＳＶＧ的电压调节能力好于电容器，且可以连续调节，反应速度快。ＯＬＴＣ的分接头档位动作约束性强，不适合作风电场的主要调压措施。
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