风电场接入（共8篇）
风电场接入 篇1
摘要：海上风电场以其储量丰富、风力稳定、干扰少等特点, 受到越来越多的关注, 是未来风力发电发展利用的大趋势。对比分析了适用于海上风电场并网的高压交流 (HVAC) , 常规高压直流 (LCC-HVDC) 和柔性直流输电 (HVDCFlexible) 3种并网方式, 并着重探讨了几种柔性直流输电并网的具体方案以及适用于海上风电场的直流换流站拓扑结构。
关键词：海上风电,高压交流输电,常规高压直流输电,柔性直流输电
随着世界经济的不断发展, 能源短缺和环境污染等问题日益严峻, 各国都开始着手优化能源结构, 大力开发可再生能源。近年来, 我国也加快了构建绿色能源供应体系的步伐, 其中风力发电以其巨大的潜力和相对成熟的商业化基础最为引人注目。文中介绍了适用于海上风电场并网传输解决方案的特点和适用范围, 并进行了对比分析。
1 海上风电场发展状况及优势
中国风能资源十分丰富, 目前已经探明的风能储量约为3226 MW, 主要分布在西北、华北和东北的草原和戈壁以及东部和东南沿海及岛屿上, 已经建成并网发电的风电场主要分布在新疆、广东、辽宁、内蒙、浙江等16个省区[1,2]。东部沿海地区经济发达, 能源紧缺, 开发丰富的海上风能资源将有效改善能源供应情况, 因此海上风电的开发前景广阔[3,4,5]。
一般认为2 MW是陆上风电机组单机容量的极限值, 因为此类风机桨叶长度将达到60~70 m, 陆上运输很困难, 安装用的吊车吊装重量将超过1200~1400 t, 大部分地区不具备这个条件。由于风电场的噪声、占用大量土地资源以及风电机组庞大的体积, 使得陆上风电场的选址和风机的运输遭遇很大困难。而这些问题对于海上风电来说, 相对较容易解决, 海上运输方便并且超过1500 t的浮吊已经比较普遍, 风电的开发正向海上转移, 即建设海上风电场。
与陆地风电相比, 海上风电有以下优点:高风速、低风切变, 由于海平面光滑、摩擦力小, 因此风速较大, 风速、风向的变化较小, 风切变也较小, 不需要很高的塔架, 可降低风电机组成本;海上风湍流强度小, 具有稳定的主导风向, 机组承受的疲劳负荷较低, 风机寿命更长;海上风电场允许单机容量更大的风机, 高者可达5~10 MW[6], 由于对噪音要求较低, 通过更高的转动速度及输出电压, 可获取更高的能量产出。海上风电年平均利用小时可达3000 h以上, 离岸10 km的海上风速比岸上高25%[7], 海上风电场的能量收益比沿海风资源丰富地区的陆地风机高出20%~40%[8], 所以海上风机更具吸引力。
2 海上风力发电传输方案
海上风电场的容量一般较大, 距离海岸5~300km, 需要通过海底电缆接入陆上的电网。并且由于自然风的随机性, 预测准确度不高, 风力发电的波动性较大, 随着海上风电场的容量越来越大, 对系统的影响也越来越明显。目前可采用的海上风电场并网方案主要是高压交流 (HVAC) , 基于相控变流器的常规高压直流 (LCC-HVDC) 以及基于电压源型变流器的柔性直流输电 (HVDC-Flexible) , 以下将对3种方案各自的特点进行比较分析[9,10,11]。
2.1 HVAC并网方式
目前海上风电场规模较小、离岸距离教近, 普遍采用HVAC并网方式, 如图1所示。高压交流并网方式最大优点是技术成熟、并网结构简单、成本低。
HVAC并网方案使用的是交流电缆, 在传输交流电能时会产生大量容性无功损耗, 传输线路的功率因素较低, 降低了交流电缆的实际输电容量, 并且随着输电距离的增加这种现象越严重。因此, 必需在电缆两端的变电站增设大容量感性无功补偿装置, 既增加输电成本, 也增加海上变电站的体积, 给变电站的建设带来困难。而从国内外海上风电场的规划方案来看, 海上风电场的容量会越来越大, 一般大中型海上风电场的装机容量都会达到200 MW甚至1000 MW以上。同时, 海上风电场的地理位置一般距负荷中心较远, 其就近的接入电网主要是低压配电网, 这样的输电系统R/X比值较大、短路容量较低, 而使用HVAC并网方式需要接入电网的短路容量比较大, 进一步制约了海上风电场的并网容量。此外, HVAC并网方式也意味着风电场和所接入的陆上交流系统必须保持同步, 无论是风电场侧, 还是系统侧发生故障都会直接影响到另一侧。随着海上风电场装机容量的增大和离岸距离的增加, HVAC并网方式的经济性和可靠性会降低, 使其在远距离大容量海上风电场并网中的应用非常有限。
2.2 LCC-HVDC并网方式
LCC-HVDC产生于上世纪50年代, 经过半个世纪的发展, 在陆上输电系统中已经有了一定应用。因其适宜远距离输送、输电容量大、易于控制和调节, 在海上风电场并网工程中应用前景乐观。
基于LCC-HVDC技术的海上风电场并网传输系统如图2所示, 包括:换流变压器、无功补偿设备、交流滤波器、晶闸管换流器、直流电抗器、直流滤波器、直流电缆、辅助功率设备以及控制和保护设备。
由于LCC-HVDC换流站基于晶闸管器件, 而晶闸管是半控型功率器件, 只能控制其开通过程, 无法控制其关断过程, 只有当流过晶闸管的电流为零, 且管两端电压在一段时间内为零或负值时, 晶闸管才能可靠关断。因此LCC-HVDC存在如下固有缺陷[12]: (1) 为保证晶闸管可靠触发, 其整流侧的触发滞后角一般要保证10~15°, 而逆变侧的关断越前角一般为15°或更大些。因此LCC-HVDC在运行过程中, 需要吸收大量的无功功率, 其数值为输送有功功率的40%~60%, 这样需要在整流站和逆变站装设大量的无功补偿设备, 从而增加了换流站的体积, 特别不利于离岸的换流站的施工和安装。 (2) 晶闸管的开关频率一般都比较低, 换流站运行过程中会产生大量谐波, 需要在两端的换流站增设体积庞大的交流滤波装置。 (3) LCC-HVDC输电系统对所联交流系统的故障非常敏感, 故障发生时交流母线电压会下降, 容易导致换相失败, 造成系统运行事故。
2.3 HVDC-Flexible并网方式
HVDC-Flexible是一种基于电力电子技术的新型输配电技术, 以IGBT、IGCT等全控电力电子器件和PWM技术为核心, 具有很好的性能:独立控制有功、无功功率;可连接弱交流系统或无源系统;不会增加交流系统的短路容量;变流站采用模块化设计, 安装、调试简单等等。从瑞典Gotland、丹麦Tjaereborg等并网风电场工程的运行经验来看, HVDC-Flexible不仅能够减小风电场对电网稳定性、安全性和电能质量等方面的影响, 而且可以提高并网风电场的输送容量和风电场的接入容量, 灵活控制风电潮流。
但HVDC-Flexible变流站也存在开关损耗较大等问题, 与HVAC、LCC-HVDC之间不存在绝对的优劣, 需要综合考虑。在输送功率相同和可靠性指标相当的条件下, 虽然HVAC中换流站的建造费用比较昂贵, 但LCC-HVDC只需要1根电缆 (单极型) 或2根电缆 (双极型) , HVDC-Flexible也只需要2根电缆, 而HVAC需要3根电缆, 且直流电缆成本更低。因此当海底电缆输电距离增加到一定值, 交、直流输电方式的设备总成本可以相等, 这个距离就称为交直流输电等价距离, 如图3所示[13]。
从图3可以看出, 虽然LCC-HVDC和HVDC-Flexible变流站的建设成本要高于HVAC变电站的, 但由于敷设直流电缆的单位成本要比交流电缆的成本低。因此当输电距离达到电缆线路等价距离时, 高压直流输电与高压交流输电的输电设备总成本相等, 当输电距离大于等价距离时, LCC-HVDC和HVDC-Flexible比HVAC更经济, 且距离越长LCC-HVDC和HVDC-Flexible的经济性越明显。目前一般认为海底电缆线路的交直、流输电等价距离约为90 km, 并且随着变流装置价格的不断下降, 等价距离必然也将不断减小。
一般海上风电场装机容量在100 MW内, 或离岸距离在100 km内, HVAC并网方式相对其他2种直流并网方式具有更大的优势。而在考虑了海上变流站的施工费用和安装难度的因素, 海上风电场装机容量在100~400 MW之间时, 相对于LCC-HVDC来说, HVDC-Flexible在经济和技术上更优越。而当装机容量超过400 MW时, LCC-HVDC占有优势。
3 海上风电场HVDC-Flexible并网方案
虽然HVDC-Flexible都是基于VSC换流器, 但根据海上风电场电气主接线方式和VSC安装位置的不同, 其HVDC-Flexible并网方案分为以下几种。
3.1 并网方案一
如图4所示, 每台风力发电机输出的交流电经变压器升压到10 k V或35 k V, 由各自的VSC变换成直流电, 再通过海底直流电缆连接到海上风电场的直流升压站, 升压站内的DC/DC模块将公共直流母线上的直流电压提升到±150 k V, 然后经过海底直流电缆将海上风电场的电能输送到岸上的VSC换流站, 经岸上VSC换流站变换为交流电后接入电网。
该方案的优点是可以通过独立的VSC灵活控制每台风机的有功、无功功率;每台风机可以根据本台风机的实时风速, 调节机组输出交流电压的频率, 使得本机组工作在理想的转速, 以保证本机组功率捕获性能始终保持最优状态。其缺点是风电机组内电气结构较复杂, 在机组设计时要充分考虑VSC的结构和安装位置, 增加了风电机组设计和安装的难度;并且海上风电场的VSC控制系统比较复杂, 如果机组侧VSC直流电压控制不当的话, 可能会在VSC之间产生换流;由于要考虑单台机组VSC的尺寸, 所以其输入输出电压等级较低, 需经过DC/DC升压站来提升直流输电的电压等级, 目前DC/DC升压技术主要应用在小功率低电压的开关电源领域, 在大功率和高电压领域的工程实例基本没有;同时考虑每台VSC的功率冗余问题后, 该方案需要使用的功率器件数目比较多, 增加了设备成本;由于每台机组都装有VSC, 增加了维护难度。
3.2 并网方案二
如图5所示, 将海上风电场的风机分成多组, 每台风力发电机输出的交流电经变压器升压到10 k V或35 k V, 由各自的VSC变换成直流电, 在每一组内的VSC输出电压串联起来, 使得每一组的输出直流电压达到±150 k V, 然后将各组的输出电能并接到海上汇流站的±150 k V母线上, 再经过海底直流电缆将海上风电场的电能输送到岸上的VSC换流站, 经岸上VSC换流站变换为50 Hz交流电后接入电网[14,15]。
该方案具有方案一的优点, 且相对于方案一来说, 节省了DC/DC升压站的设计和安装, 降低了并网的技术难度和成本。该方案也存在与方案一类似的缺点, 由于对风电场内的VSC进行分组和串并联连接, 使得海上风电场的内部接线比较复杂, 增加了海上风电场安装和施工难度。
3.3 并网方案三
如图6所示, 风电场内的风机划分成独立的几块区域, 各区域内的所有风力发电机输出电压经变压器升压到10 k V或35 k V, 然后通过海底交流电缆汇接到本组的交流母线上, 各组的母线是相互隔开的, 海上换流站内各组VSC将本段母线的交流电能转化为±150 k V的直流电能, 再经本组专用的海底直流电缆将直流电能传输到相应的岸上VSC, 各组岸上VSC再独立地将本组的直流电转化为交流电, 经过变压器接入电网[16]。
该方案的优点是:每片区域内的风电场只通过本组的背靠背型HVDC-Flexible系统就实现了并网运行, 不需要装设体积庞大的VSC变流器, 从而降低了风电机组和风电场内部主接线的设计和安装难度, 同时也降低了VSC的控制设计和维护难度, 适合于单片区域内风机容量约为400 MW, 风电场总容量超过600MW的大型海上风电场。其缺点是:海上换流站内分段母线较多, 要配备多套母线保护设备, 增加了设备成本和维护难道;区域内所有风机都只受同一个VSC控制, 区域内机组不能独立控制自身的有功、无功功率, 所有风机只能工作在同一个转速下, 无法保证区域内每台机组功率捕获性能始终保持最优状态;使用了多套背靠背型柔性直流输电系统, 增加了成本和维护难度, 总的开关损耗也比较大。
3.4 并网方案四
如图7所示, 风电场内所有风力发电机输出电压经变压器升压到10 k V或35 k V, 然后通过海底交流电缆汇接到海上换流站的交流母线上, 通过海上换流站内VSC将交流电能转化为±150 k V的直流电能, 再经过海底直流电缆将直流电能传输到岸上VSC, 岸上VSC再将直流电转化为交流电, 经过变压器接入电网[10]。
该方案的优点是:风电场内电气主接线较简单, 总的成本相对也比较低, 安装和维护难度相对前面的几种方案也比较低。其缺点是:所有风机都只受同一个VSC控制, 区域内机组不能独立控制自身的有功、无功功率, 所有风机只能工作在同转速下, 无法保证区域内每台机组功率捕获性能始终保持最优状态, 这种并网方案适合于装机容量100~400 MW海上风电场。
4 结束语
海上风电以其独特的优势已开始引领风电未来的发展。世界上许多国家都十分重视海上风电的开发和利用, 纷纷着手建设海上风电场, 更加高效大规模地发展风电。开展对海上风电场并网方式的研究, 对于解决海上风电场的关键技术问题, 进一步推动风电产业的可持续发展, 都有着重要的意义。
风电场接入 篇2
关键词：大规模风电；电网；问题及措施
引言
我国是一个风能资源较为丰富的国家，近年来，随着社会各界对可再生能源的重视，我国的风电装机的容量快速增多，风电场逐渐形成了具有规模的发展趋势，风电接入电网，能有效提高发电量，且我国的风电逐渐发展成为具有大规模、集中开发、远距离及高压输送等特点的风电网络。随着风电接入电网给电网的安全运行带来了较大的挑战。文章针对这一问题作一定的探究并提出相关问题及措施。
一、我国风电发展的现状及其特点
我国当前的风电装机发展迅速，据有关数据显示，在近三年内，我国的风电装机的增长呈现出翻倍增长趋势，三年内的年平均增长速度与世界增长速度相比，约世界平均增长速度的四倍。下面就对我国风电机组所具有的技术水平及接入方式等作简单的介绍。
1.1 风电机组的技术水平
风电机组的制造水平正在飞速提升，单机容量也随之越来越大。当前我国的风电淡季的平均容量约为1.05兆瓦，最大容量为3兆瓦。我国目前的风电机组主要有三种类型，恒速的风电机组、双馈变速的烦呢个电机组以及永磁性直驱的风电机组。
1.2 接入电网的方式
目前，我国大规模风电接入电网的方式主要有两种，分别为分散接入以及集中接入。其中，分散接入的方式主要被采用于小规模的风电开发，主要针对可就地消纳的情况，这样接入的电压等级较低，并不会对系统的运行带来较大的影响。而集中接入的方式主要适用于较大规模的风电开发，且主要针对异地消纳的情况，这种方式由于接入的电压等级较高，且采用远距离的输送方式，会对系统的运行带来较大影响。
1.3 风电运行的特点
首先，风电出力具有较为明显的随机性和间歇性，出力时波动幅度较大，其波动频率也是无规律可循的，且有时会与电网的符合形成较为明显的反调节系统。其次风电机组的年利用时间较低。风电场的年利用率并不是固定的值，根据不同地域有不同的使用时间，且目前我国的使用小时数较低。最后，风电功率进行调节的能力较差，由于机组本身在运行过程中及风能的不确定性，风电机组并不能进行常规的功率调节。
二、大规模风电在电网的接入及其运行
电力系统是一个实时的动态平衡的系统，其发电、数电以及用电等过程都必须要保持平衡。常规的电源功率是可调的、可控的。由于风电机组的功率是不可控的，所以要对电网频率进行调整就应当有传统的电厂来分担这项任务。在大规模的风电接入到电网的条件下，且随着风电机组的装机容量正在不断的提高在电网中所占的比重，电网的调频电源的容量所占比例有着明显的减少，应当同步进行相应容量调频电源的配套。
我国对机组进行快速调节所占的比例是较低的，因此，将大规模的烦呢个贱机组进行集中接入会对电网的调峰压力带来影响，必须要配套的将具有相应容量的调峰的电源进行建设，并增加全国的联网，同时可采用风火以及风水打捆进行外送的方式得以实现。
对风电功率进行预测应当根据具体的天气预报的数据，并采用物理或统计的方法来生成预测模型以及预测的核心程序，再对其进行预测。然而目前对风电功率进行预测的手段依然不够成熟，预测的精度与实际的电网负荷预测之间依然有着较大的差距。
三、风电接入电网问题及相关措施
在建设以及规划层面，应当积极的推进“一特四大”的战略，并以建设其以特高压作为骨干的网架、各级电网进行协调发展的坚强智能的电网，才能为可再生能源搭建起更为坚实和广阔的平台。另外，应当积极的促进全国的风电整体性的布局规划能尽快出台，给各地区的风电项目作好前期工作的指导，在国家层面进行风电以及电网等的统筹和规划。并结合全国的风力发电的发展趋势及规划，开展大型的风电姐弟的接入系统以及电网具有的消纳能力相关专题的研究。在政策以及技术的标准方面，应当积极主动的配合国家提出的相关战略以及政策等，积极开展风电发展相关联的系统的接纳能力等重大问题，同时，应当促进国家尽快的将相关标准进行订制和修订，将风电的技术要求严格化，将风电机组以及风电场在电网中接入所需要的技术性能的要求进行明确并实现强制执行。另外，应当促进我国建设期强制性的对于风电并网的认证以及检测的制度，将检测认证的体系进一步完善，并实现检测认证工作的强制实施，此举能够有效的保障电网安全运行。在电网的运行及控制方面，应当加强大规模风电接入电网体系运行的控制技术的相关研究，并加快对风电机组以及风电场的模型相关的研究工作。在技术以及人才的保障方面，应当推动国家风电并网的研究及检测中心的建设，尽快的实现风电试验的基地建设完成，并全面的将对风电机组以及风电场进行检测的工作进行有效顺利的开展。另外，应当加快对于技术人才的培养加强国际之间的技术交流及合作，才能更好的满足风电在快速发展阶段的需要。
结语
将大规模的风电通过不同的方式接入电网中，会给电网的安全、稳定的运行以及其控制带来较大的影响，且随着对可再生能源的重视度，这种影响度会越来越大。因此，在风电技术飞速发展的今天，应当重视风电对于电网所产生的影响以及相关的技术进行研究，培养出具有高素质和专业知识能力的人才，有效保障风电接入电网后能够安全稳定的工作并和谐发展。
参考文献：
[1] 高志华，任震.基于市场集中度的调峰力分析[J].电力系统及其自动化学报.2006（05）
[2] 谢俊，白兴忠，甘德强.水电/火电机组调峰能力的评估与激励[J].浙江大学学报（工学版）. 2009（11）
[3] 白雪飞，王丽宏，杜荣华.风电大规模接入对蒙西电网调峰能力的影响[J].内蒙古电力技术. 2010（01）
作者简介：孙燕霞（1983-），性别：女，籍贯：呼和浩特市，工作单位：中广核风电有限公司内蒙古分公司，学历：研究生，职称：工程师，研究方向：电气
风电场接入 篇3
随着并网风电场装机容量不断增大, 风机输出功率的间歇性和波动性给电力系统的电压稳定性造成较大影响。由于风电场大多分布在系统的末端, 风电并网节点相对薄弱, 当风电场不能向系统提供或吸收足够的无功功率时, 将导致风机端电压降低或升高, 严重时风机解列将导致系统静态电压失稳, 电网安全运行受到挑战。
湛江规划的风电场全部建在雷州、徐闻沿海地区, 因易受台风影响, 风电功率波动较大, 对湛江电网的安全稳定运行造成较大不确定性[1]。应用常规潮流算法, 将风电场视为PQ节点[2], 按照一定的功率因数, 分析风电场不同输出有功功率时系统各节点的关键节点的电压信息。该方法避免了复杂的风电场建模问题, 是一种工程应用的有效方法。电压稳定分析软件PSD-VSAP主要用于电力系统的静态电压稳定性分析计算, 其两大功能是P-V曲线分析及模态分析。
1 PSD-VSAP电压稳定性分析基本原理
1.1 P-V曲线法
作为极端情况下, 在此以首端接电源, 受端只接负荷的单端供电系统为例, 分析功率传输与受端电压的关系。简单系统如图1所示。
图1中电源点的电压E∠0经过阻抗Z∠α的线路对一功率恒为 (PL+j QL) 的负荷供电, 这时负荷的端电压为V∠θ, 可列出供电功率方程式:
将式 (1) 在稳态运行点 (V0、θ0) 附近线性化可得:
其中:
JLF被称为常规潮流雅可比矩阵或标准潮流雅可比矩阵。从式 (1) 中消去θ可得:
从式 (4) 可解出V与P、Q的关系:
其中:
假设负荷节点的功率因数不变, 则可画出负荷节点的P-V曲线如图2所示。
在同一负荷情况如 (P0+jq0) 下可得到两个不同的负荷端电压解 (即高压解UH和低压解UL) , 其中高压解UH对应的运行点是静态稳定的;而低压解UL所对应的运行点是静态不稳定的。随着负荷的增加, 这两个电压值逐渐趋近。当功率达到极限值Pmax (或Qmax) 时, 两个电压值相等。这时对应的负荷端功率对电压的导数d P/d V=0或d Q/d V=0这就是静态电压稳定的判据。
1.2 模态法确定系统的关键节点与区域
PSD-VSAP采用模态分析方法[3,4,5]来判别系统的弱节点和弱区域, 这相当于近似考虑了与电压稳定性密切相关的动态组件特性, 与传统的基于常规潮流雅可比矩阵相比更能准确定位系统的薄弱节点与区域。
静态系统电压-功率线性化方程表达式:
式中:ΔP是节点有功微增量;ΔQ是节点无功微增量;Δθ是节点电压角度微增量;ΔV是节点电压幅值微增量;JS是潮流方程偏微分形成的雅可比矩阵。
JR是ΔP=0时的潮流方程偏微分形成的雅可比矩阵, 则有:
式中V、U为JR的左右特征向量形成的模态矩阵, λ是JR的特征值对角矩阵。
将式 (11) 代入式 (9) 得:
样式中Vi是雅可比矩阵JR的第i列左特征值向量;μi是雅可比矩阵JR的第i列右特征值向量。
因为V-1=U, 所以式 (12) 可以写成:
式中v=UΔV是模态电压变化向量;q=UΔQ是模态无功变化向量。
对于式 (15) 中, 第i个模式电压变化有:
这λi可以看成是模态无功的灵敏度, 可以看出当λi很小或接近于零时, 模态无功发生微小变化会导致模态电压的急剧变化, 也就是系统接近不稳定。当λi=0时会引起电压的无限制变化, 因此可以认为电压崩溃对应模态电压崩溃。
由式 (13) 可得负荷母线k对V-Q灵敏度近似为:
定义母线参与因子:
母线k的Q-V灵敏度取决于V-Q变化的所有模式共同作用, 而不是仅仅单个电压崩溃模式。因此系统的关键节点问题就是找到JR最小特征值及与此最小特征值相关的各节点最大参与因子。
分别在初始稳态运行点和电压稳定极限点进行模态分析, 求出各节点对主导电压失稳模式的参与因子, 根据参与因子的大小, 可确定系统的薄弱节点和薄弱区域。参与因子越大, 则表明该节点功率的变化对电压稳定性影响越大。由于通常情况下, 初始稳态运行点的电压稳定裕度较大, 故在电压稳定极限点或重负荷运行方式下的模态分析结果可能更有实际意义, 因此本文在夏大方式下进行静态电压稳定分析。
2 实例分析
2.1 实例电网基本概况
本实例以湛江电网为基础。该网位于粤西, 是广东电网的末端, 电网结构呈南北狭长状, 主要接纳风电的雷州、徐闻地区位于湛江的南部。按规划每个风电场的装机容量为49.5MW, 总装机容量为247.5MW, 占最低负荷684.2MW的36.17%。风电场全部采用双馈感应发电机, 通过接入110k V变电站向系统供电, 港城-雷州、雷州-霞山线为风电接入地区和主网的主要联络通道。图3为湛江电网结构及风电场接入示意图。
2.2 计算条件及计算方法
2.2.1 外网等值
把与湛江相连的外网做等值, 通过对湛江电网夏大方式潮流计算, 可知和湛江电网相连的四个站点母线功率分别是S1=-1.46+j0.986p.u. (茂名) , S2=0.476+j0.549p.u. (天泰) , S3=0.075+j0.302p.u. (榭平岭) , S4=-0.315+j0.183p.u. (湛电-尼乔) , S5=1+j0.74 p.u. (吴川-尼乔) , 由于天泰、榭平岭、尼乔站有发电机的性质, 故把这三个节点看成出力恒定的发电机节点, 其余两个看成恒负荷节点, 根据联络线的传输功率来设定相关值。
2.2.2 负荷模型
PSD-VSAP有三种负荷增长方式, 分别是恒功率因数、恒有功、恒无功, 根据负荷特性, 本文负荷增长方式选择为恒功率因数, 有功和无功都按照功率因数增长, 系统内所有负荷及发电机均采用保持功率因数不变。计算迭代初始步长为0.111, 更接近电网的实际运行情况, 选择外网茂名500 k V站作为平衡节点。
2.2.3 风机控制模型及风电穿透功率
风机类型为无低电压穿透能力的双馈机, 风机运行采用恒功率因数1控制。计算方式为夏大方式风电满发状态, 风电穿透功率为14.47%。
2.3 风电出力对电压稳定薄弱线路、节点的影响
虽然静态电压稳定和功角稳定有密切关系, 但电压失稳不同于功角表现为全局性, 电压失稳往往在一些薄弱的地区、节点开始引发, 并逐渐向周围电压比较薄弱的区域蔓延, 而且电压失稳的过程相当缓慢。
经用PSD-VSAP模态分析计算, 湛江电网在夏大方式风机零出力和风机满出力两种不同方式初始潮流下的部分线路、节点的参与因子分别如表1和表2所示。
通过分析表1、表2可以得出以下结论:
(1) 500 k V港城站承担着对220 k V变电站的电能分配任务, 因此, 参与因子最大;风电场功率变化对远离风电的主网线路、节点电压影响不大。
(2) 雷州-港城、雷州-霞山线路是雷州徐闻片区与主网的联络输电线路, 是南北最重要输电断面, 因此这两条线路的参与因子比较高, 雷州站220连接港城220的线路在全网排名第8, 是电压较薄弱的线路, 需要重点监测。
(3) 5个风电场在雷州徐闻地区以110 k V等级电压接入电网, 满出力的时候可以给雷州徐闻地区提供249.5 k W有功功率, 大大缓解了联络线的输电压力, 显著降低联络线路的参与因子, 通过表1、表2比较可以看出雷州-港城线由原来的第8下降到35。雷州-霞山线由原来的30下降到50, 由此看出风机出力可以改善雷州徐闻地区220 k V等级的静态电压稳定性。
2.4 电压稳定裕度Kp的分析以及提高措施
2.4.1 风电场满出力的静态电压稳定性分析
负荷电压失稳是指负荷因其运行电压低于其容许值而使其相应的保护装置动作致使负荷失电。对于风机的接入点而言, 当负荷的电压运行在稳定平衡点时, 并不一定意味着负荷稳定, 因为无低电压穿越能力的风机对电压要求较为苛刻。
经计算, 湛江五个风电场满出力无电容补偿时接入站点区域负荷功率裕度如图4所示, 此时功率裕度为Kp=50.53%。
由图4可以看出湛江风电场在满出力的时刻的运行点是在稳定运行区域, 而且P-V运行点比较一致, 这是因为除东里风电场外, 其余4个风电场接入点比较集中, 风电场之间电气距离比较近。P-V运行曲线在留有较大裕度, 湛江五个风电场全部满出力是满足静态电压稳定性要求的。
2.4.2 在低压侧装电容组补偿对P-V曲线的影响
如果节点电压受功率变化影响比较大, 那么运行点可能会容易越过临界的静态运行点, 进入不稳定区域使得局部电压失稳, 从而引起电压崩溃。如果在低压侧装电容器组, 将提高节点的电压稳定性。
图5为东里风电场在满发状态下加装电容器组前后东里变电站负荷母线的P-V曲线比较图。
由图5可以看出在风电场10 k V侧电容补偿前, 风电接入点负荷母线的运行功率极限为0.88 p.u., 电容补偿后电压稳定运行极限变成1.12 p.u., 功率极限提高了24%, 由此看出风电场加装电容补偿可以提高静态电压稳定性。
2.4.3 电压稳定裕度比较棒图
对无低电压穿越能力的风机而言, 电压稳定裕度分析显得特别重要。PSD-VSAP棒图比较窗口为用户提供了不同方式下功率极限和功率裕度的棒图比较功能。
计算4个风电场接入变电站负荷母线 (闻涛站无负荷) 的电压裕度棒如图6所示。通过风电场接入站的负荷母线电压裕度比较棒图可以看出, 在风电场低压侧电容补偿后, 风电接入母线电压裕度比无电容补偿前高。电压裕度比较棒图说明在风电场低压侧补偿电容器组可以提高风电接入地区的电压裕度, 降低无低电压穿越能力风机脱网风险。
3 结语
本文基于电压稳定分析软件PSD-VSAP对规划的5个风电场进行并网后湛江电网静态电压稳定的可行性分析。研究结果表明:
(1) 夏大方式下风电场零出力、满出力两种极端情况下湛江电网静态电压是稳定的;
(2) 风电场出力可以降低雷州徐闻地区的220 k V网络的参与因子, 缓解南北输电断面压力, 提高了雷州徐闻地区的静态电压稳定性;
(3) 在风电场低压侧电容补偿后可以提高接入点的电压稳定裕度, 降低风电场由于电压不稳定造成脱网的风险。
参考文献
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风电场接入 篇4
目前风电分散式接入配电网后电流保护正确工作存在的问题随着风力发电技术的不断发展而备受关注。系统发生故障的时候系统电源及风电电源要实现同时向故障点提供短路电流,可以通过风电接入的方法使配电网原有的供电结构发生改变。风电接入容量、风机种类、故障点位置及风电接入位置等是风电接入对电流的保护起影响作用的主要因素。
二、风力发电机组故障的特征分析
风力发电机依据其控制技术及运行特征可分为变速恒频及恒速恒频。变速恒频代表永磁直驱式风力发电机及双馈式风力发电机,恒速变频代表鼠笼式感应风力发电机。如果风电故障点和接入点的位置在保持不变的情况下,出故障时会因为接入的风电机组类型不同而使得流过同一保护的短路电流也不同,这也意味着很有必要对不同类型风电机组的故障特性进行研究。
2.1永磁直驱式风电机组故障特征分析
永磁直驱风电组是变速恒频发电系统,不需要外部提供励磁电源,因为它的转子是永磁体。故障时风机所提供的短路电流会增加,但是增加的幅度很小,一般不能超过正常状态下电流的1.5倍,主要是受控制器限流作用的影响[1]。因此,永磁直驱式风电组接入配电网时对电流保护并没有多大的影响。
2.2双馈式风电机组故障特征分析
双馈式风电机组是一种绕线式的感应发电机,它的定子直接和电网连接,而转子通过背靠背的整流桥和电网相接,可以从系统吸收或者馈出交流功率。双馈式风电机组在正常状态下,它的转速变化幅度比较大,属于变速恒频发电系统。
三相短路故障瞬间会使短路电流会迅速增大,在故障后几个周期内也会迅速衰减,但是对限时电流速断保护没有多大的影响。不对称短路故障瞬间会有助增电流,电流速断保护可能不确定动作;非故障相电流大过正常状态下的,而且会相对稳定,也会影响限时电流速断保护。
三、风电接入位置对电流保护影响分析
由限时电流速断保护、电流速断保护及过电流保护组成方案在配电网中是比较常用的。根据不同种类风力发电机组故障特征的分析可以知道,风机提供的短路电流会迅速减弱。通过比较风电接入位置在故障点上游和下游可以得出结论:风电接入位置不一样的时候,其误动及拒动范围与可靠系数、线路长短、风机接入容量有关。当风电介入位置在故障点上游的时候,由于风电助增电流作用,可能会导致故障点所在线路的相邻线路电流保护I段超越;当风电接入位置在故障点下游时,风电分流作用可能会导致故障点所在线路电流保护Ⅱ段拒动。
四、风电接入点短路容量比对电流保护影响分析
风电接入点短路容量会对配电线路电流速断保护带来Ⅰ段超越以及Ⅱ段拒动问题。风电接入的容量越大,其风电电源分流或者助增能力就会越明显,当风电的接入容量达到一定的数值时,保护也会相应发生拒动或者误动。
五、对策
为了保证电网的安全运作,应该从设计、规划、运行及维护等阶段性工作进行比较系统的考虑,比如电网保护与风电机组保护的调节配合,风电场集电系统的接线方式等,并网风电场及电网的运行可靠性是多方面的问题[3]。虽然继电保护并不能把这些问题全部解决,但是继电保护是第一道防线,应该受到高度重视,尤其是风电分散式接入配电网后的电流保护工作。
六、结论
双馈式及感应式风电组在接入配电网时:当风电接入位置在故障点上游的时候,风电接入容量的增大可能会导致故障点所在线路的相邻线路电流速断保护I段超越;当风电接入位置在故障点下游的时候,可能会导致故障点所在线路电流保护的II段拒动。为了防止配电网电流保护的不确定工作,限制风电接入点最大短路容量比应该保持在10%以下。
摘要：不同类型风力发电机组,其特征也会有很大的区别。双馈式及感应式风力发电机组均属于变速恒频发电系统,有可能会使风电接入点在上游的时候缩短了过流保护范围,接入点下游的过流保护误动;永磁直驱式风力发电机则属于变速恒频发电系统,受控制器限流作用的影响,故障时风机提供的短路电流比较小,对过流保护影响很小,几乎可以忽略不计。通过改变故障点位置、风电接入位置、风电接入容量及线路长度,可看出风电分流或助增电流作用对短路电流保护的影响。
关键词：继电保护,分散式接入,影响
参考文献
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风电场接入 篇5
随着风力发电技术的快速发展,风电场规模不断扩大,风电场和电网间的相互影响不断凸显。风电场接入电网后的动态稳定、调频调压、经济调度等问题日益严重,如何对风电场进行合理的控制和调度以提高风电场的持续稳定运行已经迫在眉睫。因此,对大型风电场接入系统的控制方式和动态特性的研究不但具有理论意义,而且具有实用价值。文献[1]提出了保证风电场和电网安全稳定运行的风电场安全容量的概念,采用了不同措施改善电网暂态稳定水平、提高风电场安全容量。文献[2-3]讨论了双馈电机的无功发生能力和无功极限的计算,并给出了无功的分配方案和调度策略。文献[4]比较了柔性直流输电和交流输电方式接入风电场的优劣。文献[5-8]分析了风电场的接入对电力系统静态和动态特性的影响,研究了不同情况下风电场的稳定性。文献[9]提出了电网故障时双馈电机的紧急控制策略,提高了风力发电系统在故障时的稳定性。
本文以PSS/E软件为平台,进行了两种不同控制方式下风电场的动态特性研究,具体分析了两种控制方式对风电场稳定性的影响,并在此基础上引入STATCOM来进一步改善风电场的动态性能。
1 双馈电机的原理和模型
1.1 双馈电机的基本原理
双馈感应式风力发电机已经成为当前风电发展的主流机型,本文采用PSS/E风机软件包中GE双馈风电机组模型,它采用转子交流励磁,通过PWM控制器向转子提供励磁电流,这种发电机可以在一定的风速范围内,以变化的转速运转去获取最大的风能利用系数。其最大功率跟踪原理可用式(1)~(2)[10,11]来表示。
式中,CP为风能利用系数,它是λ(叶尖速比)和θ(桨距角)的函数,在一定风速的范围内,当θ确定时,每一风速值都对应一个最佳的λ值,运行在此λ下时风机有最大的CP,通过调节转子励磁电流和发电机转速,总可以使双馈电机在其正常运行风速范围内工作在最佳叶尖速比,从而获得最大的风能利用系数。在d-q平面上双馈感应电机的定、转子侧功率分别为
其中,usd、usq、urd、urq、isd、isq、ird、irq分别为定、转子电压和电流的d、q轴分量。
1.2 双馈电机模型
本文中GE双馈风电机组模型的基本控制系统如图1所示[12],其中包括了风速模型,空气动力学模型,桨距角控制模型,传动系统模型,双馈电机模型以及与电网的接口模型等。
定子侧有功、无功
通过定、转子侧变流器控制系统,双馈电机实现了有功和无功的解耦控制,风力发电机可以像常规发电机组一样,在向系统提供有功的同时,又可以向系统提供无功。因此双馈风力发电机与鼠笼式异步风力发电机相比,在控制上有很大的灵活性,双馈电机的控制方式一般有功率因数控制和电压控制两种。
双馈电机的控制方式如图2所示[13],当开关选择1,发电机工作在电压控制模式,根据维持机端电压的恒定来计算需要的无功;当开关选择2,发电机工作在功率因数控制模式,根据维持功率因数的恒定来计算无功。
2 仿真系统及分析
本文仿真算例采用经改进后的IEEE9节点系统,风电场接入系统拓扑结构如图3所示,风电场的拓扑如图4所示。50台风力发电机组成的风电场通过3号汇流母线经升压变压器接入230 kV系统。风机采用GE Energy1.5 MW风电机组,额定机端电压0.69kV,额定功率1.5 MW,额定频率50 Hz,无功调节范围为-0.73~0.49 Mvar。每台风力发电机由一台升压变压器连接到汇流母线,变压器额定变比为0.69k V/35 kV,额定容量为1.75 MVA,漏抗为5.8%。
仿真设置风速为9 m/s,即风电场的有功输出约为45 MW,t=0时刻,整个系统已经达到稳态,t=0.5s时刻,8号母线发生三相短路,t=0.68 s故障清除。故障过程中风力发电机滑差、机端汇流母线电压、风电场有功和无功输出分别如图5~8。不同控制方式和接入容量下风电场极限切除时间见表1。表1中,故障形式1、2、3分别代表8号、6号、5号母线发生三相短路故障,表2同表1。
图5和图6显示,在功率因数控制方式下,风电场故障后的滑差和电压恢复时间更短。由图7和图8可知,在稳态时,电压控制方式下风电场发出了更多的无功以维持电压,而在故障发生时,采用功率因数控制下风电场的有功和无功恢复时间更短。由表1可见,在相同的网络条件和故障形式的前提下,当风电场工作在恒功率因数控制模式时,故障极限切除时间更长,同时,接入到系统的风电容量越小,极限切除时间越长。
由上述仿真结果可知,不同的控制方式会对风电场的动态性能产生不同的影响。恒电压控制模式下,风力发电机会发出更多的无功以维持母线电压,在系统无功不足的情况下,风电场甚至可以充当无功电源实现区域性的无功支持,这对于维持电压稳定非常有利。但是当系统发生严重故障时,采用恒电压控制模式可能会降低风电场系统的动态性能和故障穿越能力。同时,采用电压控制方式下,风电场会发出更多的无功,线路电流也会更大,这将增加风电场的损耗,而且由于风电场到汇流母线线路的电压等级比较低,功率损耗不容忽略。
综上可知,两种不同的控制方式各有利弊,应当根据风电场的运行工况和当前电网的运行状态,实时调整风电场的控制方式,在保证安全性的前提下,提高风电场的运行效率。风电场的有功功率控制策略始终以捕捉最大风能为目标,而无功功率则由风场的监控系统统一控制。当系统无功比较充足时,风电场的无功调节对电网的影响不大,考虑经济运行,风电场应该采用功率因数控制,这样可以减少运行损耗。当系统无功不足时,可以充分利用风电场的无功发生能力,采用恒电压控制。在系统发生故障时,还可以进行控制方式的紧急切换以提高风电场的故障穿越能力。
3 STATCOM对风电场动态性能的改善
随着FACTS技术的蓬勃发展,其在风力发电中的应用也日益得到重视,风力发电机组本身就是FACTS技术的应用。由于风速的不确定性,风电场电压的波动较强,而FACTS技术可以较好地解决这个问题,其中STATCOM以其平滑的电压无功调节特性而更多地被应用到风电场。
3.1 STATCOM原理
STATCOM与系统的连接图如图9所示。逆变器输出电压的基波分量幅值为VASVG,系统电压为Vs,补偿电流为I。
由于STATCOM采用了电压型桥式电路,因此必须通过连接电抗器或变压器并入系统。连接电抗器的作用一是将逆变器与交流母线这两个电压不等的电源连接;二是抑制电流中的高次谐波。图中x等值为变压器漏抗或连接电抗,r等值为铜耗和STATCOM引起的有功损耗。STATCOM被表示成一台理想同步调相机,其稳态运行相量图如图10所示。
由相量图知,STATCOM送入系统的无功功率为
式中,δ是相量VASVG滞后于相量sV的角度,δ大于零时对应于正号,δ小于零时对应于负号,补偿电流的幅值为
3.2 风电场应用STATCOM后的动态仿真
在3号母线上加装STATCOM,其容量为±10 Mvar,风电场的有功出力约为45 MW。短路仿真实验的故障设置为t=0.5 s时刻8号母线发生三相短路,故障持续时间为0.19 s。仿真结果如图11(a),可以看出,在短路期间,STATCOM对于提高风电场出口母线电压并未起到多大作用,但是故障消除后的恢复期间,STATCOM提高了电压的恢复速度,并减小了振荡,从而提高了风电场的故障穿越能力。
图11(b)为小扰动情况下的风电场动态仿真,设置小扰动为:在t=1 s时,8号母线上的负荷增加30%。由仿真结果可以看出,STATCOM的存在减小了电压的波动幅度,提高了并网点的电压。
表2是风电场应用了STATCOM之后的各类型故障的极限切除时间,与表1相对照,可以看出,STATCOM加入后,各种故障下的极限切除时间都有所增加,这表明STATCOM改善了风电场系统的动态性能,提高了风电场的故障穿越能力。
4 结论
风电场接入 篇6
近年来,风力发电凭借绿色环保、资源丰富、技术日趋成熟和应用成本不断降低等优势,得到了世界各国的重视,成为非化石燃料发电的重要来源。世界风电市场发展迅猛,总装机容量从1998年的10.2 GW飞速发展到2007年底的94.123 GW,年平均增长率大于28%,特别是丹麦、西班牙等欧洲国家,风力发电可以提供高达10%电力需求。而我国目前的能源结构很不合理,新能源所占比重不足1%,风电占有量则更小[1],这与世界能源发展方向是不相符的,因此应加快中国风电开发利用的力度,必将大大缓解电力和电煤供求紧张的局面。中国风能资源丰富,可开发利用潜力巨大,截至2007年底,中国风电装机容量达6.053 GW,位居亚洲第二,全球第五[2]。
风电的运行特性不同于常规电源,其输出的功率取决于风速的大小,具有随机性、波动性和不可控性,且单机容量小,往往是大量风力发电机组并列运行,大量风电场的接入对电网的稳定运行带来了一定的影响[3~5]。变速型风力发电机组具有较高的运行效率,且可以调节发电机输出功率因数,在风电场中得到广泛应用,但其出力仍然是间歇、波动和不可控的。文献[6]对双馈风力发电机组的动态模型展开了相应的研究,文献[7]对永磁同步风力发电机的动态模型及其控制策略展开了相应的研究。异步感应风力发电机凭借造价低、控制简单,也得到了广泛的开发利用,但该机组运行时需要从电网中吸收无功功率进行励磁,对电网的功率因数和电压水平造成一定的影响,文献[8,9]对异步风力发电机组的模型进行了研究,前者建立了异步风力发电机组的简化RX模型并进行了潮流计算分析,但对风机和传动系统的模型没有进行论述。后者将传动系统作为一种刚性模型进行考虑。
本文以异步风力发电机作为主要研究对象,建立了风电场各环节的动态模型,对风电场接入电网的影响进行分析,并结合河南方城风电场,利用PSASP对该电厂风电机组的无功补偿容量的确定、并网冲击电流及不同电压相角差对冲击电流的影响进行论证,并对接入电网的稳定性也进行仿真计算,从而为实际电厂的并网运行提供参考,本文的风电场建模等研究方法也可以直接延拓到其它变速型风力发电机组的研究分析。
1 风电场模型
要研究风电场接入电网后的运行特性及其对电网的影响,首先应建立正确、合适的风电场模型。风电场是一个涉及多学科的复杂系统,主要由风力涡轮机、传动系统和发电机三个部分构成,其中风力涡轮机是风力机捕获风能的装置,应基于空气动力学知识建立它的模型;传动系统是风力涡轮机和发电机之间的连接装置,应基于机械理论和结构学知识建立传动系统的模型;发电机是将机械能转换成电能的装置,是风力机的核心部件,应基于电磁场理论和电路知识建立发电机的模型。
1.1 风力涡轮机模型
风力涡轮机从来风中捕获的风能MP可表示如式(1):
其中:V表示风速/m·s-1;Vin、VN、Vout分别表示切入风速、额定风速和切出风速;ρ表示空气密度/kg·m-3;R表示风力涡轮机叶桨半径/m;CP表示功率系数;λ表示叶尖速比,β表示叶桨螺旋角/rad·s-1;ωM表示风力涡轮机转子角速度;风力涡轮机的机械转矩TM如式(2)所示:
其中:ωM为转子角速度,pf为发电机极对数。
功率系数CP是表征风力涡轮机的重要参数,表明了风力涡轮机从风中获得风能的效率,是一个关于λ、β的非线性函数,根据Betz理论[10,11],
通常,风机生产厂商提供的功率系数曲线都非常相似,所以没有必要针对不同的风机采用不同的功率系数表达式。本文采用Heier方程来近似表达功率系数[12]:
通过设置c1到c9的值,可以得到与实际风机功率曲线较相近的曲线。
1.2 传动系统模型
传动系统是连接风力涡轮机和发电机的重要装置,主要由低速传动轴、齿轮箱和高速传动轴组成,其结构示意图如图1所示:
风力发电机组的传动轴虽然长度不及汽轮发电机,但其轴刚性系数远小于后者,且大多风力机装有齿轮箱,所以传动轴有很大的柔性,在机组的动态过程中有可能产生扭转振荡。风力发电机传动系统的数学模型一般采用等效质量块法[6,13]。本文将传动系统等效为两个质量块(Two-mass model):风力涡轮机和低速轴为一个质量块、发电机转子和高速轴为另一个质量块,该模型又称传动系统的柔性模型。通过整理传动系统的扭振方程可得到其状态方程如式(4)所示:
其中:HM、HG分别为风力涡轮机、发电机时间常数;Ks为传动轴刚性系数,θS表示传动轴扭转角度;DM、DG分别为风国涡轮机、发电机的阻尼系数;ωs表示风力发电机的转子角速度;TE表示风力发电机的电磁转矩。
1.3 风力发电机模型
在描述异步风力发电机的模型时,需做以下假设:忽略饱和、磁滞和涡流,并假设磁通波正弦分布。规定转子电流的正方向为流入绕组方向,定子电流的正方向为流出绕组方向。由于转子绕组短路,所以转子电压为0,如果忽略定子暂态电流中的直流分量,只表示基频分量,则可以得到风力发电机的状态方程如下:
其中:VD'、VQ'表示暂态电动势,X'表示暂态电抗,T0是暂态开路时间常数,它表征了定子开路时转子暂态的衰减。
2 风电对接入电网的影响
与常规发电机不同,异步感应风力发电机运行时,需要从系统中吸收无功功率进行励磁,将会造成系统功率因数变坏和接入点母线电压水平的降低,所以在异步感应风力发电机的机端需要加装无功补偿装置。当采用并联电容器作为无功补偿装置时,该无功补偿量与风力发电机组端电压的平方成正比,当系统发生故障造成母线电压降低时,将导致无功补偿量下降,进而会进一步恶化系统的电压水平。文献[14]中提出采用静止无功补偿器STATCOM为风电场提供无功功率,能提高系统的稳定水平。当风电场由于保护装置动作与系统解列时,系统因失去无功负荷将会造成系统电压水平的局部升高。总之,风电场的运行会影响到系统电压的质量和稳定性。
风电场大多位于系统的边缘地区,与系统的联系比较薄弱。从风电场运行的经验来看,风电场对系统的影响主要是电压问题。风电场对系统电压的影响主要包括电压波动、闪变以及波形畸变等[3,4,15]。
随着风力发电机组单机容量的增大,在并网时对电网的冲击影响也越来越大,严重时不仅引起系统冲击电流水平过高、电压水平的大幅度下降,并且可能对发电机和机械部件造成损坏;如果并网冲击时间持续过长,还可能使电力系统瓦解或威胁到其他并网机组的正常运行,因此采用合理的并网技术是一个不可忽视的问题。
由于目前风电不参与电网的调频调压任务,所以大规模风电接入电网后,风电对电网的影响将会比较突出,风电引起电网的稳态频率和电压偏移很可能超出电网的允许范围,特别是在大的风速扰动、故障方式下,风电还将很可能使得电网电压失去稳定。此外,系统故障对风电接入容量也有很大限制,甚至使风电场电压大幅度跌落而失去稳定。
本文接下来将结合河南方城风电场,对相关问题展开研究分析。
3 实际算例分析
本文基于PSASP的用户程序接口(UPI),采用Visual C++编写了用于风电潮流和稳定计算的用户程序,分别从稳态和暂态两方面对河南方城风电场进行相应的仿真分析。
3.1 方城风电场简介
方城风电场位于河南省南阳市方城县境内东北部,距县城约10 km。因山地突然沉陷而形成自然缺口,东北窄西南宽,呈喇叭形,是南北气团进出南阳盆地的走廊,风大风多,俗称“风口”。方城县属季风气候,全年最多风向为东北风,次多风向为西南风。
风场分为两个场区。北区西起齐庄,东至老坡场附近,东西长约10 km、南北宽约2 km;南区风电场西起石窝、五神庙,东至小酒店、张庄之间,长约7.3 km、宽约2.5 km。
工程规划最终装机50 MW,分两期建设,一期规划开发建设的30台风机全部位于北区,总装机容量22.5 MW。风电场机组的单机容量为750 k W,采用新疆金凤科技出厂的S50-750 k W型异步电机。
风力发电机额定输出电压为0.69 k V,采用“一机一变”单元式接线,单机箱变容量为800 k VA,电压变比为10/0.69 k V,采用四回10 k V架空线路送至风电场内新建的110 k V变电站。
方城风电场与电网的地理连接图如图2所示。
3.2 风电场无功补偿容量的确定
风电场参与电压调节的方式包括调节风电场的无功功率和调整风电场升压变电站主变压器的变比。风电场无功功率应当能够在其容量范围内进行自动调节,使风电场变电站高压侧电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%,风电场变电站的主变压器宜采用有载调压变压器。
参考有关功率因数的规定,当风电机组运行在不同的输出功率时,风电机组的可控功率因数变化范围应在-0.95~0.95之间。
风力发电机的功率因数与其出力有关,而利用异步发电机的稳态等值电路方程式可以计算出其有功功率和无功功率与转子滑差和端电压的关系式,进而可以得到异步风力发电机的功率因数与转子滑差的关系,如图3所示。
由图3可以看出,转子滑差小于-0.01时,风力发电机的功率因数波动不大,但当风力发电机的转速较低时,风力发电机的功率因数很小,如当转子滑差为-0.002时,其功率因数为0.367 86。当风速较小时,风力发电机的有功功率出力很小,但从电网中吸收的无功功率仍然很大,需要投入适量机端并联电容器以提高电网的电压水平。
风电场的无功电源包括风电机组和无功补偿装置。本文算例中风电场无功补偿度为主变容量的20%;风力发电机组无功补偿装置采用可自动分组投切的并联电容器,容量3*90 k Var,无功补偿度为单台发电机额定容量的48%。
由于风电场的接入造成接入点母线的电压水平和功率因数变坏,因此应投入机端并联的电容器以补偿机组所需的无功功率。无功补偿装置计算结果如下表1所示。
由表1知道,风电场30%出力时,风电场接入点的电压水平和功率因数较低,需要投入3组无功补偿装置,可以提高功率因数至-0.943;风电场60%出力和风电场100%出力时,投入3组分别可以提高功率因数至-0.977、-0.98。
3.3 风电机组并网分析
异步发电机运行时,对机组的调速精度要求不高,不需要同步设备和整步操作,只需要发电机转速接近同步转速时,就可以并网运行。
正常运行中的风电场,因风机故障或检修等原因,常常需要对某台机组进行启停操作。所以有必要研究风电场中单台机组接入对电网的冲击影响。
风力发电机组并网前接入点两侧母线的电压如表2所示。假定并网前后风速保持13.5m·s-1不变。
风电场中的某台风机由于某种原因在t=1 s时刻,与电网断开,再次并网之前由机端并联电容自励建立机端电压,在t=2 s时,该风机并入电网,并网时产生的冲击电流如图3所示,该冲击电流的最大幅值是其稳定运行时的4.84倍。在电网的拉动下,风力发电机的转子加速,经过几个摇摆周期后,风力发电机稳定运行在发电状态,向系统输送功率。
当风电场与系统侧母线电压的幅值和频率相等时,其电压相角差由0°到180°依次增大时,风电机组并网时产生的冲击电流逐步增大,如图4所示。当风电场和系统侧母线电压相差为180°时,风电场并网时产生的冲击电流最大,该冲击电流的幅值是其稳态运行时的9.53倍。
由上面分析可知,单台机组并网时会产生一个很大的冲击电流,且对风电场附近的母线电压造成了一定的影响,但不会影响到电网的安全稳定问题。
3.4 风电场接入对电网的稳定性分析
含风电场电力系统的暂态稳定是指该系统在某个运行情况下突然遭受到大的干扰后,能否恢复到原来的状态或经过暂态过程达到新的稳定运行状态。
风电场初始运行风速为13.5 m·s-1,选取风电场与电网的联络线在t=1 s时刻发生三相接地短路故障,0.1 s后故障切除。故障前后风电场电压、电流的曲线如图6、图7所示。
由图6可以看出,故障切除后,风电场的电压经过0.8s左右恢复了正常水平,在该故障下,不会出现电压失稳问题。
由图7可以看出,风电场与系统的联络线发生三相接地短路故障时,风电场会出现一个幅值较大的短路电流,该短路电流在故障切除后,经过几个减幅振荡恢复稳定。传动系统采用柔性模型计算的短路电流稍大一些。说明传动系统采用刚性模型计算的结果比采用柔性模型计算的结果偏于乐观。这与文献[12]得到的结论是一致的。
研究风电场对短路电流和短路容量的影响。比较分析了风电场节点接异步感应风力发电机和常规同步发电机两种情况的短路电流水平和短路容量,选取风电场与电网的联络线发生三相短路,计算结果如表3所示。
由表3可以看出,与常规同步发电机相比,风电场的接入可以降低短路电流和短路容量的水平。
4 结论
本文首先对风电场的各个环节进行建模分析,建立了风力涡轮机的空气动力模型、传动系统的柔性模型和风力发电机的简化模型。
结合河南方城风电场的实际情况,利用PSASP计算程序对其接入电网后产生的影响进行仿真分析:
(1)风电机组的功率因数与转子转速密切相关:转速较低时,功率因数较小;转速较高时,功率因数较高,且变化不大。
(2)风电机组并网时产生的最大冲击电流幅值是其稳态运行时的9.53倍。
(3)传动系统采用刚性模型在系统发生故障时的计算结果比采用柔性模型偏于乐观。
风电场接入 篇7
在我国南方山区, 由于地理条件及风力资源限制, 多为建设中小型风电场, 相对于大规模的风电群, 中小型风电场对系统的影响较小, 主要体现在对当地110k V及以下的配电网的影响, 目前主要通过静止型动态无功补偿装置 (SVG) 等设备减轻其对电网的不良影响。因此, 分析了解SVG在中小型风电场的作用对了解风电场接入对当地配电网的影响有一定的研究意义。
1 风力发电机的特性
风力发电机按发电机型式分为笼式异步发电机、双馈异步发电机 (DFIG) 和永磁同步发电机等。双馈异步发电机因其具备励磁变流器容量小、造价低、适合变速恒频运行等优点, 已成为国内中小型风电场风电机组中的主流机型, 目前在中小型风电场中得到大规模应用, 本文就装备DFIG发电机的中小型风电场进行探讨。
双馈感应电机在普通绕线式转子电机的转子回路中增加了一个励磁电源, 交流励磁电源的加入大大改善了双馈电机的调节特性, 使DFIG表现出较其它电机更优越的一些特性。DFIG的可调量有三个:一是可调节的励磁电流幅值;二是可改变励磁频率;三是可改变相位。通过这些调节, DFIG可通过快速控制励磁频率来改变电机转速, 充分利用转子的动能, 释放或吸收负荷, 对电网扰动远比常规电机小, 同时不仅可调节发出电力的无功功率, 还可以调节有功功率。
2 风电场接入电网后对系统的影响
风速往往表现出较强的波动性和间歇性, 在时域上可分解为长时间尺度的平均风速及短时间尺度的脉动风速, 在频域上则可对应于低频分量和高频分量。此外, 风速的波动及间歇都不是确定性的行为, 是无规律随机变化的。平均风速和脉动风速都有很强的随机性, 是造成风电不确定性的主要因素。因此, 由于风速的影响, 风电场接入系统后对系统主要有以下影响:
(1) 对系统电压的影响。风电功率的波动性会导致电压波动和闪变, 由于电网电压稳定性差及DFIG上网环节对无功的需求, 可能导致风机频繁脱网。反过来, 大规模风机并网运行增加了地区电网中感应电机, 又使故障后电压失稳更容易发生。
(2) 对电能质量的影响。大量分布式风电通过变流器接入配电网, 特别在风速高度不确定性下, 对涌流、电压跌落、电压闪烁、谐波, 及瞬时供电中断等电能质量问题都有较大影响。
(3) 对继电保护的影响。由于风力发电机大部分都是异步发电机, 即使是永磁同步发电机所采用的也是通过电力电子设备的并网, 这就很明显的改变了故障的特性与短路电流的特性。因此传统的基于同步发电机短路电流的继电保护配置也有必要进行相应的变化调整。
3 SVG在中小型风电场的应用
根据电路工作原理, SVG可以看成连接在电力系统上的电压源逆变器, 可通过调节逆变器输出电压的相位和幅值, 以改变其吸收或发出的无功电流, 对电网实现动态无功补偿。对于理论上的SVG, 仅改变其输出电压的幅值即可调节与系统的无功交换, 当输出电压小于系统电压时, SVG工作于“感性”区, 吸收无功功率, 即相当于电抗器, 反之SVG工作于“容性”区, 发出无功功率, 即相当于电容器。理想的SVG工作原理图见图1。
考虑到实际运行中SVG设备本身的损耗, 可将总损耗等效为电路中的电阻, 即相当于在图1电路图中增加一个等效电阻R。由于电路中电阻R的存在, 电网电压与电流的相位差不再为90°, 而是比90°小了δ度角, 用以提供有功来补偿电路中的损耗。这个δ度角就是逆变器输出电压和系统电压的相位差。通过改变相位差, 同时改变的幅值, 则可调节SVG从电网吸收或发出的无功功率大小。其吸收或发出无功的大小为:
式中:Q为SVG吸收的无功, US为系统电压, R为SVG电路等值电阻, 为逆变器输出电压和系统电压的相位差。
正是SVG以上的特性, 可实时从电网吸收和发出无功功率, 以达到快速调节电压和功率因数的目的, 成为中小型风电场重要的调节设备之一。由于SVG设备占地面积小、可调节范围宽、响应速度快、调节手段多样性等诸多优点, 得到了越来越广泛的应用。
4 仿真实例
4.1 模拟工况条件
本实例采用MATLAB/Simulink软件平台进行仿真。根据南方山区风电场的特点, 模拟一小型风电场, 该风电场通过1回长20km的110k V架空线路接入当地配电网的110k V变电站, 以变电站110k V母线为系统公共连接点 (PCC) , 连接点短路容量按1000MVA考虑。模拟该风电场共18台单台1.5MW容量的DFIG风电机组启动切入当地110k V系统的情况。在风电场配置一套容量10Mvar的SVG设备和不配SVG两种条件下, 对变电站母线电压及无功分配情况等进行比较。
4.2 仿真结果
根据仿真计算结果, 18组风力发电机在风力上升达到一定速度后启动并切入电网, 并开始向电网输送有功功率, 从0S~27S, 风电场输出的有功功率随着风速的上升迅速上升, 27S以后稳定在22MW左右, 投入SVG对风电场的有功功率出力影响很小。
电网电压与电网的无功分布直接相关, 风电场启动时由于有无功送入电网, 电网接入点电压有一个迅速上升的过程, 当风电机组逐步接近额定功率出力, 所需电网的无功越来越多, 在没有配置SVG进行无功补偿的情况下, 电网接入点电压迅速下降, 最终降至标准电压以下。而配置了SVG的风电场由于及时补偿了无功, 确保电压稳定后保持在标准电压以上。
4.3 结果分析
根据仿真结果, 风电场在风速上升到启动风速时切入电网, 由于风速的变化, 从而使风电场发出的有功功率逐步上升, 需要的无功功率也相应增加, 导致电网接入点电压的波动。仿真结果与风电场DFIG风电机组的理论特性以及在实际中的运行工况是一致的。
对于配置了SVG的风电场, 由于SVG良好的无功调节作用, 使系统接入点的电压和无功分布都得到了进一步的改善。表1中的数据表明, SVG的使用对电网接入点的主要运行工况影响是明显的和良好的。
5 结语
本文根据中小型风电场DFIG发电机原理及运行的特点, 通过模拟仿真的方法, 初步探讨了SVG在中小型风电场的使用对电网接入点的影响。根据仿真结果分析, 可以初步得出以下结论:
(1) 对于南方大部分山区的110k V终端配电网, 中小型风电场的接入对其影响不大, 正常情况下风电场的接入是可行的;
(2) 在中小型风电场配置SVG对接入点的配电网电压及无功控制的作用是十分明显的, 有利于改善电网的运行工况;
(3) 由于南方山区110k V变电站一般负荷较轻, 且部分接入小水电等电源, 较少配置电容器等无功补偿设备, 电压及潮流调节手段缺乏, 因此对接入系统的风电场, 配置SVG用于调节和优化终端配电网的电压及潮流, 确保电网的安全和电能的质量是十分必要的。
考虑到山区配电网的实际运行情况, 本文仅就中小型风电场配置SVG对接入点配电网的电压、无功等主要参数进行了初步分析。对于在风电场中SVG具体控制策略的设置、SVG对风电场低电压穿越及保护配置的影响等问题需要作进一步的研究和探讨。
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风电场接入 篇8
随着化石能源的逐渐枯竭和自然环境的日益恶化, 新能源发电受到了世界各国的广泛关注, 其中风电以其特有的优势获得了最为迅速的发展。我国在近十年来新建了大量风力发电场, 不仅包含位于西北部的大型风电场, 也包括位于东南沿海城市周边的小型风电场。对于接入城市电网的小型风电场, 由于输电距离短、城市电网故障频发, 其低电压穿越能力显得尤为重要。广东省珠海市横琴风电场位于珠海市横琴岛脑背山山体四周, 所发电量主要在横琴岛就地消化, 属于此类小型风电场的典型代表, 针对其低电压穿越能力的研究具有典型意义。
2 风电场低电压穿越能力概述
风电场低电压穿越能力, 即交流电网发生故障导致风力发电场接入电网点电压跌落后, 风电场保持不脱网并在故障消除后恢复风功率传输的能力。
世界各国通用的风电场低电压穿越标准如图1所示。图中U为风电场并网点交流电压值, UN为其额定值, Umin为不允许风电场脱网的最低电压值, tLVRT为不允许风电场脱网的最长时间。
故障发生后, 当风电场与城市电网的并网点电压值位于图1阴影部分以上时, 不允许风电场脱网。各个国家的风电场低电压穿越标准有所不同, 一般来说, Umin/UN应选取为15%~25%之间, tLVRT应选取为0.5s~3s之间。只有当并网点电压下降至Umin以下或故障时间超过tLVRT时, 才允许风电场的风力发电机从城市电网切断。
可将连接至城市电网的风电场低电压穿越要求归结为:
(1) 保持城市电网故障期间不脱网运行, 以防风力发电机解列引发城市电网更大的后继故障;
(2) 连续、稳定地提供无功功率以协助城市电网电压恢复, 减小城市电网电压崩溃的可能性;
(3) 释放剩余能量, 抑制故障电流;
(4) 延缓风力发电机转速上升, 防止飞车。
3 小型风电场并入城市电网实例分析
3.1 实例分析
珠海市横琴风电场采用直接接入城市电网的模式, 为横琴岛提供负荷电源。根据规定, 分布式电源接入城市电网电压等级如表1所示。
横琴风电场一期建设规模为15.75MW, 应当通过两回以上电缆线路并入20k V城市电网。目前横琴风电场内共有5回集电线路汇集电能, 然后经过2回10k V电缆线路 (风电甲、乙线) 接入石山站10k V母线, 不符合表1的规定;不过, 根据横琴新区的规划, 110k V石山站不久将退出运行, 横琴新区也将全面采用220k V/20k V电压等级, 届时横琴风电场并网电压等级将满足规定的要求。
除电压等级要求外, 并入城市电网的小型风电场还应当满足有功功率控制的要求:通过20k V电压等级并网的分布式电源, 应当具备有功功率调节能力, 并能根据电网频率值、电网调度机构指令值等信号调节电源的有功功率输出, 确保分布式电源最大输出功率及功率变化率不超过电网调度机构的给定值, 以确保电网故障或特殊运行方式时电力系统的稳定。
本文以未来的横琴新区20k V电网为例, 研究横琴风电场并入城市电网后的低电压穿越问题。
3.2 低电压穿越方法
现代电网规范要求风力发电系统低电压穿越能力不得低于被其取代的传统发电方式, 所以各国的风电设备生产生及相关科研机构都对风电设备的低电压穿越运行进行了大量研究, 提出了各种低电压穿越技术。常规的风电场低电压穿越技术包括不需添加硬件设备的控制改进方法和需要安装硬件设备的硬件方法。常规的控制改进方法包括改进的矢量控制、改进的鲁棒控制等方法;常规的硬件方法包括定子侧电阻阵列、直流母线撬棒电路等方法。
改进的矢量控制和鲁棒控制方法不仅包含传统矢量控制和鲁棒控制方法能够实现有功、无功的独立控制、具备一定的抗干扰能力的优点, 还解决了电网电压大幅度跌落时PI控制器易出现饱和的问题, 但其控制效果往往受到励磁变频器容量的限制。
定子侧电阻阵列的方法改进于定子侧开关法。定子侧开关法具备可以避免电网电压骤降和骤升对风机冲击的优点, 但它并非是真正意义上的不脱网运行, 由于其关键器件容量较小, 该方法对电网恢复的作用非常有限。定子侧电阻阵列由一系列与交流开关并联的电阻阵列构成, 其优点在于可以在电网电压跌落的情况下保持风力发电机与电网的连接, 缺点是需要使用大量大功率晶闸管, 硬件成本高、电阻损耗大。
考虑到可行性和经济性, 本文采用在直流母线安装撬棒电路的方法实现并入城市电网的小型风电场的低电压穿越。
本文采用的撬棒电路如图2所示, 图中, Rcrowbar为撬棒电路阻尼电阻。
该撬棒电路与每台风机直流母线电容并联, 当风电场并网点发生电压跌落致使风功率无法外送时, 各风机直流母线电压升高;该电压超过一定限值时, 撬棒电路中原本开断的串联IGBT阀组被触发闭合, 投入阻尼电阻, 消耗无法外送的风功率, 保证风机不脱网, 且释放能量、降低风机受损的可能。
4 仿真分析
通过PSCAD/EMTDC建立小型风电场接入城市电网的仿真模型, 城市电网并网点额定电压设置为20k V, 满足分布式电源接入电网电压等级的要求;通过锁相环环节实时跟踪城市电网频率、采用桨距角控制和换流器有功功率控制方式确保风电场输出功率满足分布式电源有功功率控制的要求。0s~1.0s, 风力发电场完成并网, 系统运行于稳态;考虑最严重的情况, 1.0s时刻, 风电场并网点发生经大电阻三相相间短路故障, 故障持续时间为0.1s。
4.1 无撬棒电路
当风电场中风力发电机未安装撬棒电路时, 仿真波形如图3、图4所示, 其中图3为风电场与城市电网并网点三相电压波形, 图4为风机直流母线电压波形。可见, 1.0s~1.1s间, 故障发生, 并网点电压跌落, 并产生电压尖峰;风电场功率无法外送, 风机直流母线电压上升至1.8倍标幺值左右, 对风机安全造成严重威胁。
4.2 有撬棒电路
在风机直流母线电容处安装并联撬棒电路, 以1.1倍直流电压标幺值作为撬棒电路动作阈值。故障发生后极短时间内, 直流电压上升至动作阈值, 撬棒电路投入, 仿真波形如图5、图6所示。
观察图5可知, 1.1s时由于故障消除而产生的交流电压尖峰峰值有所降低, 三相交流电压也在1.2s左右恢复到故障前正常值;由图6可见, 撬棒电路的投入达到了吸收风电场功率的效果, 直流电压最高值由1.8倍标幺值下降至1.1倍标幺值左右, 在释放了风机剩余能量的同时抑制了过电压, 大大降低了了并网点短路故障对风机造成损害的可能性。
结语
横琴风力发电场是一个典型的小型风电场接入城市电网的案例, 其低电压穿越能力具有重要的研究意义。本文采用在风力发电机直流母线侧安装撬棒电路的方法, 提高风电场的低电压穿越能力。仿真研究结果表明, 该方法不仅大大提高了风电场的低电压穿越能力, 使得风电场达到了低电压穿越标准, 在故障发生期间不脱网运行, 也释放了故障期间无法外送的风功率, 抑制了风机直流母线电压上升, 减轻了城市电网故障可能对风机造成的损害。
摘要：由于国家政策的大力支持, 风力发电得到了迅速发展。一些拥有足够风力资源的城市新建了风力发电场, 并将风电场的发电直接输入城市电网。本文以珠海市横琴风电场为例, 分析了城市电网发生故障时对风电场的影响, 并采用了一种提高风电场风机低电压穿越能力的方法, 通过PSCAD/EMTDC软件建模仿真进行了验证。
关键词：风力发电,城市电网,低电压穿越,撬棒电路
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