DB32-T 5029-2025 中遠海風電場無功補償配置技術導則

中遠海風電場無功補償配置技術導則ofmedium/long-distanceoffshorewindp2025-02-06發(fā)布2025-03-06實施I前言 12規(guī)范性引用文件 13術語和定義 1 3 36無功補償設備技術要求 47高壓并聯(lián)電抗器配置要求 48動態(tài)無功補償設備配置要求 59低壓并聯(lián)電抗器配置要求 610無功補償配置方案的適應性校核要求 611無功補償配置流程 6附錄A(規(guī)范性)無功補償容量計算 7附錄B(資料性)海上風電送出系統(tǒng)工頻過電壓分析所需基礎數(shù)據(jù) 9附錄C(資料性)無功補償配置流程 參考文獻 Ⅲ木文件按照GB/T1.1—2020《標準化工作導則第1部分：標準化文件的結構和起草規(guī)則》的規(guī)定起草。請注意本文件的某些內容可能涉及專利。本文件的發(fā)布機構不承擔識別專利的責任。本文件由江蘇省電力標準化技術委員會提出并歸口。木文件起草單位：國網(wǎng)江蘇省電力有限公司經(jīng)濟技術研究院、國網(wǎng)江蘇電力設計咨詢有限公司、江蘇云杉清潔能源投資控股有限公司、國網(wǎng)江蘇省電力有限公司、國家電投集團江蘇海上風力發(fā)電有限公司、國網(wǎng)江蘇省電力有限公司鹽城供電分公司、東南大學。本文件主要起草人：吳倩、胡亞山、陳泉、黃崢、南開輝、王洋、薄鑫、李劍鋒、孫勇、鄭宇超、阮夢、工琳媛、劉浩、崔厚坤、劉曉波、劉柏良、蘇憲彬、邢振飛、工丙勇、戴強晟、曹毅、邵林1中遠海風電場無功補償配置技術導則本文件規(guī)定了經(jīng)高壓工頻交流輸電并網(wǎng)的中遠海風電場無功補償配置的總體要求、無功補償設備技術要求、高壓并聯(lián)電抗器配置要求、動態(tài)無功補償設備配置要求、低壓并聯(lián)電抗器配置要求、無功補償配置方案的適應性校核要求、無功補償配置流程。木文件適用于通過220kV工頻交流海纜送出的中遠海風電場的無功補償配置。通過其他電壓等級交流海纜送出的海上風電場，參照執(zhí)行。2規(guī)范性引用文件下列文件中的內容通過文中的規(guī)范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該口期對應的版本適用于本文件；不注口期的引用文件，其最新版木(包括所有的修改單)適用于木文件。GB/T19963.2風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定第2部分：海上風電GB/T20298靜止無功補償裝置(SVC)功能特性GB/T38969電力系統(tǒng)技術導則GB/T40427電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則GB/T50064交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設計規(guī)范GB/T51190海底電力電纜輸電工程設計規(guī)范DL/T5554電力系統(tǒng)無功補償及調壓設計技術導則NB/T10643風電場用靜止無功發(fā)生器技術要求與試驗方法3術語和定義下列術語和定義適用于本文件。海上風電場offshorewindpowerplant由一批海上風力發(fā)電機組或風力發(fā)電機組群(包括機組單元變壓器)及其匯集與送出系統(tǒng)組成的發(fā)注：一般在沿海多年平均大潮高潮線以下海域開發(fā)建設。中遠海風電場medium/long-distanceoffshorewindpowerplant離岸距離或輸電距離超過30km的海上風電場(3.1)。與公共電網(wǎng)直接連接的海上風電場(3.1)陸上升壓站/開關站的網(wǎng)側母線或節(jié)點。2登陸點landingspot海底電纜與陸地的交界點。從海上風電場并網(wǎng)點(3.3)至公共電網(wǎng)的輸電線路。海上升壓站offshoresubstation建造在海洋固定平臺的升壓變電設施。陸上開關站onshoreswitchingstation建造于陸地上用于海上風電場(3.1)陸上變電設施的安裝場所。無功平衡balanceofreactivepower在一定的系統(tǒng)電壓水平下，電力系統(tǒng)內無功電源的無功出力與無功負荷相平衡的狀態(tài)。無功補償設備reactivepowercompensationequipment提供容性或感性無功功率的補償設備。[來源：GB/T40427—2021,3.5,有修改]不經(jīng)過變壓器直接并聯(lián)接入高壓輸電線路或高壓母線，用以補償電容電流、抑制工頻過電壓的電抗器。靜止無功補償器staticvarcompensator由靜止元件構成，通過改變其容性或(和)感性等效阻抗來快速準確地調節(jié)無功功率、維持系統(tǒng)電壓穩(wěn)定的并聯(lián)可控無功功率補償裝置。靜止無功發(fā)生器staticcompensator/staticvargenerator一種能夠跟蹤系統(tǒng)要求、連續(xù)發(fā)出所需容性或感性無功功率、輸出獨立于交流系統(tǒng)電壓的并聯(lián)接入系統(tǒng)的電壓源換流器裝置。單回線路所補償高壓并聯(lián)電抗器(3.10)容量與線路充電功率之比。動態(tài)無功補償設備dynamicvarcompensationequipment包括靜止無功補償器(3.11)、靜止無功發(fā)生器(3.12)和調相機等對輸出的無功功率進行快速、靈活調節(jié)和控制的無功補償設備(3.9)。3標稱電壓nominalsystemvoltage用以標志或識別系統(tǒng)電壓等級的給定值。4縮略語下列縮略語適用于本文件。MCR:磁控電抗器(MagneticControlledReactor)SVC:靜止無功補償器(StaticVarCompensator)SVG:靜止無功發(fā)生器(StaticVarGcncrator)TCR:晶閘管控制電抗器(ThyristorControlledReactor)5總體要求5.1中遠海風電場并網(wǎng)點電壓應符合GB/T19963.2、GB/T40427的相關規(guī)定。5.2中遠海風電場無功補償總容量配置應符合GB/T19963.2的相關規(guī)定。海上風電場的無功容量應按照分(電壓)層和分(供電)區(qū)基本平衡的原則進行配置，并應滿足檢修備用要求，宜留有適當裕度。5.3中遠海風電場無功補償與電壓控制應符合GB/T19963.2、GB/T38969、GB/T40427、DL/T5554的相關規(guī)定，應滿足海上風電場并網(wǎng)點與公共電網(wǎng)間的無功交換和電壓控制要求。5.4宜按照風電機組功率因數(shù)取1.0的條件通過無功平衡分析提出海上風電場無功補償配置初步方案，具體無功補償容性總容量和感性總容量配置符合以下規(guī)定。a)對于直接接入公共電網(wǎng)的海上風電場，其配置的容性無功總容量應能夠補償海上風電場滿發(fā)時匯集海纜、箱變、主變壓器、輸電海纜和登陸點至陸上開關站線路的全部感性無功損耗以及海上風電場送出線路的一半感性無功損耗；其配置的感性無功總容量應能夠補償匯集海纜、輸電海纜和登陸點至陸上開關站線路的全部容性充電無功功率以及海上風電場送出線路的一半容性充電無功功率。無功補償容量按附錄A中A.1、A.2的方法計算。b)對于通過220kV風電匯集系統(tǒng)升壓至500kV電壓等級接入公共電網(wǎng)的海上風電場群中的風電場，其配置的容性無功總容量應能夠補償海上風電場滿發(fā)時匯集海纜、箱變、主變壓器、輸電海纜和登陸點至陸上開關站線路的全部感性無功損耗以及海上風電場送出線路的全部感性無功損耗；其配置的感性無功總容量應能夠補償匯集海纜、輸電海纜和登陸點至陸上開關站線路的全部容性充電無功功率以及海上風電場送出線路的全部容性充電無功功率。無功補償容量按A.1、A.2的方法計算。5.5無功平衡計算應遵循容性、感性雙向補償和遠近規(guī)模結合的原則，宜考慮線路最大和最小傳輸功率的情況。5.6中遠海風電場無功補償設備可包括高壓并聯(lián)電抗器(以下簡稱“高抗”)、低壓并聯(lián)電抗器、低壓并聯(lián)電容器、SVC、SVG、MCR、TCR等。不同無功補償設備適用場景包括：a)并聯(lián)電抗器適用于平衡海上風電送出系統(tǒng)過剩的容性無功功率，宜綜合考慮采用高抗或低壓并聯(lián)電抗器的補償方式；b)對于存在工頻過電壓超過標準限值問題的長海纜線路，應安裝高抗以抑制工頻過電壓；c)SVC、SVG用于滿足海上風電場自身運行及其并網(wǎng)運行技術條件要求的無功支撐能力以及諧波治理需求。4注：低壓并聯(lián)電抗器指并聯(lián)接入變壓器低壓側用以補償電容電流的電抗器。5.7中遠海風電場無功補償配置流程宜包括以下四個步驟：a)由無功分層平衡定無功補償感性和容性總容量；b)由工頻過電壓分析定高抗補償容量下限值和補償點；c)由海纜載流能力分析與海纜沿線電壓和電流分布分析定單組高抗補償容量上限值，并修正補償點、核算諧振過電壓；d)由電網(wǎng)調壓需求(滿足電壓偏差與波動要求)分配動靜態(tài)無功補償容量。6無功補償設備技術要求6.1無功補償設備最高工作電壓應不低于其所接母線的最高允許運行電壓。注：海上側高抗最高工作電壓可根據(jù)實際運行需要及設備能力適當提高。6.2動態(tài)無功補償設備應具備定電壓控制、定功率因數(shù)控制和定無功功率控制等控制模式，以及根據(jù)運行需要在線切換控制模式的功能，并應自動接收電力系統(tǒng)調度機構指令。6.3在電網(wǎng)正常運行情況下，中遠海風電場無功補償設備應適應電網(wǎng)各種運行方式變化和運行控制策略的要求。6.4中遠海風電場內動態(tài)無功補償設備運行適應性應符合表1中的規(guī)定。表1不同電壓水平下動態(tài)無功補償設備運行時間要求并網(wǎng)點電壓標幺值U?(以標稱電壓為基準)/p.u.運行時間不少于風電場低電壓穿越連續(xù)運行時問不少于風電場高電壓穿越連續(xù)運行時間6.5無功補償設備應配置必要的計量裝置及信息采集裝置對下述指標和信息(包括但不限于)進行計量采集：a)計量雙向有功功率和無功功率(或功率因數(shù));b)計量雙向有功電量和無功電量；c)采集無功補償設備運行狀態(tài)。7高壓并聯(lián)電抗器配置要求7.1海上風電送出系統(tǒng)工頻過電壓分析要求7.1.1在進行無功補償配置前，應對中遠海風電場經(jīng)高壓交流海纜送出系統(tǒng)開展工頻過電壓分析，海上風電經(jīng)高壓交流海纜送出系統(tǒng)的工頻過電壓應滿足GB/T50064的相關要求；當海上風電送出系統(tǒng)工頻過電壓超出GB/T50064的相關要求時，應配置高抗以抑制工頻過電壓。7.1.2工頻過電壓分析應考慮受端電網(wǎng)可能出現(xiàn)的系統(tǒng)小方式，并考慮海上風電場不同出力情況。注：系統(tǒng)小方式可按照近區(qū)一座500kV變電站一臺500kV主變檢修、近區(qū)最大的一臺220kV機組檢修、海上風電場并網(wǎng)點周邊1回220kV公網(wǎng)線路檢修考慮。7.1.3工頻過電壓分析應以正常運行方式為基礎，加上一重非正常運行方式及一重故障形式。雙回輸電線路應分別考慮雙回運行和一回停運的工況。故障形式可取線路一側發(fā)生單相接地故障、三相斷開和無故障三相斷開兩種情況；應關注陸上開關站側發(fā)生故障引起的工頻過電壓問題。57.1.4當海上風電場并網(wǎng)點有多個海上風電場并網(wǎng)時，宜考慮其他海上風電場運行及停運工況。7.1.5海上風電送出系統(tǒng)工頻過電壓分析應對海上風電場、輸電系統(tǒng)、受端電網(wǎng)進行建模。長距離海纜應采用分布參數(shù)或多分段π型等值模型。7.1.6海上風電送出系統(tǒng)工頻過電壓分析所需要的基礎數(shù)據(jù)見附錄B。7.2海上風電送出系統(tǒng)高壓并聯(lián)電抗器配置要求7.2.1高壓并聯(lián)電抗器的配置，應兼顧抑制工頻過電壓、補償電纜充電功率、限制海纜沿線電壓和電流等要求，且應核算高抗補償后海纜諧振過電壓；高抗補償方式宜包括單端補償、海上-陸上雙端補償、海上-中間-陸上三端補償(加設海上中間無功補償站)。7.2.2高壓并聯(lián)電抗器補償度不宜超過85%。7.2.3單回海纜長度達30km及以上時，應配置高抗，以抑制工頻過電壓；高抗補償方案選擇順序宜為陸上單端高抗補償、海上-陸上雙端高抗補償、海上-中間-陸上三端高抗補償。具體如下。a)單回海纜長度在30km~<60km時，高抗補償點應不少于1處，宜選在陸上開關站側單端配置高抗。b)單回海纜長度在60km~<100km時，高抗補償點應不少于2處，宜在陸上開關站與海上升壓站側雙端對稱配置高抗。當海上-陸上雙端高抗補償不能限制海纜中間段電壓、電流時，應結合海纜選型通過經(jīng)濟技術比較進一步優(yōu)化，可考慮在陸上開關站與海上中間無功補償站雙端配置高抗或更換海纜型號。c)單回海纜長度在100km~<120km以下時，高抗補償點應不少于3處，宜采用海上-中間-陸上三端高抗對稱補償方案。d)單回海纜長度超過120km時，或當受端電網(wǎng)較為薄弱，工頻過電壓問題較為嚴重，海上-中間-陸上三端高抗補償難以抑制時，宜選擇柔性直流輸電等其他方式。7.2.4當周邊存在規(guī)模相當?shù)钠渌Ｉ巷L電場時，宜結合海上風電場實際情況，對多風電場打捆柔性直流輸電方案與多個海上風電場單獨交流送出方案進行經(jīng)濟技術比較，選擇合適的輸電方案。必要時開展專題論證。7.2.5選擇高抗單組容量時，應校核單點補償高抗后海纜沿線電壓、電流分布，確保海纜單點輸入電流不超過海纜運行所允許的載流量限值。8動態(tài)無功補償設備配置要求8.1中遠海風電場應配置動態(tài)無功補償設備，動態(tài)無功補償設備配置容量按A.5的方法計算。8.2動態(tài)無功補償設備、高抗與低壓并聯(lián)電抗器的配置應滿足控制并網(wǎng)點母線電壓符合5.1的規(guī)定，宜滿足以下三種場景下并網(wǎng)點220kV(500kV)母線電壓波動不超過3.5%(3.0%)標稱電壓：a)系統(tǒng)小方式下，海上風電場功率日波動最大；b)系統(tǒng)小方式下，海上風電場并網(wǎng)功率從零逐步增大至滿功率的動態(tài)過程；c)單一并網(wǎng)點接有多個海上風電場，系統(tǒng)小方式下，多個海上風電場功率同時由零增大至滿功率的動態(tài)過程。8.3動態(tài)無功補償設備宜采用SVG或SVC,SVG、SVC動態(tài)響應時間應分別符合NB/T10643、GB/T20298的相關規(guī)定。8.4動態(tài)無功補償設備宜留有一定的無功功率備用。6DB32/T5029—20259低壓并聯(lián)電抗器配置要求9.1中遠海風電場可配置低壓并聯(lián)電抗器，低壓并聯(lián)電抗器配置容量按A.6的方法計算。9.2低壓并聯(lián)電抗器宜采用最大置信區(qū)域(MCR)或TCR。10無功補償配置方案的適應性校核要求10.1海上風電場無功補償配置方案應適應電網(wǎng)運行方式變化和運行控制要求；當電網(wǎng)網(wǎng)架結構發(fā)生重大變化時，應校核無功補償配置方案的適應性。10.2為滿足海上風電場裝機容量擴建的無功補償配置需求，應研究無功補償配置的增補方案。10.3在無功補償配置初步方案的基礎上，應校核風電機組功率因數(shù)允許變化范圍是否滿足GB/T19963.2的相關要求。11無功補償配置流程中遠海風電場經(jīng)工頻交流海纜送出系統(tǒng)的無功補償配置流程見附錄C。7(規(guī)范性)無功補償容量計算A.1容性無功補償總容量計算海上風電場配置的容性無功補償總容量應按公式(A.1)計算。Qc=△Qu+△QT1+△QT2+△QL?+k△Q?……………式中：Qc——容性無功補償總容量，單位為兆乏(Mvar);△Qu——海上風電場匯集海纜感性無功損耗，單位為兆乏(Mvar);△QT——海上風電場箱變無功功率損耗，單位為兆乏(Mvar);△QT2——海上風電場主變壓器無功功率損耗，單位為兆乏(Mvar);△Q?——海上風電場輸電海纜和登陸點至陸上開關站線路的感性無功損耗，單位為兆乏(Mvar);△Q?3——海上風電場送出線路的感性無功損耗，單位為兆乏(Mvar);k——海上風電場送出線路的無功補償系數(shù)，對于直接接入公共電網(wǎng)的海上風電場，取為0.5;對于通過220kV風電匯集系統(tǒng)升壓至500kV電壓等級接入公共電網(wǎng)的海上風電場群中的A.2感性無功補償總容量計算海上風電場配置的感性無功補償總容量應按公式(A.2)計算。式中：QL——感性無功補償總容量，單位為兆乏(Mvar);QLuc——海上風電場匯集海纜容性充電無功功率，單位為兆乏(Mvar);QL2c——海上風電場輸電海纜和登陸點至陸上開關站線路的容性充電無功功率，單位為兆乏QLc——海上風電場送出線路的容性充電無功功率，單位為兆乏(Mvar);k——海上風電場送出線路的無功補償系數(shù)，對于直接接入公共電網(wǎng)的海上風電場，取為0.5;對于通過220kV風電匯集系統(tǒng)升壓至500kV電壓等級接入公共電網(wǎng)的海上風電場群中的風電場，取為1。A.3輸電線路的無功功率損耗計算輸電線路的無功功率損耗主要來源于線路電抗的無功功率損耗，其與輸電線路中電流的平方成正比，輸電線路的無功功率損耗應按公式(A.3)計算。式中：△Q?——輸電線路的無功功率損耗，單位為兆乏(Mvar);P——輸電線路末端傳輸有功功率，單位為兆瓦(MW);8X?——輸電線路單位長度電抗，A.4變壓器的無功功率損耗計算額定電壓運行情況下，雙繞組變壓器的無功功率損耗應按公式(I?！儔浩骺蛰d電流百分數(shù)，用百分數(shù)表示(%);U——變壓器短路電壓百分數(shù)，用百分數(shù)表示(%);A.5動態(tài)無功補償設備配置容量計算動態(tài)無功補償設備配置容量應按公式(A.5)、公式(A.6)計算。Qdyc≥Qc-(Q?-QHR)QdyL≥Q-QR-QLRA.6低壓并聯(lián)電抗器配置容量計算低壓并聯(lián)電抗器配置容量應按公式(A.7)計算。9(資料性)海上風電送出系統(tǒng)工頻過電壓分析所需基礎數(shù)據(jù)B.1海上風電場海上風電場基礎數(shù)據(jù)準備如下：a)海上風電場內風電機組及其控制系統(tǒng)、機端箱變、匯集海纜、升壓變、輸電電纜(海纜及陸纜)、無功補償設備的模型和參數(shù)；b)海上風電機組涉網(wǎng)保護。B.2海上升壓站海上升壓站基礎數(shù)據(jù)準備如下：a)海上升壓站電氣主接線、平面布置等；b)海上升壓站避雷器配置方案和避雷器參數(shù)。B.3陸上開關站陸上開關站基礎數(shù)據(jù)準備如下：a)陸上開關站電氣主接線、平面布置等；b)陸上開關站避雷器配置方案和避雷器參數(shù)；c)海上風電場送出線路桿塔、絕緣子等參數(shù)。B.4輸電電纜B.4.1輸電海纜基礎數(shù)據(jù)準備如下(包括但不限于):a)海纜的型號、結構圖及結構尺寸、單位長度電容、單位長度電感等；b)電纜芯的電阻率、相對磁導率；c)電纜芯到金屬護套間絕緣層的相對磁導率、相對介電常數(shù)、損耗系數(shù)(熱阻系數(shù));d)金屬護套的電阻率、相對磁導率；e)金屬護套外半導電層的電阻率、相對磁導率；f)金屬護套外絕緣層和鎧裝之間填充材料的相對磁導率、相對介電常數(shù)、損耗系數(shù)(熱阻系數(shù));g)鎧裝部分的電阻率、相對磁導率；h)鎧裝外絕緣層的相對磁導率、相對介電常數(shù)、損耗系數(shù)(熱阻系數(shù));i)海纜線路的長度，海纜線路的排列方式、沿線的相序情況，當輸電海纜為兩回時，還需提供兩回海纜線路間的距離(中心距);j)電纜芯線換位情況和金屬護套交叉互聯(lián)情況，海纜線路的敷設方式、平均敷設深度等；k)金屬護套和鎧裝沿線及兩端的接地方式，登陸點側和海上升壓站側接地電阻值；1)海水和海底土壤的電阻率。B.4.2輸電陸纜基礎數(shù)據(jù)準備如下(包括但不限于):a)電纜的型號、結構圖及結構尺寸、單位長度電容、單位長度電感等；b)電纜芯的電阻率、相對磁導率；DB32/T5029—2025g)電纜芯線換位情