风电场接入范文

风电场接入范文（精选9篇）

风电场接入 第1篇

2008年以来, 海上风电在世界上获得了较大的发展, 多个海上风电场在欧洲建立, 世界最大的海上风力发电项目———英国近海风电场伦敦阵列项目也完成了主要基建安装。中国海上风电资源丰富, 海上可开发风能资源是陆上风能资源的3倍, 海上风能资源的开发利用在中国有广阔的前景。自江苏如东潮间带风电场 (150 MW) 、上海东海大桥海上风电场 (102 MW) 之后, 国内最大的近海风电场———装机198 MW的珠海桂山风电场也将于2015年投运。还有更多的近海风电场已在规划建设中。

相比于陆上风电, 海上风电的风资源情况一般更优良, 具有风速高、风切变和湍流低、年利用小时数高、对环境影响小的特点。不仅如此, 由于中国沿海城市普遍属于经济较发达的负荷中心, 受环境和土地资源制约, 普遍存在本地电源缺乏, 过于依靠外部电源送电的问题。近海风电的建设可以直接接入城市配电网并就地消纳, 降低了输电成本, 加强了本地电源支撑。

由于中国大规模陆上风电场发展较早, 现有关于风电并网影响的研究多是针对大规模陆上风电场接入高压输电网的。例如, 文献[1-4]分析了风电并网对系统电能质量、稳定性和经济调度等方面的影响;文献[5]引入虚拟调节算法设计风电有功控制策略;文献[6]研究平抑风电出力的混合储能系统, 提出新的控制方法;文献[7]对风电并网带来的谐波及改善策略进行了研究等。

中国海上风电对电网的影响与陆上风电有较大差别。一方面, 海上风电, 尤其是近海风电场, 普遍容量不大。因此, 对通常以省为单位的电网调峰调频区域来说, 其出力波动性对电网频率波动、功角稳定以及调峰调频调度的影响不显著。另一方面, 海上风电场一般接入的是220kV及以下城市电网, 所在电压等级电源较少, 多采用辐射式的网络结构, 电气联系薄弱, 电网结构和电源分布与高压输电网有明显差别。由于接入电网的电压支撑能力偏弱, 且直接面向城市用户供电, 使得海上风电功率波动性造成的局部电网电压波动问题更加突出。电压波动越限成为限制地区电网对海上风电接纳能力的最主要的制约因素。

目前, 对于海上风电场接入地区电网的影响还缺乏深入的研究, 只有一些初步的探讨, 如文献[8]研究了海上风电场的出力特性, 探讨海上风电消纳的难点;文献[9]以一个640 MW近海风电场的工程实例, 分析和评价该风电场的并网方案等。

本文以海上风电功率波动特点为基础, 采用简化模型理论推导和详细模型仿真两种方式分析了近海风电场不同无功控制模式对电网节点电压波动的影响, 提出了节点电压波动约束下的海上风电最大允许接入容量估算方法。研究成果对于规划阶段确定近海风电场接入方案具有良好的指导价值。

1 近海风力发电的出力特性及其影响分析

为简化结构, 降低机械故障率和减少维护工作量, 海上风电机组一般采用永磁直驱的全功率变换型风力发电机[10], 属于变速恒频机组, 其结构如图1所示。在建的珠海桂山风电场采用了额定容量3 MW, 额定电压690V的紧凑型两叶片直驱式风力发电机。

对珠海桂山风电场的测风数据的分析表明, 场址30 m高的风速属于风机工作风速区间 (3~25m/s) 的统计小时数为8 306h, 可利用小时数高。分析其实际测风数据, 发现日内的风速波动一般不符合正态分布或者威布尔分布。图2给出了某天的风速分布示例。附录A图A1给出了夏季两周的实测风速时间序列。

对珠海的实测风速进行分析, 有以下结论。

1) 近海30m高的风速在3~10m/s范围内的占比在75%以上。这一范围属于工作区间内低于额定风速的范围。由于风机桨距角控制的存在, 风电功率特性具有比较明显的分段特征。当风速高于额定风速时, 风机输出稳定在额定功率, 基本不随风速变化。而在低于额定风速的工作风速区间内, 风机输出功率会随风速的3次方变化, 表现出对风速波动的高度敏感性。

2) 风速在1h内的波动幅度比较大。1h内风速峰值相对于平均值的波动一般都在40%~80%。同样, 谷值相对于平均值的波动一般也在40%~80%。由于近海平均风速常处于风机额定工作风速以下, 因此, 当风速下降40%时, 风电场出力可以下降80%, 表现为明显的出力波动。最严重的情形是平均风速为额定风速时, 此时小时内最小风速一般仅为平均风速的50%, 甚至更低。对应的风机功率下降幅度可以达到90%的额定功率或更高。

基于风机功率和近海风速变化的特点, 可以认为近海风电场在1h内功率变化幅度超过80%额定功率的情况是非常普遍的。风电有功功率的大幅变化会改变输电线路的潮流分布, 引起节点电压的波动。由于当前电网的主要调压方式是变压器分抽头的有载调压和电容器组的机械投切, 两者都有日调节次数的限制, 难以应对风电引起的节点电压频繁波动。因此, 在近海风电并网的设计和规划中, 必须在不考虑有载调压和并联电容控制的条件下, 满足电压波动范围的要求和约束。

2 定功率因素模式下海上风电引起的节点电压波动理论分析

中国风电场的机组普遍采用定功率因素作为无功控制模式。海上风电接入的城市220 kV和110kV电网多为单端电源辐射式供电结构, 可用图3所示简化系统描述。其中, 上级电网采用无穷大母线和阻抗Xt2描述, 标幺制下取电势为E∠0°。V0为并网点电压。

以下分析中为方便求取最大电压波动点的位置, 假设网络为均一网, 单位长度线路参数为x0, b0。图中, Xt1为并网点升压变压器阻抗, L为线路总长度。设沿线距风电场l处的电压为V∠θ。

若风电场按恒功率因数输出, Q=Ptanφ, 并记XΣ=x0L+Xt1+Xt2, 则可根据开式网潮流, 在忽略电压降落横分量时得出任意节点电压的以下计算公式:

当E, L一定时, V随P和l变化的关系为:

由上式可知, 随着l减小, 的绝对值逐渐增大, 因此, 风电输出功率P变化引起的电网电压变化幅度最大的节点为l=0处。即在风电场定功率因素控制模式下, 风电并网点将是风电功率波动引起电压波动幅度最大的节点。而且, 距离风电场越近, 风电功率波动引起的节点电压波动越大。

特别地, 若风电场以恒定功率因数1.0并网运行, 即tanφ=0。则当l=0时, 根据式 (1) , 可得

设正常情况下额定出力的风电场在1h内因风速波动引起的输出功率波动量为 (1-a) P (根据上节分析推荐a取值为0~0.1) 。同时, 简记m=b0L/XΣ, 记并网点低压母线短路容量S1和高压母线短路容量S2的关系为S2=CS1。由式 (3) 可导出满足电网节点允许电压偏移率为±ε的要求时, 允许接入的风电功率需满足以下不等式:

上述详细推导过程参见附录B。

式 (4) 表明, 风电场采用定功率因数控制模式时, 按节点电压允许波动范围约束得出的节点最大允许风电并网容量主要取决于并网点的短路容量, 且两者近似呈线性正相关。

3 定电压模式下海上风电引起的节点电压波动理论分析

海上风电机组具备定电压控制的能力。以下分析风电场采用定电压控制模式时, 电网节点电压波动情况。为简化分析, 在图3基础上不计沿线分布电容。同上节, 记电源侧母线电势幅值 (标幺制) 为E, 风电机端母线电压为V0, 沿线总电抗为XΣ, 沿线任意位置母线 (距E侧Xm处) 的电压为V。则当风电采用定电压控制方式时, E和V0不变, 沿线任一节点电压V的矢量分析见图4。图中, |OB|=E, |OA|=V0, 向量的夹角δ满足:

根据振荡中心理论, 当P波动时, δ相应波动并带动沿线电压振荡, 其中振荡幅度最大的点称为振荡中心。当风电有功功率变化时, 从两端电压不动点V0和E到振荡中心, 节点电压的波动逐渐增加。越靠近振荡中心, 电压波动幅度越大。

记V0=βE, 可按δ=180°时|OD|=0得出振荡中心距E的阻抗Xcenter的位置满足:

显然, 随着V0增大, 风功率变化时电压波动最大的节点逐步向系统侧移动。

实际中, 只有带有负荷的变电站节点才需要满足电压偏移约束的要求。由于变电站节点分布的离散性, 一般不会恰好位于振荡中心。为此, 可推导风电场功率波动 (1-a) P时, 沿线任意位置母线 (距E侧Xm处) 的电压V计算公式如下:

式中:C为V所在节点短路容量S与S1之比。根据式 (7) , 当风电场输出功率从P下降到0 (即a=0) 时, 按照任意节点电压偏移不超过稳态值的±ε的要求, 系统允许接入的风电功率P应满足:

详细推导参见附录C。由式 (8) 可知, 当风电场采用定电压的无功控制模式时, 按节点电压允许波动范围约束得出的节点最大允许风电并网容量与并网点短路容量也呈线性关系。

特别地, 考虑振荡中心的电压波动约束, 可确定一个风电最大允许并网容量的保守值。此时C=1+β, 代入式 (8) , 可得:

4 近海风电场并网规模的仿真测试

上节的理论推导中对输电电缆的充电电容的影响考虑偏于简化。在定电压模式下更是忽略了电缆充电电容, 因此推导结果虽然能说明沿线电压波动的趋势, 但对最大允许接入风电容量的估计则不够准确。

为评估实际工程中按电压偏差范围允许接入的风电并网容量与上述理论推导值的差异, 本节采用了详细模型的仿真测试方式进行对比和检验。

4.1 简单系统仿真分析

构建近海风电接入110kV电网的仿真系统如附录D图D1所示, 风电场升压站 (并网点) 距陆上公共连接点 (PPC) 的距离为20km, 风电场采用交流输电方式联网, 且等值为一台机组, 集电线路参数与并网点升压变压器参数归并。模型中220kV和110kV线路采用典型参数, 并按分区供电原则进行等值。220kV电网和110kV电网无本地电源。

根据《风电场接入电力系统技术规定》:“风电场接入电力系统后, 并网点的电压正、负偏差的绝对值之和不能超过额定电压的10%”[11]。将电压波动幅度设为不超过±5%额定电压作为风速扰动下节点电压波动的容许判据。仿真采用风扰参数为在额定风速11.6m/s下受到-5m/s的渐变风扰 (所引起的功率波动接近70%额定功率) 。

近海风电场分别采用定功率因数和定电压的无功功率控制模式。改变PCC短路容量, 用试探法获得各节点电压波动均不越限的最大风电容量。仿真结果如表1所示。

风电场采用定功率因数的无功控制方式时, 仿真发现电压波动最大的负荷节点为风电并网点, 与理论推导结果一致。风电场采用定机端电压控制时, 电压波动幅度最大的节点是PCC, 也是理论推导的距离振荡中心最近的节点。

将该仿真系统参数代入第2, 3节的理论模型可计算出风电场定功率因数 (cosφ=1) 和定电压 (V0=1.0, 即β=1) 方式下, 最大允许风电并网容量的理论值。计算结果列于附录E表E1中。图5对比了仿真结果与理论计算结果的差异。图中, 纵坐标为近海风电场最大允许并网容量Pmax, 横轴为并网点的短路容量SB。

可以看出, 电压波动最大点的短路容量与风电场最大允许接入容量之间存在接近线性的强关联关系。理论结果和详细模型的仿真结果均验证了这一结论。

但是, 理论模型与仿真模型得出的风电场最大允许接入功率数值也存在一定的差异, 仿真结果始终大于理论分析结果 (即理论结果偏于保守) 。其中, 定功率因数控制模式下, 理论计算结果与仿真结果的变化规律 (如斜率) 非常接近, 但风电最大并网容量存在一个稳态偏差。在风电场定电压控制模式下, 理论计算结果与仿真实测结果整体误差相对小一些, 但是风电最大允许接入容量随接入点短路容量变化的比例系数 (斜率) 差别相对大一些。从理论推导过程看, 引起误差的原因应该源自输电电缆的分布式充电电容的影响, 具体细节尚需进一步研究。

4.2 桂山风电场接入工程仿真分析

珠海桂山海上风电场海域面积约45km2, 共布置66台3MW的2叶片直驱式风力发电机, 总装机容量为198 MW。升压站设于风电场附近的三角岛, 距离珠海市吉大片区20.5km。

桂山风电场设置8回35kV集电线路, 采用交联聚乙烯绝缘海底电缆, 截面为3× (70~300) mm2不等。三角岛后升压站升压至110kV电压等级, 经双回海底电缆接入220kV吉大站110kV侧, 接入方案示意图见附录F图F1。

在珠海电网BPA软件仿真模型上增加风电场等值模型和接入线路, 风电场采用定功率因数控制方式。仿真结果与前文分析一致, 观测到风电波动引起节点电压波动幅度最大的节点是风电并网点。

按一定步长虚拟增大桂山风电场容量, 用BPA仿真记录风电接入容量和最大节点电压波动的关系, 结果见表2。

可见, 随着桂山风电场并网容量的增加, 风电场附近节点电压波动幅度也相应增加。对表2结果进行线性插值可估计出满足系统电压波动不超过±5%要求的桂山风电场最大允许并网容量约为540 MW。

根据第2节的理论推导, 由节点电压波动范围约束得出的最大允许风电并网容量仅与两个参数有关, 一个是并网点的短路容量, 另一个是并网通道的电容与电抗比。从式 (4) 来看, 并网容量受后者的影响相对较小, 与前者的关系接近线性关系。因此可以对图5 (a) 的仿真结果进行线性拟合, 得出电压波动约束下风电最大并网容量与并网点短路容量的关系。这一关系可以适用于所有110kV电压等级接入 (海缆的电容与电抗比相近) 的海上风电并网工程测算。

根据图5 (a) , 受电压波动约束确定的风电最大并网容量与并网点短路容量的关系可采用如下线性函数拟合:

将桂山风电场并网点的短路容量1 526 MVA代入式 (10) 计算得到允许接入的最大风电功率为531 MW。尽管BPA仿真采用了珠海电网详细接线模型, 且桂山风电场接入的升压变压器参数和场内集电线路长度和参数均与4.1节仿真系统的参数有一定差异, 但式 (10) 的估测结果与BPA仿真结果 (540 MW) 非常接近。可见研究风电功率波动接入引起的电压波动时将复杂接入电网模型等值成附录D图D1所示的简化模型对结果影响不大。

5 结论

1) 近海风电场在平均风速等于或低于额定风速状态下, 出力波动受风速变化影响最大。风电功率的波动会导致接入电网邻近区域节点电压的显著波动。电压波动限制是影响近海风电接入电网规模的最主要因素。

2) 风电场功率波动引起的节点电压波动程度与风电场无功控制模式密切相关。风电场定电压控制方式下系统电压波动明显小于风电场定功率因数控制方式。

3) 定功率因数控制方式下, 越靠近风电场的节点受风电出力波动引起的电压波动幅度越大。

4) 定机端电压模式下, 越靠近振荡中心的节点电压波动越大。振荡中心的位置与系统及风电场电压水平有关。

5) 两种控制方式下, 按允许电压波动范围约束决定的近海风电场最大并网容量均与风电接入点短路容量近似呈线性相关性。

进一步研究应关注的是多个风电场接入同一分网时的允许接入容量和节点电压波动关系。

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风电场接入 第2篇

导意见的通知》的通知

发布时间： 2012-04-06 09:47:04作者：油气新能源处来源：油气新能源处浏览次数：6

各省辖市及直管县发展改革委，省气象局，省电力公司，有关单位：

为优化风电开发布局，促进分散风能资源的合理开发利用，现将《国家能源局关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》（国能新能[2011]374号）转发给你们，同时，结合我省风电开发实际情况，提出以下要求，请一并遵照执行。

一、请各省辖市和直管县发改委会同气象部门和电网企业，开展本地区分散式风电资源调查工作，提出本地区发展分散式接入风电项目的意见和建议，于2012年9月底前上报我委。

二、各风电开发企业应积极开发建设分散式接入风电项目，将企业的开发方案和发展规划纳入当地总体发展规划。

三、请中国水电顾问集团中南勘测设计研究院在编制河南省风电发展规划时将分散式接入风电项目作为全省风电规划的重点内容之一，统筹考虑传统接入风电场和分散式接入风电项目，优化全省风电开发布局。

四、我委将组织部分企业开展分散式接入风电项目试点工作，在试点成功的基础上逐步扩大分散式接入风电的开发规模，并将分散式接入风电项目纳入全省风电发展规划，合理有序开发全省风能资源。

五、各级电网企业要大力支持我省分散式风电发展，结合分散式风电项目特点，合理简化接入系统审批手续，将各分散式接入风电机组纳入统一调度管理。

六、请省气象局、省电力公司积极协调各市、县气象局和电网企业，做好相关配合工作。

七、省内风电装备制造企业要认真研究相关国家标准和技术要求，积极研发适合省内分散式接入风电项目建设条件的机组类型和相关设备，推进省内风电产业持续健康发展。

八、请各省辖市、直管县发改委和风电开发企业做好分散式接入风电项目前期工作和项目储备，年底前上报我委，争取列入明年国家风电核准计划。

附件：《国家能源局关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》（国能新能

[2011]374号）

大规模风电接入对继电保护的影响 第3篇

关键词：风电场；继电保护；单相接地；并网

现代工业飞速发展，给传统石化能源带来了沉重的压力，而传统能源的消耗还引发了环境问题，这就促使社会各界开始加大绿色能源的研发和应用力度。风电是一种可再生清洁能源，但风力发电具有间歇性、随机性和地域性，其不可控性较高，风电在电网中所占比例越大，对电网的影响就越明显，大规模风电接入对电网继电保护的影响由此得到了人们的广泛关注，这也是本文研究的主要内容。

1 风电接入对继电保护的影响

1.1 不接地系统 当前风电场多采用不接地系统，该系统能单项接地运行1-2h，比较适合应用于架空电流，但对于架空电流和电缆混合系统的适用性并不高。电流选线出现错误概率问题也是较为普遍的，若工作人员无法及时发现安全隐患，对其进行处理，就可能使故障进一步扩大，引发安全事故。小电流选线装置失误、装置动力率不足是较为常见的问题，且故障出现时仅表现微小电流，给工作人员的故障排查带来很大难度。

1.2 主网继电保护装置故障 主网继电保护装置较为完善，出现故障概率较小；若出现故障时，需要采取适时的解决对策。一般步骤如下：先对故障性质以及故障距离进行分析，然后借助分析结果尽快排除故障。若故障持续时间达到0.1s以上，就会对风电场带来二次损害。值得注意的是，前后两次的电流故障是不相同的，其中风电机组出现的短路特性与风机出力大小密切相关。

1.3 常规保护工作需改进 在常规保护工作中，纵差性能是需要注意的重要因素。风电并网后，增大了电网的波动性；多种电力元件的使用导致其运行方式也发生了一定改变，这就在很大程度上会降低原有的灵敏度。为预防灵敏度降低对电网的影响，相关人员开始研发新的保护原理，希望能降低与运行方式之间的关联度。风电并网具有弱馈特点，原有的分析方法无法对其进行准确分析，故障元件以及故障距离的判断也就失去了可靠性。加强常规保护工作方面的研究，十分迫切。

1.4 两侧保护方面 风电接入继电保护后，还会对两侧保护产生一定影响，使隔离系统出现侧短路限流。风电机组稳定性降低，会产生解列，解列时间受负荷大小等因素的影响。当风电场输入电流时，断路器会在短路电流的作用下出现关闭现象，这时应立即停止短路电流输送，否则会对设备造成严重影响。

2 风电接入后应采取的保护措施

为保障大规模风电接入后电网运行的安全性和稳定性，电力部门应从规划、设计、建设、运行和维护多个方面进行综合考虑，合理选择输电方式和保护配置，做好第一道防线，确保电网系统的安全运行。具体可采取的措施如下：

2.1 加大并网电路重合闸的研究力度 根据电源特点和输电网保护配置相关内容可知，并网线路的重合闸对风电机组具有重要影响，加强对此项工作的研究力度具有实际意义。风电场并网专用220kV或110kV线路若出现接地故障，就需要根据故障性质采取不同的措施。当出现单相瞬时接地故障时，若并网点电压低于20%，则继电保护装置能快速切除故障，机组全部跳闸，若恢复电网，风电就会全部脱网；若并网点电压高于20%，机组仍保持运行状态，电网恢复后，风电仍处于并网运行状态。单项永久性接地故障发生时，会出现多种情况，但所有情况重合闸均动作不成功，需要根据实际情况采取对应解决措施。由此可见，故障位置、故障电阻具有很强的不确定性，导致并网点的故障电压出现差异，电压小于20%的额定电压，则风电机组即使具有LVRT（低电压穿越）功能，也会全部跳闸。我国大规模风电接入超高压电网，可提出实用的故障穿越要求，使用两次以上的零电压穿越，持续时间控制在100ms以内；对风机的考验要求比20%的额定电压持续时间短（635s）。

2.2 风电场保护装置分析 风电场35kV极点系统中性点接地方式对风电场的安全运行影响较大。风电功率密度较低，风力发电功率较低，一般为额定功率的10%-40%左右，远小于正常使用电压，对用电客户、风场和电网的影响较小。配电系统与用户供电联系较为密切，一旦出现故障就会造成用户停电，需要对集电系统的故障进行快速处理，防止故障进一步扩大。处理方式为研究并选择新的集电系统接地方式和继电保护配置，风电场集电系统可采用电阻接地方式，配置单相接地故障保护装置；若风电场已经投入运行，可采用不接地或经消弧线圈接地方式的风电场集电系统，配置具有自动跳闸功能的小电流接地选线装置，一旦单项接地后，快速消除故障，若无法消除，则应跳开主变低压侧开关隔离故障。

2.3 做好两侧保护措施 在两侧光差保护投入运行之前，可在两侧设置保护联跳措施，当风电短路电流接入继电保护系统中时，联跳装置会采取保护措施，阻止电流进入，有效避免短路电流对继电保护的影响。

2.4 做好风电并网系统的运维管理 风电及其并网的运行维护、事故数据收集和分析工作对提升电网运行效率具有积极推动作用。风电场控制室配有完善的监控系统，配套的监测装置能够记录事故过程中的电气故障信息，如电气量数据、保护、开关等动作信息；升压站母线、出现电压、电流波形及数据、无功补偿装置的控制事件，自动调整功能投退记录等，这些事故数据的积累、分析和挖掘能对继电保护装置的设计和改进提供参考，提升风电接入系统后继电保护运行的可靠性。

3 结束语

近年来，我国加大了对风电能源的研发和应用力度，这对解决能源、环境、经济之间的矛盾具有积极意义。同时，我们也应该注意到，大规模的风电接入对电网运行的影响是巨大的，继电保护装置作为电网安全运行的有效保障，同样也会受到影响，这就需要风电单位积极采取保护措施，确保电网运行的安全性和可靠性，为实现我国低碳经济奠定良好基础。

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风电场接入系统方案探讨 第4篇

倪家洞风电场为风力发电, 它所发出的风电为无污染的绿色能源, 不仅可减少有害气体的排放, 且可丰富地区能源结构, 是地区能源供应的有效补充。

1 工程概况

倪家洞风电场装机规模为50 MW, 拟安装25台单机容量为2 000 k W的风力发电机组, 预计年上网电量为9 710万k W·h, 年等效满负荷小时数为1 942 h, 容量系数为0.221。

2 负荷预测及电力电量平衡

2.1 负荷预测

分别对风电场所在的双牌县及周边的零陵区进行负荷预测。

2017年双牌县最大负荷预计为188.7 MW, 电量8.6亿k W·h, 至2020年最大负荷预计为239.4 MW, 电量11.15亿k W·h, “十三五”期间负荷增长率为8.6%, 电量增量率为10.1%。

2017年零陵区最大负荷预计为309.2 MW, 电量11.55亿k W·h, 至2020年最大负荷预计为424.3 MW, 电量15.2亿k W·h, “十三五”期间负荷增长率为10.8%, 电量增量率为9.6%。

2.2 电力电量平衡

对风电场可能送往的区域进行电力电量平衡, 根据平衡结果, 考虑风电送往零陵区时, 2017年除夏小方式电力盈余14.2 MW外, 夏大及冬大方式电力缺额分别为91/174.2 MW (夏大/冬大) , 全年电量缺额为3.7亿k W·h;2020年缺额为188.6/44.4/289.3 MW (夏大/夏小/冬大) , 全年电量缺额为7.3亿k W·h;考虑风电送往双牌县时, 2017年夏小方式下电力盈余, 夏大及冬大方式下电力存在缺口, 缺口额为0.4/70.4 MW (夏大/冬大) ;2020年周边其他风电接入后, 仅在冬大方式下电力存在缺口, 缺口额为72.1 MW。

3 风电场接入系统方案

3.1 接入系统方案拟定

根据倪家洞风电场装机容量、地理位置及其在系统中的地位和作用, 考虑风电场电力系统现状及发展规划, 初步拟定如下2个接入系统方案:

方案一:风电场以1回110 k V线路接入柴君山110 k V变电站, 线路长约19 km (图1) 。

方案二:风电场以1回110 k V线路接入石榴110 k V变电站, 线路长度约36 km (图2) 。

3.2 潮流计算

方案一风电通过1回110 k V线路送往柴君山110 k V变消纳, 富余电能再送往锰都220 k V变, 流向周边地区消纳, 潮流流向合理;方案二风电通过1回110 k V线路送往石榴110 k V变, 因石榴变接有双牌电站, 且石榴变本身消纳能力有限, 因此大部分电能再通过石蒋线送往蒋家田消纳, 潮流略有迂回。

3.3 稳定计算

风电场接入系统的两个方案中, 当风电场送出线路发生三相故障及单相故障时, 倪家洞风电场与系统解列;当柴君山110 k V变高压侧或中压侧发生三相故障及单相故障时, 柴君山110 k V供区解列;当茅庵—双牌110 k V线路发生三相故障及单相故障时, 茅庵供区小水电失稳。除此之外, 系统发生其他故障时, 倪家洞风电场和系统均能稳定运行, 两个方案稳定水平相当。

4 方案综合比较及最优方案推荐

4.1 经济比较

比选的两个方案中, 方案一的一次投资及网损均较方案二低, 折成综合年费用后, 方案一较方案二综合年费用少239万元。因此, 方案一的经济性优于方案二。

4.2 技术比较

风电场接入系统的两个方案技术比较如表1所示。

两个方案的技术差异主要体现在潮流分布、电网消纳能力及实施难度方面。从潮流分布看, 方案一潮流没有迂回, 较方案二合理;从电网消纳能力方面, 方案一送往零陵电网, 消纳能力较好, 方案二送往双牌电网, 消纳能力较零陵电网稍差;从实施难度方面看, 方案一就近接入柴君山变, 实施难度较小, 方案二接入石榴变, 沿途多为大山, 需跨越大山, 实施难度大。

4.3 方案推荐

综合风电场接入的两个方案在经济及技术方面的比较, 推荐采用经济及技术均较优的方案一作为风电场接入系统的方案。

5 结论及建议

(1) 倪家洞风电场开发规模50 MW, 拟设计安装25台单机容量为2 000 k W的风力发电机组, 预计年上网电量为9 710万k W·h, 年等效满负荷小时数为1 942 h, 容量系数为0.221。

(2) 根据倪家洞风电场的规模、地理位置、供电范围、年负荷利用小时数以及风电场送出的可靠性和经济性, 建议倪家洞风电场采用1回110 k V线路接入电网, 即倪家洞风电场以1回110 k V线路接入柴君山110 k V变。

摘要：在对风电场所在地区及周边区域进行电力需求预测及电力电量平衡的基础上, 分析风电场的送出方向, 综合周边电网接入点分析, 提出风电场接入系统的初步方案, 对初步接入方案进行经济、技术综合比较, 得出风电场的最优接入方案。

大风坝风电场接入系统设计 第5篇

1.考虑大风坝风电场场址的海拔高度以及云南特殊的地质、气候情况等因素, 提出了大风坝风电场接入系统的方案, 并从经济、技术等方面进行了论证。

2.研究了大风坝风电场接入系统后对电网无功、电压的影响, 提出了相应的技术措施使电压偏差和电压变动满足要求。

3.风电作为电源具有间歇性和难以调度的特性, 对电力系统安全稳定运行及电能质量产生不利的影响, 本报告从电网的角度研究了大风坝风电场接入系统后对电网稳定性的影响问题, 并提出了相关技术要求。

大理风电场接入对电网的影响分析 第6篇

风电是洁净的可再生能源, 但风电受自然条件影响较大, 具有随机性、间歇性和不可控性, 多数风电具备反调峰特性, 对系统无功平衡影响很大, 风电一般远离负荷中心, 所在电网相对比较薄弱, 大规模风电接入对系统安全稳定运行影响巨大。

大风坝/者磨山风电场地处大理州西南面的者磨山上, 大风坝风电场规划装机容量47.6MW, 者摩山风电场规划总装机容量40.8MW, 均计划2008～2009年间投产。

目前云南电网电源以水/火电为主, 大理州大风坝/者磨山风电场作为云南首批建设的风电电源, 鉴于风力发电的随机特性, 其接入系统对电网电能质量及安全稳定的影响必须给予高度重视。以下介绍风电场对电网电能质量的影响, 对大风坝/者磨山风电场接入系统后对电网电能质量及稳定性的影响进行分析, 并提出了相关建议, 为今后风电场并网工程分析提供指导和借鉴。

2 风电场接入对电能质量的影响

大理两座风电场地处同一风带, 考虑经济性及有效节省线路走廊, 推荐的接入系统方式为者磨山风电场以单回110kV线路接入大风坝风电场, 大风坝风电场以单回110kV线路接入大理110kV新七五变。大风坝/者磨山风电场建成后接入系统见图1。

风电场对电能质量的影响主要为电压偏差、闪变及谐波等方面, 下面分别进行具体分析。

2.1 无功电压分析

风电机组并网时风电场出口处35kV母线的电压偏差控制在-10%～+10%范围内;正常运行时, 电网中各220kV变电站中的110kV、220kV母线的电压偏差控制在系统额定电压的-3%～+7%。

在两座风电场机组类型均为V52-850kW双馈变速风电机组或均为定速风电机组情况下, 以两座风电场投产年份丰大、丰小、枯大、枯小四种方式潮流为基础, 随着风电场出力的变化, 对电网中各主要节点的电压变化曲线进行了分析, 结果如下:

1) 风电场及电网中各主要节点的电压偏差及电压变动均满足规程要求。

2) 风电场采用恒功率因数控制的变速风电机组时, 不需要加装无功补偿装置。

3) 风电场采用定速风电机组时, 如果要求风电场与电网之间的无功交换为零, 或为了控制电压水平, 大风坝和者磨山风电场分别需补偿18Mvar和12Mvar。

2.2 谐波及闪变

1) 在两座风电场机组类型均为V52-850kW双馈变速风电机组情况下, 运行过程中大风坝风电场产生的谐波电流 (2～4次中3次最大, 为3.06A) 远远小于其机组机端变压器35kV母线谐波限值 (3次为12～14A) , 者磨山风电场产生的谐波电流 (2～4次中3次最大, 为1.97A) 远远小于其机组机端变压器35kV母线谐波限值 (3次为11～12A) , 因此两座风电场的并网运行不会对接入点的电压质量造成影响。

2) 在两座风电场机组类型均为V52-850kW双馈变速风电机组情况下, 两座风电场传递至新七五变110kV侧的闪变合成值为0.037, 在两座风电场机组类型均为定速风电机组情况下, 两座风电场传递至新七五变110kV侧的闪变合成值为0.047, 均在国标的要求内。

3 风电场接入对电网的影响

对者磨山和大风坝风电场接入系统前后, 主要输电线路发生短路故障时的系统稳定性, 网内机组跳闸引起的稳定性, 者磨山和大风坝风电场满发状态下切除以及下关变主变故障时的系统稳定性进行分析, 分析结果表明:者磨山和大风坝风电场并网运行后不会恶化云南电网的稳定性。者磨山和大风坝风电场满发状态下切出, 不会对系统稳定性产生实质影响。

4 结束语

以上介绍了风电场对电网电能质量的影响, 对大风坝/者磨山风电场接入系统后对电网电能质量及稳定性的影响进行了分析, 并提出相关建议, 保证风电场接入电网后电源及电网能够安全稳定运行, 为今后风电场并网工程提供借鉴。

参考文献

[1]GB/Z19963—2005.中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.风电场接入电力系统技术规定 (报批稿) [S].

[2]云南省电力设计院.大理大风坝风电场接入系统设计[Z].2006.

郝官风电场接入系统工程的研究 第7篇

关键词：风能,风电场,战略意义

能源是社会经济发展与进步的物质基础, 我国人口众多、地大物博, 矿物质资源逐步枯竭, 环境污染现象严重。因此改善能源结构, 开发新能源, 保护环境, 已经成为我国发展的一个焦点问题。风能发电技术是最具前途并发展最为迅速的。

郝官风电场 (49.5M W) 在沈阳康平郝官屯镇的二道沟附近, 场内海拔为80~160m, 地形是丘陵地貌, 场区位于东经123°26’~123°36、北纬42°37’~42°42内。在辽宁北部丘陵地区的郝官屯, 处于中国的“三北”风带, 是风能资源丰富的地区之一。从辽宁省内来看, 风电场区域位于辽北风能资源丰富带, 这个地区春季的风速偏大, 常年多风, 特别适合风能资源开发和利用。

风电场区日照充足, 四季分明, 无霜期长, 属于温带大陆性季风型气候。康平县气象站近30年的累年平均风速为3.4m/s, 春季的风速大、夏季的风速小。一般, 4月的风速为4.7m/s, 最大, 8月风速为2.6m/s, 最小。这个地区的主导风向是SSW风, E风出现的频率最少。此风场的风资源比较丰富, 达到建设大型的风电场资源的要求, 是康平区内比较好的风电场的场址之一。

根据郝官风电场所在区域风能资源状况、自然条件、场内外交通运输条件、风机施工安装条件, 分别对国产机型、引进的大容量机型在发电量、技术经济等方面的综合比较, 考虑到此项目实施时风电机组的运输、吊装及减少项目投资并考虑日后风电场的运行维护、管理等因素, 本期新建风电场项目推荐安装国产机型W TG-1500A, 轮毂安装高度选择80m[1]。

辽宁作为东北老工业基地, 由于长期受到煤炭能源短缺的影响, 严重限制了重工业的发展。国网东北电网以火力发电为主, 辽宁火力发电长期以来受到煤炭短缺的影响, 而且火力发电污染环境, 所以清洁能源发电项目如风力发电从长远战略来看是十分必要的。风能为可再生能源, 低碳环保。风力发电不排放温室气体, 对我国能源结构的改变, 社会健康可持续发展都有着十分重要的战略意义。

风能是低碳环保的可再生绿色能源, 风力发电不消耗煤炭资源, 不排放粉尘颗粒和温室气体, 同时风力发电建设周期短, 具有良好的经济效益, 以及国家相关部门对风力发电项目在政策上的大力扶持和人们对环境保护意识的逐渐增强, 近几年风力发电在我国得到了快速发展。辽西地区在风力发电方面有着非常大的优势, 辽西地区地势平坦、开阔, 风向稳定, 风速很大, 并且风能大多集中在冬春两季的用电高峰期, 综上优点辽西地区适合大规模安装风力发电机组, 并网发电。结合火力发电和水力发电, 三者优势互补, 有利于改善辽西地区的能源结构。

辽宁省是我国的重工业基地, 具备很强的机械制造能力、加工和消化吸收能力, 在辽宁省建设风力发电场, 可以把其制造技术先进, 消化吸收能力强等得到充分发挥, 我们可以引进国外风力发电机制造业的先进技术, 采取合资、独资等方式吸取国外风力发电机较先进的技术, 一步步形成辽宁省自己的风力发电设备制造业。这样以来, 不仅能够减少建设风力发电场的投资, 而且还对形成国产风力发电机的系列化, 调整地区产业结构, 促进辽宁省风力发电机制造业的发展, 搞好国有大中型企业, 对促进社会经济发展都具有很重要的现实意义。

风能利用其自然风能转变为机械能, 再将机械能转变为电能的风力发电原理, 在生产过程中不排放任何有害气体、不会造成环境的污染[3], 可再生、清洁的特点在风力发电中得到广泛的应用。针对《中华人民共和国大气污染防治法》已做出的关于新建和扩建的火电厂排放二氧化硫等污染物的排放标准或总量控制指标的规定, 投资新建火电厂的成本和改造已建火电厂的技术成本相对以前都将有所增加。在此法律实施下, 结合风能发电的优势, 既无燃料的消耗, 也无“三废”的排放, 同时在风电场场区还将启动绿化工程, 以此促进当地植被和树木的发展。同时保护了土地资源、调节了生态环境、改善了地区环境气候, 有利于改善生态环境[4]。

本风力发电场场址区域是辽宁省风资源较好地区, 本风电场的建设不仅有效地利用本地丰富的风力资源, 而且还能对电网的电源起到补充的作用, 风能是无污染的绿色能源, 它可以替代部分一次能源, 对电力能源结构起到优化的作用, 有利于环境保护。综上所述, 风电场建设具有明显的经济效益、社会效益及环境效益。因此郝官风电场工程建设是十分必要的。

参考文献

[1]商国才.电力系统自动化[M].天津:天津大学出版社, 1999.

[2]纪建伟等.电力系统分析[M].北京:水利水电出版社, 2002.

[3]秦晓亮.关于对风力发电技术的研究与探讨[J].时代报告:学术版, 2012.

风电场接入系统后的暂态特性研究 第8篇

风电并网后对电网的稳定性造成一定的影响,现今已有大量的文献对风电接入电力系统的影响进行了相关研究。文献1分析和建立了双馈异步风力发电机(DFIG)的动态模型,文献2对不同控制策略的双馈风力发电机进行了分析。文献3-4分析和建立了普通异步风力发电机(IG)的动态模型,并分析了无功补偿对风电机组临界切除时间的影响。文献5-6分析和建立了直驱同步风力发电机(PMSG)的动态模型,并进行了暂态稳定的仿真研究。文献7比较了3种不同风力发电机组对电网暂态稳定性的影响,得出了普通异步风力发电机的稳定性较差,而双馈异步风力发电机和直驱同步风力发电机有利于电网的电压稳定。文献8分析了由DFIG风电机组组成的风电场并入电网后对电力系统暂态稳定性的影响。上述文献大多侧重于风电场某一方面对系统暂态稳定性的影响,没有全面地分析风电场接入系统后,有哪些因素会影响其暂态特性。

本文建立了IG风电机组的模型,基于MATLAB/Simulink工具箱仿真分析了风速模型、风电场布局、故障类型、无功补偿等因素对风电场接入系统后的暂态稳定性的影响。仿真结果表明,渐变风和阵风对其暂态特性影响较其他两种风大,尾流效应降低了风电机组对风能的利用率,STATCOM提高了系统的暂态电压稳定性。

1 数学模型

1.1 IG风电机组暂态模型

普通异步风电机组主要由叶片、轮毂、齿轮箱、轴系和异步发电机组成。其能量流程示意如图1所示。

1.1.1 风力机数学模型

风力机通过叶片扑获风能,将风能转换为作用在轮毂的机械能,风速与机械转矩之间的关系可用下式表示[9]

其中MW为风力机叶片转矩;ρ为空气密度;R为叶片半径;VW为作用于叶片的风速;λ=ΨR/VW为叶尖速比;Ψ=2πn/60为叶片机械角速度;ΨN为风力机额定机械角速度;PN为风力机额定功率;CP为风能转换系数,反映了风力机叶片捕获风能的能力,是叶尖速比λ和叶片桨距角β的非线性函数。

1.1.2 风力机传动机构数学模型

风力机传动机构一般由轮毂、轴系和齿轮箱组成,属于刚性器件,可用一阶惯性环节表示该机构的特性[10]:

式中Mt,MW分别为轮毂上的机械转矩和叶片侧的机械转矩;Tt为惯性时间常数。

1.1.3 异步发电机数学模型

研究风电系统的暂态特性需要考虑异步发电机的机电暂态过程,采用如下3阶模型。

异步发电机的定子电压方程

式中V、I、r1分别为发电机定子电压、输出电流和电阻;为发电机等效暂态电抗,x1和xm分别为发电机定子漏抗和激磁电抗;E′为异步发电机暂态电势。

异步发电机转子电磁暂态方程[11]

式中:为定子绕组开路时转子绕组的时间常数(s);s为异步发电机滑差;x=x1+xm,x1和xm分别为发电机定子漏抗和激磁电抗为系统频率(Hz)。

异步发电机转子运动方程式[12]为

式中:w0为定子磁场角速度;w为转子运动角速度;s为异步发电机的转差率;TJ为机组的惯性时间常数;Pm为风机机械功率;Pe为发电机的电磁功率。

由此得到发电机发出的有功功率和吸收的无功功率为

1.2 尾流效应模型

由于风电场的地理环境不同,其布局也不同,由此而产生的尾流效应会影响风机对风能的获取,现用Jensen模型来表示。利用文献7中的公式来建立Jensen模型,如下:

h为轮毂高度,z0为粗糙度,一般为0.002,X为两风电机组的距离,R为风轮机叶轮半径,CT为风电机组的推力系数

1.3 STATCOM模型

STATCOM是一种应用电力电子开关元件的动态无功补偿设备,它可以快速地调节电网所需的无功,具有快速和平滑的调节特性。它的工作原理是将自换相桥式电路直接并联在电网上或者通过电阻或电抗器,根据输入系统的无功和有功指令,适当的调节桥式电路交流侧输出电压幅值的大小和相位,或直接调节交流侧电流就可以使该电路发出或者吸收系统所要求的无功电流,

实现动态补偿的目的[13,14]。

STATCOM三相等效电路如图2所示。

图中R、L分别为STATCOM的等效电阻和电感,C为STATCOM直流侧电容值,Ia、Ib、Ic分别为STATCOM输出端的三相电流。为了更有效的控制功率,使无功电流具有更好的响应特性,需要运用park变换,将静止坐标系下时变系数微分方程转换为d-q坐标下的常系数微分方程组。直流侧电路方程可根据直流侧和交流侧功率平衡得出,结合直流侧和交流侧的电路方程,可得到STATCOM的数学模型如下[15,16]:

其中:ω为d-q坐标系的旋转角频率,与三相系统电压角频率相同;m为逆变器调制比;U1为电力系统电压瞬时值;Udc为直流电容电压;δ为STATCOM输出电压和系统电压之间的相角差。

1.4 电网模型

以图3所示的电网结构,把容量为9MW的风电场接入系统进行分析。风电场由6台1.5MW的普通异步风力发电机组组成,发电机出口电压为690V,通过两机一箱变的接线方式升压至10kV,然后2km长的输电电缆送至风电场升压站,再通过30km的输电线路与110kV无穷大系统相连。风电场布局如图4所示,沿电缆方向相邻风机间距离为300m,相邻两排风机间距离为750m。

2 风速模型对系统暂态特性的影响

分别在恒定风速、阵风、渐变风和随机风情况下,仿真风力发电机组的输出有功和无功以及母线电压特性。

算例1:恒定风速9m/s,风力发电机组的输出有功和无功以及母线电压特性如图5所示

算例2:恒定风速8m/s,在t=5s时,出现渐变风。渐变风的上升时间为3s,渐变风风速幅值为3m/s,保持时间为5s,仿真曲线如图6所示。

算例3:恒定风速8m/s,阵风在t=6s时出现,阵风风速幅值为4m/s,维持时间为3s,仿真曲线如图7所示。

算例4:在恒定风速9m/s的基础上加入随机风分量,其中地表粗糙系数Z0为0.002,扰动范围为2000m 2,相对高度平均风速为8.63m/s,仿真曲线如图8所示。

由图5可知,当风速恒定时,风电场发出的有功P和吸收的无功Q及风电场PCC处母线电压V均保持恒定。在0-2s,由于风电机组的并网,产生了微小的震荡,后很快稳定。由图6可知,当渐变风发生时,随着风速的持续增加,风力机出力增大,风力机吸收的无功随之增大,同时导致风电场母线电压降低;当风速恒定时,风力机出力,吸收的无功和风电场母线电压基本恒定;当风速骤降至原风速时,风电场输出有功、吸收无功及母线电压产生了扰动,经过一段时间后,又回到了原来的稳定状态。由图7可知,阵风发生时,其分析与渐变风类似,随着风速的增加,风力机出力增大,吸收的无功也增加,风电场母线电压降低,甚至低到0.8pu,远比渐变风下降得多,这是由于阵风的幅值4m/s大于渐变风的幅值3m/s,最后风速的缓慢下降,引起的扰动也比渐变风小得多。由图8可知,由于风电机组本身的惯性,风电场的出力以及由此引起的吸收无功和PCC处母线电压的变化并不在时间上与随机风速一致。

3 尾流效应对系统暂态电压的影响

带入相关参数,则可由式(8)、(9)算得vx=0.959v0,则在v0=9m/s时,vx=8.63m/s,则后一排风机启动的时间要延迟300/9s,其仿真曲线如图9所示。

由图7可知,尾流效应使得风力发电机组对风能的吸收效率降低了,由此风电场的出力由9MW减小到了8.355MW,同时相应的吸收无功也减小了,而PCC处母线电压略有增加,由原来的1pu增加至1.05pu。

4 故障扰动对系统暂态电压的影响

算例1:风电场稳定运行风速为9m/s,在t=7s时,在风电场出口处即PCC点发生三相接地故障,故障持续时间为0.152s,在t=7.152s时故障清除,仿真曲线如图10所示。

算例2:风电场稳定运行风速为9m/s,在t=7s时,在风电场出口处即PCC点发生三相接地故障,故障持续时间为0.151s,在t=7.151s时故障清除,仿真曲线如图11所示。

从图10知,在故障清除后,风力发电机最后作为吸收无功的电动机在用,吸收的有功为0.2MW,吸收的无功为12Mvar,而电压也降至0.63pu;图11在故障清除后,系统能恢复到原来的状态继续运行,可以看出系统的极限切除时间CCT为0.151s

5 动态无功补偿设备STACOM对系统暂态电压的影响

算例1:风电场稳定运行风速为9m/s,在t=7s时,在风电场出口处即PCC点发生三相接地故障,故障持续时间为0.152s,在t=7.152s时故障清除,仿真得到没接入STACOM的风电场PCC处母线电压,如图12(a)所示,而接入STATCOM如图12(b)所示。

算例2:风电场稳定运行风速为9m/s,在t=7s时,在风电场出口处即PCC点发生三相接地故障,故障持续时间为0.11s,在t=7.11s时故障清除,仿真得到没接接入STACOM的风电场PCC处母线电压,如图12(c)所示。

算例3:风电场稳定运行风速为9m/s,在t=7s时,在风电场出口处即PCC点发生三相接地故障,故障持续时间为0.111s,在t=7.111s时故障清除,仿真得到没接接入STACOM的风电场PCC处母线电压,如图12(d)所示。

从图12(a)、(b)知,在相同扰动下,接入STATCOM能使风电场PCC处的电压在扰动后回到原来的稳定运行状态,而无STATCOM则电压跌落至0.6pu;同时从图12(c)、(d)知,在没有接入STATCOM情况下,系统的极限切除时间CCT为0.110s,比有STATCOM的系统极限切除时间CCT0.151s小了0.041s,这是由于在扰动时,它能提供一定的无功支持,使电压不会跌落得太大,扰动清除后,能恢复到原来的稳定下运行。所以,STATCOM提高了系统的暂态电压稳定性。

6 结论

风电场并入电网后,风速模型、风电场布局、故障类型、无功补偿等因素都会对系统的暂态稳定性产生一定的影响。MAT-LAB/Simulink仿真结果表明:

(1)渐变风和阵风风速在不超过12m/s时,都会使风电场出力和吸收无功增加,而母线电压降低,风速平稳后,又回到原来的稳定状态运行;由于风电机组本身的惯性,风电场的出力以及由此引起的吸收无功和PCC处母线电压的变化并不在时间上与随机风速一致。

(2)风电场的布局不同,由此产生的尾流效应使得风力发电机组对风能的吸收效率不一样,用Jensen模型来表示进行仿真得出尾流效应降低了其对风能的利用。

(3)当故障时间较长时,风电场需要大量的无功来维持系统的电压,甚至可能与系统解裂,从而使系统缺失大量的功率。所以必须提供必要的无功补偿,使风电场在故障清除后能快速恢复正常运行。

风电场接入 第9篇

随着社会的发展, 各种环境问题也日益突出, 这就使得人们在发展的过程中越来越关心环境的保护及能源的耗用问题, 而风力作为可再生的绿色能源, 在发电方面得到了很好的利用。就目前的情况而言, 风力发电已成为了新的能源开发技术中较为成熟, 同时也是极具开发潜力的发电方法之一。另外, 继电保护是整个电网系统中极为重要的部分之一, 是保证电网安全的第一道防线, 在整个电网的运行中有着极为重大的意义。风电场接入电网后必将对整个电网的继电保护产生一定的影响。

1 风电场故障特征

继电保护工作的基础之一就是对电网系统中出现的故障进行合理的分析, 同时故障分析也是继电保护远离的设计及整定工作的第一步。对于以往的电力系统来说, 继电保护的理论是在同步发电机的电源和三相对称基础上建立的, 在故障发生之后, 同步的发电机可以作为理想的供电电源, 而其参数及运行状态却不会出现任何的变化。在这个基础上, 就可以计算出短路电流以及短路电流衰减的特性, 以此作为继电保护系统的原理设计与整定的依据。目前, 风电机组所使用的发电机大部分都是异步发电机。即便是永磁同步的发电机所采用的也是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。

对于规模较大的风电接入, 不同的专业有不同的关注点。就继电保护来说, 所关注的不只是故障中所产生的电流大小, 更要注重其电流波形的特征。此外还有影响这些保护远原理的系统特征, 例如, 正负序阻抗。短路电流所产生的波形与暂态含波量都将会在一定程度上影响相应电流的计算, 进而也会对电网的保护产生影响, 最终影响整个电网系统运行的安全。目前, 在对故障电流进行计算并对故障进行分析的过程中, 已经充分地对crowbar保护程序进行了考虑。因为其中涉及到一些较为具体的策略, 因此, 个别短路电流的特征研究还不到位, 例如, 水磁直驱风电机组所产生的短路电流, 其特征就没有得到充分有效的研究。

在电力系统中还很重要的一个组成部分, 就是控制系统, 目前很大一部分生产制造企业把控制系统看作是技术机密, 可以推测, 如果永磁直驱机组成为了风电机场中的主力机型, 则会因为故障特性的难以掌握及掌握不充分而使整个继电保护系统陷入难以处理的局面。而用电磁手段来对故障电流及其特性进行处理, 是一个极为有效的方法, 但是这个手段的实施也面临着不少技术方面的问题。

2 风电场电网电线与电网继电保护

2.1 大型风电场的继电保护

对于许多大型的风电场来说, 其所采用的供电网络都是由35KV的电压等级所组成的, 这些风电场之间的连接跟配电网络的网络结构相同, 并且都是通过并网点来完成与高压电网之间连接。可是针对辐射型的配电网所设计的继电保护, 在应用的时候便会产生一定的问题, 使得电路网络配备难以适应这种连接方式, 这与分布式的电源接入配电网时所产生的继电保护问题相同。

2.2 极限电路与电网保护

目前我国具有一定规模的风电场所运用的极限电路与电网的保护多数都是35KV的继电保护装置, 容易看出, 风力发电作为分布式的供应电源, 与一般的配电网络之间存在这一定的差别。此外, 风电场的故障电流还具有持续时间较短的特点, 风力发电机的运行在很大程度上受自然状况的影响, 伯南关切表现较为明显, 只是根据本地的信息来进行继电保护, 所产生的继电保护质量较为有限。将现有的先进的通信技术与智能化的电网技术合理地运用到整个风电继电保护装置中去, 进而构建出一套新的线路与新的继电保护体系, 这对整个风力发电产生的意义是极大的, 也是值得相关人员思考的。

3 发电机产生的故障电流给继电保护装置带来的影响

3.1 故障电流对继电保护装置的影响

利用风力发电机发电, 会产生一定的逆向潮流, 这会在一定程度上影响电力保护系统的运行。在电力系统出现故障的时候, 就会使风电发电机产生的电流变得较为有限, 如果产生的电流达不到继电保护装置的启动电流要求, 继电保护装置就不能启动, 也不能正常发挥其保护作用。而当电网系统的风电接入达到一定的规模的时候, 就会改变并重新分配整个电网电路中的电流分布, 这里的电流主要指的是短路电流, 这种电流的改变会在很大程度上影响继电保护设备的灵敏度, 也会影响保护设备的保护范围, 使得保护设备发失灵的情况。另外, 风电并网的系统中, 还存在有速度保护的死区, 当风电并网所处的点位于这个区域内的时候, 整个线路的故障便难以排除, 在不改变已有系统的原则下, 就只能使用后备过流保护措施来进行故障的排除, 这就使得继电保护设备的自动性得不到有效地发挥, 继而加大了线路故障对整个电力系统的影响。

3.2 故障电流的范围

风力发电机只能在发生故障的时候提供较短时间的故障电流, 进而使得电网中离风电场在一定距离之内的电路收到保护, 但是发电机不会对电网中的带时限保护产生影响。风力发电机所产生的故障电流的持续时间与故障点到风电场之间的距离有着很大的关系, 随着故障点到风电场之间的距离增加, 发电机所产生的故障电流所持续的时间也逐渐加长。风力发电机自身附带有保护的配置, 在发电机进行工作的时候, 这些保护配置相互协调, 配合整定, 使得低电压与其电压跌落保护的时间值为120ms。在这种情况下, 如果故障点与风电场之间的距离很近时, 其反时过流保护将会比低电压或电压跌落更早地采取保护动作, 这就使得发电机所产生的电路电流时间比120ms小;而当故障点与风电场之间的距离较远时, 低电压与电路跌落则会比反时过流先开始进行保护工作, 这时发电机所产生的电流短路时间就为120ms;另外, 当故障点到风电场的距离更远时, 其所产生的故障冲击力就显得较小, 不足以对发电机造成威胁, 这时, 风力发电机竟不受影响而继续保持运行。

4 风电场接入电网系统的规划

在风电场中, 整个电网系统的组成结构是影响系统继电保护配置的关键因素, 目前已经有了许多适应性较强并且性能也比较完善的继电保护装置, 但继电保护仍然存在一定的问题, 所以, 在对电网进行规划或者是在对电网结构进行规划时。一定要充分对继电保护的可行性与合理性进行充分的考虑, 计量避免在电网送电线路的住干线上连接分线。

风电场接入电网系统后, 整个系统的继电保护配置的设置应该根据整个风电系统所接入的电网结构而定, 同是还有对整个风电场的规模等情况进行仔细的分析, 在此基础上做出合理的计划。近点保护系统的配置应根据《继电保护和安全自动装置技术的规程》等相关文件作为指导, 严格按相关规程执行, 最大限度保证风电场及整个电网系统的安全高效运行。

5 结束语

随着新能源技术的不断发展, 风力发电技术在整个电网系统中的地位也将越来越重要, 风电场接入电网系统后, 对整个继电保护装置产生的影响都是极大的。在对电网系统及继电保护配置进行规划的时候, 不仅要考虑到整个系统的相关性能, 还要对所配置的装置的特点进行充分的考虑, 这样, 才能有效减少故障出现的效率, 进而确保整个电网系统更好的运转。

摘要：随着新能源技术的不断发展, 风力发电在电力供应方面取得了良好的发展。本文通过对风力发电中的发电机的保护配置的介绍, 根据风电场接入电网后的实际运行效果及其可能对电网系统产生的影响的分析, 进一步对风电场接入电网后系统的继电保护配置问题进行探讨, 为风力发电的运用提供有价值的参考。

关键词：风电场,电网系统,继电保护

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