大型风电场（精选7篇）
大型风电场 篇1
0 引言
随着风力发电技术的迅速发展和成本的降低,风力发电已被认为是一种主要的替代化石燃料发电的可再生能源发电方式,目前已得到各国的重视[1,2,3]。我国风能资源主要分布于“三北”及东南沿海地区,大多远离负荷中心,因此我国风电多为大规模、集中式开发,远距离接入电网。我国已建成和拟建立八个千万千瓦级风电基地[4]。风力发电与常规能源发电相比,有很大不同,输出功率依赖于风速,具有随机性和波动性。大规模风电场的接入对电网的稳定运行带来了影响。在分析风电接入对电网的影响时,首要问题是要解决风电场的建模问题,即风电场对电网呈现的外特性模型,包括稳定模型和动态模型。
对风电场中每台风电机组进行详细建模是大规模风电场建模的基础,随着风电场规模的不断扩大,从电网侧来看更需要风电场的整体模型(或称为等值模型)。本文针对大型风电场,描述了其等值模型出现的背景及发展过程,阐述了目前风电场建模研究的主要方向,对国内外研究现状进行了分析和比较,就目前存在的问题和今后的发展方向提出了自己的看法,特别提出了风电场连锁动态过程建模的必要性,为大型风电场建模的进一步研究提供一些思路。
1 等值模型的提出
风电发展初期,由于规模较小,人们的注意力主要集中于单台风电机组的建模及对单机模型的降阶处理上[5,6]。随着风电机组类型的增加[7,8]和风电场规模的不断扩大,对整个风电场进行建模引起了人们的关注。大型风电场的建模思路分为两类,一类是采用详细模型,将风电场视为多台小容量的发电机、升压变压器和大量的连接线路加入到电力系统中,进行详细建模。这是一个高阶的数学模型,不仅增大了电力系统的阶数,也增加了潮流计算的时间,尤其是时域仿真所需的时间,同时,也会引起许多严重的问题,如模型的有效性、数据的修正等问题。基于此,等值模型被提出以描述大型风电场的各种稳态和动态行为。该方法从整个风电场对电网的影响出发,将风电场看作一个整体进行研究。研究目的不同,研究方法及侧重对象亦出现差异。本文针对大型风电场建模问题,对目前相关研究成果从四个方面:风速—风功率关系建模、稳态潮流计算模型、动态模型和暂态模型进行综述和分析,试图指出可进一步研究的方向。
2 风速—风功率关系建模
构建反映风电场风速与风功率关系的数学模型是大型风电场建模的基础问题,此模型也是进一步研究风电场动态模型的基础。
风速—风功率关系建模主要分两类:一类为机理建模方法,主要通过计及尾流效应模型来考虑风电场内风速的波动性对输出功率的影响,其有效性取决于对研究对象的结构及所遵循的内在规律的把握程度和模型参数的准确度;另一类为外特性建模方法。该方法将风电场看作一个黑箱,通过对风电场长期运行数据的统计分析,研究风电场整体风速与风电场输出功率的统计规律。目前,机理建模方法的应用相对广泛。
2.1 机理建模方法
国外对尾流效应的分析较早[9],应用最广的为Jensen模型[10],国内的尾流模型亦大多基于Jensen模型。文献[11]基于Jensen模型和改进Jensen模型,研究了半经验尾流模型;文献[12]考虑了尾流效应和风电场内地形因素对不同位置风机风速的影响,得到位于不同位置的风机风速及功率输出,叠加求和得到风电场的输出功率,该方法是机理建模中较为常用的一种方法;文献[13]以定速风机的风电场为例,分析和比较了不同风速模型的风电场输出特性,结果表明,时滞会平滑风电场输出功率。该结果反应了风电场的平抑作用。
同时也有一些新的模型不断提出,文献[14]提出了基于雷诺时均方程(RANS)的CFD模型。文献[15]将风速分为四分量,不考虑噪声分量的影响,认为所有风机的基本风速相同,对阵风和渐变风考虑其空间的传递过程和时间分布,建立等效风速模型。该文较好地解释了风电场的空间分布对风速的作用和时滞的影响,但对尾流效应缺乏深入的分析。
2.2 外特性建模方法
外特性建模实际操作时往往依据厂家给定的风电机组标准功率曲线进行风功率计算,主要依据国际电工委员会IEC 61400-12标准进行测试。
但一些文献[16-19]指出风电机组的实际运行情况与厂家给定的标准功率特性曲线并不完全相符,因为标准功率特性曲线是在较为严格的风洞实验环境下完成的。这些文献建议采用实际测量的风速—功率数据进行建模,采用的方法往往是基于最大概率的风速—风功率曲线。
文献[16]基于实际运行数据,采用基于最大概率的方法,绘制了某风电场风电机组的实测风速—功率曲线;文献[17]通过分层抽样的方法,采用样本均值代替整个风电场的风速均值,采用最小误差循环搜索的方法,最终使得由样本风速而求得的平均风速非常接近全风场所有风机实测风速的平均值。基于此建立了风电机组的最大概率风速—风功率曲线;而对于整个风电场的等值建模,上述文献均采用平均风速作为单机输入,简单倍乘得到风电场整体输出,该方法对反应风电场的平抑作用有一定合理性,但实际风功率与风速之间的关系并非线性关系。
文献[18]指出对于有效风速范围内的风电场输出功率序列P∑[.],存在等效风能转换效率和风电场等效风速序列对,即序列,与之对应,采用试探法,按决定系数最大原则选取风电场等效风速Vequ[.],之后可求得等效风能转换效率Cp.equ[.]。但该方法计算过程较为复杂。文献[19]基于实测数据,提出风电场等效风能利用系数的概念,为风电场总输出功率与最大风速流过所有风电机组扫风面积风功率之比,从而得到最大风速—风电场等效风能利用系数的散点图和等效风能利用系数曲线。而实际风电场中运行于最大风速的风电机组只有一部分,该方法存在自身的局限性。
国外也有一部分文献集中于依据实测风速数据求取风机叶片处的精确风速模型,进而建立风电场模型。文献[20]根据测风仪的风速将其修正为叶片前的风速,作为单台风机的输入,并应用支持向量机进行风机分类。文献[21]在文献[22]的基础上,考虑风切边和塔影效应,提出了“叶片前等效风速”的概念,但对整个风电场的等效模型缺乏考虑。
2.3 存在问题
对于风速—风功率建模,无论是机理建模方法或外特性建模方法,均存在一定的局限。机理建模需要表征大型风电场各风机风速的尾流效应模型足够精确,但目前应用最多的尾流效应模型是Jensen模型,往往只适用于平坦地形的风电场;外特性建模虽然得出了风电场的风速—风功率曲线,但该曲线需要大量的实测数据作为基础,且推导过程缺乏明确的物理含义。大型风电场由于其时空分布特点,对输出功率的波动有一定的平抑作用,无论是机理建模方法或外特性建模方法,往往采用平均风速的方法表现风电场的平抑作用,该方法总体来讲不够精确。因此,无论是从机理计算还是物理测量,准确得到各风机轮毂高度的风速是建立风速-风功率关系的关键。
3 稳态潮流计算模型
大型风电场稳态潮流计算模型主要用于电力系统潮流计算,同时也可作为稳定性分析、动态分析和其他分析的初始运行状态。对风电场视在功率的计算如式(1)所示。
式中:i,j为每台风力发电机组所在的位置编号;N和M分别代表风电场中风电机组的行列数。
潮流计算中,风电场节点类型的处理往往根据风机类型的不同,进行不同的处理。
文献[23]采用恒定功率因数法,根据风电场的有功功率和给定的功率因数,算出风电场吸收的无功功率,将其作为一个普通的负荷节点加入潮流程序;文献[24]针对异步机,详细推导并建立了PQ模型和RX模型。RX模型将风电场作为一个以RX表示的阻抗连接在母线上,初始化风力发电机组的滑差,形成节点导纳矩阵,进行电力系统潮流计算。但是该方法迭代次数较多,收敛速度较慢;文献[25]指出对于异步机,在稳态等值过程中往往只考虑其稳态特性而忽略其饱和特性;对于变速风机则往往将其作为PQ节点处理;文献[26]指出对于异步机在进行潮流计算时,还应在雅克比矩阵中引入无功Q对电压U的导数,以模拟电压变化时异步机无功出力的变化;文献[27]指出对于鼠笼发电机,可将其等值为PQ节点和RX节点,对于DFIG(双馈风机),则往往将其等效为PQ节点或PV节点。
风电场的稳态潮流计算模型总体来讲已较为成熟,风机类型及其节点的处理总结如表1所示[28,29,30,31,32,33,34,35,36]。
4 动态模型
大型风电场动态模型主要用于风速波动或电网故障情况下对风电场动态行为的研究,同时也可用于风电场对电网动态稳态影响的研究。目前风电场动态模型主要采用简化的等值模型,分为单机等值法和多机等值法。
4.1 单机等值法
单机等值法中最常用的方法[37,38]是将风电场所有发电机等值为一台,取单台机组机械功率之和作为等值发电机的机械功率输入[39,40,41,42,43,44],如图1所示;或将风力机也等值为一台,取风电场的等效风速作为输入[45],其参数则往往采用加权等值方法,如图2所示。
有一些文献[46-49]侧重于参数优化的研究,通过运用诸如最小二乘法、遗传算法、单纯形法等优化算法确定等值风力机的参数或控制参数,以精确模拟风电场整体动态过程。文献[46]提出采用单纯形法对风力机的控制参数进行寻优以实现精确模拟风电场整体效应;文献[47]针对风电场将其等值为一台机组,运用粒子群算法计算等值机参数,并提出了自适应算法;文献[48]针对异步机,基于传递函数的概念,运用最小二乘法进行参数的辨识,但仿真规模很小;文献[49]应用遗传算法,以等值前后输出功率偏差的平方和最小为目标函数,求解等值机的参数。不过总体来讲,参数优化主要应用于异步风机的等值中。
4.2 多机等值法
多机等值法主要对风电场内的风电机群进行聚类划分,其思想源于电力系统动态等值中的同调等值法。同调等值法中,根据动态过程中发电机功角的不同对机群进行划分。而风电机组不存在所谓的功角,因此该类研究主要通过定义风电机组的聚类指标,根据指标值的差异对风电机组进行聚类划分,每一类风电机组即可等值为一台风力机。
多机等值中最常用的方法是依据风速、排列位置、尾流效应或机械暂态数学模型方程组的特征根等指标[50,51]对风机进行分类聚合。这些方法物理概念明确,但均存在自身的局限性,如依据风机排列位置建模时,往往将同排风机等效为一台风力机,而实际风电场中,即使同排风机也可能存在较大的风速差异;依据特征根为分群依据,等值模型往往只适用于小干扰分析。
近年来亦提出了一些新的聚类等值方法,文献[52]运用支持向量机依据风速和风向进行聚类分析,每个风速和风向可形成一组聚类,风电场研究年的风速风向数据决定了各组数据的出现概率,采用概率聚类方法,根据出现概率最大的几个组和出现概率最大的聚类数,确定风电场该年的聚类模型。但实际风电场的风速和风向分布不定,该文献中出现概率最大的族群的出现概率也仅仅超出10%,用其代表风电场全年的集群分类并不恰当;文献[53]提出以风电机组仿真过程中的状态变量矩阵作为分群指标对双馈风电场进行聚类划分,但该方法缺乏明确的机理分析;文献[54]以双馈机组的桨距角控制动作情况为机组分群原则,该方法忽略了对其他因素的考量;文献[55]针对地形复杂、分布不规则的风电场提出了基于马尔科夫链的统计学划分方法;文献[56]以风机出口电压暂态轨迹为研究对象,提出一种基于暂态电压跌落及动态轨迹相关度的聚类指标,将故障期间动态行为相似的风机进行同群提取。
4.3 风电场连锁动态过程建模
4.3.1 风电场连锁切机过程
随着风电的不断发展,尤其是大型(比如千万千瓦级)风电场的建成,风电场的动态问题出现了新问题,即大型风电场的连锁动态过程,已越来越多的引起人们的重视。
2011年甘肃酒泉地区和河北张家口地区相继出现的几起风电机组大面积连锁脱网事故,对系统稳定运行带来严重影响。这几起严重事故都是在几十秒内出现几百台风电机组相继脱网,诱因往往是接近风电场的某个电气设备短路故障,造成靠近短路点的风电机组端电压下降,转子电流增大,触发Crowbar动作,引起风电场更大的无功需求,造成电压的进一步下降,从而引发大量风电机组脱网;之后由于大量风电机组的脱网,又容易造成无功过剩,使风电机组端电压抬高,造成第二批风电机组脱网;之后进入风电机组与系统的动态交互过程[57,58]。整个连锁切机过程的时间尺度一般为毫秒级至分钟级。
4.3.2 连锁动态过程建模
目前的风电场动态建模条件是以电网PCC(公共连接点)处发生故障或风电场风速波动的情况下,能够较好的反应风电场出口处的整体动态反应过程,以此为前提得到的动态模型难以揭示上述连锁切机过程,即常规地将一个风电场用一台或几台机组等值的方法显然难以描述复杂的连锁切机动态过程,为此,特提出风电场连锁动态过程建模问题。
风电场的连锁动态过程建模应该考虑大型风电场与电网相互作用下的连锁动态反应过程,不仅需要考虑整体风电场与外部电网的相互作用,亦需要考虑风电场内部单一风机或一组风机的动态过程、风电场集电系统及其与并网点附近电网的相互作用、相互影响,在常规的多时空尺度建模方法上需要考虑大型风电场的随机波动和随机事件的特点,进一步研究大型风电场连锁动态过程建模,包括:风电机组/场/群的风电功率随机波动性模型;针对大幅度随机波动的风速和风电机组控制,建立大量风电机组/场投切序列模型。
大型风电场连锁动态过程发生的过程和机理,其时空演变过程,风电机组出力的随机漂移与风电场连锁动态过程的相互作用,需要借鉴随机过程等相关理论和方法来对这一过程进行研究,需要从新视角进行风电场动态模型的研究。
5 暂态模型
风电场暂态模型主要用于风电场电磁暂态的分析及风电场接入对电网暂态稳定影响的分析,其时间尺度相对动态模型更小,要求其暂态等值模型在电网故障等情况下的各种暂态行为与详细模型足够相近,而目前风电场的暂态等值模型往往只是粗略的沿用一些常用的动态等值方法,如单机等值法、加权等值法等,如何建立精确的风电场暂态等值模型,目前鲜有文章报道。
6 结束语
随着风电场规模的不断扩大,如何建立大型风电场模型来合理描述风电场稳态、动态行为是风电场接入电网稳定运行和控制的基础问题。但风电场建模研究的时间并不长,如何构建大型风电场的等值模型,尤其是动态模型、暂态模型,目前并无公认的方法可以垂范,总体来讲仍是莫衷一是。本文对目前大型风电场建模相关文献进行了分类和总结,指出了存在的问题和需要进一步研究的方向:
1)总体上看风电场建模研究成果,稳态模型已较成熟,动态模型也得到了较多的关注,但暂态模型研究相对较少,值得进一步研究;
2)目前的风电场动态等值模型往往假设动态过程中风速恒定,这种假设往往只适用于较短时间的动态研究,如何进行较长时间尺度内风电场动态模型的等值,亦值得研究;
3)现有风电场等值研究中,着重关注风电场对外部电网的整体影响研究,如何合理的体现电源的随机性和空间分布性对集群模型结构和参数的影响值得深入研究;
4)风电场连锁动态过程建模目前基本是空白,该问题是大型风电场建模的一个亟待解决的领域。
大型风电场的风能损失计算 篇2
风能是一种可再生的无污染绿色能源,风力发电随着人们对能源和环境问题的关注而得到迅速发展[1,2,3]。截止到2007年底,全世界风电装机容量达到94.123 GW。国内的风电装机容量自2003年起迅速增长,2007年达到6.050 GW[4]。风力发电的广泛应用使得对风电特性的研究更加深入、细致,也使得风电场的运行模式开始从过去的粗放型转变为更加精细的考虑有功输出特性的运营模式。
同时,风力发电的大规模应用也带来了一些新问题,如风能损失,即风电场的局部干扰对风机出力的影响。尾流效应、湍流效应和风电场中局部风向的变化都有可能造成风能损失。
本文针对存在于大型风电场的风能损失问题进行了研究,提出了一种新的迭代回归方法,在估算输出曲线时识别并清除非正常的有功输出观测值,用于定量计算风电场的风能损失。最后,结合某大型风电场2007年度的实际运行数据对其风能损失进行了计算和分析。
1 风力发电中的风能损失
风机将风能转换为机械能,最后以电能的形式输出。风机的风能转换效率通常用风速—有功输出曲线(以下简称输出曲线)表示:
式中:P为风机的有功出力;v为风速。
通过输出曲线计算得出的在某风速下风机的有功输出称为风机的理想输出。
风机的输出曲线通过实测数据和相关IEC标准分析得到。在没有干扰的情况下,风机实际输出功率虽然具有一定的杂散性,但是却接近并基本均匀分布在输出曲线两侧。此时,风机的实际有功输出的测量值称为风机的正常输出。
图1表示在无干扰的情况下,风机的正常输出和输出曲线的关系。
而在大型风电场中,因为风机数量众多,所以各台运行的风机之间相互干扰的情况相对比较严重,这种状况被定义为局部干扰。由于局部干扰的存在,风机的实际有功输出可能会远小于风机的理想输出。此时,风机实际有功输出的测量值称为风机的非正常输出。在相同风速下风机的非正常输出与理想输出之间的功率差值定义为风能损失PL,
式中:PE为理想输出;PA为非正常输出。
图2表示风机的正常输出、非正常输出和输出曲线之间的关系。在图2中,当风速约为11 m/s时,理想状态下的有功输出应约为1.35 MW,但是实际测量的非正常有功输出仅为0.78 MW。由式(2)可得到此时的风能损失值为0.57 MW。
图3表示某大型风电场中某台风机在2007年的实际有功输出情况。其中,浅色区域表示风机的正常输出,而深色区域则表示风机的非正常输出。
整个大型风电场的风能损失现象相对比较严重。图4表示某大型风电场在2007年时其79台风机的实际有功输出情况。浅色区域表示正常输出,此时风机运行在正常状态下,无局部干扰或局部干扰可以忽略。深色区域表示局部干扰比较严重时的非正常输出。
从图3和图4可以直观看出,风机非正常输出情况不能忽视,风能损失将会影响风电场的实际发电能力。
随着风电的广泛应用,对风能损失的研究变得更为重要。当风电场已建成并投入运营之后,风能损失能够定量修正风电场中短期发电量的预测值,得到更精确的预测结果。从经济的角度,风能损失将会增大风电场在年度实发电量预测和计算发电容量补贴时的误差。另外,风能损失也会影响风电场的运营效率。现有的关于风能损失的研究成果相对较少。文献[5,6]中提及了风电场的风能损失问题,但是没有涉及风电场风能损失的定量计算问题。
2 风能损失的计算方法
式(2)给出了风能损失的定义。在定量计算风能损失之前,必须先估算风机的输出曲线。风机输出曲线可以采用统计方法从实际观测数据得到,但是在估算输出曲线时,必须在观测值的总体样本中排除那些受到局部干扰的观测值,即将正常输出和受到局部干扰时的非正常输出分离。这是一个需要解决的新问题。如果估算数据样本含有非正常输出值,则输出曲线的估算结果会发生偏差。
当风机处于无局部干扰的正常运行状态时,实际有功输出接近理想输出曲线,所以风机的理想输出曲线可基于风机的正常输出值,通过统计的方法得到。当不存在局部干扰时,采用传统回归方法可以得到比较好的风机有功输出曲线,如图1所示。但如果是在局部干扰比较严重、有非正常输出(如图3所示)的情形下,采用传统回归方法得到风机的有功输出曲线的估算结果就会发生偏离。以fE(v)表示数据样本为正常输出值时风机的理想有功输出曲线。若数据样本含有非正常输出值,有功输出曲线的估算结果fA(v)相对于fE(v)就会发生偏移,如图5所示。因此,在估算输出曲线时,需要排除非正常输出值所带来的不利影响。
本文提出了一种迭代回归计算方法,能够很好地分离正常输出值和非正常输出值,从而能够采用传统回归方法得到无偏的风机输出曲线,进而能够正确计算风电场的风能损失值。
2.1 数学模型
2.1.1 理想输出曲线模型
目前的大型风电场基本都采用变桨变速风机,其有功输出曲线通常用以下的形式表示[7,8]:
式中:vc为风机启动风速,当风速小于vc时,风机不工作;vr为额定风速,当风速大于vr 时, 风机的有功输出是其额定功率Pr;vf为停止风速,当风速大于vf时,风机将停止工作以避免机械损坏。
在式(3)中,f(v)是基于经验数据或实际观测数据而得到的经验曲线。f(v)的选择不是本文的重点,它可以选择任何形式,如多项式等。由于它并不是一个解析解,因此可以采用多种函数形式描述。文献[9,10]采用风速的多项式形式描述风机的输出曲线。文献[11]则在经典的风速立方多项式的基础上增加风机控制器作为影响因素。
2.1.2 风能损失计算模型
一旦得到风机的有功输出曲线,结合实际的有功输出观测值,风能损失可由下式计算:
式中:xi表示风速,为自变量;yi表示有功输出,为因变量;β为在回归过程中需要估算的参数向量。
2.2 迭代回归计算方法
本文提出的迭代回归方法可以逐次清除风机的非正常输出值,从而估算正确无偏的风机有功输出曲线。
2.2.1 风机有功输出曲线的函数形式
设数据集合由n个数据点(xi,yi)组成,i=1,2,…,n。风机有功输出曲线f(x)采用x的k阶多项式形式表述:
2.2.2 信号残差
借用信号处理中信噪比的概念,本文定义信号残差的概念来量化有功输出观测值与风机理想有功输出曲线之间的偏离程度。
有功输出观测值与理想输出值之间的偏差,即信号残差定义为:
总体信号残差定义为:
2.2.3 回归方法与迭代清除过程
该方法的核心是通过一系列的迭代回归,寻找β并使得剩余的观测数据最符合式(5)。首先,对所有的观测值原始样本做回归分析,可得到风机的输出曲线。很明显,由于原始观测样本同时含有正常输出和非正常输出,这次得到的有功输出曲线是有偏差的。与正常输出值相比,非正常输出值因为远小于输出曲线,其对应的信号残差也相对较大。通过式(6)可找到最大的信号残差,相应的观测值(数据点)则被认为受到了局部干扰的影响,为非正常输出,因此在下一回合的回归分析之前此数据点应该被清除,而总体信号残差也将会变小。例如,在第p次迭代回归过程结束后,假设第q个数据点的信号残差最大。那么在第p+1次回归过程开始前,第q个数据点将被删除。第p+1次回归过程将建立在观测数据(xi,yi)(i=1,2,…,q-1,q+1,…,n)的基础上。上述迭代清除过程将在满足迭代终止判据时停止。
2.2.4 迭代终止判据
当迭代清除过程进行到一定程度时,大部分非正常输出值都将被清除掉,总体信号残差也不断变小,于是参数β将趋于稳定。
定义量度标准K如下:
当风机输出曲线的估算结果接近理想输出曲线时,β将趋于稳定,同时K也将趋于稳定,迭代过程终止。迭代终止判据表述如下:
式中:Kp表示在第p次迭代过程中参数K的值;ξ 为预先给定的判定极限。
2.2.5 迭代过程说明
以下用一个简单的算例说明整个迭代过程。设风机有功输出曲线形式为:
反映风速和风机有功输出关系的算法步骤如下:
1)基于所有的观测值,即风速v和有功输出Pob,采用回归方法对参数β进行估算,得到β=1.106和此时的理想有功输出PE,如图6所示,其中,PEi=βv
2)第2回合的回归过程基于排除了第19个观测点后所有剩余的观测值。结果示于附录A表A2。
由于最坏情况的观测值已被删除,风机有功输出曲线的估算结果有所改善,β=1.281。基于改善后的风机有功输出曲线和剩余的实际观测值(见图7),再次计算各观测点的信号残差。此时最大的信号残差出现在第13个观测点。在第3回合的迭代回归过程之前,相应的观测点13将被清除。
3)重复步骤2直到满足迭代终止条件。
图8显示参数K在迭代回归过程中的变化。在本示例中,在5次迭代过程删除5个观测点后,K值开始趋于稳定,因此迭代回归计算过程在5次迭代后停止。参数β基于最后一次迭代回归结果而得到。
在迭代回归过程停止后,余下的观测值和输出曲线的关系如图9所示。
迭代回归方法的流程图如图10所示。
风能损失计算的基础是风机的理想输出曲线。若回归过程的数据样本含有受局部干扰影响的非正常输出值,将会使风机输出曲线的回归结果发生偏移。以上的迭代回归方法逐次清除了非正常输出值,从而保证了回归结果的准确性,为风能损失的定量计算奠定了基础。
3 算例分析
某风电场具有79台风机,型号为GE1.5SLE,单台额定功率1.5 MW。收集到的实际运行数据为每台风机10 min的平均风速和有功输出,时间跨度从2007年2月至2007年12月。为保证计算精度,其中3%左右因数据采集系统误差而造成的无效数据被删除。附录B图B1显示了风电场中风机的分布位置。79台风机可分为3行;1号至10号风机位于最北部位置的第1行,11号至35号风机位于中间位置的第2行,36号至79号风机位于南部位置的第3行。
3.1 风电场的有功功率输出损失计算
风机有功输出曲线采用风速4次方的多项式形式:
式中:v的单位为m/s;P的单位为MW。
通过对实际运行数据的统计分析,式(12)中,风机的启动风速为2.5 m/s,额定风速为12 m/s,停止风速为22 m/s。
应用本文所提出的迭代回归方法,可估算出每台风机的理想有功输出曲线。结合实际运行数据,该风电场在2007年风能损失的百分比值为5.25%。由于该损失发生在有电能输出的时段,风能损失值相对较大,在风电场运行中是不能忽视的。因此,风电场在预测年度发电量和安排相应的发电计划时,需考虑风电场有功输出损失值所带来的影响。
3.2 不同风速对有功功率输出损失的影响
为了研究风速对风电场有功功率输出损失的影响,按照不同的风速条件并考虑到观测值的样本容量,可将实际的运行数据分为9类,如表1所示。
在各风速区域内风电场相应的风能输出损失如图11所示。
随着风速的增加,风电场的风能损失值逐渐减小。此现象的确切原因有待进一步分析,可能的原因如下:风机产生电能的基础是风的动能,而风的动能与风速的立方成正比关系[12,13]。风速越高,风的动能就越大。局部干扰也可视为一种能量的表现形式,这种能量对风的动能产生负面影响,使得经过风机的风速和风向都发生变化。风的动能和局部干扰的叠加最终决定了风机的有功输出。在高风速下,与风的动能相比,局部干扰的能量较小,可忽略不计。此时在风的动能和局部干扰的叠加结果中风的动能占主导地位,局部干扰的能量不足以影响风机的运行情况,风机运行在正常情形下,因而有功输出损失较小。相反,在低风速下,风的动能较小而局部干扰的能量较大。此时在风的动能和局部干扰的叠加结果中局部干扰占主导地位,风机因而运行在非正常的情形下,从而导致风机的有功输出损失较大。
4 结语
大型风电场风机数量众多,虽然在风电场建设时已考虑到风机的尾流效应等影响,受地理或其他条件的限制,这些风机之间的距离不可能离得太远。因此,各台运转的风机之间的相互作用,即局部干扰会影响到风电场的有功功率输出,造成风能损失。
本文首先描述了风能损失现象,并提出了一种迭代回归的计算方法,可以正确计算风电场的风能损失。该计算方法分离了风机的正常输出值和非正常输出值。在获得正常输出值的基础上,应用统计学中的回归分析方法正确估算风机的理想输出曲线。该方法基于实际数据,可以作为相似风况及机组类型的近似,与WindSim等软件评估的方法进行交叉比对和借鉴,可服务于已并网的大型风电场。
结合某风电场的实际运行数据,本文中定量计算了该风电场的风能损失并讨论了风速对风能损失的影响。在以后的工作中,将对风能损失产生的具体原因以及不同风速对风能损失的影响原理做进一步研究。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
大型风电场 篇3
东海大桥海上风电场与上海市已有的陆上风电场相比,不仅规模大,而且接入配电网的方式也有其特点。因此,大型海上风电场的并网会对电力系统的运行带来新的问题,必须予以高度重视。
1 海上风电场的并网接线方式分析
海上风电场的并网接线方式如图1所示。由于风力发电机的机端电压是不稳定的,因此在发电机机舱里安装有一个箱式变压器,用来将风力发电机端口的0.69 kV电压升至35 kV,这是发电机的一部分。风力发电机获得电能以后,需要通过海底电缆将电能传输到岸上的电网。东海大桥海上风电场的电缆主要用于连接风力发电机与风力发电机、风力发电机与变电站,均为海底铺设,总长约76 km。东海大桥海上风电场经过岸上的110 kV升压变电站升压后电压等级达到110 kV,然后经由两回11 km长的110 kV电缆接入220 kV海洋变电站的110 kV母线并纳入上海市电网。
东海大桥海上风电场并网接线方式与陆上风电场并网接线方式的最大区别在于海上风电场必须使用很长的海底电缆进行电能输送,由于长电缆会产生大量的无功功率,因此在并网时必须认识到这一特点并加以关注。
2 海上风电场并网与短路容量的关系
短路容量是判断电网强弱与否的标志。短路容量大(对应于低阻抗),表明电网强,负荷、并联电容器或电抗器的投切不会引起电压幅值大的变化;短路容量小则表明电网弱。
在对海上风电场并网的分析中,往往将风电场装机容量与电网强弱进行相对比较以判断风电并入后的电网性能。常用的一种简单方法,是将表征电网强弱的短路容量除以风电场装机容量,其结果用短路比来表示。短路比大表明电网性能好;短路比小意味着电网性能差,存在隐患。通常来说,当短路比大于25时认为电网性能好,短路比低于8时认为电网性能差。由于东海大桥海上风电场所在的临港地区人口密度较低,处于供电网络的末端,并在配电网较薄弱环节处接入,因此有必要密切注意其对网络的影响和干扰。
3 海上风电场并网与电能质量的关系
由于风资源的不确定性和风电机组本身的运行特性使风电机组的输出功率是波动的,这可能影响电网的电能质量,如引起电压波动与闪变,产生谐波等。
3.1 引起电压波动与闪变
引起电压波动与闪变是风力发电对电网电能质量的主要负面影响之一。海上风力发电机组大多采用软并网方式,在启动时会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时,风力发电机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风力发电机几乎同时发生此动作,这种冲击对配电网的影响将十分明显。不但如此,海上风速的多变性以及风力发电机的塔影效应都会导致风力发电机出力的波动,而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内(低于25 Hz),因此,甚至风力发电机在正常运行时也会给电网带来闪变问题,影响电能质量。
海上风电场并网时的风电机组公共连接点短路比和电网线路的电抗与电阻比(X/R)是影响风电机组引起电压波动和闪变的重要因素。风电机组公共连接点短路比越大,风电机组引起的电压波动和闪变越小;合适的电网线路电抗与电阻比可以使有功功率引起的电压波动被无功功率引起的电压波动补偿掉,从而使整个平均闪变值有所减轻。
3.2 谐波污染
风电给系统带来谐波的途径主要有两种:一种是风力发电机本身配备的电力电子装置可能带来谐波;另一种是风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振,会在风电场出口变压器的低压侧产生谐波。
对于采用交流输电方式接入电网的风力发电机,软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连,因此会产生一定的谐波,但因过程很短、发生的次数也不多,通常可以忽略。如果是采用直流输电方式接入电网的风力发电机,则因为风力发电机是通过整流和逆变装置接入系统,如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内,则会产生很严重的谐波问题。
对于东海大桥海上风电场而言,由于其采用交流输电的方式接入电网,因此风电场并网带来的谐波问题不是很严重。
4 海上风电场并网与无功功率的关系
风力发电机在其并网运行时通常需从电网中吸收无功功率,这增加了电网的无功负担。但目前的风力发电机端往往已经配备有电容器组,可根据发电机出力的变化自动进行无功补偿,因此并不需要额外配备无功补偿设备。有的风电场并网发电时并不需要从电网中吸收大量无功,相反,由于其通过架空线路与电缆的混合线路接入变电站,电缆产生的无功功率倒送入电网,反而引起变电站35 kV母线电压升高。
由于东海大桥海上风电场与临港地区岸上变电站之间为纯电缆线路连接,这些具有相当长度的电缆线路会产生远高于架空线路的无功功率,这就要求临港地区的配电网在一些特定运行条件下需要吸收相当数量的无功功率。
5 海上风电场并网与继电保护的关系
由于风力发电机本身全面配置了的微机保护,对电网电压相当敏感。当发生故障引起电压较大波动时,风力侧开关会跳开,这在很大程度上简化了保护的配置。在考虑电网继电保护和风电场的继电保护时,往往只需设置速断和过流保护,定值考虑躲过风电场最大负荷电流即可。
通常,对风电场的电流保护应按照如下原则进行整定:①当保护动作时间大于0.1 s(5个周波)时,因风电短路电流衰减很快,故可以不考虑风电短路电流对电流保护的影响;②当保护动作时间小于0.1 s(5个周波)时,则必须考虑风电短路电流对电流保护的影响。保护的配置和整定必须按双电源考虑,必要时加装方向保护。
对于容量较小的风力发电场,电网继电保护整定时一般忽略风电短路电流的影响,把其当作一个电力终端用户进行处理。但对于东海大桥海上风电场这样的大型风电场,则必须考虑其短路电流对继电保护的影响。目前大型海上风电场采用的风力发电机大多是异步电机,其本身没有励磁电源,周期分量衰减很快(一般为3～5个周波),保护的整定宜按上述原则进行。
6 上海南汇风电场运行经验借鉴
上海南汇风电场(陆上)自2005年5月投运以来,积累了大量的运行经验。上海总共装配了11台风力发电机,总容量为1.65万kW,风力发电机电压在风电场中升至35 kV后通过两路电缆与架空线路的混合线路接入大治变电站,与上海市市东电网连接。
虽然南汇风电场容量与东海大桥海上风电场容量相比较小,但其对电网产生的影响对于研究大型海上风电场并网具有重要的借鉴意义。在实际运行中发现,南汇风电场对于电网调峰、调频几乎没有起到什么作用,但它对区域配电网的电能质量尤其是电压波动却产生了很大的影响。
以大治变电站35 kV二段母线的电压合格率为例。自2009年1月1日至2009年5月31日的5个月中,电压合格率仅为78.06%。在同一时间段内,上海市东电网35 kV母线电压平均合格率为95.23%。大治变电站35 kV二段母线的电压合格率远低于电网平均水平,由此可见南汇风电场并网后对区域配电网的电压波动产生了较大的影响。
在上海,夏季台风会对风电场的运行产生较大的影响。台风初来时往往伴随着风力上升,此时风电场风力发电机处于满发状态。但随着风力不断加大超过了风力发电机的切出风速时,风电场中所有的风力发电机会在短时间内全部停止。风力发电机出力突然变化可能会给电网带来较大的冲击及产生电压波动。由于南汇风电场容量较小,因此其对电网冲击不大,但是风力发电机停止时会减少从电网吸取无功,从而导致电缆中产生的无功功率全部注入大治变电站,引起大治变电站35 kV母线电压异常升高。2007年9月19日台风“韦帕”来袭时,上海南汇风电场35 kV母线的当天的电压合格率仅为48.78%,电压最大值甚至达到了38.86 kV,严重影响到了区域配电网的电压质量。
借鉴上海南汇风电场的运行经验,东海大桥海上风电场结合自身特点总结并网对电网调度的影响主要集中在以下两个方面。
1) 海上风电场并网对无功管理的影响。
东海大桥海上风电场与陆上风电场相比其最大的特点就在于它必须使用较长的海底电缆来输送电能,这给电网无功管理带来了新的问题。例如:在风力很小时海上风力发电机会停止工作,此时风电场的无功需求非常小,电缆产生的无功将全部倒送入电网,可能会使配电网电压过高,从而影响电压稳定。因此,调度员应随时了解海上的风速变化,根据风力发电机的出力及时调节无功补偿设备。
2) 海上风电场并网对调峰、调频的影响。
由于风能的不可预测性,风能分布的随机性等因素,风电的出力变化也在相当程度上不可预测和控制。同时,风电的出力变化与电网的负荷变化往往是相反的,即风力发电减少时,电网的负荷往往是上升的,尤其是在上海迎峰度夏期间,空调降温负荷占相当比重,当天气异常炎热时,海面上的风力往往偏小,这又进一步导致了炎热加剧,引起降 温负荷持续飙升。东海大桥海上风电场并入电网后,电网调度员必须计及其对电网的负调峰影响,合理安排机组的出力和检修。
由于上海电网规模较大,并且具有较多的备用容量和调节能力,因此一般不必考虑东海大桥海上风电场并入电网后引起的频率稳定性问题。但是必须考虑的是,一旦台风袭击上海,海上风力发电机可能会在极短的时间内从满发转为停止,这样就会使电网在数分钟内失去100 MW的出力,对配电网产生较大冲击和波动,严重时甚至可能导致电压崩溃。因此,调度员必须为此制定预案,密切关注天气情况。一旦台风即将来临,不能借着风力增大的时机增加风力发电机的出力,反而应当有选择性地关停部分风力发电机,以免风电场由于风力过大停机导致出力突然减少,进而影响电网稳定。
7 结语
东海大桥100 MW海上风电场建成并投入运营,标志着我国风电开发领域从陆上扩展到近海。今后,海上风电场的规模会越来越大,可望达到能与常规机组相比的规模,甚至会出现在一个供电系统网络中,海上风力发电占有较大比例的情况,这对于电网调度提出了更高的要求与挑战。因此,与海上风电场并网有关的电压及无功控制、有功调度及稳定性的研究课题正逐渐成为热点。海上风电产业的发展前景光明,有关并网运行与控制技术的研究方兴未艾。
参考文献
[1]李谦.风力发电场对电网的影响[J].宁夏电力,2004(12).
[2]李蓓,李兴源.分布式发电及其对配电网的影响[J].国际电力,2005(3).
[3]雷亚洲.与风电并网相关的研究课题[J].电力系统自动化,2003(8).
大型风电场 篇4
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
大型风电场 篇5
随着中国风电装机容量的快速增长,风电在电网中所占比重不断增加。由于风电出力固有的随机性、间歇性,风电机组难以预先调度,因此风电的大规模接入给电网的调度运行带来系统潮流、稳定、风电送出、调峰、多运行单位间的协调等问题[1,2,3],影响了电网接纳风电的能力。
对风电进行有功控制,可以在现有的网架结构、电源结构、负荷特性、风电预测水平、风机制造技术水平条件下,提高电网接纳风电能力,保证电网的安全稳定运行。风电集群化开发、并网是国内风电建设的主要模式之一,因此大型集群风电有功控制是风电的主要研究内容之一,而控制策略是大型集群风电有功控制的核心。
文献[4]从风电场如何满足电网有功控制需求的角度,提出了单个风电场的有功控制方案,但未考虑如何协调控制各风电场;文献[5]提出了含风电系统的有功调度与控制的2层结构,通过对系统内常规机组出力的调度和控制来弥补风电出力波动,但未考虑对风电进行控制。这些工作对风电有功控制的发展起到了积极作用,但还需从如何协调控制各风电场和火电厂的角度,开展进一步的研究。
本文从协调控制各风电场,以及风火电协调控制的角度设计了大型集群风电有功控制策略。
1 总体思路
大型集群风电有功控制的根本目的是在保证电网安全稳定运行的前提下,实现风电出力的最大化。为实现上述目的,本文设计了控制策略的总体框架,如图1所示。控制策略分为2个部分:风电场间协调控制策略(图1中左半部分),以及风火电“打捆”外送协调控制策略(图1中右半部分),其中风火电“打捆”外送协调控制策略将在后续文章中介绍。
风电场间协调控制策略的基本思路是根据电网约束条件,实时计算电网最大允许风电出力,根据电网最大允许风电出力的变化,以及各风电场风资源的时空差异,协调控制各风电场的出力,从而保证风电总出力不超过电网最大允许风电出力,同时实现风电出力的最大化。实现上述控制思路的关键是控制模式的设置、电网最大允许风电出力的计算,以及根据各风电场风资源的时空差异进行风电场之间的协调控制。
2 控制模式设置及电网最大允许风电出力的计算
电网在风电调度运行中,面临的主要问题是风电送出问题和调峰问题。控制模式的设置主要针对这2个问题,另外为了适应电网紧急情况及系统异常情况,设置了其他控制模式。
1)按各控制断面潮流裕度自动调整控制模式。
根据风电送出相关断面的潮流裕度变化增减各风电场出力计划,确保计划总和不超过控制断面允许限额,该模式的设置主要针对风电送出问题。不同运行方式下各控制断面的限额不同,为适应电网正常运行方式和多种检修方式,该模式设置了多种运行方式,离线分析设定每种方式下风电送出相关断面的限额,并在线计算各断面的传送裕度。当电网运行方式转变时,根据运行方式的变化自动调整各风电场计划,为防止运行方式变化导致风电场计划突然变小,风电场来不及调节而馈线被切除的情况发生,风电场的有功控制装置切馈线时间延长为计划变化量/风电场规定的调节速率+允许偏差。本模式下,电网最大允许风电出力根据各风电场当前出力、各相关送出断面的传送裕度来确定。
2)调峰模式。
根据电网调峰能力的变化增减各风电场的出力计划,确保下时段风电计划总和不超过当前风电出力总和加上电网还能为风电提供的调峰能力;此模式主要用于低负荷时段需要风电参与系统调峰的情况。本模式下,电网最大允许风电出力可采取人工设定方法或自动计算方法,自动计算方法根据电网调峰约束计算确定。
3)其他模式
①基点控制模式。
在调度中心站PC上设定各风电场每隔15 min一点的发电计划曲线,并下发到各风电场,各风电场接收到计划曲线值后,按计划曲线控制输出功率。
②紧急降出力模式。
在电网紧急情况下,需要削减风电出力才能保证电网的安全稳定,此时可转入紧急降出力模式,调度人员只要输入需降的风电出力总量,系统立刻自动计算各风电场新的计划,并下发至各风电场执行,此模式极大地缩短了电网紧急情况下的处理时间。在国家电网公司制定的风电场接入电网技术规定中,也明确对风电场此项功能作了如下要求:在电网紧急情况下,风电场应根据电网调度部门的指令来控制其输出的有功功率,并保证风电场有功控制系统的快速性和可靠性[6]。
③调度员控制模式。
在运行过程中,若无法获取相关电网信息,可转入调度员控制模式,此模式下可人为设定电网信息。
按各控制断面潮流裕度自动调整控制模式和调峰模式可单独投入,也可组合投入,其他模式只能单独投入。
本策略未考虑调频模式,但在系统频率高于50.2 Hz时不允许风电场加出力。
3 风电场间的协调控制方法
3.1 控制方法设计
本文根据各风电场风资源的时空差异,利用相互间的互补特性,提出风电场间的协调控制方法,通过对各风电场出力的优化配置,实现风电出力的最大化。控制方法设计的主要难点有2个:一是在现有风电功率预测水平基础上,要保证控制方法的工程实用性;二是针对不同经营主体构成的风电场群,控制方法需要对各风电场公平。
目前国内的风电预测精度难以满足实时调度控制的要求,风电场提供的96点发电计划曲线与实际差别较大,另外多数风电场目前并没有风电功率预测系统,调度中心只靠现有信息难以实现风资源的优化配置。为解决上述问题,设计了2种方式:一是由风电场运行人员根据运行经验,在风电场有功控制平台上手动提出加出力申请;二是由风电场集控系统提供根据当前风速、风向计算的风电场最大发电能力,控制方法设计时将此值作为风电场未来5 min的预测功率。
根据上述情况,设计了2种控制方法:一是最大出力控制方法;二是出力跟踪方法。最大出力控制方法借鉴了调度员人工控制的思想,根据电网最大允许风电出力,分析计算各风电场出力上限值:风电场出力低于上限值时处于自由发电状态(爬坡速率必须满足要求);超出本风电场最大出力上限值时,须提出加出力申请,系统根据其他风电场风资源情况,进行协调控制,以达到风电场之间风资源优化利用的目标。此方法的优点是可以有效减少风电场申请加出力及计划改变次数,缺点是无风或风小时段风电场出力与计划值偏差较大。出力跟踪方法是根据各风电场提供的最大发电能力,经过各风电场间的协调及安全校核后下发一个计划值,各风电场必须实时跟踪发电计划进行有功功率的调整,此方法的优点是风电出力与计划偏差较小,缺点是对风电场调控能力要求较高。
3.2 最大出力控制方法
最大出力控制方法的流程如图2所示。其中,Pdz为一定值,设定此值的目的是为了在电网风电最大允许出力变化不大的情况下,且各风电场未提出加出力申请时,不频繁调整计划,当风电场有申请时,因需要重新计算计划,该值取0。
计算需要调整的风电计划总量,计算公式为:
PPlan=PPlanMax-∑PwPlan (1)
式中:PPlan为需要调整的计划总量;PPlanMax为电网当前风电最大允许出力;∑PwPlan为当前所有风电场期望计划和,有申请的风电场期望计划值等于原计划加申请值,无申请的风电场其期望计划值等于原计划。
在此将风电场集控系统提供的最大发电能力和风电场运行人员提出的加出力作统一处理,将某风电场的最大发电能力减去其当前出力作为其申请加出力值,若该值为负,则取0,即不考虑风电场提出减出力申请。另外,为了控制风电场计划的上升速率,加出力申请设定上限值,超过上限值时取上限值。
根据需要调整PPlan的大小,分以下3种情况。
1)若|PPlan|≤Pdz,则各风电场不需要调整计划,结束。
2)若PPlan>Pdz,说明可以增加风电场的计划,将PPlan按照运行容量比分配给各风电场,若某风电场计划超出其运行容量,则将超出部分分给其他风电场。
3)若PPlan<-Pdz,说明必须减少风电场的出力计划,需要减少的风电计划总量为|PPlan|,减少风电出力计划时,根据公平原则,需充分结合各风电场风资源的差异,具体流程如图3所示。图中:空闲容量指风电场当前出力小于其计划值的容量,若某风电场有空闲容量说明该风电场占用电网最大允许风电出力份额超出其发电能力,因此优先减少有空闲容量的风电场计划,补给风速大但计划小的风电场;若某风电场申请加出力,则本次不削减该风电场的空闲容量。
当所有风电场的空闲容量都削减为0后,若还需要减少风电出力计划,则应根据各风电场计划值超出均分值的比例削减,这里的均分值是指将电网最大允许风电出力,按照各风电场的运行容量比例平均分配给各风电场的值。上述控制,既结合了各风电场风资源的差异,提高了风资源利用率,同时又对各风电场体现了公平性。
风电场集控系统提供的最大发电能力或者风电场运行人员提出的加出力申请若超过该风电场实际发电能力过多,将造成部分发电裕度被占用,难以充分利用风能资源。为防止此种现象发生,当风电场提出加出力申请后,并且系统批准了申请,在5 min内,若该风电场的出力未达到申请量(允许有一定的偏差),则闭锁该风电场加出力申请一段时间。
3.3 出力跟踪控制方法
若各风电场上送的功率预测值之和不大于电网最大允许风电出力,则各风电场的计划值等于预测值,经过安全校核后下发;若预测值之和大于电网最大允许风电出力,则两者之间的差值就是要削减的量,按照各风电场提供的功率预测值超过均分值的比例削减,方法同3.2节。
本方法各风电场计划值不高于其预测值,故不涉及空闲容量的削减。另外,为防止风电场提供的功率预测值偏高,使其他风电场发电裕度被占用,难以充分利用风能资源,若某风电场在下个5 min出力达不到计划值(允许有一定的偏差),则在规定的一段时间内可认为该风电场的功率预测值就是其当前出力。
3.4 异常处理
当某风电场与调度中心站通信异常后,将该风电场当做“负”的负荷处理,此时该风电场的计划出力取预先设定值,并且该风电场的有功控制装置闭锁切机15 min;当该风电场通信正常后,调度中心站自动将该风电场纳入计算,计算时取该风电场的当前出力作为其计划值参与计算,这样其计划出力较接近实际出力,不会对风电场的调控造成太大压力。
当策略程序初次运行或因故中断需要重新启动时,取各风电场的当前出力作为其初始计划,经安全校核后下发,下个5 min开始接收加出力申请。
4 区域协调控制
此策略既适用于单个区域集群风电的有功控制,也适用于多个区域风电场群之间的区域协调有功控制,以及分布式接入电网的风电场的有功控制。
对于多个分区的有功控制,有如下2种情况。
1)若多个分区之间相互独立,即各分区之间没有共同的风电约束条件,则各区独立计算本区内风电场的计划。
2)若多个分区之间有相互关联,即有共同的风电约束条件,如共同受电网调峰能力的限制或相互之间有共同的外送通道,则应根据电网最大允许风电出力,优化分配后得出各风电场群的计划。经过安全校核后,若某分区风电场群超出了安全范围,则将超出部分分给其他风电场群,即“整体分配,分区协调”。
5 实际应用效果
采用本策略的WPSCS-1000型大型集群风电有功智能控制系统[7],已于2010年3月在甘肃投入实际运行。经统计,使用本系统后各风电场发电量约提高了14%。图4所示为在按各控制断面潮流裕度自动调整控制模式下,应用最大出力控制方法的风电场A和风电场B的典型日计划及实际出力曲线图。
调度员人工控制时一般按照均分值曲线进行有功控制,实际出力曲线高于均分值曲线的部分代表风电场使用本系统后的多发部分;实际出力曲线低于均分值曲线的部分,代表该风电场无风,计划自动转给了风大的风电场。可见,该策略能够根据各风电场风资源的时空差异,使有风的风电场出力计划高,无风的风电场出力计划低,在风电总出力受限的情况下,达到了充分利用风能资源的目的。
6 结语
本文结合风电出力的随机性、间歇性特点,根据各风电场风资源的时空差异,依据对各风电场公平的原则,提出了大型集群风电有功智能控制系统的控制策略。该策略有利于风能资源的充分利用,随着国内多个10 GW级风电基地的陆续建设投产,本文控制策略对于这些风电基地的风电有功控制具有借鉴意义。
参考文献
[1]雷亚洲.与风电并网相关的研究课题[J].电力系统自动化,2003,27(8):84-89.LEI Yazhou.Studies on wind farm integration into powersystem[J].Automation of Electric Power Systems,2003,27(8):84-89.
[2]迟永宁,王伟胜,刘燕华,等.大型风电场对电力系统暂态稳定性的影响[J].电力系统自动化,2006,30(15):10-14.CHI Yongning,WANG Weisheng,LIU Yanhua,et al.Impactof large scale wind farm integration on power system transientstability[J].Automation of Electric Power Systems,2006,30(15):10-14.
[3]王芝茗,苏安龙,鲁顺.基于电力平衡的辽宁电网接纳风电能力分析[J].电力系统自动化,2010,34(3):86-90.WANG Zhiming,SU Anlong,LU Shun.Analysis on capacityof wind power integrated into Liaoning power grid based onpower balance[J].Automation of Electric Power Systems,2010,34(3):86-90.
[4]乔颖,鲁宗相.考虑电网约束的风电场自动有功控制[J].电力系统自动化,2009,33(22):88-93.QIAO Ying,LU Zongxiang.Wind farms active power controlconsidering constraints of power grids[J].Automation ofElectric Power Systems,2009,33(22):88-93.
[5]陈宁,于继来.基于电气剖分信息的风电系统有功调度与控制[J].中国电机工程学报,2008,28(16):51-58.CHEN Ning,YU Jilai.Active power dispatch and regulation ofwind power system based on electrical dissecting information ofelectric power network[J].Proceedings of the CSEE,2008,28(16):51-58.
[6]Q/GDW 392—2009风电场接入电网技术规定[S].北京:国家电网公司,2009.
大型风电场 篇6
随着能源和环境问题的日益严重,风力发电越来越受到人们的重视,各种大中型风电场也相继建成并投入使用。目前国内外的研究大部分集中于风电机组模型的研究以及基于自建模型基础上进行接入配电网的相关研究[1~4]。对于50 MW及以上的大中型风电场与小型风电场不同,一般直接接入输电网。在这种情况下,电网受风电的影响范围更广、影响程度也更加严重[5,6],而对于大型风电场并入输电网的研究还不多。
为了研究大型风电场本身的动态行为以及与所接入电网间的相互影响,必须建立合适的风电场模型。但到目前为止,还没有一个公认的风电机组模型。在实际研究中,一般根据研究目的的不同,风电场采取的不同等值模型,较为详细的模型可用于研究风电场内部动态特性,而一定程度的简化模型则用于研究风电场与电网间的相互作用。美国PTI电力技术咨询公司根据实际风电机组结构参数,在PSS/E仿真平台上,基于FORTRAN语言开发出PSS/E Wind软件包,专门用于风电场特性及其并网的相关研究。其模型结构参数来源于美国GE公司和丹麦Vestas公司实际生产的风电机组,具有较高的可信度和实用性。
文章以PSS/E和风机软件包为平台,基于Vestas滑差可调的绕线式异步发电机建立了恒速恒频风电场模型,研究了不同种风速扰动对风电场稳定性的影响;不同容量风电场并网后,不同地点故障扰动对风电场稳定运行的影响;以及风电场在不同并网点并网时,电网侧故障扰动对风电场稳定性的影响。
1 PSS/E Wind风机软件包
1.1 风机软件包接入PSS/E仿真平台
如图1所示为风机软件包接入PSS/E仿真平台流程图。
从图1中可以看出在PSS/E环境中使用风机软件包的整个计算过程。首先,根据研究需要,设定风电场中风电机组台数,即指定风电场的额定容量,设定平均风速,并设定连接母线信息等,生成风电场稳态计算所需的等值数据文件(*.wnd);其次,将需要研究的网络模型(PSS/E原始潮流结果文件)与风电场稳态等值数据合成为含风电场的电网稳态数据模型,通过PSS/E仿真软件再次进行潮流计算,得出动态仿真及故障分析的初始状态;然后,分别引入原网络动态模型数据和等值风电机组动态数据模型(含风速模型、空气动力学模型、轴系模型、桨距角控制模型和发电机模型等),生成综合动态数据文件(*.dyr);最后,在PSS/E仿真平台进行动态仿真和分析计算。
1.2 风电机组及其子系统模型结构
PSS/E风机软件包中共包含了四种风电机组模型,分别为GE公司生产的1.5 MW和3.6 MW两种风电机组模型(GE15和GE36),它们是基于双馈感应发电机的变速恒频风电机组结构;另两种为丹麦VESTAS公司生产的0.66 MW和1.8 MW、基于滑差可调的绕线式异步风力发电机的恒速恒频风电机组结构(VS47和VS80)。如表1所示为各种风力发电机组模型可运行的操作系统环境、版本信息及工作频率等信息[7]。
本文研究采用Vestas 0.66 MW(VS47)绕线式异步发电机组、变桨距风力机控制方式,用于模拟大型恒速恒频风电场。该风力机的切入运行风速为3 m/s,切出风速为25 m/s。如图2所示为Vestas风电机组控制系统图。
2 绕线式异步发电机模型及风电场模型等值
2.1 Vestas滑差可调的绕线式异步发电机
VS47和VS80发电机模型采用了目前较为先进的滑差可调的绕线式异步发电机模型,这种发电机可以在一定的风速范围内,以变化的转速运转,不必仅仅借助调节风力机叶片桨距来维持其额定功率输出,改善了输出电能的质量,同时也减少了变桨距控制系统的频繁动作,提高了风电机组运行的可靠性,延长使用寿命[8]。
在这种异步发电机中,通过由电力电子器件组成的控制系统来调节绕线转子回路中的外接串联电阻值以维持转子电流不变,其基本原理结构如图3所示。
2.2 含风电场的系统潮流计算及动态模型等值
对于含恒速恒频风电场系统的潮流计算,由于异步风电机组本身没有励磁装置,要靠电网提供无功功率来建立磁场,因此它不具有电压调节的能力,不能将风电场出口母线视为PV节点;并且由于异步风电机组在输出有功功率的同时要从系统中吸收一定的无功功率,其无功功率的大小与滑差和节点电压有密切的关系,因此也不能将其视为PQ节点。
当风速给定时,即给定了风电场的有功输出,其输出的无功功率与机端电压、滑差的大小是密切相关的,由异步发电机等值电路可得转子滑差和无功功率表达式[9]:
式中:r2'=r2+R,其中2r为转子电阻,R为外接电阻;xk=x1+x2,其中1x为定子电抗,2x为转子电抗;mx、s、U分别为发电机励磁电抗、滑差和端电压。
进行潮流计算时,根据初始U值和给定的eP由式(1)(2)计算出eQ,此时可将风电场视为PQ节点,利用常规潮流计算方法,计算整个电网的潮流,从而可以得到风电场并网点母线的电压更新值U';将U'与初始设定的电压值U进行比较,并重新设定电压初值,返回式(1)重新计算迭代,直到计算的电压值与初值之差在规定的范围内。
对于不同的研究目的,所采取的等值方式是不同的,在研究暂态稳定性时,可以使用组合模型和降解模型来表示风电场[10],风电场组合模型建模包括风电场中的每台风力机、补偿器、升压变压器以及内部电网详细模型等;降解模型建模是指在特定的条件下用一台风力发电机组模型来表示风电场。本文采用降解模型建模方式,其等值风电场的容量等于风场内每台发电机容量之和,等值风电场向电网输送的有功功率等于风电场内部每台风电机组的有功功率之和。这种等值方式可以将研究重点放在整个电力系统发生短路故障时风电场所能承受的暂态响应能力,以及含大型风电场的电网稳定性问题上。在接线方式上,风电场每台风力发电机组分别接在同一条0.69 k V母线上,并通过一台升压变输送到主网上。
3 算例分析
3.1 算例网络分析
本算例所用的研究系统为国际大电网会议推荐的CIGRE B4-39风电场并网系统标准模型,如图4所示。
该网架结构包含了12条母线(其中6条230 k V母线,2条345 k V母线,4条22 k V母线),并跨越了三个地理区域。区域1为供电区域,包含了两个大容量同步发电机,区域2连接了重负荷区域和供电区域,且其发电机容量不能完全满足近区负荷需求,区域3为负荷地区,距离区域1大约500 km。
3.2 风速变化对电网稳定性的影响
3.2.1 阵风影响下风电场动态分析
阵风是一种侵扰风电场最为常见的一种风扰动,它具有持续时间短,幅值高的特点,因此往往对风电场的稳定运行构成威胁。
考虑在母线BUS4上并入23台单机容量为0.66 MW的VS47风电机组,风电场总装机容量约为15 MW,风电场处于电网末端的负荷区。此时平均风速为14 m/s,且风电场在输出90%额定功率状态下运行。如图5为平均风速加上阵风(阵风风速为3 m/s,持续时间为2~12 s)后合成风速效果,图6为在阵风扰动下风电场有功出力、出口母线电压和风电机组转子转速波形。从图中可以看出,随着阵风的出现,风电机组转子转速开始增加,相应的机械转矩开始增大,风电机组输出的电磁功率也相应增加,当风速增加到最大时,风电机组转子转速开始下降,由于惯性风电机组输出电磁功率仍然继续略有增大,随着转子转速继续下降,电磁功率出现了大幅度降低,并最终恢复到原运行点附近稳定运行。
当阵风风速增加,达到20 m/s时,此时风电机组转子转速已经超过一定界限,为了更好地保护机组叶片,风电机组过速保护动作,将风电机组切除运行,如图7所示为机组过速保护动作后,风电机组特性图,可以看出风电机组在大扰动风情况下,由于失速被保护切除。
3.2.2 渐变风影响下风电场动态分析
这里考虑一种复杂的渐变风扰动影响下的风电场动态特性。取基本风风速为14 m/s,渐变风最大风速为2 m/s,持续时间为10~20 s,在20 s时,在加上一个阶跃变化的渐变风过程(风速仍为2 m/s),即此时实际的风速突增到18 m/s,如图8为扰动下风电场的动态特性。
3.3 不同容量风电场并网动态特性分析
本节主要研究对于不同容量风电场并入电网后,电网侧发生电气故障对风电场及电网稳定性的影响,风电场并网点仍为母线BUS4,t=3 s时发生三相故障。
方案一:风电场容量约为10 MW,15×0.66MW≈10 MW。
a.风电场出口发生三相短路。
如图9所示为故障持续时间为30 ms时,风电场有功功率、电压和转子转速波形,可以看出,风电场有功、电压及转子转速能很快恢复稳定运行;如图10为当故障持续时间达到90 ms时,风电场运行特性,可见由于风电机组的机械转矩和电磁转矩差越来越大,导致转子转速不断增加,为了防止发生机组“飞车”事故,风电机组过速保护动作,将机组切除电网运行,此时风电场出口母线电压由电网来维持。
如图11所示为故障持续时间分别为30 ms和70ms条件下,风电机组转子转速波动特性。
可以看出当故障持续时间较长时,虽然转速波动幅度大,但是能很快平稳下来;而故障持续时间较短时,虽然波动幅度较小,但是转子在经过一个长时间振荡后才能趋于稳定。这是由于在故障持续时间为30 ms时,风电机组转速偏差量大小尚不能触发桨距角控制环节动作,而在70 ms时其转速偏差大到足够触发桨距角控制环节动作,即此时桨距角控制环节开始起作用,因此,转速能很快平稳下来。
b.BUS7—BUS8线路出口三相接地短路。
当网络中传输功率最大的线路BUS7—BUS8出口发生三相接地短路时,要保证风电场稳定运行的线路故障极限时间为90 ms。
方案二:风电场容量为30 MW,46×0.66MW≈30 MW
a.风电场出口发生三相短路。
故障极限切除时间与方案一相同,而风电场失稳的原因同样是由于机组过速保护动作将风电机组切出电网运行。
b.BUS7—BUS8线路出口三相接地短路。
由仿真结构可知,此时线路故障极限切除时间为100 ms。
方案三:风电场容量为50 MW,76×0.66MW≈50 MW
a.风电场出口发生三相短路。
这种短路情况下,风电场本身受扰动影响与前面两种无很大差别。可见由于机组过速保护的作用,风电场出口母线发生故障时风电场被瞬时切除,此时对风场自身的影响与风电场容量无关。
b.BUS7—BUS8线路出口三相接地短路。
此时,线路故障极限切除时间增大为110 ms。因此,可以认为当风电场容量占整个电网容量在一定比例范围内时,随着风电场容量的增大,其本身对电网侧发生故障的抗扰动能力是有所提高的。
通过进一步仿真分析可知,随着风电场容量的逐步增大,线路故障极限切除时间基本上维持在110 ms左右;而当风电场容量超过190 MW时(此时风电场容量占电网容量的比例为12.67%),线路故障极限切除时间急剧减小,系统暂态稳定性大幅下降。
3.4 风电场不同并网点对系统稳定性的影响
考虑风电场并网点为BUS3母线上,容量约为50 MW(76×0.66 MW)。此时风电场与一个同步发电机并联接入同一母线(BUS3),并且存在近区负荷。
同样考虑BUS7~BUS8线路出口发生三相接地短路故障,此时故障点距离风电场的电气距离较3.3中各方案近,故障对风电场的影响应该更为严重,但仿真得出的线路故障极限切除时间为130 ms,要大于3.3节方案3(容量同为50 MW)110 ms的极限切除时间,这是由于BUS3母线上同时还存在着具有调节能力的同步发电机,其在一定程度上提高了风电场稳定性,此时系统失稳原因仍然是风电机组失速。
4 结束语
文章以PSS/E和风机软件包为仿真平台,研究了PSS/E Wind中风电机组模型结构,建立了基于Vestas滑差可调的绕线式异步发电机的恒速恒频风电场模型,并就恒速恒频风电场并网后在各种故障扰动下的动态特性进行了深入的研究。研究表明,对于阵风和渐变风扰动而言,若扰动风速瞬间增量不大,则风电场一般经过振荡后能恢复稳定运行,而扰动风速增量过大时,会因为不平衡转矩的增大,风电场振荡加剧,甚至导致风电机组过速保护动作,将风电场切除;对于不同容量的并网风电场而言,风电场出口母线故障对风电场本身的影响并不随着容量的变化而不同,而电网侧发生故障时,在一定范围内,大容量风电场则表现出更强的抗扰动能力;最后,对于在不同并网点并网的风电场而言,同步发电机的调节作用对近区风电场稳定运行有明显改善的效果。
参考文献
[1]王海超,周双喜,鲁宗相,等.含风电场的电力系统潮流计算的联合迭代方法及应用[J].电网技术,2005,29(18):59-62.WANG Hai-chao,ZHOU Shuang-xi,LU Zong-xiang,et al.A Joint Iteration Method for Load Flow Calculation of Power System Containing Unified Wind Farm and Its Application[J].Power System Technology,2005,29(18):59-62.
[2]Nandigam K,Chowdhury BH.Power Flow and Stability Models for Induction Generators Used in Wind Turbines[J].IEEE,2005,2(12):1483-1488.
[3]McArdle J E.Dynamic Modeling of Wind Turbine Generators and the Impact on Small Lightly Interconnected Grids[J].Wind Engineering,2004,28(1):57-74.
[4]洪敏,李兴源.双馈风力发电机的小信号稳定分析及其控制研究[J].继电器,2007,35(14):1-6.HONG Min,LI Xing-yuan.Analysis of Small-signal Stability and Control Stategy of the Grid Integrated Wind Plant based on OFIG[J].Relay,2007,35(14):1-6.
[5]雷亚洲,Gordon Lightbody.国外风力发电导则及动态模型简介[J].电网技术,2005,25(12):28-32.LEI Ya-zhou,Gordon Lightbody.An Introduction on Wind Power Grid Code and Dydamic Simulation[J].Power System Technology,2005,25(12):28-32.
[6]迟永宁.大型风电场接入电网的稳定性问题研究[D].北京:中国电力科学研究院,2006.
[7]Power Technologies,Inc,PSS/E-30.3PSS/E Wind Guide[J].USA:Power Technologies,Inc,2006.
[8]王承熙,张源.风力发电[M].北京:中国电力出版社,2002.
[9]Feijoo A E,Cidras J.Modeling of Wind Farms in the Load Flow Analysis[J].IEEE Trans on Power Systems,2002,15(1):11-115.
大型风力发电场接地工程研究 篇7
随着全球对低碳经济的关注, 国家对新能源产业的政策扶持, 国内的风力发电产业近年来得到了迅猛的发展。笔者观察到, 对于风电行业的高速发展国内的呼声无外乎是发展过速、产能过剩;在风电整机制造业和上下游产业链不断完善的背景下, 风力发电场的安全运行也逐渐的得到了投资方的关注。
国内的风电是从2007年开始步入高速发展期的, 随着全球CDM交易的活跃程度, 中国几大能源集团都把风力发电作为新的经济增长点。但是, 风力发电机组的运行安全, 在风力发电场的早期建设阶段没有得到足够的重视, 防雷、接地就是其中重要的环节。
2 风电接地, 设计之忧
风力发电机组的接地可以说是个老大难问题, 因为其处于各种环节的边缘。电力勘察设计单位对于接地电阻的设计往往过于简单, 不能根据实际的地质情况提出有效的解决方案, 而这个接地电阻的大小就落在了土建施工的头上, 而实际的土建施工单位紧紧按照基础设计图纸进行基础的浇筑施工, 并不管其接地电阻的大小, 导致风力发电机组在安装调试后常年在接地电阻的高位运行。由于风力发电机组的特点, 高接地电阻往往造成的后果是, 地电位漂移、抬升导致相地电压抬升使电控设备烧毁、甚至烧毁箱变。而接地电阻过高导致的另一个问题就是, 雷击发生时造成的地电位反击事故, 造成主控柜内设备的烧毁等事故。
2.1 土壤电阻率对接地电阻的影响风电材料设备
土壤电阻率的大小直接影响达到目标接地电阻的成本, 目前国际国内的风力发电企业对接地电阻的要求一般为2、4或者10欧姆, 从成本上讲;相同的土壤电阻率条件下, 达到2欧姆的成本最高, 达到10欧姆的成本最低。由于电力勘察设计单位对接地网的设计过于单一, 所以往往无法达到设计的接地电阻要求, 而需要重新对基础的接地电阻进行整改施工。不同机位下不同深度的土壤电阻率有着很大的区别, 根据不同的接地电阻分布情况制定不同机位的防雷接地设计方案是控制防雷接地成本的有效措施。
2.2 多机联合接地的问题
曾有不少防雷专家提出应该将整个风场的风机进行联合接地, 这一提法实质说明防雷专家对接地工程中的误解。任何两台机组的间距至少在300米以上, 为了避免尾流的影响甚至距离会更远, 那么按照雷电冲击电阻的极限半径考虑, 100米是雷击冲击电阻的最大半径, 也就是说雷电流在大地的传播过程中, 最长也就是200米。所以, 把整个风场进行联合接地的提法显然是不合适的, 从成本控制的角度也不符合经济原则。笔者, 2010年曾到过某风场, A号风机的接地电阻小于B号机组, 但A号机组遭雷击后, B号相邻的机组缺由于地电位反击事故造成了SVC柜的烧毁, 这也从侧面说明了多机联合时, 不同机组的接地电阻不同会造成相邻机组的地电位反击事故。
2.3. 接地电阻的波动变化
工程的初设通过后, 就是进场的施工。对于接地工程而言, 很多公司认为很简单、很容易, 有些公司就是边设计边施工边测量, 只要达到设计接地电阻往往就草率收工这就是由于不懂接地工程的特点, 往往会留下隐患。接地工程的特点一般接地电阻在施工完毕后短期内会呈现一个较低的状态, 而经过一个周期的低阻态后会迅速向高攀升, 主要的原因在于施工后的土壤酸碱度与原土壤的酸碱度存在浓度差异, 当接地施工结束后, 地网中会因为接地电流的注入形成原电池电化学反应, 加速原土与回填土之间的电化学渗透, 之后经过一个高阻态周期后接地电阻才会达到长时间的稳定。
3 施工组织设计与管理
完善周密的施工组织计划是保障工程顺利竣工的前提。对于风力发电厂的接地而言, 如果工程队伍一台一台的进行施工, 很难想象其如何保证工期的计划时间。一般而言, 应针对不同机位的特点进行划分。例如, 某风场中33台机组的分布:7台处于沙漠环境、15台处于山顶, 并且是天然承台基础、11台处于山麓位置, 基本属于风化岩条件;施工单位完全可以根据不同地质条件有序的分配工程机械, 对于较难施工的山顶, 重点分配工程机械和人手, 对于较容易施工的沙漠条件, 酌情调配人力和设备, 这样分成三个工程组, 既可以保障同步施工, 提高时间利用率, 又可以灵活调度工程设备, 使工程机具得到最大的发挥。
4 工程的验收与测量方法
风场接地的工程验收一般是由业主或总承包方来组织的, 由于防雷的行政管理权属于气象部门, 所以很多地方的风电场防雷接地验收都是由当地的气象局防雷中心进行验收;但也有一些地方风场是由电力勘察设计院组织接地工程的验收。从行政管辖权及验收的第三方单位来讲, 风力发电场的接地验收目前较为混乱, 只要表现为两个问题:
4.1 责权不清
风力发电场的接地项目究竟是防雷项目还是土建接地施工项目, 这一点在设计与验收时不明确, 如果属于防雷项目, 则由气象主管部门验收, 但如果不属于防雷项目则不应由气象主管部门验收, 因为在电力建设工程中也有接地工程项目。
4.2 验收的标准与测量方法
气象主管部门的接地测量一般采用德国美翠接地电阻测试仪, 或者采用要表式接地电阻测试仪 (也有用4012等电子表) 。这两种测试仪器只适合测量小型接地网络, 而对于风力发电机组的接地, 地网半径一般都大于30米, 所以从测量方法上气象主管部门所使用的测量仪器无法满足实际的测量要求;对于风力发电机组接地的测量标准应按照DL471中规定的测试方法进行测量, 所以, 应对风力发电机组的接地应划为电力接地项目。
对于电力系统的防雷与接地项目的检测验收2010年4月1日开始实施的《气象灾害防御条例》中已经明确, 电力系统的防雷与接地属于特殊行业, 其工程项目的检测验收由电力主管部门与气象主管部门共同颁发防雷检测资质, 由专业的检测单位按照电力行业的相关标准进行检测。
结束语