海上风电系统

海上风电系统（精选7篇）

海上风电系统 篇1

江苏是我国经济发达地区之一, 又是一次能源匮乏的地区, 全省有954 km的海岸线及广阔的近海海域, 海上风资源丰富, 电网完备, 具有开发利用海上风电非常好的条件。结合近期开发建设的海上风电场项目规划及工程实例, 对海上风电接入系统的电压等级、并网回路数的选择原则, 以及离岸距离较远的大容量海上风电场并网输电系统的无功平衡、内部过电压的限制措施等问题进行了探讨。

1 接入系统的电压等级及并网回路数

江苏电网确定了江苏沿海地区风电将按“分层分片、近期就近分散、远期相对集中”的原则, 根据电网结构、主干电网输电能力及地区电网负荷特性, 因地制宜地接入系统。分散接入的风电场容量应与电网规划的分区分片格局合理匹配;远期大容量的风电通过开闭站汇流后接入500 k V电网, 在全省范围内消纳。

按照现阶段江苏沿海地区风电场, 电网电力电量平衡情况, 考虑地区电网电压、潮流控制等因素, 装机容量小于等于100 MW、离岸距离较近小于10 km的海上 (潮汐带) 风电场, 一般建议可采用110 k V电压等级直接接入地区电网;装机容量大于100 MW、离岸距离大于10 km的海上 (潮汐带) 风电场, 原则上均宜采用220 k V电压等级接入系统。

由于风电的随机性, 系统对风电的可靠性没有很高的要求, 即使是远距离的大型海上风电场均宜以一回高压交流输电并网线路接入系统[1,2]。对规模相对较小的分散在附近不同海域的海上风电, 宜按照“打包开发, 规模并网”的原则, 统筹考虑, 分期规划开发, 将附近海域的若干个风电场打包汇流后, 以220 k V电压等级一回并网线路接入系统。

目前江苏将要开发建设的海上风电项目规划建设容量均为200~300 MW, 风电场的离岸距离大致在20~60 km之间, 根据沿海地区电网结构、电力平衡以及潮流分析, 均宜以220 k V电压等级一回线接入系统。风电场在海上建设220 k V升压站, 采用一回220k V交流海底电缆接至岸边陆地滩涂的海缆登陆点, 再根据周边地理位置、电网并网资源等情况, 因地制宜采用220k V架空线接入系统。

2 无功功率平衡

海上风电的集电、输电一般均采用充电功率较大的交流海底电缆, 会对并网电压带来较大影响。由于风电的随机性, 为使风电运行时对电网电压影响最小, 最佳的无功平衡补偿方式应为风电场并网线路与电网公共连接点不发生无功交换, 即风电场送出线路注入电网公共连接点的功率因数为1。大型海上风电的无功平衡大致可分为风电场内部35 k V (电压) 层及送出输电系统220 k V (电压) 层2个层面。

2.1 风电场35 k V层的无功平衡

35 k V层无功平衡涉及的电气设备主要有35 k V集电海缆、风电机组无功调节容量 (暂设定风机功率因数为1) 、风机端升压变压器。

以装设100台3.0 MW风电机组、额定容量为300MW的海上风电场为例, 一般需布置12~15回35 k V集电海缆线路, 每回集电线路不同段长的35 k V海缆, 根据风电机组布置的位置、汇集风电机组的多少, 采用70~300 mm2不同截面型号的35 k V海底电缆, 整个风电场35 k V集电海缆总计长度约为140~150 km。

经初步估算, 计及每台风电机组机端升压设备的感性无功损耗, 风电场内部35 k V层的无功功率大致在风电场额定出力的50%~60%时, 35 k V集电海缆的容性充电无功可以在35 k V层消纳平衡;当风电场出力小于额定出力的50%时, 35 k V集电海缆容性充电功率将大于感性无功功率损耗, 风电场需通过调节 (或设置) 风电机组的功率因数以及在升压站35 k V母线侧集中加装适当容量的动态无功补偿装置来调节控制35 k V (电压) 层的无功、电压。

2.2 220 k V层的无功平衡

涉及220 k V层无功平衡的电气设备主要有海上升压站的升压主变压器和220 k V高压交流海缆。

由于高压海缆较大的容性充电功率, 当海上风电场离岸距离超过20 km或更远时, 即使在系统正常运行方式下, 海缆送端、风电场海上升压站并网点的电压可能会超过其额定电压的10%, 致使风电场无法正常并网运行;另外, 长距离高压交流海缆的电容效应还会因风电场并网输电系统的断路器操作或系统故障产生内部过电压, 将严重影响系统及风电场运行安全。因此, 离岸距离较远的海上风电场220 k V层应在并网海缆线路侧配置足够容量的感性无功补偿装置, 以满足220 k V层无功平衡的需要。海缆线路侧加装220 k V高压并联电抗器, 不仅可以补偿、平衡海缆的容性充电无功, 而且还是补偿海缆电容效应、限制系统内部过电压的有效措施。因此, 通过较长距离高压交流海缆线路并网的海上风电场, 220 k V层无功补偿宜采用220 k V高压并联电抗器 (以下简称高抗) 。

为了避开输电线非全相运行谐振区, 高抗补偿容量一般不宜大于80%补偿度 (并联电抗器的容量与空载海缆线路电容无功功率之比) 。综合平衡输电系统的无功损耗、风电机组无功调节能力以及35 k V母线需加装动态无功补偿容量, 通常在220 k V海缆侧加装60%~70%补偿度的高抗容量, 可以满足220 k V电压层无功平衡需求。

3 内部过电压

运行方式改变、断路器操作或系统故障, 导致风电场和接入系统电气参数变化时, 可能产生工频过电压、操作过电压等内部过电压情况, 需采取相应措施[3,4]。

3.1 工频过电压

工频过电压和系统运行方式有关, 风电场容量愈大, 工频过电压值愈小;风电场容量愈小, 即内电抗XG越大, 末端电压升高越严重。因此, 在估算最严重的工频过电压时, 应以风电场可能出现的正常最小的运行方式为依据, 并考虑海上升压站主变压器N-1运行方式。根据DL/T 620-1997[5]规定, 对220 k V系统工频过电压的限值一般不应超过1.3 p.u.。

由于海上风电场风电机组的建设过渡期间并网运行方式与常规电源不同, 因此海上风电场限制系统过电压需配置的高抗容量应以风电场建设最终规模时正常并网运行方式为依据;过渡期间并网运行时可采取临时的限制措施 (例如在需保护点加装金属氧化物避雷器等措施) 。工频过电压的值与故障形式、发生故障的位置以及风电场运行方式、功率突变量大小等有关, 在海上风电场接入系统方案估算时要充分考虑这些因素, 特别是风电场不同运行方式 (风电场出力及风电机组功率因数) 对工频过电压值的影响。

对于离岸距离较远的大中型海上风电场, 以一回220 k V高压交流海缆并网接入江苏电网的并网方式, 相当于单电源、单回线接入强电网的网络结构。经初步计算分析, 这种接入方式下, 工频过电压的最大值一般出现在海上风电场并网输电线的受端线路侧发生单相接地故障、三相断开时的健全相中。在并网线路侧配置适当容量的高抗, 补偿平衡海缆充电无功的同时可有效地将工频过电压升高限制在容许的限度之内, 而限制工频过电压需配置高抗容量的多少与高抗装设在并网输电线路送、受端的位置关系不大。

3.2 操作过电压

由于海缆的电容效应, 当海上风电场并网输电线路的开关设备在220 k V长距离海缆线路发生无故障三相跳闸、单相接地故障跳闸等各种运行方式的操作过程中, 特别是切空载220 k V长距离海缆线路时, 断路器触头间电弧会重燃, 重燃间系统将会产生强烈电磁振荡并进而有可能产生较高的过电压, 在电缆与架空线混合线路尤其严重。根据文献[5]规定, 对220 k V系统的操作过电压的限值一般不应超过3.0 p.u。

为防止长距离220 k V海缆线路产生的操作过电压超规定的限值, 风电场送出线路可选用灭弧性能优的高性能断路器, 在断路器断口加装并联电阻, 以及在需要的保护点安装金属氧化物避雷器外, 在海缆线路侧加装高抗也是限制操作过电压的有效措施。

具体的高抗装设容量应在海上风电场工程的220k V海缆实际长度、型号参数、敷设方案确定后, 结合限制工频过电压及220 k V (电压) 层无功平衡需要综合平衡来确定。

4 海上风电场的无功配置

大型海上风电场的无功容量包括两部分:风电场的无功电源容量以及长距离海缆并网输电系统配置的高抗容量。

风电场的无功电源容量包括风电机组及风电场升压站35 k V母线配置的动态无功补偿容量[1,2]。现阶段国内海上风电场选用的主流风电机组机型大致为双馈式异步风力发电机组和永磁直驱风力发电机组2种类型。其额定功率因数为1.0, 在配置相应的无功电压调节控制软硬件设备后, 风机具备功率因数在+0.95~-0.95间动态连续调节的能力, 可一定程度上实现对风电机组无功和电压的调节控制。

当海上风电场仅靠风电机组的无功容量和调节能力无法满足电网运行要求时, 应考虑集中加装适当容量可动态连续调节的无功补偿装置[1,2]。海上风电场的无功可调容量及电压控制能力应由风电场风电机组及动态无功补偿装置共同提供。

4.1 海上风电场无功补偿装置容量的确定

以某一计划建设的海上风电场为案例, 探讨一种解决大型海上风电场接入电网后引起电压波动并在电网高峰低谷时段, 按电网需要送出或吸收一定容量无功, 起到对电网电压调节作用的无功补偿容量的计算原则及方法。

4.1.1计算原则

(1) 按照无功容量分 (电压) 层、分 (供电) 区基本平衡的原则, 海上风电场配置的无功补偿装置包括220 k V海缆线路侧需装设的高抗容量以及海上升压站35 k V汇流母线侧动态无功补偿容量。

(2) 考虑电网规划年度负荷水平、网络结构的不确定性, 为使风电场具备一定的无功电压调节能力, 在确定需装设的动态无功容量时, 宜以其并网输电线注入电网公共连接点潮流的功率因数在±0.98范围调节能力为标准进行估算。

(3) 配置的动态无功补偿装置容量应能满足海上风电场各种随机运行方式的电网调控要求, 在容量估算时可选用海上风电场额定发电出力的100%, 50%, 10%几种典型运行方式。

(4) 针对风电机组不同的无功调节能力, 在配置动态无功补偿容量估算时, 可按以下2种方式设置: (1) 风电场的无功功率出力根据运行初始条件设定风电机组运行的功率因数; (2) 风电机组运行的功率因数可在一定范围内连续可调。

4.2 案例说明

某海上风电场共安装100台单机容量为3.0 MW的风电机组装机, 距海岸约56 km。风电场通过220 k V电压等级接入电网, 其中架空线导线型号选用LGJ-2×630、长度为6 km, 陆缆截面选用1000 mm2、长度为15km, 海缆截面选用800 mm2、长度为56 km, 风电场接入电网示意图如图1所示, 相关数据见表1。

(1) 风电场内部35 k V层无功平衡, 选择风机初始运行功率因数。在风电场满发的运行方式下, 风电场35 k V集电海缆充电功率远远小于中心升压站主变、集电海缆及机端升压变的无功损耗, 因此风机功率因数通常可在+0.95~1之间选择, 不同的风机功率因数、风电场升压站主变高压侧功率因数计算结果见表2。

由表2计算结果可知, 当风机功率因数设定为0.98时, 风电场内部无功发生量与损耗基本平衡。

(2) 风电场并网输电线220 k V层无功平衡以及限制工频过电压的需要, 选择高抗容量。由于该工程并网输电线电缆长约70 km, 220 k V电压层无功平衡的需要, 高抗补偿容量不宜小于60%。

在风电场满发的运行方式下, 装设不同容量的高压并联电抗器、风电场送出线路电网侧功率因数计算结果见表3。由表3可知, 在装设130~145 Mvar的高压并联电抗器后, 风电场送出线电网侧功率因数接近1。为避免非全相状态下的谐振区, 高压并联电抗器容量可选择130 Mvar。经工频过电压计算, 并网输电线配置130 Mvar高抗, 已能满足风电场不同运行方式下, 送出输电线各种故障方式限制工频过电压的要求。

注:风电场送出线路充电功率约为183 Mvar。

(3) 风电场动态无功补偿容量的确定。风电场应具备的无功调节能力, 按照上述 (2) 风电场送出线路电网侧功率因数+0.98 (高峰) ~-0.98 (低谷) 来要求。风机不具备功率因数动态连续调节能力时, 功率因数设定为0.98, 相关计算结果见表4。风机具备功率因数动态连续调节能力时, 相关计算结果见表5。

由表4计算结果可知, 若风机不具备功率因数动态连续调节能力, 风电场35 k V母线侧所需的动态无功补偿装置容量为-30 Mvar (容性) ~90 Mvar (感性) 。由表5计算结果可知, 若风机具备功率因数在+0.95~-0.95范围内动态连续可调, 风电场35 k V母线侧所需的动态无功补偿装置容量为0~60 Mvar (感性) 。

5 结束语

近阶段, 江苏开发建设的海上风电场离岸距离较近容量较小, 因此结构简单、技术成熟、经济性优的高压交流输电并网方式仍然是接入系统的首选。下阶段江苏将进入海上风电规模化发展阶段, 风电场容量和离岸距离将进一步增加, 而高压交流海缆电容效应对于交流输电距离和输送容量的限制将更为明显, 成为大容量、远距离海上风电并网的技术瓶颈。柔性直流输电技术可有效解决远距离、大容量海上风电并网技术要求, 随着其技术的不断成熟和推广应用, 工程造价也将逐步降低。未来, 柔性直流输电技术凭借优异的并网性能、合理的性价比, 将成为大容量、远距离海上风电并网方式的最佳选择。建议加强对柔性直流输电并网方式及其工程实践应用的研究, 为今后江苏特大型海上风电基地的建设创造更有利的条件。

参考文献

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[2]国家电网公司.Q/GDW392—2009风电接入电网技术规定[S].

[3]张纬钹, 何金良, 高玉明, 等.过电压防护及绝缘配合[M].北京:清华大学出版社, 2002:173-177.

[4]电力工业部电力规划设计总院.电力系统设计手册[M].北京:中国电力出版社, 2005:384-396.

[5]电力工业部.DL/T 620—1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合[S].北京:中国电力出版社, 1997.

海上风电场就地升压站系统探析 篇2

随着技术的不断成熟完善, 我国海上风电场规模不断扩大, 风机容量不断增大。与陆上风电场不同, 海上风电场受气候、环境、地质等因素影响, 对就地升压站设备可靠性要求更高; 但受空间及成本限制, 系统结构较为简单, 可靠性不高, 且故障率高, 设备检修维护难度大、费用高[1]。本文系统性地介绍了海上风电场Horn Rev集电系统及就地升压站系统, 对现有风电场升压站技术进行了分析, 并提出了高可靠性升压站核心设备方案, 展望了未来海上风电场就地升压站发展的方向。

1 海上风电场集电系统

海上风电场主要采用离岸型网络, 即临近风机先互相连接形成网络, 再通过海底电缆与陆上主电网连接[2,3], 系统架构一般采用串行接线方式。 Horn Rev海上风电场[4]如图1所示。

风力发电机组之间一般采用串联方式, 通过不同数量的负荷开关和海底电缆串联组合。图1中的Horn Rev海上风电场由5个串联结构组成, 每个串联结构上包含若干分支[2], 如图2所示。这种风电场集电系统需要在可靠性和投资成本之间寻找合理平衡点, 力求接线简单、安全可靠、便于检修、节约投资, 需要经过多种方案的比较与分析, 最终确定海上风电场集电系统方案[5]。

2 海上风电场升压站系统

2.1 主接线

海上风电场就地升压站将风机出口0.69kV电压升压至35kV电压后输送至海上风电集电系统, 主要由低压断路器、变压器、高压断路器、负荷开关等组成, 主接线如图3所示。海上风机容量通常为2MW或3MW, 变压器容量为2 200kVA或3 300kVA, 体积较大;就地升压站放置在风机塔筒内部, 空间有限, 每台风机中均独立配备升压变压器。

2.2 框架结构

受环境、施工条件等因素限制, 要求海上风电场升压站占地面积小、现场组装快速便捷、接线方便, 因此一般采用分层式布局、模块化装配方案。依据内部设备数量及体积, 升压站可分为2 层或3 层: 变压器单独放置在底层, 高低压设备较少时可合并为1层;高低压设备较多时需将高压开关设备放置在中间层, 低压开关设备放置在上层, 便于风机发电机出口电缆接线。由于升压站分层布局导致运输尺寸超高, 因此需要分层设计、现场对接。模块化装配是将升压站以各功能组件为单元进行模块拆分, 并采用标准对接技术进行快速对接安装。依据设备类型, 可分为变压器模块、高压开关柜模块和低压模块。模块化装配可适应风电场建设中批量大、任务集中的生产模式, 同时将原粗放式生产模式升级为流水线作业模式, 大幅提高生产效率。

2.3 环境控制系统

环境控制系统通过智能控制单元控制除湿设备、加热设备、通风制冷设备, 调节海上风电场升压站的内部环境。该系统通过温度、湿度、盐雾探头监测变电站内部环境状况, 当内部环境超过或低于设定值时, 相应设备启动, 对环境进行调节, 以控制环境状态在适合设备运行区间内。

3 海上风电场就地升压站核心设备

3.1 海上风电场专用变压器

受运行环境影响, 海上风电场无法采用陆上油浸式变压器, 通常采用干式变压器, 并通过高防护等级的防腐外壳来降低变压器的防腐设计要求[6]。海上风电场专用变压器的散热采用内、外冷却回路分离的热交换系统。变压器不与含盐、高湿热空气接触, 通过热交换器将产生的热量传递到周边环境中, 并在高压绕组与低压绕组中设计冷却风道。由于风机就位后不便拆卸, 变压器故障时无法整体更换维修, 因此变压器采用拼接结构, 同时对机身和紧固件进行抗震优化。

3.2 小型化开关设备

由于低压开关设备体积本身已经较小, 因此只需对环境适应能力进行提升, 这里不着重介绍。40.5kV开关设备需要采用小型化设备, 传统空气绝缘开关设备KYN-61柜无法满足海上风电场使用要求, 而气体绝缘充气柜以其体积小, 高压元件均置于密闭气室内, 不受污秽、潮湿、海拔等因素影响, 可靠性高, 成为高压开关设备首选。

具有良好灭弧和绝缘能力的SF6气体是目前充气柜中应用最广泛的绝缘气体, 但在电弧作用下易分解出有毒气体, 且易液化、 价格高, 这些因素也限制了SF6的应用[7,8]。近年来, N2因其资源丰富、 价格低廉, 且非温室效应气体, 正在成为充气柜绝缘气体发展的新的方向。目前, 许多公司已成功研发出以N2作为绝缘介质的新型气体绝缘充气柜, 可作为海上风电场35kV设备的一个选择方向。

3.3 监控保护系统

目前, 为了节约建设成本, 海上风电场升压站运维仍采用停机定期维护和故障维修, 这种维护方式很难及时发现故障, 从而会造成损失加大[1]。海上风电场就地升压站的保护监控系统主要包括状态监测、 故障诊断、 保护控制。 近年来, 许多陆上无人值守智能化变电站已配备了视频监控系统, 由于其具有可视化、直接直观的优点, 而使无人值守变电站更加可靠。由于海上风电场就地升压站的可进入能力差, 从可靠性角度, 海上风电场就地升压站与海上风电机组结构一体化, 故障破坏性更大, 因此更需要视频监控系统。但这不可避免地会增加海上风电场造价成本, 需要综合电力可靠性要求等因素考虑。

4 结束语

随着能源结构调整及环保政策要求提出, 海上风电将是未来风电发展的重点方向。海上风电场电能质量要求越来越高, 输电可靠性与建设投资成本之间的矛盾将越来越突出, 但智能化、高可靠性将是海上风电场就地升压站发展的必然方向。本文对现有海上风电场集电系统及升压站主接线方案进行了分析, 并从系统至元件层面分析了海上风电场升压站结构, 提出了提升可靠性的措施。

参考文献

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[2]黄玲玲, 符杨, 郭晓明.海上风电场集电系统可靠性评估[J].电网技术, 2010 (7) :169~174

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[4]Thomas A.Transmission system for offshore wind farms[J].IEEE Power Engineering Review, 2002, 22 (12) :23~27

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[6]时连斌, 陈敏, 申晓东, 等.海上风电用干式变压器的设计[J].电气技术, 2013 (1) :62, 63

[7]范明豪, 刘英卫, 吴光辉, 等.SF6气体处理系统调试与安装中的若干问题[J].安徽电力, 2009, 26 (1) :9~12

海上风电系统 篇3

1 VSC-HVDC系统特点分析

近年来, 随着电力电子技术的进步推动和大量直流工程的投入运行, 使得直流输电的控制、保护、故障、可靠性等多种问题越发显得重要。V S C-H V D C这种新技术的综合应用使得直流输电技术有了新进展, 其应用出现为改善交流电网的供电质量提供了新的保障, 其特点主要有以下几方面。

1.1 增效节能

VSC-HVDC技术的电能损耗低于传统交流输电技术的损耗, 同时H V D C需要的传输线缆更少, 能减少占地, 比U P S更省电, 其初始成本不到UPS的70%, 因此能够很好的增强效率, 节约能源。

1.2 满足可再生能源远程输电

VSC-HVDC系统输电不受容性电流的影响, 电压损耗低, 可调节有功和无功功率的输出, 保持电网稳定, 传输时不会产生谐振, 且不会在电网中产生短路电流。VSC-HVDC使用脉宽调制的方法产生正弦电压, 控制灵活, 可任意进行有功和无功控制, 允许双向能量传输, 故障时解耦, 风场不必和电网保持同步, 并可采用多端并网方式, 在海上风场的发展极具优势。

1.3 输出电力均匀利于维护

VSC-HVDC系统可以连接不同的交流电网并提高它们效率, 能够补偿潮流的波动, 可以避免风电场不均匀的电力输出影响电网可靠性, 而且还利于维护。

2 海上风电传输中存在的问题

国外海上风电发展不断成熟, 但我国海上风电目前只有上海东海大桥海上风电项目投入运行, 海上风电电力传输方式还在不断摸索, 在采用传统风电传输技术过程中存在的问题主要表现在以下几个方面。

2.1 电能质量的不可控

由于海上风能具有不稳定性和间隙性, 风电场的输出功率是动态变化的, 对风电的并网运行带来了不利影响, 输出功率随风能动态变化的风电场对传统电力系统的固定运行模式产生了一定的冲击。

2.2 远距离电力传输技术要求高

相比陆地风电, 海上风电在风电机组、海底基础、电缆敷设的运输、安装等方面的设计技术和制造技术要求难度较大, 尤其是远距离的海上风电场, 其施工难度非常复杂。

2.3 电气系统设备要求高

因海上环境不可控, 当系统的功率平衡受到破坏时, 电网中可能会出现电压尖峰;在新的功率平衡之后, 有可能造成电压升高, 电压尖峰和电压升高可能会对系统的功率器件带来损害。为避免损坏, 对相关电气系统设备要求远高于陆地电力传输。

2.4 成本高

与常规电缆相比, 长距离海上电力传输所采用的海底电缆制造数量较少, 通常这些电缆时为每个项目独特设计的, 因此其线路成本和铺设费用较高。

3 VSC-HVDC系统在海上风电电力传输中的应用

海上风电是风电产业发展的新趋势, 我国海上风能资源丰富, 具备大规模发展海上风电的资源条件。如何以较少的成本去产生更多的电力财富, 是风电开发企业一直在追寻探讨的问题, 针对海上风电传输的问题, 在海上电力传输中采用VSC-HVDC系统其作用突出, 集中表现在以下几点。

3.1 有源型直流输电

V S C-H V D C系统一端与风电场相连, 另一端与电网相连, 储能单元并接在VSC-HVDC的电网侧。与风电场相连的受端接受的风电功率受风能波对的影响呈现动态变化趋势, 如果风电的动态功率大于预先设定的平均风能所产生的平均功率, 储能单元吸收多出部分功率, 处于充电状态;反之, 则处于放电状态。VSC-HVDC系统中这种有源型直流输电模式可以使风电注入到电网的功率稳定, 这样也就解决了海上风能不稳定性和间隙性的问题。

3.2 轻型高压直流输电

交流输电线路是连接小型近海风电场经常采用的方法, V S C-H V D C系统这种柔性直流输电技术则是远海风电场的最佳选择。柔性直流输电具有无功和电压控制能力, 很好的解决了无功补偿问题, 在提供频率控制和低电压穿越以满足风电并网的要求的同时, 还大大降低了海上平台的体积和在极端环境下施工的复杂程度。通过对风电进行全方位控制, 使风电出力的间歇性特点不会扰乱电网;更重要的是, 柔性高压直流输电系统可以再在无电状态下启动, 远距离输电损耗也较小, 可大大降低环境对系统的影响。

总而言之, 在能源消耗日益增长、环境污染日渐严重的今天, 风能作为新型能源已经备受关注。海上风力发电是全球未来发展的热点, 目前欧洲的海上风电发展全球领先, 海上风场呈现大型化趋势, 并且向深海海域发展。我国也在逐步把海上风电开发作为新型能源的主要开发地。然而, 海上风电场分散性强、远离负荷中心、发电运行效率低、无功消耗大、系统稳定性差等也是需要去面对解决的问题。国内外实践证明, VSC-HVDC技术所具备的特有响应速度和控制效果能够很好的解决海上风电传输中所遇到诸多问题, 还可降低海上风电的投资成本, 提高电能的传输效率和系统稳定性。只有不断探索和发现, 不断引进和革新技术, 才能更好的开采和利用大自然的可再生能源, 让大自然的更好的为人类服务。

摘要：研究证明, 在海上风电传输中采用VSC-HVDC技术, 可以有效的实现海上风电的大规模开发。本文从VSC-HVDC系统特点分析出发, 针对我国海上风电电力传输中存在的主要问题, 探究VSC-HVDC系统在海上风电传输中所发挥的功能作用。

关键词：海上风电,VSC-HVDC系统,电力传输

参考文献

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[3]周国梁, 石新春, 付超, 等.VSC-HVDC离散模型及其不平衡控制策略[J].电工技术学报, 2008, 12.

海上风电系统 篇4

海上风电由于风能丰富、利用率高、无污染、对环境影响小等特点,成为发展新能源的重要领域和渠道。然而,海上风电场并网存在远距离传输、维护困难等问题,选择柔性直流输电可以解决海上风电场并网输电距离远的问题[1,2],直驱式永磁同步发电机(PMSG)因其无需齿轮箱,方便维护,较适合用于海上风电场[3]。

已有的海上风电直流并网工程所采用的电压源换流器大多为二电平或三电平[4],但这类拓扑要求换流器同一桥臂上直接串联的开关器件同时开通和关断,存在动态均压问题,同时,谐波分量较大,开关频率高,损耗大[5]。模块化多电平换流器(MMC)由于其独特优势,如子模块不需要同时导通[6]、谐波含有率低、开关频率低、损耗小等[7],较适合用于大容量海上风电场长距离并网,欧洲在2013年投运的海上风电并网DolWin1工程就采用MMC技术[8]。

目前,有关海上风电直流并网的论文在研究系统稳态运行和故障时通常基于二电平和三电平拓扑进行仿真分析[9,10,11,12,13];对海上风电MMC并网系统的研究分析并不多[14,15],对于风电场模块化多电平换流器型高压直流输电(MMC-HVDC)并网系统,在仿真时多将风电场作等效简化处理,没有对海上风电场MMC-HVDC并网系统建立详细模型;同时,对于风电场集电系统交流电压的控制介绍也不够详细。

本文针对海上风电场MMC-HVDC并网系统建立详细模型,包括风能捕获模型、桨距角控制、永磁同步发电机模型以及全功率换流器模型所组成的整个海上风电场。通过MMC-HVDC并网,具体介绍风电场侧MMC(WFMMC)通过双维度单环直接控制电压的方法。基于PSCAD/EMTDC,对海上风电场MMC-HVDC并网系统在以下几种工况下进行暂态分析:(1)风速发生改变;(2)风电场集电系统发生三相接地故障;(3)电网发生三相接地故障;(4)MMC-HVDC系统直流电缆发生单极接地故障。此外,与风电场通过交流并网的相应结果进行了对比。

基于全功率换流器的直驱式永磁同步风电机组模型与控制见附录A。

1 并网MMC-HVDC模型及其控制

图1为基于全功率换流器的直驱式永磁同步风电机组(FRC-PMSG)海上风电场通过MMC-HVDC接入电网的结构图,通过WFMMC控制风电场集电系统交流电压的幅值和频率;通过电网侧MMC(GSMMC)控制并网MMC-HVDC系统的直流电压和输出无功功率,保持直流电压稳定[14]。MMC-HVDC的控制系统分为阀级控制和换流站级控制。

1.1 风电场并网MMC模型及阀级控制

MMC的拓扑结构如图2所示。换流器具有三相6个桥臂,每个相单元由上、下2个桥臂构成,每个桥臂由n个子模块(SM)和一个电抗器Ls串联构成[16]。子模块采用半桥结构,每个子模块包含2个具有反向并联二极管的绝缘栅双极型晶体管(IGBT)所组成的H半桥和一个储能电容(MMC数学模型及推导见附录B)。

风电场并网MMC换流器阀级控制的目标是通过选取合适的调制方式生成桥臂子模块中IGBT的触发脉冲,使阀侧输出的电压波形逼近阀侧参考电压波形,并且保持所有子模块的电容电压均衡。采用阶梯波调制中的最近电平逼近调制(NLM)作为调制策略,不仅实现简单,而且开关频率低,损耗小。

1.2 WFMMC换流站模型及其控制

WFMMC换流站通过控制WFMMC换流阀交流电压来稳定风电场集电系统交流母线的电压幅值和频率。

WFMMC换流站在dq轴同步坐标系下的暂态数学模型为[17]:

式中:vsd,vsq分别为海上风电场集电系统母线交流电压的d,q轴分量;vt d,vtq分别为WFMMC换流阀侧交流电压的d,q轴分量;id,iq分别为输入WFMMC电流的d,q轴分量;R和L分别为考虑换流变压器的等效电阻和电感;ω为同步旋转坐标系角频率,即风电场集电系统交流母线电压角频率。

根据该换流站的暂态数学模型,可以进一步推导出WFMMC换流站对于海上风电场集电系统母线交流电压的控制方式,即通过控制WFMMC换流阀侧交流电压来达到稳定海上风电场集电系统母线交流电压的目的,具体控制器为:

式中:vt dref,vtqref分别为风电场MMC换流阀侧电压在d,q轴的参考值;kpd,ki d和kpq,ki q分别为d,q轴电压外环比例、积分控制系数;vsdref,vsqref分别为风电场集电系统交流电压在d,q轴的参考值。通过对风电场MMC换流阀侧电压的控制从而达到控制风电场集电系统交流电压的目的。

1.3 GSMMC换流站模型及其控制

GSMMC换流站采用基于电网电压定向的电压、电流双闭环矢量控制策略来控制并网MMC-HVDC直流电压和输出无功功率[11]。

GSMMC在dq轴同步坐标系下的暂态数学模型为[17]:

式中:vMsd,vMsq分别为电网交流系统母线电压的d,q轴分量;vMt d,vMtq分别为GSMMC换流阀侧电压的d,q轴分量;iMd,iMq分别为流入GSMMC换流阀电流的d,q轴分量;RM和LM分别为考虑换流变压器的等效电阻和电感;ω0为同步旋转坐标系的角频率,即电网交流系统母线电压角频率。

GSMMC传递给交流系统的有功和无功功率分别为:

GSMMC采用基于电网电压定向的电压、电流双闭环矢量控制策略来控制并网MMC-HVDC的直流电压和输出无功功率。假定vMtq(t)=0,此时

因此,可以通过有功功率电流分量iMd(t)控制GSMMC直流电压,通过无功功率电流分量iMq(t)控制GSMMC输出无功功率,具体控制方法详见文献[14,17],本文不再赘述。

2 海上风电场通过MMC-HVDC并网仿真模型建立

本文研究的海上风电场采用FRC-PMSG,海上风电场通过MMC-HVDC并网,如图1所示。

仿真中风电场总容量为90 MW,采用文献[18]风电场模型等值方法,采用3台容量为30 MW的FRC-PMSG来模拟3个30 MW的风电场,每台FRC-PMSG包括详细风能捕获模型、桨距角控制、永磁同步发电机模型以及全功率换流器模型,具体的参数见附录C表C1。每台风电机组通过690V/35kV变压器T1、35kV/100kV变压器T2连接到并网MMC-HVDC的风电场侧换流站,通过直流电缆与电网侧换流站相连,并网MMC-HVDC的电网侧换流站通过100kV/220kV并网换流变压器T3连接到受端电网,MMC-HVDC直流母线电压为±100kV,直流输电线路长170km,MMC参数见附录C表C2,直流线路参数见附录C表C3。对整个海上风电场MMC-HVDC并网系统在以下几种工况下进行暂态分析:(1)风速发生改变;(2)风电场集电系统发生三相接地故障;(3)电网发生三相接地故障;(4)MMC-HVDC直流电缆发生单极接地故障。同时将相同风电场模型,通过交流输电并网,用长度为10km的交流线路取代图1中所示的MMC-HVDC系统,针对风电场集电系统故障和电网故障进行研究,仿真结果与MMC-HVDC并网作对比,得出相应结论,以验证直流并网的优势。

3 仿真结果及分析

3.1 风速发生改变时风电场并网系统响应

仿真研究了风速发生改变时,海上风电场通过MMC-HVDC并网系统的运行情况。由于风速从额定风速12m/s降到11m/s,没有超过额定风速,都采用最大风能捕获,桨距角均设置为0°,以便捕获最大风能,因此暂不考虑风力机部分桨距角控制,而将关注重点放在风电机组电气部分,系统仿真结果如图3所示。其余仿真结果见附录D图D1。

在风速发生变化过程中,发电机转子角速度在额定值附近,风电机组全功率换流器内部直流电压、风电场集电系统电压都保持稳定,风电场集电系统交流频率稳定在额定值附近,风电机组输出有功功率与无功功率实现解耦控制,有功功率随着捕获风能大小变化而改变,无功功率稳定在期望值零附近,并网MMC-HVDC直流电压稳定在额定值附近,从而验证整个风电场MMC-HVDC并网系统及相应控制方案的有效性。

3.2 风电场集电系统故障时系统暂态响应

仿真研究了风电场集电系统,即图1中F1处发生三相接地短路故障时,海上风电场通过MMC-HVDC并网系统的暂态响应。系统仿真结果如图4所示,10s时系统发生三相对称接地故障,故障持续时间为0.1s。其余仿真结果见附录D图D2。

当风电场集电系统发生三相对称接地故障时,集电系统母线电压下降,使得风电场向集电系统母线传输有功功率降低,而与此同时风电机组继续捕获风能发出有功功率,由于风电机组捕获的机械功率不变,使得风电机组内全功率换流器的直流电压升高。由于发电机侧换流器采用基于转子磁场定向的电压、电流双闭环矢量控制策略,通过控制内环电流来达到控制外环发电机电磁转矩的目的,当全功率换流器直流电压接近上限时,可以通过控制发电机侧换流器有功电流分量,减小输入全功率换流器的有功功率,达到降低直流电压的目的,保证设备的安全稳定运行。

MMC在风电场集电系统发生三相接地故障时向故障点传输功率,因此在故障开始时MMC直流电压下降,随着故障的切除,MMC通过控制调节,使其直流电压上升回到额定值并保持稳定。风电场向集电系统输出有功功率先降低,然后稳定在额定值附近。仿真结果验证了整个并网系统在风电场集电系统发生三相对称接地故障时仍可保持稳定。

风电场集电系统故障时并网点母线电压、WFMMC出口处电压和输出电流波形如图5所示。

图5表明当发生风电场集电系统三相接地故障时,MMC-HVDC系统能在较短时间内提供相应的无功功率支撑,保持并网点电压稳定,不受风电场集电系统故障的影响。交流输电则没有这个能力,并网点电压会受到风电场集电系统故障的影响,随之下降,风电场有功功率输出进一步受阻,不利于整个风电并网系统的稳定性,降低系统故障穿越能力。

3.3 电网交流系统故障时系统暂态响应

仿真研究了电网交流系统,即图1中F2处在发生三相接地短路故障时,整个并网系统的运行情况和暂态响应。系统仿真结果如图6所示,10s时电网交流系统发生三相对称接地故障,故障持续时间为0.1s。其余仿真结果见附录D图D3。

当电网交流母线发生三相对称接地故障时,电网母线电压下降,GSMMC向电网传递的有功功率随之减小,风电机组在此时捕获风能和发出的有功功率不变,风电场向WFMMC传输的有功功率不变,使得并网MMC-HVDC直流电压上升,如图6(c)所示。随着三相对称接地故障消除,电网交流母线电压上升,GSMMC向电网系统输送有功功率增加,同时通过MMC的控制调节,使得并网MMC-HVDC直流电压恢复到额定值附近并保持稳定。

MMC-HVDC直流电压的稳定与否对于海上风电场直流并网系统整体的安全稳定运行有着重要的意义,是衡量风电场并网系统故障穿越能力的关键指标[9,12],因此要设法保持MMC-HVDC直流电压的稳定,尤其是在系统发生故障期间。在电网发生三相接地故障时因有功功率无法送出使得直流电压上升,由于一般实际工程中,MMC等效电容较大,吸收多余功率能力较强,其直流电压上升幅度小,仅为1.05(标幺值)左右,对于器件、设备和系统影响小,因此,从这个方面看,MMC-HVDC较适合用于海上风电场并网。

风电场集电系统母线电压波形如图7所示。

图7表明当发生电网三相接地故障时,MMC-HVDC系统能提供相应的无功功率支撑,保持风电场集电系统母线电压稳定,不受电网故障的影响。而对于交流输电并网,风电场集电系统电压会受到电网故障的影响,随之下降,风电场有功功率输出受阻,同时也不利于保持风电场系统的稳定。

3.4 MMC-HVDC单极直流故障系统暂态响应

仿真研究了整个并网系统当MMC-HVDC单极直流故障,即图1所示F3处在发生单极直流接地故障时的运行情况和暂态响应。系统仿真结果如图8所示。

海上风电并网的直流输电部分选取海底电缆作为媒介,而海底电缆正负极之间相距数百米,一般不易发生直流线路的极间故障,只需要研究单极直流故障,同时由于海底电缆在发生单极直流故障时较难在短时间内清除,因此本文在仿真过程中于10s时发生单极直流接地故障,并一直持续到仿真结束,该单极直流故障发生在靠近WFMMC一侧。

当MMC-HVDC发生正极直流接地故障时,由于该单极直流故障靠近WFMMC一侧,因此WFMMC正极直流电压瞬间跌到零,而GSMMC的正极直流电压也随之跌到零。GSMMC控制和保持MMC-HVDC的直流电压为200kV,因此会使得其负极直流电压降到-200kV并保持稳定,同时WFMMC的负极直流电压也降到-200kV。由于控制的延时使得MMC-HVDC的直流电压从总体上看是先下降后上升,最后稳定在200kV。

由于WFMMC控制风电场交流电压,WFMMC直流电压的降低对风电场集电系统交流电压产生影响,使得风电场集电系统交流电压下降,进一步影响风电场有功功率输出,多余的有功功率使得风电机组内部全功率换流器直流电压上升。随着WFMMC直流电压的上升并保持稳定,风电场集电系统交流电压也随之升高,风电场有功功率输出增加,全功率换流器直流电压下降,最终达到稳定。

当MMC-HVDC发生正极直流接地故障时,负极直流电压会降到-200kV,对设备系统的绝缘提出了很高的要求,因此在发生正极直流接地故障时,海上风电场MMC-HVDC系统已无法继续运行,需要退出运行进行相应检修,消除故障后才可投入运行。

4 结语

本文对基于FRC-PMSG对海上风电场通过MMC-HVDC并网进行研究,提出WFMMC通过双维度单环直接控制集电系统电压的方法,分别针对风速变化、风电场集电系统故障、电网故障、MMC-HVDC直流单极接地故障等几种情况进行暂态特性分析。结果表明,整个海上风电场并网系统在发生风速变化、风电场集电系统故障、电网故障时均能保持全功率换流器直流电压、MMC-HVDC直流电压稳定,有效控制风电场集电系统电压及风电场输出功率,保持母线电压稳定,使得系统平稳运行,而在发生单极直流故障时,由于另一极直流电压的成倍变化对设备和系统的绝缘影响巨大,因此无法继续运行,需退出检查,待消除故障后才可重新投入运行。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

摘要：对于海上风电场模块化多电平换流器型高压直流输电(MMC-HVDC)并网系统,提出风电场侧模块化多电平换流器通过双维度单环直接控制风电场集电系统交流电压的方法,有效控制集电系统交流电压并保持稳定。基于PSCAD/EMTDC建立整个海上风电场直流并网系统模型,进行相应仿真研究,针对风速变化、风电场集电系统故障、电网故障以及MMC-HVDC直流单极接地故障等几种情况进行暂态分析,并与交流并网系统暂态结果进行比较。研究结果表明,采用所述控制方法的并网MMC-HVDC系统在发生相应故障时能够保持稳定运行,验证了海上风电场MMCHVDC并网系统及相应控制方法的正确性和有效性。

海上风电场测量 篇5

随着陆地化石能源不可逆转地逐渐枯竭, 采用新的可再生能源来逐步取代化石能源已成为世界各国的广泛共识。风能因其资源丰富、清洁、无污染以及开发技术成熟等优势成为新能源开发的重点。我国海洋风能资源储量丰富, 开发和利用这一可再生能源, 对解决我国沿海地区的能源短缺, 促进经济可持续发展, 带动旅游、环保等产业发展, 维护我国海洋权益等均具有重要意义。建设海上风力发电场即为开发和利用海上风能的主要手段。

查明拟建海上风电场区海底的地形、地貌, 为风电场设计、建设、运营和管理等提供基础地理信息是实施海上风电开发工程重要的基础工作。由于海上测量有别于陆地测量, 具有动态性和隐蔽性, 因此总结与研究测量控制点布设、海上导航、定位及水深 (高程) 测量的技术方法以及所使用的仪器设备, 以满足海上风电场工程勘测需要, 是“海上风电勘测测量技术研究”的任务。

随着测绘技术的发展, 采用实时动态差分全球定位系统 (GPS-RTK) 技术和测深技术, 组成GPS-RTK和测深仪联合作业系统来测绘地形图已经成为可能。

2 测区概况

某近海风电场范围沿海岸线方向长约20km, 南北宽2.0km~3.7km。该海区属不规则半日潮区, 潮汐形态系数0.86。海水最高潮位3.78m, 最低潮位-1.30m, 平均高潮位1.61m, 平均低潮位0.60m, 平均海平面1.11m, 平均潮差1.00m, 最大潮差3.27m。

3 控制测量

采用GPS网, 布设成三角形网或导线网形式, 构成有检核条件的图形。相邻点平均距离3km~5km。联测2个及2个以上已知控制点, 控制点宜分布在控制网的两端和中部。

高程控制网以附合路线或结点网形式布设, 网点由GPS点、水准起算点等组成, 采用四等电磁波测距三角高程测量。

4 地形测量

4.1 测绘原理

GPS-RTK技术是卫星导航定位技术与数据通讯技术相结合的载波相位实时动态定位技术, 能够实时地提供测站点在指定坐标系中的三维定位结果。单基准站GPS-RTK技术在测量工程实践中应用广泛, 适宜于风电场测量的导航、定位要求。其测量系统的基本设备配置为两台以上的双频GPS接收机, 数据传输设备 (数据通讯链) , 实时动态测量的软件系统。其作业过程是:在基准站上安置一台GPS接收机, 对所有可见GPS卫星进行连续的跟踪观测, 同时将观测数据 (载波相位观测值和基准站坐标等) 利用无线电传输设备实时地传送给流动站。在流动站上利用GPS接收机在对GPS卫星信号进行接收观测的同时, 也通过无线电接收设备接收基准站传输过来的观测数据, 然后根据相对定位原理, 实时地计算并显示流动站的三维坐标及精度。

GPS-RTK的优点是在瞬间得到测点的三维坐标, 其精度可达厘米级, 设备和操作较简单。然而在作业距离过远时, 精度会大幅下降甚至无法工作。因此一般单基站GPS-RTK的作业半径不宜超过15公里。

用单波束测深仪测深技术成熟、应用最为广泛。通常把GPS-RTK、测深仪、姿态仪、与海洋导航、测量软件等结合在一起组成测量系统。GPS-RTK负责导航与测点定位, 测深仪采集水深。利用RTK测得的GPS天线精确的三维坐标 (X, Y, H) , 其中X、Y确定定位点的平面位置, RTK高程结合由测深仪同步测得的水深经姿态改正后换算出同一平面位置上的海底高程, 从而获得水下地形数据。GPS-RTK测深原理如图1所示。

图1中H为GPS天线处高程 (由GPS-RTK实时测得) , h为GPS天线至测深仪换能器底部高差, Z为测深仪实测水深, 则海底高程H0=H-h-Z。GPS-RTK可以消除波浪、潮位等的影响, 是一种理想的水下地形测量方法。

4.2 测量实施

本次测量采用GPS-RTK配测深仪的无验潮水深测量方式。测量工作包括:

(1) 仪器测试:GPS-RTK、测深仪稳定性试验。水深测量前在测区附近的控制点上对GPS-RTK设备检验与比对。对测深仪在测区平静水域进行现场比对, 求取测深仪的总改正数。 (2) 测线布设:主测深线垂直于等深线的总方向, 测线间隔为图上20mm, 测点间隔为图上15mm;检查线与主测深线垂直, 均与分布, 检查线总长不小于主测深线总长的5%。 (3) 海上测量:将计划的测深线传入测深仪随机导航软件中。测深仪换能器固定在距船头1/3~1/2船长处, 入水深度0.30~0.80m。船上RTK接收天线与测深仪换能器安装在同一垂线上并固连在船体一侧。检查测深仪、GPS等各设备的连接。测量船沿规划的测深线匀速行驶, 且船速与测定动吃水时的船速一致。数据采集软件同时记录原始测深数据、测船姿态数据和水深改正数据。两个作业组分区作业, 两区重合测线两条。同一作业组前后两次作业重复测量至少一条测线。

4.3 精度评估

利用主检测量法进行水深测量准确度评估。经统计, 检查线与主测深线相交处, 以及重复测深断面, 图上1mm范围内水深点的水深较差见表1。

根据表1的统计分析, 本工程采用GPS-RTK配测深仪测量方法所获得的海底地形测量成果满足风电场所要求的精度指标, 也符合相关规范要求。

5 结语

海上风电场测量利用GPS-RTK配测深仪进行, 无须验潮数据, 可减少工作量, 减少浪涌等引起的误差。通过GPS天线高程来推算水下高程的, 天线与探头的相对位置固定, 经姿态改正后, 无论船体怎样上下波动都不会改变处理后的水下高程。数据处理方便、快捷。由于所有的数据都采集到一个文件中, 并且存在计算机中, 减少获取和编辑潮位数据的时间, 即时能进行后处理, 编辑水下地形图或断面图。

摘要：以某风电场地形图测量为例, 说明使用GPS-RTK联合测深仪实施近海地形图测量的可行性和可靠性。介绍了海上风电场地形测绘过程, 对测图精度进行了探讨。

关键词：海上,风电场,测量

参考文献

[1]中南勘测设计研究院.国家高技术研究863计划海上风电场建设关键技术研究项目之课题——海上风电场地质勘查, 2013.

[2]蔡连举.水上工程测量[J].科技创新导报, 2009 (28) .

全国最大规模海上风电场投产 篇6

全国规模最大的海上风电场———龙源江苏如东150MW海上 (潮间带) 示范风电场11月23日全部投产发电, 这是国内首个海上风电场示范项目。

示范风电场建成后, 年上网电量约3.75亿千瓦时, 可利用小时数超过2500小时, 电价为0.778元/千瓦时, 经济效益可观;与常规火电相比, 每年可节约标煤约11万吨, 减少二氧化碳排放24.7万吨, 社会效益、环保效益显著;同时为国产海上风电机组走向成熟提供了试验平台, 为国家海上风电规模化开发建设积累了宝贵的经验。

海上风电系统 篇7

就海上风电而言,其具有如下特点:资源丰富、发电利用小时数较高、无需消耗水资源、不占用土地资源、可大规模开发利用等等。近年来,欧美等一些发达国家或地区将大量的风电开发项目向海上转移,海上风电 的发展前 景一片光 明。截至目前,我国风电的发电量已经超出核电,成为第三大电源,在未来一段时期内,风电可能会成为能源结构调整的重要保障。虽然目前陆上风电的开发已步入成熟期,但海上风电的开发空间仍然十分广阔。鉴于此,本文将就海上风电的出力特性及其消纳问题展开探讨。

1海上风电的特点及其出力特性

1.1海上风电的特点

相较于陆上风电场而言,海上风电具有如下优势:

(1)资源优良。受海洋气候的影响,海上的风力资源具有风切变低、风速高等特点,同时,海上风的湍流强度 低,年利用小时数高,这就在一定程度上提高了电能的生产效率,并且相对比较平稳的风速对风电机组的影响较小,从而进一步延长了机组的使用寿命。

(2)对环境的影响极小。由于海上风电在建设过程中不需要占用土地资源,加之不存在噪声、电磁波干扰等问题,因此其对城市环境的影响非常小,极具开发潜力。

1.2海上风电的出力特性

大体上可将海上风电的出力特性归纳为以下2个方面:

(1)波动性。海上风电出力具有波动性,其机理如下:风能本身具有随机性的特点,具体体现为风速受海洋气候等多种自然因素的不可抗力影响,同时,风能还具有分散性的特点,其功率密度相对较低,且多分布于广阔的空间范围内。正是风能所具有的这些特点,使得海上风电的出力波动变化幅度较大,并且波动频率也没有 规律性。相关 研究结果 表明,在极端前 提下,海上风电的出力将会在0~100%这一区间范围内变化。这种波动性会导致海上风电连续数日大出力和连续数日小出力的情况出现。

(2)随机性。海上风电出力具有较强的随机性特点,且间歇性十分明显。仅就同一个海上风电场而言,其相邻数日内的日平均发电量有可能均相同,但是在每日的各个时段当中,风电的出力却会存在显著的差异。

2海上风电消纳面临的主要问题

通过对一些发达国家或地区的风电消纳途径进 行分析可知,对风电出力的波动性进行控制及增加电力储能设备,是风电大规模消纳最为有效的途径。然而,由于我国对风电消纳的研究起步较晚,目前海上风电消纳方面仍存在很多不足 之处,从而造成了海上风电并网难度大、传输受阻等问题,同时当前能够高效存储电能的设备也尚显不足,这就严重制约了海上风电的有效消纳。大体上可将海上风电消纳面临的问题归 纳为以下几个方面:

2.1相关政策不完善

现阶段,虽然国家针对风电的电力配 额建立了 相关制度,但从总体情况上看,制度并不健全,其中仍有许多方面亟 待完善,例如风电跨省、跨区消纳机制还不完善等等。

2.2消纳市场较为局限

就我国风电的整体分布情况来看,主要集中在东北、华北、西北以及沿海地区,风电的高比例并网使其出力大幅度 增加,这在一定程度上增大了电网的调频、调峰压力。同 时,有些风电场所在的区域内电力需求较小,尤其是海上风电场,其与负荷中心(东北、华北、西北以及沿海地区)的距离较远,消纳市场非常有限。

2.3预测技术的先进性不够

相关研究结果表明,海上的风力变化 具有一定 的规律性,当获悉某个时期的风力强度时,便可通过概率计算的方法对风电出力进行预测,这样就能够有效降低风力发电的不确 定性,从而使电网所面临的不确定性因素大幅度减少。但是,由于我国对于风电预测技术方面的研究力度不足,从而导致了预测技术的先进性不够,因此就无法对风力强度进行合理预测。

2.4对于风电出力波动性的控制能力较弱

由上文分析可知,海上风电出力具有 波动性变 化的特征,该特性使风电并网对电网功率的平衡影响较大,所以对海上风电并网的要求也相对较高。对于风电波动性的控制,除了利用其他类型的电源与风电进行联合调度之外,也可对多余的电能进行存储。然而,由于我国 的灵活电 源所占比 例较低,约为5.6%,加之缺少电能存储设备,致使当前无法有效对风电波动进行控制。

3解决海上风电消纳问题的几点建议

针对目前我国海上风电消纳所面临的问题,笔者在归纳和总结现状的基础上提出了以下几点建议:

(1)逐步完善与风电消纳相关的政策。国家有关部门应当加快施行风电配额机制,并对各个地区主要风电场的年均发电量进行统计和预测,以此为据对风电基地的消纳市场进行统筹规划,定比、定量地对风电进行消纳。

(2)大力发展分散式风电,增强海上风电场所在区域的整体负荷水平。由于我国目前风力发电以集中规模化为主,而分散式的风电相对较少,从而进一步增强了风电并入电网的困难程度。故此建议国家考虑发展分散式的风电,借此来形成集中与分散相平衡的风电格局。此外,可在海上风电区域范围内建设一些工业园区,扩大风电的消纳市场,借此来提高风电在 当地的消纳水平。

(3)加大对风电预测技术的研发力度。针对目前国内风电预测技术不够先进的现状,应当积极投入大量的人财物力,加强对风电预测技术的研究,开发相应的风电预测模型及系 统,从而提高预测精度,控制风电波动。

3结语

总而言之,海上风电具有陆上风电无法 比拟的优 势,它的开发利用潜力极大。在对海上风电项目进行开发利用的 过程中,除了要了解风电的出力特性之外,还应当充分考虑到风 电的消纳问题,只有这样,才能确保海上风电项目经济效益最 大的目标得以实现。在未来一段时期内,应重点加强对海上风电相关技术方面的研究,这对于促进我国风电事业的发展意义重大。

摘要：首先阐述了海上风电的特点及其出力特性,在此基础上对海上风电的消纳问题及解决途径进行了论述,以期对我国风电事业的发展起到一定的推动作用。