风电场并网范文

风电场并网范文（精选11篇）

风电场并网 第1篇

1 标准规范的出台背景

由于风电场电气设备故障频发, 多次导致风电机组大规模脱网。2011年2月24日, 甘肃桥西第一风电场35k V电缆头单相击穿后发展成三相故障, 导致酒泉地区16座风电场598台机组脱网, 损失出力达840MW, 西北电网频率最低至49.85Hz;2011年4月17日, 甘肃干西第二风电场35k V两个电缆头绝缘击穿, 继而35k V母线PT爆炸, 导致酒泉地区16座风电场699台机组脱网, 损失出力1006MW, 西北电网频率最低至49.81Hz。一方面, 风电装机不断增加, 占电网装机比重不断加大;另一方面, 由于各地风电的无序发展和风电本身的不可控性, 风电故障频发, 已经严重影响电网稳定运行。

2 重点并网技术条件解读

2.1 风电机组应具备的重点技术条件

风电机组应具备的重点技术条件为三项, 即电压保护、频率保护和并网点电能质量对风电机组运行的影响。

(1) “风电场并网点电压在0.9~1.1倍额定电压范围 (含边界值) 内时, 风电机组应能正常运行”、“风电机组应具有必要的高电压穿越能力”。这是针对“2.24”西北电网风电机组大规模脱网事故中, 有300台风电机组脱网是因为在系统电压跌落部分风电机组脱网后, 由于部分风电场无功补偿装置未正确动作引起系统电压升高, 最后风电机组高电压保护动作致使风电机组脱网。

(2) 电力系统频率在49.5Hz~50.2Hz范围 (含边界值) 内时, 风电机组应能正常运行。电力系统频率在48Hz~49.5Hz范围 (含48Hz) 内时, 风电机组应能不脱网运行30min。目前各型号风电机组基本都能满足该项技术要求。

(3) 从监测情况来看, 所有风电场并网点电能质量都基本合格, 没有风电机组因为并网点电能质量原因而脱网的情况。

2.2 风电场应具备的重点技术条件

(1) 风电场低电压穿越能力缺失是造成风电故障多发的主要原因。为此, 相关标准从风电场设计到接入系统检测, 都对风电场低电压穿越能力提出了强制要求:风电场并网点电压跌至20%标称电压时, 风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行625ms;风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90%时, 风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行 (见图1) 。电网公司则要求风电企业对已经并网的风电机组低电压穿越性能进行改造、调试, 并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构按《风电机组并网检测管理暂行办法》 (国能新能[2010]433号) 要求进行的检测验证, 逾期不能通过验证的风电场将不能并网运行。

(2) 关于风电场无功补偿装置和风电机组无功调节的要求, 即通过各种无功调节手段, 实现电力系统各种运行工况下的无功平衡和无功支撑, 以保障风电场电压平稳, 防止低电压和高电压下风电机组脱网。从运行情况看, 传统无功补偿装置响应速度不满足标准要求, 主流SVG无功补偿装置虽然响应速度满足要求, 但故障率高, 运行不稳定, 无功平衡还应该主要挖掘风电机组本身的无功调节能力。

(3) 由于风电场多为小电流接地系统, 采取中性点不接地运行方式, 当系统发生单相接地故障时, 线电压不变, 对风电机组运行没有影响, 国标规定可以继续运行两小时。但通过对大规模脱网事件进行分析可知, 正是这种运行方式引起了事故扩大, 甚至发生大规模脱网事故。为此就要改变风电场接地方式, 使单相接地时零序电流增加, 确保保护可靠动作。对于采取中性点不接地方式的的风电场, 可采取设置专门接地变的方式满足反标准要求。新建风电场则应在设计环节将汇集线系统接地设计为经电阻接地方式。

(4) “风电机组升压变形式的选择应根据环境要求、绝缘抗污染水平、气候条件等因素综合考虑”、“场内架空导线和接地线应按规划设计中的全场最大风速进行风偏校核, 不满足安全距离要求的应立即整改”。根据经验, 风电机组变故障的确占有很大比重, 全密封和不带油枕的风电机组变不太适合风电的运行条件;部分风电场时常发生的相间故障跳闸后原因不明, 多是由于风偏不合格所致, 各风电场应该请线路专家进行校核并整改。

3 结语

风电场并网 第2篇

一、需要具备的条件

1、发改委核准文件（业主所需提交文件）

2、接入系统审查批复文件（业主所需提交文件）

3、公司营业执照复印件（业主所需提交文件）

4、公司税务登记证（业主所需提交文件）

5、公司组织机构代码证（业主所需提交文件）

6、调度设备命名及编号（业主申请，省调度中心命名）

7、调管设备范围划分(业主协调部分，划分：一般原则省调调管发电部分，调管到逆变器输出功率；地调调管站区设备，110kV及以上主设备归省调调管)

8、并网原则协议签订（业主协调与省调、地调签订）

9、高压合同、外线委托运营合同

10、并网申请（国网中心、交易中心各1份）

二、升压站反送电流程或具备的流程

1、与省调、各地调的《并网调度协议》已签订

2、与各地调的《供用电合同》已签订（业主与各省电力交易中心签订）

3、《并网原则协议》已签订（业主与调度中心签订）

4、工程质检报告（返送电）（工程质检由当地电力质检站验收出具）

5、安评报告（一般由当地电科院组织验收出具）

6、技术监督报告

7、消防验收意见

8、电力公司验收报告

9、针对各检查报告提出问题的整改报告

10、返送电协调会

三、机组并网流程或具备的条件

1、工程质检报告（电力质检站出具）

2、安评报告

3、技术监督报告

4、消防验收意见

5、电力公司验收报告

6、针对各检查报告提出问题的整改报告

7、《供用电合同》

8、召开启委会

9、机组并网

四、启委会流程

启委会及启动委员会，光伏电站启动委员会，源于中华人民共和国电力行业标准DL/T5437--2009《火力发电建设工程启动试运行及验收规程》中，对新建电力项目建设项目结束验收后，带电运行前，由投资方、政府有关部门、电力建设质量监督机构、项目公司、监理、电网调度、设计、施工、调试主要设备供货商等单位的代表组成，对光伏电站带电运行机组试运、交接验收、达标考核及竣工验收工作的组织。设主任委员一名，副主任委员和委员若干名。主任委员和副主任委员一般由投资方任命，委员由建设单位与政府有关部门和各参建单位协商，提出组成人员名单，上报工程主管单位批准。

光伏电站现用的启委会组成与流程，与DL/T5437--2009《火力发电建设工程启动试运行及验收规程》中规定一致。（后附DL/T5437--2009）

（一）启委会的组织结构及职能

启委会由投资方组织召开，参会人员有：投资方、政府有关部门、电力建设质量监督机构、项目公司、监理、电网调度、设计、施工、调试主要设备供货商等单位的代表。一般情况下启委会总指挥都有建设方主管生产的副总经理担任，副总指挥为建设方各关键岗位领导担任。

启委会的只能是对电站投运前，带电运行机组试运、交接验收、达标考核及竣工验收工作。验收工作结束后项目建设可进入试运营阶段。

一般启委会的组织结构：、启委会召开的时间

对新建电力项目建设项目结束验收后，带电运行前进行，启委会召开完毕，验收合格后电力新建项目可进入试投运期。

（三）、光伏电站召开启委会需要准备的资料或需具备的流程

1、工程质检报告（电力质检站出具）

2、安评报告

3、技术监督报告

4、消防验收意见

5、高压供电合同

6、线路运行委托合同

7、分界点合同

8、地调协议、省调协议

9、自治区发改委核准批复

10、电力接入审查意见

11、并网原则协议

12、调度命名

13、调度管辖范围通知

14、当地国网公司提交验收申请、交易中心提交验收申请

15、省国网公司委托当地国网公司验收红文

16、电力公司验收报告

17、针对各检查报告提出问题的整改报告

18、《供用电合同》

19、召开启委会

（四）、启委会的组织和议程

当电站具备投运试生产阶段，由业主组织设计单位、监理单位、施工单位制定相应的启委会会议流程，根据电站投运需要设立电站启委会人员名单，并报工程主管单位批准。启委会成员出工程建设参与单位外，一般邀请一下单位参加：政府有关部门、电力建设质量监督机构、当地电网公司领导（包括当地电网公司各部室主任级领导或资深专家）、省电网公司领导（或资深专家）、设计单位人员、主要供货厂商代表等。

一般会议议程如下：

1、建设单位主要领导（启委会）致欢迎辞。

2、建设单位启委会副主任主任汇报机组整套试运工作情况汇报。

3、启委会总指挥代表生产单位做生产准备工作汇报。

4、请各参建单位汇报，汇报顺序：(1)当地电力建设工程质监中心站宣读工程中土建和安装工程质量监督检查报告。(2)请启委会主任委员、副主任委员、委员审议试运指挥部工程整套试运工作情况及生产工作的汇报。(3)请建设单位主要领导宣布审议结果。(4)请生产单位主要领导宣读机组启动验收交接书。(5)举行机组移交生产签字仪式。(6)请电网公司、地方政府有关领导讲话。(7)请工程启委会副主任委员业主方主要代表讲话。(8)请启委会主任委员、主要领导做总结讲话。

(五)、启动委员会后续工作

业主召开启委会后，标志着电站进入投运试生产阶段，对于光伏电站试运行各地规定有差异，一般在3到6个月，试运行结束后，电站可转为商业运行。

五、转商业运行

1、生产验收交接书（施工单位与业主签订）

2、动态安评试验、报告（由电监会组织验收出具）

3、涉网试验完成并满足电网要求

4、取得发电业务许可证

5、电价批复文件

6、消防验收合格

风电场并网 第3篇

【关键词】风电并网；问题分析；发展趋势

21世纪以来，随着全球气候变暖以及能源危机的进一步加剧，为了保证本国能源安全，世界各国纷纷加大了能源战略的调整和部署力度，将目光放在了绿色无污染的可再生能源上。风电是我国能源战略中的关键一环，在风电的发展过程中，也出现了许多问题，尤其是在进行风力发电的并网的过程之中，还存在着许多的问题急需解决。

一、风电并网技术发展存在的问题

解决可再生能源发电接入问题是智能电网建设中的一个关键问题。风电接入电网主要包括传统的并网方式和开发风电基地，通过输电通道集中外送。但是，由于新能源发电技术和传统的发电技术存在一定的差异性，与此同时，新能源发电技术所应用的范围相对也比较小，难以有效的将新能源发电技术全面的普及开来，这些都影响到了风力发电技术的普及与推广。

1、风力发电技术在并网的过程中会影响到电网的电力平衡

在风力发电的过程之中，由于风力发电是一种新的发电方式，这就导致风力发电在这个过程之中，很难和传统的发电方式采用同样的发电形式，这就导致风力发电会影响到电网的电力平衡运行。具体的来说，在风力发电的运行过程之中，很有可能會导致传统的电力发生峰值不稳的情况，进而导致在电网的运行过程之中，消耗的能量增加，进而影响到整个电力系统的平衡运行。

2、风力发电技术会影响到电网的峰值和频率的正常范围

首先，在进行风力发电技术的应用工程之中，存在着的一个重要因素就是电网所能够提供给风力发电之中的峰值的调整能力。只有充分的保证电网内部的峰值和频率处在一定的范围之内，才能够保证风力发电技术的正常应用，与此同时，随着风力发电数值的继续增加，就能够有效的提升风力发电的空间。除此之外，风力发电的功率并不能够保持在一个稳定的范围之呢，这也会导致电网的稳定运行存在一定的困难。其次，在进行风力发电技术的应用过程之中，由于风力发电技术所能够发电的数值不够稳定，这就导致传统的发电网络必须充分的保证能够满足风力发电的实际需要。与此同时，由于传统的火力发电本身的调频能力就不够突出，这就导致发电网络之中的数值难以满足实际的需要。最后，在进行风力发电技术的应用过程之中，风力发电的输出存在着随机性特点强的特点，这就会严重的影响到风力发电的正常运行，干扰到了风力发电系统运行的经济效益。

3、风力发电技术对电网稳定性的影响

在采用风力发电技术的过程中，很有可能会对电网运行过程之中产生的电潮流的分布产生影响，并对后续的潮流分布处理产生一定的影响，在这样的背景下，风力发电技术对电网稳定性产生非常大的影响，影响到电网的安全运行。首先，风电技术的应用有可能会对电网内部的潮流产生影响，具体的来说，由于在进行风电技术的应用过程之中，风电具有着高度的不稳定性以及高度的不规律性，这就很有可能会导致在进行风电并网的过程之中，难以有效的进行对风电的有效管理。其次，是风力发电技术对电网的暂态稳定性的影响问题。风电机组的发电技术同常规发电机不同，电网出现故障时表现出的暂态稳定性与传统发电机差别很大。风电并网改变了电网潮流分布，线路传输功率会导致电网暂态稳定性发生变化。当风力发电出现了并网情况之后，输出功率就会不再稳定；然后，是风力发电技术对电网的电压稳定性的影响。具体的来说，风电并网后风电的武功功率会对电网电压稳定性降低，风速的变化会导致电网出现扰动故障；再者，是风力发电技术对电网频率稳定性的影响。具体的来说，在风电并网之后，风电比例扩大，会影响系统频率，导致系统故障范围扩大，影响恶化。在这样的背景下，就很有可能会导致风力发电技术的应用的稳定性迅速下降；最后，是风力发电技术对于电网的动态稳定性的影响。一般情况下，如果进行了对风力发电技术的大规模应用，就会产生风电波动频繁的问题，就很容易造成地区风电的动态性产生影响。

二、风电并网技术的发展趋势

虽然风力发电技术这一设想已经有了悠久的历史，但是，在风力发电技术的实际应用过程之中，由于风力发电技术在进行电力并网的过程之中还存在着各式各样的问题，这就导致风力发电技术始终难以在真正的意义上实现大规模普及应用。针对这样的情况，就需要不断地更新风力发电技术，并通过风力发电技术的提升，有效的保证风力发电技术的高效运用，提升风力发电技术的应用水平。

首先，在进行对风力发电之中的风力发电设备的更新过程之中，需要注意的是通过更新风力发电设备的质量来有效的提升风力发电的效率，保证风力发电技术的发电稳定性。在这样的背景下，对于风力发电机的变桨距变速技术的要求就会越来越高；而相应的，这一发展趋势大大加强了电力电子技术在风电机组中的应用。

其次，从风场整体来看，调动数量众多的风机协同运行，即时调控整个风场的电力参数，保证并网的可靠性和稳定性是未来发展的趋势。在进行对风力发电之中的风力发电设备的配合搭配的过程之中，要通过调整不同的发电设备之间的搭配状态来提升风力发电的效率。例如，在进行风力发电的过程中，要不断的调节风力发电厂的并网点，并采用先进的电子科学技术，提升风力发电过程的控制水平，保证风力发电的发电效率。

结论

综上所述，随着资源消耗程度的加剧，节能减排的概念正逐步深入人心，我们应该深入分析风电并网技术，积极突破风电技术瓶颈问题，大力改善风电并网技术，制定专业的标准，一定能够促进风电事业健康有益的发展。

参考文献

[1]石恒初，剡文林，刘和森.风电并网对电力系统的影响初探[J].云南电力技术，2009（01）

风电场并网在线预警系统研究 第4篇

我国风电优质资源多分布在电网网架薄弱的偏远地区,并采取密集并网方式接入系统。由于电网建设速度往往滞后于风电场建设速度,电网输送能力不足造成风电大发时联络线常发生“卡脖子”现象。此外,风电具有很大的波动性、间歇性和随机性,并且在实际运行中多数风电具有反调峰特性,而电网调峰调压手段不足,从而导致电网安全稳定问题突出,给风电丰富地区的电网调度带来巨大压力[1]。

国内的风电研究主要集中在风电并网规划建设、风电机组性能优化以及风电场发电计划安排等方面。对于如何实现风电并网的功率预测、在线潮流计算、无功优化与安全预警等电网所关心的安全稳定运行问题,相关的理论性研究和实际应用系统的研发还刚刚起步。另外,建设坚强智能电网将作为“十二五”能源规划的战略重点被提上日程,智能电网的应用需解决风电等分布式发电系统的安全接入问题,研究大规模风电等间歇性可再生能源并网的安全预警及调度管理对促进其发展具有紧迫的现实意义。

本文主要阐述了所研发的风电并网在线预警系统核心部分的构成、原理以及实现方法,并以实际运行中预测到的越限断面作为算例进行分析与验证。

1 在线预警系统构成及原理

本文所提出的风电并网在线预警系统,以变尺度数据挖掘的超短期风功率预测方法为前提,以潮流计算核心,具备超短期风功率预测、风能质量评估、节点电压趋势预测、线路潮流趋势预测、N-1安全约束扫描、预警处理、离线分析等功能。该系统的核心模块原理及实现方法阐述如下。

1.1 风电功率预测

风电功率预测的研究主要集中在次日24 h的短期风电功率预测,并且对于超过6 h的功率预测系统几乎都使用了数值气象预报信息,为日前发电计划编制和实时调度运行提供重要参考。但预测时间尺度越大,预测误差也越大[2],不能解决风电功率变化的随机性问题,因而不能满足实时预警系统的要求。预警系统如果采用超短期的预测方法将预测时间缩短至30 min,将进一步缩小预测误差[3],准确反映出风电功率突变时的趋势,使其能够满足实时预警以及实时调度的要求。

本文提出了基于变尺度数据挖掘的超短期风功率预测方法,首先介绍该方法的基本思想及原理。风能转换成电能的过程是一个复杂的过程,风电功率变化是受到不确定因素影响的具有混沌特性的复杂时间序列,其变化特征受到从宏观到微观的多层次变化规律的影响,因此需要通过变化观察尺度(即分析数据长度)来观测风电功率的特征。如果需要得到细节信息,应当使用较小的观察尺度;如果想得到宏观特征,可以使用较大的观察尺度。由于观察尺度的变化,直接影响了对层次特征的把握,每个层次的变化规律又随着观察尺度的不同而变化,有的变化特征在某个特定的尺度下出现,而随着尺度的变化,这些特征消失,同时新的特征出现。故对于复杂的风电功率预测,采用多层次、多尺度的分析是一个理想的选择。而使用多层次、多尺度的分析方法的关键的问题在于如何选择合适的观察尺度,保证得到最佳的层次及其特征信息,以及如何选择合适的时间尺度,判断风电功率的变化趋势。变尺度数据挖掘方法通过不断变化对数据的观察尺度和时间尺度,从复杂的数据中提取风电功率变化的重要特征,对风电功率的变化特征进行模拟演化,发现风电功率变化特征的演化规律,根据这些特征进行风电功率的预测。

基于变尺度数据挖掘的超短期风功率预测方法的具体流程如图1所示。首先对前24 h风电功率历史数据进行检验,去除不良信息,然后采用变尺度数据挖掘的方法找到数据断点,并提取数据得到截取长度为0~24 h风电功率预测的最佳时间序列,最后根据截取时间序列的长短分成短序列预测方法和长序列预测方法。在短序列预测方法中,由于截取的时间序列较短,统计特征不明显,因此采用模式匹配的手段,在历史数据中找到相似的序列进行规则提取,并进行风电功率预测。对于长序列预测方法,首先采用自适应拟合的方法对序列进行拟合,按照其基本的变化规律进行预测,然后在这个基础上对拟合误差进行分析,采用自回归与滑动平均ARMA[4]方法对预测结果进行校正,可以使结果更加精确。

1.2 在线潮流趋势预测

基于风电功率预测结果,通过在线潮流计算,可预测出线路潮流及节点电压趋势,分析其是否越限。

含风电场的电力系统潮流计算的关键是如何正确处理风电机组模型[5,6,7]。对于采用了变频器控制的双馈感应电机的变速风电机组,由于其发出的有功与无功功率能够得以解耦控制,使其具有类似于同步发电机的特性。根据采用的运行模式,变速风电机组可以看作PQ或PV节点。在恒功率因数控制模式下,其有功和无功功率之间为线性关系,可以看作PQ节点;在恒电压控制模式下,变速风电机组的无功功率根据机端电压与设定电压之间的偏差能够在一定的范围内进行调节,此时可以将其看作为PV节点,所需无功功率超过极限时,无功功率维持在极限值不变,此时风电机组由PV节点转化为PQ节点。相对于含普通异步发电机的电力系统潮流计算复杂程度明显降低。

潮流计算所需的CIM数据通过基于CIS的数据接口从EMS实时在线获得,最后得到风电并网区域主要监测节点电压和线路潮流趋势。

1.3 预警处理

1.3.1 潮流越限预警处理

如果预测风电场联络线路潮流I超过最大载流量Imax,则计算风电场联络线过载容量:

然后根据各风电场实际出力比例计算各风电场的切机容量。

1.3.2 电压越限预警处理

如果预测节点电压越限,则需采用多风电场无功优化调节方法计算各风电场的无功调节量。可以利用内点法分析系统的无功优化问题[8,9,10,11],该算法的计算时间对问题的规模不敏感,不随着问题规模的增大而显著增大,有很好的收敛特性。本文将内点法用于多风电场无功优化调节计算,该优化问题的数学背景如下所述[12]:

min表示目标函数,g表示潮流等式,h表示不等式约束集合,每个不等式约束引入松弛变量将不等式约束转化为等式约束:

引入障碍因子将min目标函数修改如下:

根据式(4)~(6)并引入拉格朗日乘数得到最终的拉格朗日函数:

求解式(7)获得优化问题的解。

针对多风电场无功优化的无功调节量计算,具体含义如下:

(1)目标函数为最小网损;

(2)控制手段为调节各风电场的无功功率;

(3)约束条件为风电场实际可用的无功功率极限和母线电压范围;

(4)将电压越限断面进行在线最优潮流计算,得到多风电场的无功优化调节量。

约束条件需满足《国家电网公司风电场接入电网技术规定》的要求,无功功率的调节容量为风电场额定运行时功率因数0.98(超前)~0.9(滞后)所确定的范围。因此,首先要充分利用双馈风电机组自身的无功功率,考虑转子侧变频器电流约束、网侧变频器的无功功率调节能力计算总的无功功率范围;对于仍不能满足电网导则的风电场,需要加装集中补偿装置进行协调控制。另外,风电场并网点电压控制在额定电压的-3%~+7%。

2 在线预警系统实现

2.1 DIg SILENT软件介绍

Power Factory是德国DIg SILENT公司开发的电力系统辅助分析软件。该软件的V7.0版是全世界首套图形化的电力系统分析计算商业软件,目前已更新至V14.0版。经过多年的发展完善,Power Factory已具备电力系统潮流分析、短路计算、最优潮流、谐波分析、稳定计算和可靠性分析等各项功能,基本涵盖电力系统各专业领域。因该软件具备各种类型风机建模、仿真等完备功能,已成为国际公认的风电并网计算分析的首选工具。此外,该软件能运行在引擎模式并且具备DGS(DIg SILENT Interface for Geographical Informations Systems)数据接口可以同SCADA/GIS通信。

2.2 预警系统的设计思想

将风电并网在线预警系统作为对风电并网管理的数据中心和应用程序中心,通过对信息进行全面、统一、安全、高效的加工处理,实现对风电并网运行的在线监测与安全预警,为风电并网调度管理提供技术支撑。整个系统的设计思想如下:

(1)根据Power Factory软件提供的引擎模式功能和DGS接口进行二次开发,构筑与电网EMS系统的数据接口[13,14],实现以Power Factory为核心的在线计算引擎。

(2)建立包含风力发电机组模型的电力系统潮流计算和最优潮流计算模型。建立包括风机控制参数和运行参数在内的风电场专业数据库。

(3)通过数据接口,实时从EMS系统读取电网数据,实现超短期风电功率预测、风电并网潮流在线计算、线路潮流趋势预测、节点电压趋势预测等功能,实现对风电并网的在线安全预警。

(4)建立良好的人机界面,将上述计算分析结果以图形界面显示。

2.3 预警系统的软硬件设计

预警系统核心部分软硬件结构如图2所示,系统通过数据接口从EMS服务器读取实时电网数据,从风电功率数据库中读取预测的风功率数据,构筑预测电网断面并将断面数据导入Power Factory计算服务器进行潮流计算。预测风电并网区域主要监测节点电压和线路潮流趋势,根据越限情况进行预警并提出消除越限措施。

软件采用模块化设计,系统整体框架采用Visual Studio.Net开发工具,风电功率预测模块采用Matlab开发工具,在线电力系统分析引擎[15]则采用了Power Factory分析软件。软件运行稳定、界面友好,在实际运行过程中能很好地进行预警并取得了预期的效果。以监测某额定功率为100 MW的风电场为例运行结果示于图3~5,图3为超短期风电功率预测曲线图,曲线1为预测上限,粗曲线2为实际风功率,曲线3为预测下限;图4为风电场并网点110 k V母线电压趋势图,曲线1为节点电压预警上限,粗曲线2为实际节点电压曲线,曲线3为预测节点电压曲线,曲线4为节点电压预警下限;图5为风电场联络线电流趋势图,曲线1为线路电流红色预警线,曲线2为线路电流橙色预警线,曲线3为预测电流曲线,粗曲线4为实际电流曲线。

3 算例分析

3.1 算例系统说明

所研发的风电并网在线预警系统已在某电网公司调度中心获得实际运行,其含风电场的区域电网如图6所示,该区域为风电集中并网的220 k V片区,包含三个风电场分别是容量100 MW风电场1、容量48 MW风电场2以及容量20 MW的风电场3,风电场都是由单台装机容量2 MW的变速恒频风电机组组成,计算时将整个风电场视为一台等值风力发电机。通过对系统实际运行过程中预测到的越限断面进行分析,包括线路潮流越限以及节点电压越限情况,验证了该预警系统研发方法的可行性。(参数归算到220 k V,并取UB=220 k V,SB=100 MVA。)

3.2 线路潮流预警处理

实际运行过程中,某时刻系统预测到30 min内有线路潮流越限断面,各节点注入功率和节点电压幅值、相位如表1所示(Power Factory潮流计算得出)。

其中预测线路1、2电流共550 A,超过最大载流量494 A,电流越限56 A,由式(1)计算过载容量为11.126 MW,然后根据各风电场的实际出力比例,提出预警处理措施:风电场1切机容量为6.741MW、风电场2切机容量为1.280 MW、风电场3切机容量为3.105 MW,各风电场按出力比例切机后,线路1、2电流共494 A,刚好达到线路最大载流量。实际处理该预警情况后,线路1、2实际电流为492 A,与计算结果仅差2 A。

3.3 节点电压预警处理

某时刻系统预测到30 min内有节点电压越限断面,各节点注入功率和节点电压幅值、相位如表2所示。

其中节点1和节点4电压低于标准0.97 pu,网损4.321 MW。通过计算各风电场的无功优化调节量并提出处理措施:风电场1无功补偿16.365 Mvar,风电场2无功补偿3.016 Mvar,风电场3无功补偿6.655 Mvar。补偿后各节点电压及网损如表3所示:各节点电压在允许的电压偏差范围内,网损3.414MW,起到了很好的调节作用并降低了网损。实际处理该预警情况后,节点1、4电压分别为1.025 pu和1.033 pu,与计算结果仅差0.01 pu和0.016 pu。

4 结论

风电场并网 第5篇

根据我国风电发展规划，我国将在甘肃、内蒙古、新疆、河北、吉林和江苏建立七个千万千瓦级风电基地，预计到2015年要建成5808万千瓦，2020年要建成9017万千瓦，占全国风电装机总容量的78%。由于我国陆上风能资源主要集中于“三北”地区，因此对于位于电网末端的风电基地，除了具有常规风力发电的共性问题以外，还存在许多特殊的个性问题，包括系统稳定、输送能力、调频调峰和电量消纳等，其中无功电压问题是风电场并网运行关注的主要问题之一，需要采取措施对风电场无功电压进行有效调节。

发展现状

早期的风电机组主要采用异步发电机，它们不具备维持和调节机端电压水平的能力，在运行时还要从系统吸收无功功率，相应地，风电场需要装设固定进行补偿，随着电力电子技术的发展，出现了SVC和STATCOM等动态无功，风电场就采取固定电容+动态无功补偿装置的方式对无功进行控制。

近年来，针对风电场的电压稳定而进行的无功补偿问题一直是电力企业和相关研究机构关心的热点。在此背景下，国内逐渐开展了对风电场无功控制技术的研究，包括风电机组无功控制技术研究、风电场无功补偿装置研究、FACTS装置协调控制等方面。

(1)风电机组无功控制技术研究现状

随着风电技术的发展，风电机组从原来的不具有无功控制能力发展到能够输出一定的无功。目前，双馈式异步风力发电机组和永磁直驱风力发电机组是主流的机型，双馈式异步风力发电机组通过控制实现有功/无功的解耦，具备一定的动态调节无功输出的能力;而永磁直驱风力发电机组由于通过全容量与电网连接，则能够灵活地对无功进行控制。这两种风力发电机组都具备以恒电压模式工作的能力，可以在一定程度上实现对无功和电压的控制。

(2)风电场无功补偿装置研究现状

为适应不同场合的需要，适用风电场的无功补偿装置已发展出多种类型，它们的所需成本不尽相同，对电网电压的暂态特性影响也不一样。

①并联电容器

并联电容补偿可用断路器连接至电力系统的某些节点上，并联电容器只能向系统供给容性的无功功率。并联电容具有投资省，运行经济、结构简单、维护方便、容量可任意选择、实用性强;缺点是：(1)并联电容器补偿是通过电容器的投切实现的，因调节不平滑呈阶梯性调节，在系统运行中无法实现最佳补偿状态。采用电容器分组投切方式时，无功补偿效果受电容器组分组数和每组电容器容量的制约。(2)电容器的投切主要采用真空断路器实现，其投切响应慢，不宜频繁操作，因而不能进行无功负荷的快速跟踪补偿。如果使用晶闸管投切电容器组来代替用真空开关投切电容器组，解决了开关投切响应慢和合闸时冲击电流大的问题，但不能解决无功调节不平滑以及电容器组分组的矛盾，同时由于采用了大功率的电力电子器件，也大大提高了系统的造价。(3)由于开关投切电容器是分级补偿，不可避免出现过补偿和欠补偿状态。根据无功与电压关系，过补偿时会引起电压升高，欠补偿时感性负荷引起电压降低。(4)电压下降时急剧下降，不利于电压稳定，投入时会产生尖峰电压脉冲。电容器发出的无功功率与电压的平方成正比，在低电压时输出的无功功率减少，而这时显然需要更多的无功，如果不能及时供给无功，将导致系统的电压水平下降。

②有载调压变压器

有载调压变压器(OLTC)不仅可以在有载情况下更改分接头，而且调节范围也较大，通常可有UN±3×2.5%或UN±4×2.0%，既有7个至9个分接头可供选择。因而有载调压器OLTC是电力系统中重要的电压调压手段，在系统运行中可以

自动改变分接头，调节其变比，以维持负荷区域内的电压水平。但变压器不能作为无功电源，相反消耗电网中的无功功率，属于无功负荷之一;变压器分接头(抽头)的调整不但改变了变压器各侧的电压状况，同时也对变压器各侧的无功功率的分布产生影响。有文献指出在某些情况下，OLTC按其升降逻辑改变分接头时，非但没有改善电压条件，反而会使之更加恶化，甚至认为是引起电压崩溃的重要原因之一。因此，在风电场并网运行时需慎重考虑该设备的使用。③静止无功补偿器

静止无功补偿器(Static Var Compensator，SVC)通常是由并联电容器组(或滤波器)和一个可调节电感量的电感元件所组成。SVC与一般的并联电容器补偿装置的区别是能够跟踪电网或负荷的无功波动，进行无功的实时补偿，从而维持电压的稳定。SVC是完全静止的，但它的补偿是动态的，即根据无功的需求或电压的变化自动跟踪补偿。静止无功补偿系统都是无功部件(电容器和电抗器)产生无功功率，并且根据需要调节容性或感性电流。静止补偿器可以提高电压稳定极限值，而装设在系统中部节点上的SVC有很好的作用，在技术经济比较中往往成为优选方案。有文献将柔性交流输电系统(FACTS)设备运用到风电场以提高其运行的电压稳定性，说明了SVC在风电场无功补偿方面的优良性能。

④静止同步补偿器(STATCOM)

静止同步补偿器(STATCOM)也称为静止无功发生器(Static Var Generator，SVG)，其基本电路分为电压型桥式电路和电流型桥式电路两种类型。电压型桥式电路，其直流侧采用电容作为储能元件，而交流侧通过串联电抗器并入电网：电流型桥式电路，直流侧采用电感作为储能元件，而交流侧并联电容器后接入电网。实际上，由于运行效率的原因，迄今投入使用的STATCOM大都采用电压型桥式电路。STATCOM的基本工作原理是将桥式变流电路直接并联或通过电抗器并联在电网上，适当调节桥式变流电路交流侧输出电压的相位和幅值或直接控制其交流侧电流，使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，从而实现动态无功补偿的目的。与SVC相比，STATCOM具有5个优点：调节速度快、运行范围宽、调节范围广、元件容量小、谐波含量小。

最新进展

随着风电技术、电力电子技术和控制技术的发展，未来风电场无功控制技术将以“闭环”控制为主，通过风电机组、无功补偿装置以及电网的协调优化运行，实现对风电场无功的有效控制。

在产品应用方面，GE风能已经研发出一种闭环风电场电压控制，称之为“动态无功控制”(WindVAR)。动态无功控制可以向电网提供无功并稳定电压。带有动态无功控制的风机，电压的控制和调节都是通过安装于风机上的电力电子装置来实现进行的。

欧洲相关电力公司和技术机构、美国风能协会(AWEA)等都制定了相关风力发电导则和IEEE-1547(分布式电源与电力系统接入标准)，包括了电压稳定控制/无功补偿方面的内容，要求确保风电场母线电压稳定在一定范围内，并保证电能质量合格。

风电场并网 第6篇

关键词：新疆 非并网风电 产业发展 对策建议

风能是世界上最安全的绿色清洁能源。风电的开发和利用主要有三种类型，即离网型风电、并网型风电和非并网型风电。近年来，由于电网及超高压电网及电力缺乏，非并网风电开发利用研究目前已得到了全球风电行业的密切关注和高度重视，将此技术发电作为可再生能源利用和电力企业发展方向，世界各国加快和推动离网性风电技术，系统集成的开发建设。如建立海上风电站、热电联产、利用非并风电技术将风能淡化海水，利用存储方式将风能运往电力缺乏地区。我国也高度重视非并网风电产业的研究和发展，加快对非并网风电产业相关技术和设备在海水淡化、非并网风煤多能源系统清洁化、非并网多能源协同供电智能化等多个领域应用进行了专题研究。新疆是全国风能资源最丰富的省区之一，资源总储量位居全国第二位，极具开发潜力。新疆是我国风能资源开发最早的省份，新疆风电产业已经走过了20多年历史。截至2005年底，新疆风电产业的发展占据全国5个“第一”，并形成了三大产业，即风力发电产业、风电设备制造产业和风电项目服务业。新疆金风科技在风电机组研发、国产化率以及综合生产能力方面不仅是全国的龙头企业，而且在世界风电产业界也位于前列。但是，新疆风电产业发展速度从2006年开始逐渐放缓，2010年规划电场装机容量名列第9位，风电场累计装机容量18位居第5位。在风电电机制造业方面，新疆金风科技在风电设备制造行业的龙头地位面临严酷的竞争和挑战。全国目前已有50多个机构进入风机整机制造行业，西班牙、德国等风电企业也纷纷在中国建厂。这些因素都将对新疆风电产业发展构成巨大的挑战，并面临以下瓶颈制约：

1 制约新疆并网及非并网风电产业发展的主要因素

1.1 经济发展水平与电力需求影响风电产业发展 新疆风能资源虽然丰富，但与发达省区相比，经济发展缓慢，对电力需求少，消耗大规模风电电力的可能性不大，从而限制了新疆并网风电产业及非并网风电产业的大规模发展。即新疆电力需求有限，使风电产业发展缺少内在需求动力。

1.2 化石能源较风电能源具有明显的成本优势 新疆化石能源丰富，煤炭储量占全国的34%，火力发电具有明显的成本优势。而风电产业对高新技术、人才、管理要求比较高，致使成本居高不下，即新疆每用1度风电，国家就要补贴0.125元。因此化石能源发电较风能发电具有明显的成本优势。

1.3 并网式风电模式制约风电产业发展 由于受上网规模的限制，风电产业发展面临风电上网的技术瓶颈。目前并网式风电是通过接入电网系统进入用户和企业，但风电的电压、频率以及相位的不稳定性会对电网造成一定冲击；另外，由于风电季节性也会给电网的稳定性带来较大影响，国内规划风电上网量不应超过电网总量的5%，而新疆目前风电上网控制在3%左右。这种并网式风电发展模式大大限制了新疆风电产业的大规模发展。

1.4 风电产业政策不到位 由于新疆风电产业发展相对缓慢，与新疆“十一五”及2020年风电发展规划中的发展目标相距甚远，客观上制约了新疆风电产业的快速发展。

2 促进新疆非并网风电产业发展建议

非并网风电开发方式不仅不影响电网，还能对电网稳定运行，是具有中国特色的、风电多元化发展的新途径。面对新疆风电产业发展面临的困境和挑战，我们必须创新发展思路，大规模将非并网风电直接应用于高能耗产业，改变现有风电产业发展模式，从根本上解决风电产业发展面临的瓶颈问题，实现新疆风电产业多元化发展。

2.1 解放思想，优先发展大规模非并网风电 多年来，新疆风电产业发展一直是按照风电并网发展思路，但实践证明，风电并网大大限制新疆风电产业的发展。因此，加快新疆风电产业发展必须解放思想，转变观念，优先发展大规模非并网风电产业，使风能资源与高能耗产业实现对接，打造新疆的“风电三峡”，推进新疆风电产业快速健康发展。

2.2 积极争取国家非并网风电项目在新疆落地 近5年来，我国风电项目在新一代风力机、风电海水淡化、风电制氢、大规模风电制氯碱、金属冶炼和风/煤多能源系统等方面取得了重大突破，带动了风电装备制造业的大发展，为我国能源结构调整，新能源产业发展以及对新疆风电设备制造产业基地建设起到有力的推动作用。因此，加快我区非并网风电项目研究，积极向国家争取非并网风电系统基础项目落户新疆，对促进新疆努力寻求新的经济增长点，建成国家新能源基地，让新疆风电产业走向通往国际市场开辟了一条新的途径。

2.3 加快并网与非并网两条腿走路，实现“风电东送” 一方面新疆目前尚未建立统一的电网，疆内尚未实现电网覆盖，仍有边远地区是无电村，制约了“西风东送”。另一方面新疆与西北电网仍然存在上网规模的限制，可谓“送电无门”。非并网风电既可以解决边远地区的用电问题，也可解决风电上网的瓶颈问题，将会进一步促进“风电东送”顺利实现。因此，大规模非并网风电产业的发展是促进风电产业发展最现实的选择。

2.4 依托风电电机产业技术优势，实现“风电东进”战略转移 新疆是风电产业的先行者，在风电电机制造业方面具有一定的技术优势和市场优势。因此，新疆应加快风电产业结构调整，加强技术研发和技术输出，与沿海东部雄厚的资本和人力资源优势相结合，实现“风电东进”，为非并网风电产业发展提供机遇途径。

2.5 加快非并网风煤多能源系统清洁化项目研究 非并网风煤多能源系统清洁化项目实现了新能源与传统能源的有机“嫁接”，大幅度提高煤制天然气生产效率，实现风电“代替”55%煤炭，减排二氧化碳90%以上。与传统工艺相比，风煤多能源系统集成系统减小了价格昂贵的高能耗变换和分离装置，煤制气部分成本下降43%，其核心技术不仅变成了国家技术标准的重要内容，而且填补了此技术在国际上的空白。新疆煤炭资源丰富，自治区应加快风煤多能源系统清洁化项目在新疆的实施和应用，尽快实现风煤能源的高效结合。

2.6 加快新疆非并网风电重点技术研发及专业人才培养 “十二五”期间，新疆应切实采取具体措施，在非并网风电技术能力和多元化运用方面取得突破性进展。应进一步加大非并网风电领域的投入力度及产业技术的研发，开展风电厂设计施工及关键技术的研究与示范，进一步提升我区非并网风电技术的自主研发能力和设备制造水平，培养一批专业水平高、有实践经验的技术人才，为推动新疆风电装备制造业基地建设及风电产业走向国际市场，实现我区非并网风电产业持续快速健康发展開辟新的通途。

风电场并网 第7篇

风能可以循环利用且清洁无污染,是传统化石能源的理想替代品。近年来,随着风电场开发规模的加大和并网技术的发展,风电并网所带来的电能质量问题愈发引人关注[1,2,3]。一般来说,风电场和风电机组多处于偏远地区,其并网结构薄弱且送出线较长,变压器漏感、线路电抗及分布电容共同作用可能会造成系统出现谐振现象[4],劣化并网电能质量。

现有研究已提出较精确的风电场并网逆变器建模方法[5,6,7],却极少在并网建模中考虑长线路分布参数模型。而偏远地区风电场长输电线路的对地分布电容可能会导致系统出现复杂谐振现象。文献[8]建立大型新能源站串并联数学模型,并定量分析输电线路对谐波电压、电流的放大系数。文献[9,10]详细阐述了输电线路的谐波阻抗精确模型,同时研究了谐波在交流电网内的传输及放大机理。

目前,国内外对电力系统谐振的研究主要集中于并联谐振方面[11]。虽然并联谐振在电力系统中所占比例较大,但串联谐振的危害亦不可忽视。串联谐振使回路中出现较大的谐波过电流,并对周遭环境产生较大的电磁干扰。文献[12,13]建立串联支路电流与节点注入电流的关系,通过频率扫描,利用支路法分析供电系统串联谐振现象。文献[14]提出一种结合模态分析和虚拟支路法来分析网络回路阻抗矩阵,以获取串联谐振频率的方法。文献[15]将谐波电压源与非线性负荷等效谐波阻抗转换为谐波电流源与导纳形式并联形式,提出了基于改进虚拟支路法的串联谐振分析方法。

以上文献研究方法虽能在一定程度上解决串联谐振问题,但其均未将谐振信息定位于串联回路元件上。而元件灵敏度概念的提出,不仅可弥补上述方法的不足,在分析偏远地区风电场并网串联谐振现象时,亦可通过元件灵敏度值的计算进一步研究送出线长度的改变对串联谐振频率和幅值的影响规律,为实际风电场的规划建设提供理论指导。

针对偏远地区风电场并网的串联谐振问题,本文采用结合元件灵敏度的串联谐振模态分析法进行研究。首先,建立逆变器并网输出阻抗模型,考虑长线路分布电容的影响,对风电场长送出线进行分布参数建模及阻抗特性分析,基于以上模型,采用串联谐振模态分析法分析风电场并网系统串联谐振现象并给出线路元件灵敏度值。最后,以某实例风电场建立仿真模型,仿真结果证明本文所采用方法的可行性。

1 结合元件灵敏度的串联谐振模态分析法

模态分析法最早由徐文远教授于2005年提出,其核心思想为:依据系统节点导纳矩阵特征值判断谐振位置,并给出各节点谐振参与因子值[16]。模态分析法的提出为研究谐振现象提供了新思路,但其最大缺陷在于仅能分析系统并联谐振问题。

1.1 串联谐振模态分析法

系统出现串联谐振意味着电路中某一回路的阻抗非常小,即使在该回路上施加极小的谐波电压,亦可产生极大的谐波回路电流。因此,在分析串联谐振时,网络拓扑结构将不断改变。

不妨在每一节点与参考节点之间增加一条虚拟支路,当分析该支路短接时的回路阻抗矩阵时,支路阻抗置为零;分析其他支路短接时,支路阻抗为无穷大。依据支路阻抗设置原则和模态分析法的基本思想,确定分析串联谐振时的系统电压、电流方程为:

式中:Z为回路阻抗矩阵;I为回路电流矩阵;E为系统回路电压矩阵。

回路阻抗矩阵Z可分解为:

式中:Λ为对角特征值矩阵;L和T分别为左、右特征向量矩阵,有L=T-1。

由式(1)和式(2)可得:

由式(3)可知,TI=Λ-1TE。不妨定义J=TI为模态回路电流向量,V=TE为模态回路电压向量,有J=Λ-1V。Λ-1为模态导纳矩阵,分析该矩阵特性可知,它可以达到解耦回路电压的效果。如果矩阵Λ中元素λ1=0或者非常小,则很小的模态1回路电压V1也将导致很大的模态1回路电流J1。

1.2 串联回路元件灵敏度分析

根据回路阻抗矩阵特征值易于判断出串联谐振发生位置,却无法将谐振信息精确定位于系统元件上。而元件灵敏度分析则有利于研究回路元件对系统串联谐振的影响程度[17,18]。定义灵敏度矩阵为:

则特征值λk对回路阻抗矩阵元素Zij的偏导值为:

综合式(4)和式(5)可得,特征值λk对系统元件β的灵敏度表达式为:

分析模态导纳时,仅需考虑特征值λk的模值。不妨将β以阻抗形式表示,基波情况下有β=R+j X。当X值出现变化时,特征值随之发生偏移,偏移量为:

式中:Sr和Si分别为特征值关于元件β偏导值的实部和虚部;λi和λr分别为λk的实部和虚部。ΔX趋近于零时,可忽略ΔX2,则特征值λk关于X的灵敏度值为:

实际中,某些回路元件常以导纳形式给出,即有β=G+j B此时,可将导纳转为阻抗形式,再依据复合函数求偏导的方法确定G和B的模态灵敏度值。

不妨设:

则有

为提高不同种类的系统回路元件灵敏度值的可比性,需将其进行归一化处理。即特征值λk关于回路元件β的灵敏度值为:

2 偏远风电场并网系统建模

分析并网系统串联谐振的前提是得到系统各部分阻抗模型。LCL型逆变器作为风电场并网及直交转换的核心,每台逆变器都有复杂的电压电流控制,风电场发电系统通常由多台逆变器并联形成,因此建立单台逆变器并网输出阻抗模型是谐振分析的基础。

2.1 并网逆变器输出阻抗模型

单台三相LCL型并网逆变器结构如图1所示,图中:Lg和Linv分别为网侧和逆变器侧电抗;Cf,Cdc和Rh分别为滤波电容、直流侧电容和滤波电容串联电阻;iga,iinva和ica分别为流经网侧、逆变器侧和滤波电容a相电流;idc为直流侧电流;PCC表示公共耦合点;PWM表示脉宽调制。

由于LCL滤波器本身存在的谐振特性,为确保并网系统稳定,通常采用电容电流内环与并网电流外环反馈相结合的双闭环控制策略[19]。利用Clarke和Park矩阵将三相静止坐标系下的逆变器并网模型变换到d,q旋转坐标系下,依据前馈解耦策略可使d,q轴控制回路相互独立且完全对称[20,21],逆变器并网控制框图如附录A图A1所示。图中:iref为并网电流参考值;Gig(s)和Gic(s)分别为采用比例—积分(PI)控制的并网电流外环控制和采用比例控制的电容电流内环控制传递函数;Ginv为逆变器桥路等效增益。由Mason定理推导出逆变器并网输出阻抗为:

考虑电网阻抗Zg和电网电压ug,可得并网逆变器阻抗模型如图2所示。图中:io为诺顿电路受控电流源;Go(s)为受控电流源控制系数。

2.2 输电线路阻抗特性

偏远地区风电场由于其送出线较长,线路对地分布电容对并网系统串联谐振的影响不容忽视。完全换位的分布参数输电线路可看做是三相对称的,谐波计算中,原则上仍采用集中参数的等值π形电路,但在高次谐波作用下,输电线路的分布特性影响更显著,每个π所能代表的线路距离将大为缩短,采用双曲函数计算等值电路参数更为精确。

图3为输电线路分布参数模型,图中:Rd,Ld,Gd和Cd分别为单位长度线路的等效电阻、电感、电导和分布电容;Zeq为线路等效输入阻抗。

对于某一段长距离输电线路,由线路首端看进去的等效输入阻抗Zeq为[22,23]:

式中:ZL为线路末端负荷阻抗;l为线路长度;ZC和γ分别为线路的波阻抗和传播系数。

以线路末端短路情况为例,分析线路等效输入阻抗的幅频特性,如附录A图A2所示。由图A2可知,当考虑输电线路分布电容时,Zeq阻抗特性随频率和线路长度的增加交替地呈现容性和感性。串联谐振发生时,Zeq幅频特性表现为极小值,阻抗特性由容性跃变为感性。究其原因为,线路分布电容和等效阻抗相互作用引起谐波谐振。这种现象不仅不利于并网系统稳定,甚至会引发系统出现复杂串联谐振问题。

3 串联谐振分析步骤

依据本文所采用的结合元件灵敏度的模态分析法的基本原理,偏远风电场并网系统串联谐振现象分析的一般步骤可表述如下。

步骤1:建立并网逆变器等效输出阻抗模型和线路分布参数模型,计算各回路电气元件标幺值形式的阻抗参数,并确定分析串联谐振时的基本回路矩阵[24]。

步骤2:形成某个系统频率下的回路阻抗矩阵Zf,对Zf进行特征值分解,求其左、右特征向量和Zf特征值倒数的模值。

步骤3:寻找特征值倒数的模值的极大值,并标记出其所对应的谐波频率,即为串联谐振频率。重复步骤2并尽量遍历所有可能发生串联谐振的系统频率,综合之,即为风电场并网系统串联谐振结果。

步骤4:回路元件灵敏度值对比。以阻抗或导纳形式表示各电气元件模型参数,依据式(8)至式(10)计算回路元件模态灵敏度值,并结合式(11)将其归一化处理。

4 仿真分析

4.1 实例参数

为检验结合元件灵敏度的串联谐振模态分析法分析偏远风电场串联谐振现象的可行性,以某风电场为实例进行仿真验证,其主接线图如图4所示。

风电场装机容量为49.5 MW,风电机组型号为华锐SL1500,机组类型为水平轴双馈异步风力发电机,单机容量为1.5 MW。每条集电线均联接有11台风电机组,风电机组出口电压为690V,经箱式变压器升压至35kV,35kV侧无功补偿装置以固定电容器(FC)和静止无功发生器(SVG)为主。再通过升压站主变压器变换至110kV经单回架空线路并网。并网系统其他参数如附录A表A1所示。由于风电场建在中国某西部偏远山区,风机错落安建于山上高台,其110 kV送出线路较长,约为50km。

4.2 仿真结果

依据风电场实际参数,在PSCAD仿真平台中搭建仿真模块。为简化分析过程,运算时各参数均采用标幺值,并对并网系统电气结构进行特定修正:将可能存在同等谐波电压激励源的回路并联处理,适当减少分析回路数,最后再进行串联谐波谐振的相关分析。采用结合元件灵敏度值的模态分析法对风电场串联谐振现象的分析如图5所示。

由图5可知,3条模式谐振曲线互有重合部分,风电场并网系统主要存在4个串联准谐振点,分别为(4.1,27.96),(5,26.8),(17,36.77)和(49.1,21)。因实际电网中极少出现偶数次谐波,故谐波次数h=4.3可忽略不计。

此风电场近来频发滤波电阻被烧坏事故,查看事故当日录波仪数据可知,35kV母线侧电压中5次、17次谐波含量分别高达5.4%和5.8%,故可推知事故原因为并网系统发生串联谐波谐振,造成流经滤波器的电流过大,从而引起滤波电阻被烧毁。

在4种准串联谐振频率下,分析风电场并网系统回路中电气元件的谐振灵敏度。灵敏度值计算结果如图6所示。

为方便图形横坐标显示,分别用以下字母表示相应的电气元件:a,b和c分别表示集电线1,2和3所联结风电机组并网阻抗;d表示110kV送出线电抗;e表示110kV送出线电纳;j,k和m分别表示集电线1,2和3所联结箱式变压器并联等效电抗;n表示升压站主变电抗。

由图6可知,110kV送出线的电抗和电纳参数对并网系统串联谐振现象具有最大的灵敏度值。元件灵敏度值表征了电气参数对谐波谐振的影响程度,可知,相较于风电机组并网阻抗、箱式变压器以及升压站主变压器阻抗,长输电线路参数将最大程度地影响风电场并网系统串联谐振结果。

4.3 偏远风电场串联谐振现象分析

以上述风电场模式1和模式2串联谐振为例,继续分析当输电线路长度不断改变时,风电场并网系统串联谐振现象的变化规律。

附录A图A3为输电线路长度改变时,模式1谐振变化趋势图。由图A3可知,随着输电线路长度由50km逐渐增至100km,谐振曲线1的谐振幅值和谐波次数h=4.1基本保持不变;谐振曲线2所对应的谐波次数固定为h=5,谐振幅值则呈波动性变化,当线路长度分别为54,66,78,96km时,曲线出现峰值,且峰值大小逐渐增加;当线路长度分别为60,72,90km时,谐振幅值接近于零,可认为此时并网系统不发生串联谐振现象。

附录A图A4为输电线路长度改变时,模式2谐振曲线变化趋势图。由图A4可知,随着线路长度由50km逐渐增加至100km,谐振曲线3所对应串联谐振幅值由44.72(标幺值)逐渐减小至32.25,谐波次数由h=25逐渐减至h=13.5;谐振曲线4所对应谐振幅值基本保持不变,谐波次数则逐渐由h=61减小至h=39。

5 结语

本文采用结合元件灵敏度的串联谐振模态分析法分析偏远风电场并网串联谐振现象,得到的结论如下。

1)与分析并联谐振的方式有所不同,分析串联谐振时,理想的谐波电压源支路被引入,导致原电路网络的拓扑结构不断变化。

2)偏远风电场因其送出线较长,长线路对地分布电容与线路阻抗发生相互作用,观察线路等效输入阻抗幅频特性曲线可知,随着系统频率和线路长度的改变,曲线呈现明显的谐振特性。

3)结合元件灵敏度的串联谐振模态分析法不仅能完整解决风电场并网系统串联谐振问题,还可通过元件灵敏度值的计算获取更深入的串联谐振信息。

本文所采用串联谐振分析方法已经过实例仿真验证,所得结论可为偏远风电场规划设计、评估并网电能质量等方面提供理论指导。

风电场并网对电能质量的影响及优化 第8篇

1 风力发电对电能质量的影响

根据国标的规定, 影响电能质量主要有电压和频率的偏差、电压波动和闪变、电力谐波等因素。

1.1 风力发电会产生大量的谐波

大型风力发电机一般是变速恒频型, 采用异步发电机, 发电机转子需要励磁电流。因此, 风力发电产生的谐波来源于: (1) 是由电机本身结构所决定的固有谐波, 其固有谐波主要表现为气隙空间谐波磁势和齿谐波磁势; (2) 由交流励磁系统产生的谐波。

大型同步发电机转子采用直流励磁方式, 而转子绕组由具有可调节频率的三相电源励磁, 一般采用交直交变流器供给低频电流。双馈风力发电机在不同的风速下运行, 其转速随风速的变化而变化, 要保持定子并网侧输出的电压和频率不变, 就必须对转子侧的三相励磁电源幅值、频率、相位和相序进行控制。风力发电机的这种控制一般采用脉宽调制 (PWM) 技术, 利用功率开关器件的开通和关断, 把输入的直流电压变成输出端等幅、宽度可调的电压脉冲序列。

正弦脉宽调制技术 (SPWM) , 是在进行脉宽调制时, 使脉冲系列的占空比按正弦规律排列, 当正弦值为最大时, 脉冲的宽度也最大, 而脉冲间隔最小。反之, 当正弦值较小时, 脉冲的宽度也小, 脉冲的间隔较大。

风力发电机的交流励磁多采用SPWM变流器供给。由于SPWM变流器的输出电压含有丰富的谐波, 这些谐波通过电机气隙磁场的作用在定子侧被放大, 产生有害的谐波电压、电流, 在空载状态下发电机定子侧的谐波电压会造成并网困难, 并网后, 大量的谐波电压会污染电网, 同时也会增加发电机的损耗, 导致发电机噪音和震动。

1.2 风力发电对电压的影响

风力发电与火力发电不同, 风能不能储存, 具有不可控性。正常运行状态下, 风能的随机性导致有功的扰动, 从而导致无功和电压的扰动。风机正常运行的风速范围一般在3~25 m, 当风速脱离这个范围时, 风力发电机则进入起停切换状态。异步发电机在直接并网时, 产生的瞬时冲击电流约为发电机额定电流的7倍。当大群风力发电机在短暂的时间相继投入时, 在电容器投入并完全响应无功补偿要求之前, 会引起电压发生较大的变化。

当电压下降接近临界电压时, 异步发电机吸收的无功保持常量;在超过临界电压后, 吸收的无功随电压的下降反向增长, 这样会导致电压下降的加剧, 如果多台发电机同时并网, 会造成电压的急剧下降, 甚至会引起电压崩溃。

2 解决方案

2.1 谐波抑制

风力发电谐波的产生主要是由于SPWM变流器输出的谐波, 因此, 发电系统得谐波抑制最有效的方法是在励磁侧实施, 从而避免发电机定子侧的放大作用。常用的方法有:在变流器的输出侧安装滤波器;改进SPWM的控制方式, 优化控制策略, 减少变流器的谐波输出;安装静止无功补偿器。

2.2 稳定电压的措施

(1) 风力发电机的选择。根据上述分析, 对于电压的稳定, 选择具有较宽运行风速的风机, 即减小切入风速, 加大切出风速。

(2) 发电机的选择。异步发电机的无功电压特性中的临界电压是影响风力发电机电压稳定的一个重要因素, 从这个角度出发, 应选择较小的电机。

(3) 采用无功补偿装置 (分级补偿电容器) 。为了将电网电压的变化控制在指定范围内, 需要对电容作细微的调节, 当电容器组不分级时, 电容的投切会导致电压的大幅度震荡。在风力发电场中安装SVC, 能很好的保证风力发电场的电压质量, 有效地防止电压崩溃。

(4) 采用柔性交流输电 (FACTS) 技术的一个重要目标就是控制电网的电压, 因此将FACTS技术应用于风力发电系统中, 能够取得显著的电压控制效果, 从而极大地提高电力系统对风电的吸纳能力。

3 结束语

风电场并网 第9篇

风力发电作为可再生能源发电中最具有大规模开发条件和商业化前景的发电方式,其技术发展迅猛,应用日趋成熟,已由小容量离网型发展为大规模并网型。风力发电机组的输出功率取决于风速,而风速具有间歇性和随机波动特性,导致风力发电机组的输出功率波动较大,随机波动的功率接入电网会影响电网运行稳定性和电能质量[1]。研究表明,如果风电装机占电网容量的比例达到20%以上,电网的调峰能力和安全运行将面临巨大挑战。国内已经出现因为风电功率波动超出了火电调峰能力范围而对风电采取拉闸限制并网的现象。另一方面,由于中国风能资源最丰富的地区主要分布在华北、西北、东北和东南沿海等偏远地区,绝大部分处于电网末梢,电网建设相对薄弱,伴随着风场的建设,为调节控制风电的不稳定因素和提高保障电网稳定性,周围需要配套建造一些火电厂,其实这样有违大力发展风电等清洁能源的初衷。

随着国内GW级风电场的建设、风电装机容量的不断提高和风力发电规模的不断增大,越来越多的大中型风电场相继直接并网运行,风力发电在电力系统中所占的比重将越来越大,风电场输出功率的波动性给电网运行带来的不利影响亟待解决。

目前,已提出了多种方法来解决风电场输出功率波动的平滑。文献[2]采用直接调节风力涡轮机运行状态的方法来平滑其输出功率,但该方法对功率调节能力有限。文献[3]通过在全风速范围内结合变桨距和变速控制来平滑发电机输出有功功率,但该方法不能最大效率地利用风能。文献[4,5]采用并联静止无功补偿装置调节无功波动,维持风力发电电网接入点电压的稳定,但不能平滑有功功率波动。

储能技术的发展为风力发电大规模并网及改善风力发电性能提供了一种有效途径,储能既可平滑有功功率波动,又可调节无功功率,在很大程度上解决了风力发电的随机性和波动性问题[6,7]。储能技术主要分为物理、电磁、化学储能三大类型。物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能;电磁储能包括超导、超级电容储能;电化学储能包括铅酸、镍氢、镍镉、锂离子、钠硫和液流等电池储能。文献[8]研究了电池储能系统在改善并网风电场电能质量和稳定性中的应用,但没有考虑具体的电池特点;文献[9]提出利用飞轮储能系统提高并网风电场的电能质量和稳定性;文献[10,11]利用超导储能系统可平滑风电输出功率波动;文献[12,13]利用超级电容调节并网风电场的输出功率。抽水蓄能和压缩空气储能虽具有规模大、能量转换效率高、循环寿命长和运行费用低等优点,但需要特殊的地理条件,建设的局限性较大,且一次性投资费用也较高。飞轮储能、超级电容器、燃料电池及超导储能在蓄电容量和价格等方面的限制使其不适用于大规模蓄电场合。目前大规模蓄电主要采用铅酸蓄电池,虽具有技术成熟、价格低廉、安全性能相对可靠的优点,但仍存在循环寿命较短、不可深度放电、其容量与放电的功率密切相关、运行维护费用高等缺点,很难满足大规模蓄电发展的要求。

相对其他储能电池(如铅酸电池、钠硫电池等),钒氧化还原液流电池(VRB)具有许多优点[14,15],如规模大、寿命长、响应快、低维护、在室温下运行、材料价格低廉、更换和维修费用低、额定功率和额定能量相互独立、安全可靠等,很适合大规模电力储能,是一种潜力巨大的新型环保储能电池。VRB储能系统已经在多个国家得到了应用验证[16,17],如日本北海道札幌风电项目、美国犹他Castle Valley项目和澳大利亚KingIsland风电项目等。目前,VRB已经开始步入商业化运行,有望在风能等可再生能源发展过程中发挥重要作用,具有广阔的发展前景。

本文以基于直驱永磁同步风力发电机组的风电场为例,通过在风电场出口处增加VRB储能系统,配以电力电子接口,快速吞吐风电场输出有功功率波动成分,并在一定范围内可以给电网提供无功支持,以改善并网风电场的电能质量和稳定性。

1 VRB数学建模

1.1 VRB工作原理[14]

VRB的工作原理如图1所示。钒电池以不同价态的钒离子溶液为电池反应活性物质,电池正极为V4+/V5+电对、负极为V2+/V3+电对,正负极电解液分别存储在2个储罐中,工作时通过泵将电解液注入电池,电池正负极之间用离子膜隔开,充放电时电池内部通过电解液中的阳离子(主要为H+)的定向迁移而导通。VRB的总能量存储取决于系统的荷电状态(SOC,其量用SSOC表示)和活性化学物质数量,总功率与电池堆电极面积成比例。

VRB充放电时发生的反应可表示如下:

$\begin{array}{l}\text{正}\text{极}:\text{V}{}^{4+}-\text{e}{}^{-}\underset{\text{放}\text{电}}{\overset{\text{充}\text{电}}{\rightleftharpoons }}\text{V}{}^{5+}(1)\\ \text{负}\text{极}:\text{V}{}^{3+}+\text{e}{}^{-}\underset{\text{放}\text{电}}{\overset{\text{充}\text{电}}{\rightleftharpoons }}\text{V}{}^{2+}(2)\end{array}$

1.2 VRB的等效电路与数学模型[18,19]

VRB等效电路如图2所示。考虑到VRB的物理和数学特性,该电池模型采用以下等效:①SSOC代表活性化学物质数量,被等效成一个动态更新的变量;②电池堆电势被等效成一个受控电压源,受SSOC变化影响;③泵升损耗被等效成一个受控电流源,通过泵损电流Ipump控制,Ipump由流过电池组堆的电流Istack和SSOC决定。VRB的功率损耗主要有等效内阻损耗(分为由反应动力学引起的电阻Rreaction的损耗和由质量迁移、膜、溶液、电极和双极板引起的电阻Rresistive的损耗)和外部寄生电阻的损耗Pparasitic(分为固定电阻Rfixed的损耗Pfixed和泵损Ppump)。

VRB等效电路参数值是在较恶劣的条件下(放电至20%SSOC)估计损耗为21%(内阻损耗为15%和寄生损耗为6%)基础上计算出来的。为保证在电池额定功率PN下能够提供21%的损耗,电池堆输出的功率为:

${\rm P}{}_{\text{s}\text{t}\text{a}\text{c}\text{k}}=\frac{{\rm P}{}_{\text{Ν}}}{1-21\%}(3)$

根据能斯特方程,单体电池电压Vcell与其SSOC之间的关系为:

$V{}_{\text{c}\text{e}\text{l}\text{l}}=V{}_{\text{e}\text{q}\text{u}\text{i}\text{l}\text{i}\text{b}\text{r}\text{i}\text{u}\text{m}}+2k\text{l}\text{g}\frac{S{}_{\text{S}\text{Ο}\text{C}}}{1-S{}_{\text{S}\text{Ο}\text{C}}}(4)$

式中:Vequilibrium为单体VRB正负极的标准电势差(1.25 V);k=(RT/F)ln 10=0.059 V;R为气体常数(8.314 J/(Kmol));T为温度(298 K);F为法拉第常数(96 500 C/mol)。

寄生损耗可表示为:

${\rm P}{}_{\text{p}\text{a}\text{r}\text{a}\text{s}\text{i}\text{t}\text{i}\text{c}}={\rm P}{}_{\text{f}\text{i}\text{x}\text{e}\text{d}}+{\rm P}{}_{\text{p}\text{u}\text{m}\text{p}}={\rm P}{}_{\text{f}\text{i}\text{x}\text{e}\text{d}}+k^{\prime }\frac{{\rm I}{}_{\text{s}\text{t}\text{a}\text{c}\text{k}}}{S{}_{\text{S}\text{Ο}\text{C}}}(5)$

式中:

$\begin{array}{l}R{}_{\text{f}\text{i}\text{x}\text{e}\text{d}}=\frac{V{}_{\text{b}}^2}{{\rm P}{}_{\text{f}\text{i}\text{x}\text{e}\text{d}}}\\ {\rm I}{}_{\text{p}\text{u}\text{m}\text{p}}=\frac{k^{\prime }\frac{{\rm I}{}_{\text{s}\text{t}\text{a}\text{c}\text{k}}}{S{}_{\text{S}\text{Ο}\text{C}}}}{V{}_{\text{b}}}\end{array}$

Vb为VRB工作时的端电压;k′为与泵损有关的常数,其取值可参照文献[19]。

单体电池电容为6 F,因为单体电池电压较低,所以电池组一般由多个单体电池(假设n个)串联而成,电池堆电势Vs和等效电容Celectrodes分别为:

$\begin{array}{l}V{}_{\text{s}}=nV{}_{\text{c}\text{e}\text{l}\text{l}}(6)\\ C{}_{\text{e}\text{l}\text{e}\text{c}\text{t}\text{r}\text{o}\text{d}\text{e}\text{s}}=\frac{6}{n}(7)\end{array}$

VRB的SSOC按下式定义:

$\begin{array}{l}S{}_{\text{S}\text{Ο}\text{C}}=\frac{\text{电}\text{池}\text{储}\text{能}\text{量}}{\text{电}\text{池}\text{额}\text{定}\text{容}\text{量}}(8)\\ S{}_{\text{S}\text{Ο}\text{C}{}_t}=S{}_{\text{S}\text{Ο}\text{C}{}_{t-1}}+\text{Δ}S{}_{\text{S}\text{Ο}\text{C}}(9)\\ \text{Δ}S{}_{\text{S}\text{Ο}\text{C}}=\frac{\text{Δ}E}{E{}_{\text{Ν}}}=\frac{{\rm P}{}_{\text{s}\text{t}\text{a}\text{c}\text{k}}\text{Δ}t}{E{}_{\text{c}\text{a}\text{p}\text{a}\text{c}\text{i}\text{t}\text{y}}}=\frac{{\rm I}{}_{\text{s}\text{t}\text{a}\text{c}\text{k}}V{}_{\text{b}}\text{Δ}t}{{\rm P}{}_{\text{Ν}}{\rm T}{}_{\text{Ν}}}(10)\end{array}$

式中:SSOCt和SSOCt-1分别为t和t-1时刻的荷电状态;ΔSSOC为一个时间步长的荷电状态变化量。

1.3 VRB组的充放电特性

根据图2中的模型,仿真研究了VRB组的充放电特性。VRB组系统参数如下:额定功率PN=270 kW,额定容量EN=405 kWh,额定电压值UN=810 V,单体电池数n=648,Rreaction=0.174 Ω,Rresistive=0.116 Ω,Rfixed=60.5 Ω。对VRB组以恒定电流320 A充电1.5 h,在1.5 h后以同样电流对电池组放电1.5 h,经过1.5 h放电,VRB组放电完毕。在一个充放电全循环周期过程中,其VRB组的SSOC变化曲线如图3所示,VRB组的电势Vs和工作时输出端电压Vb变化曲线如图4所示。

从图4中可以看出,在对VRB组充放电过程中,电势Vs随SSOC连续变化。端电压Vb与电势Vs之间存在一定的电压差,为电池组等效模型中串联内电阻的压降。在VRB组充电和放电切换时电流反向,电池组内阻电压降极性变化,使得电压Vb在充电和放电变化瞬间不连续。

对照图3和图4,在VRB充放电过程中,Vb和Vs在0～20%SSOC和80%SSOC～100%SSOC之间会变化剧烈;而在20%SSOC～80%SSOC之间变化平缓,期间VRB端电压变化不大。进一步考虑实际应用中避免VRB过充、过放等问题,一般令VRB组工作在线性区域20%SSOC～80%SSOC之间。

目前,已有的VRB充放电功率变换器大都采用双级式,即DC/DC+DC/AC型变换器。利用DC/DC变换器虽能调节直流母线电压恒定,但增加一级变换器既增加了设备成本,又降低了整体效率和系统可靠性。本文根据VRB工作在20%SSOC～80%SSOC时电压变化平稳的特点,采用了一级DC/AC变换器,调节功率,控制VRB充放电,这有利于简化系统,提高可靠性。

2 具有VRB储能系统的风电场

2.1 系统组成

VRB储能系统的安装地点可以采用各风机单独安装的分布式结构,也可采用风电场出口安装的集中式结构。对于大规模风电场而言,一方面分布式结构设备维护量大,另一方面由于风电场内各点的实际风速并不一致,各机组之间存在一定的随机互补性,有利于降低风电场总功率的波动。采用集中式安装将比分布式安装所需的储能容量小,经济性更好,所以本系统在不改变风电场现有各机组现状下,直接将VRB储能系统配置在风电场出口并网母线处,集中控制和调节风电场的输出功率。

如图5所示,风电场由10台单台额定容量均为2.5 MW的直驱永磁同步风电机组组成,总装机容量25 MW;VRB组储能系统由30台单台额定功率均为270 kW的单元构成,额定总功率为8.1 MW,VRB储能系统容量是风场容量的32.4%。

为简化系统仿真,在不考虑风电场各台风力发电机的地理位置对风速的影响下,假设各台机组注入电网的功率相等,把整个风场等效成单台机组;在不考虑各台VRB单元之间影响的情况下,可以认为各台VRB组瞬间吞吐的功率相等,将整个VRB储能系统可以等效为单台VRB。直驱风力发电机组主要包括风力机、永磁同步发电机(PMSG)、双脉宽调制(PWM)变换器和输出电抗器,通过690 V/10 kV升压变压器连接到电网。VRB采用一级DC/AC变换器,调节功率控制VRB充放电,最后通过380 V/10 kV升压变压器并联到风电场出口处的电网母线;公共点接有本地负荷,经升压变压器接入无穷大电网。

2.2 直驱发电机组控制系统

图6给出了直驱永磁同步风电机组的双PWM变换器控制策略[20,21]。通过控制发电机侧变换器的d,q轴电流可以实现电磁转矩与无功的解耦控制;通过控制网侧变换器d,q轴电流分量,可以实现P和Q的独立控制,方便地调节输出功率因数,使系统能够根据需要为电网提供一定的无功支持;通过最大功率跟踪控制,可以实现风能的最大利用。

2.3 VRB储能控制系统

VRB储能系统有2种工作模式:

1)调节风电场功率模式:当风电场出口并网处的功率波动时,VRB储能装置通过DC/AC变换器快速吞吐有功功率的波动成分,平滑风电场输出有功功率,需要时还可以在一定范围内调节电场输出的无功功率,为电网提供一定的无功支持。

2)VRB充放电模式:在临界荷电状态下,由于电量很低,为VRB非工作态,由辅助的充电电路完成预充电,达到工作态后,再切换为主变换器工作模式。非工作态一般只有在电池安装初期或放电检修后才会发生,因此,辅助充电电路很少使用,性能要求也不高,这样大大提高了VRB的整体效率和可靠性,降低了储能装置系统的成本。

图7给出了单台VRB储能系统变换器控制原理。通过并网风电场输出的有功功率和电网所需无功功率给定作为控制信号,由双向DC/AC变换器控制VRB储能系统的有功功率和无功功率。

电网正常运行时,通常控制各台直驱风力发电机组的并网逆变器输出无功功率为0,使机组在单位功率因数下运行,风电场的无功功率对电网的影响较小。根据电网的需要,通过控制储能系统的DC/AC变换器,设定无功给定值Q*ref,控制VRB储能系统向电网提供一定的无功功率支持,平衡电网所需无功功率。研究表明[11,22],风电场输出的有功功率中频率在0.01 Hz以上的成分对电网影响较大,应该控制VRB储能系统来消除0.01 Hz以上的功率波动成分。

本系统采用一阶巴特沃斯高通滤波器来滤掉0.01 Hz以下的波动成分,其滤波器传递函数Gw(s)如下:

$G{}_{\text{w}}(s)=\frac{16s}{1+16s}(11)$

风电场输出的有功功率经滤波处理后,作为功率调节系统有功功率环给定参考信号P*ref。VRB储能系统在进行吞吐风电场输出的功率波动时,VRB电压会随之迅速变化,可能会导致过充放电。VRB在过充时会严重影响使用寿命,一般单体VRB充电电压上限不能超过1.75 V;VRB在过放时,端电压会降落很快,采用一级DC/AC变流器进行充放电时,其端电压必须要大于变换器交流线电压的峰值,才能使变换器工作在逆变状态。因此,在平滑电场输出功率波动的同时,要对电池进行能量管理,避免VRB过充放电,并限制充放电功率在额定功率范围内,以保证VRB系统的正常运行。在VRB充放过程中,若端电压大于上限值或小于下限值,即VVRB>VVRBmax或VVRB<VVRBmin时,则令P*ref=0和Q*ref=0;在充放电功率大于额定功率PN时,则令P*ref=PN,VRB系统以恒功率充电。通过对d,q轴电流分量id和iq进行解耦控制,实现P和Q的独立控制。

3 系统仿真

在MATLAB/Simulink下建立了具有VRB储能系统的风电场模型,仿真中各部分的主要参数如下:

1)直驱风力发电机组:风轮半径38.5 m,PMSG额定容量2.5 MW,额定电压690 V,极对数40,逆变器直流侧给定电压1 200 V。

2)单台VRB组系统:额定功率PN=270 kW,额定容量EN=405 kWh,额定电压值UN=810 V,单体电池数n=648,Rreaction=0.174 Ω,Rresistive=0.116 Ω,Rfixed=60.5 Ω。

如前文所述,风电场由10台额定功率为2.5 MW的直驱风力发电机组组成,总额定容量为25 MW。

图8给出了风电场在20 s～100 s内的风速变化,其中,在20 s～45 s之间是阵风,在45 s～60 s之间是渐变风,在60 s～100 s之间是随机风。在20 s～60 s期间,控制VRB储能系统的无功功率为0,在60 s～100 s期间,控制无功功率给定值为1 Mvar。

图9～图13分别给出了PMSG转速曲线、单台发电机组输出的有功功率P和无功功率Q曲线、机组直流侧电容电压Udc曲线、风电场输出的有功功率Pw和注入电网的有功功率Pg及VRB组吞吐的有功功率Pb曲线以及储能系统调节无功功率曲线。

从图9可以看出,在风速变化时,通过最大功率跟踪控制可以得到对应最大风能下的电机给定转速,使发电机能够迅速跟踪给定转速,从而实现风能的最大利用。

从图10可以看出,为实现风能的最佳利用,有功功率随风速变化而变化,波动性比较大,单台机组瞬时功率波动最高达到了0.8 MW;而机组通过控制并网逆变器,使其输出的无功功率为0。

从图11可看出,通过并网侧逆变器的电压环控制,直流侧电容电压能够很好地维持在1 200 V,使发电机发出的有功功率通过逆变器全部输出。

从图12可以看出,风电场在未加入VRB储能系统时,电场输出功率Pw瞬时波动最高达到了8 MW左右,波动相当大,输出无功功率Qw基本上为0;在风电场出口处加入VRB储能系统后,VRB储能系统能够快速吞吐电场输出功率的波动成分Pb,使注入电网的有功功率Pg明显变平滑,瞬时功率波动控制在2 MW之内。其中,当Pb<0,VRB储能系统吸收电场多余的有功;反之,其发出有功功率补充电场有功功率输出的不足。滤波器设置的滞后时间常数越大,注入电网的有功功率会越平滑。

从图13可以看出,在20 s～60 s期间,VRB储能系统输出的无功功率为0,在60 s～100 s期间,无功功率为1 Mvar,将其注入电网。当Qb<0,储能系统向电网发出无功功率;反之,其从电网吸收无功功率。可见,通过VRB储能系统,实现了向电网补偿无功功率的目的。在电网发生故障时,能为电网提供无功支撑,将有利于提高机组的低电压穿越能力,增强电网的稳定性。

进一步展望,随着储能配比容量的增加,一方面提高了平抑风电场功率波动的能力,另一方面也提高了整个风电场的备用容量,再辅以类似传统同步发电机外特性的控制策略,有望将随机性发电的风电场变为类似于传统电厂的可调度新能源发电站,彻底解决随机性新能源发电并网困难的局面。

4 结语

VRB是一种适合大规模电力储能的电池,SSOC在20%～80%时,其内电势变化范围不大,利用单级DC/AC变换器实现功率调节,简化了系统结构。建立了具有VRB储能系统的风力发电并网系统模型,仿真结果表明,在风速变化时,储能系统的单级DC/AC变换器控制策略能够快速吞吐风场输出的有功功率波动成分,能量管理方法能够保障储能系统的安全运行。VRB储能系统不但能够有效地平滑风场输出的有功功率波动,而且能够向电网提供一定的无功功率,改善了风电场并网运行性能,有利于风电场的大规模接入电网。

摘要：随着风力发电并网容量的增加,风电场功率波动对电网的影响越来越大。为提高风电场并网运行的稳定性,在其出口处增加新型环保钒氧化还原液流电池(VRB)储能系统,以有效调节并网功率。根据VRB的等效数学模型,分析了VRB荷电状态与端电压之间的变化特点,采用一级双向DC/AC变换器作为VRB储能系统的功率调节器,设计了相应的充放电控制与能量管理策略,并对具有VRB储能单元的风电场并网系统进行了建模和仿真。仿真结果表明,在风速波动的情况下,采用VRB储能系统能够快速、有效地平滑风电场输出的有功功率波动,并可为电网提供一定的无功支持,有效地改善了风电场的并网运行性能。

风电场并网 第10篇

随着资源的紧缺及环保意识的提高, 电厂发电逐渐由传统的燃煤方式向新能源如风能、太阳能等发展, 并已投入使用 到实际生活中。以风力发电而言, 其以自然界的风能为发电原动力, 实现对资源充分利用的同时也起到环保的效 果。然而, 随着风电场向电网输送电能比重的增加, 其以并网方式运行对电网送电质量的影响也更为突出, 并制约着风力发电的发展。

1风电场运行特点

1.1风力发电过程

图1是风力发电基本过程示意图, 当风进入风轮机时会带动风轮机轮毂旋转, 从而将风能转换为机械能, 而轮毂在机 械传动机构如齿轮的辅助下将转子的机械能传送至发电机转子, 带动转子转动, 从而使发电机运行发电, 最后在区域变电站 作用下风电场将输出的电能并入电网中供用户使用。

1.2风电场运行特点

由上文可知, 风力发电以风能为原动力, 在实现对 自然界资源充分利用的同时也具有基本零污染排放的优势, 另外其占地面积少、施工时间短, 因而经济性及环保性都较 为可观。然而由于自然界的风能其风速、风向是无法人为控制的, 因而会造成风电场输出功率存在波动性, 在并入电网后也会使得电网运行不稳定。

2风电场并网运行对电网的影响

由于受风能的分布、风力大小、电网系统布局等因素制约, 风电场的电能输出存在间歇性及波动性, 在其容量较小的情况下, 这种变化对电网的影响可忽略, 然而若是风电场发电容 量较大, 占电网电能比重高, 则这种不稳定的电能输出对电网 供电质量的影响将不容忽视, 其主要体现在引起电网电压波动及闪变、影响电网频率并对电网造成冲击、对短路电流及电网 潮流及电厂中其他设备的影响。

2.1闪变及电压波动

在风电场中造成电网闪变及电压波动主要源于 并网后风电场输出功率的不稳定性, 图2是风电机组并网示意图。图2中, 若电网电压Ugrid保持恒定值, 而风电机 组中输出 电能受风速等影响变动时, 将会造成机端电压Uwind及并网点电压Upcc产生波动, 进而导致电网电压的变化, 当风电机组中输出电 能波动较大时, 这种闪变更为明显。

Uwind风电机组机端电压Rw、Xw风电场等效电阻、电抗Upcc并网点电压Rg、Xg电网等效电阻、电抗Ugrid电网电压

从实际运行情况来看, 风电场并网运行造成的电网系统电压波动多是发生在一些薄弱的电网系统中。因风电场多 建设于电网系统的末尾 处, 其结构简 单、短路容量 较小, 因而当风速、电网线路、控制系统等发生变化时, 将会引起风电机组输出功率的明显改变, 并造成电网电压不稳定、出现波动等, 影响电网供电质量。

2.2对电网频率的影响

随着风电场在电网中规模的扩大, 其向电网输送的电能也逐渐增加, 进而因输出功率的波动而对电网频率造成的影响也更为突出。若电网系统受到干扰, 则会引起电网 电压降低, 并可能引发低压穿透性能差的风电机组停机。因而在风电 场并网后, 电网中其他常 规型的机 组需在频 率响应上 有较好的 性能, 具备跟踪调节及时补救电网频率波动的能力;此外, 考虑到风电运行输电的波动是随机变化的, 在无风或风速较小的状态下, 电网的频率将急剧降低, 从而严重威胁到整个电网频 率的稳定性, 这种情况下应加大电网系统的备用容量并选择优化的调度运行模式。

2.3对电网的冲击作用

风电场中多使用异步电机作为发电机构, 其在并网时需满足相序与电网相一致同时转速趋近于同步速度的条件才能顺利并网。然而由于异步电机缺少独立的励磁结构, 并网前电压归零, 因而并网后达到稳定的电压需经历一个过渡, 在过程中会形成比额定电流值大5~8倍的冲击电流, 经过几百毫秒或几秒后才趋向稳态。在并网时形成的冲击电流是随着并 网电压、异步电机自身的暂态电抗及并网过程中的滑差的变化而改变的。若风电场是并网在容量较大的电网系统中, 则因冲击电流对电网造成的影响可忽略, 然而若是并联在小电网中, 则在并网中形成的冲击电流将使得电网电压骤降, 并可能威胁到线路中其他设备的安全使用。

2.4对短路电流及电网潮流的影响

风电场中使用的异步电机在运行过程中会在自 身电动势作用下向短路点输送短路电流, 进而加大电网系统的短路电流值, 因而风电场在并网时应尽量减少其对短路电流的作用。此外, 风电机组的并网运行对电网潮流的影响也不容忽视, 风速变化、电机运行状 态等因素 都可能会 引起风电 机组的脱 网运行, 进而造成电网潮流发生变化或转移;另外, 若是风电机组本身不具备低压穿透性能, 在发生故障电压瞬时波动时也可能会引起脱网, 影响电网的稳定运行。

3改善风电场并网运行对电网影响的措施

随着科技的发展, 风电场不断向智能化、大型化方向发展, 然而其对电网电能质量的影响仍然存在。为更好地提高风 力发电机的运行效率, 并改善其输出电能质量, 在风电场并网 运行时可适当应用以下措施:

3.1在风电场中改善无功补偿技术

风电场中的异步发电机多为感性元件, 其在运行过程中需无功支持, 无功补偿量的多少与接入点的电压相关。在风电场中可应用动态无功补偿装置 (SVC) 及SMES超导磁储能系统。前者可因地制宜地调整电网中所需的无功补偿功率值, 从而合理调节电压大小, 提高系统的工作性能。SVC在风电场中应安装于出口处, 通过对风电场中接入点处的电压偏差量的计算来控制无功补偿量, 从而稳定风电场节点电压, 减少因功率波 动造成的电网失稳;而超导磁储能系统SMES则具备对有功及无功功率综合调节的性能, 可灵活调整系统功率补偿, 降低风电场输出功率波动程度, 保持电网电压的稳定性。

3.2在风电场中使用轻型直流输电连接电网

轻型直流输电技术是 基于以PWM为主的电 压源换流 器 (VSC) 技术、晶闸管等, 因而具备 直流输电 的性能。 在风电场中应用该技术可有效解决因电源分散接入引起的输电走 廊问题, 同时因其具备对无功补偿的自动调节控制能力, 使用轻型直流输电还可克服短路容量对风电场容量的限定, 进一步确保电网运行的稳定性, 并保障输送至电网的电能质量。

3.3提高对风电场发电预测的准确性

风电场运行效率主要决定于风速变化, 随着神经网络等新型技术的不断突破, 应提高对风速的预测能力, 从而更准 确地预估风力发电的出力性能, 使得电网更灵活地容纳风电 场;此外, 应对风电场的控制性能加以优化, 使之向普通发电机 的工作性能靠拢, 以便于合理安排调度工作, 保障电网系统的 安全运行。

4结语

因风力发电使用的是清洁无污染的自然资源, 技术也较为成熟, 因而其未来发展前景十分可观。然而, 随着风电 场对电网的并行容量在不断扩大, 其输出功率的波动性对电网电能质量的影响也更加突出, 在实际应用时, 应加强对风电场中 发电设备的建设及管理, 优化其调度管理, 从而更好地提高电 网对风电场并网的接纳能力, 改善电网供电质量。

参考文献

[1]成云云, 李文亮, 王新华, 等.风力发电机组并网运行对电网运行的影响[J].供用电, 2012 (2)

解析风电场并网运行的稳定性及优化 第11篇

随着能源需求量的不断增加以及人们环保意识的增强, 全新发电方式受到了人们重点的关注。风力发电已经成为了环保、可再生能源中非常重要的发电方式之一。从世界范围来看, 经济发达国家和地区在风力发电方面都投入了较大的力量, 并在持续快速增加。我国具有较大的风力资源, 也进行了大量的风电开发, 但是由于风电场大多处在偏远地区, 接入电网的部位相对比较脆弱, 所以就造成了电网支撑能力较差, 严重影响了电能的质量。为了确保较大规模的风电接入到电网后能够安全稳定的运行, 风电场并网之后的稳定控制技术和电网的协调控制技术已经成为了风电场并网技术中最为关键的内容。所以, 充分研究风电场并网运行的稳定性以及优化运行是非常有意义的。

1 风电场并网运行的稳定性分析

由于风速和风力是会随机进行变化的, 因此风电场的输出也具有随机的特点, 这就造成了电网的有功和无功调度是非常困难的。在极端天气等严重的情况下, 为了确保风电机组相关设备的安全可能会出现切记等问题, 这些都是对电网稳定性的重大伤害。

1.1 稳定性方面的影响

1.1.1 静态稳定性的影响

所谓的静态稳定系统就是指在系统受到一定程度干扰后还可以自行恢复到受到干扰之前状态的系统。风电场并网运行时对于电网静态稳定性的影响主要几个方面, 分别为:功角问题、风电场的属于能否同步于电力系统。从目前情况来看, 风电场采用的都是变速恒频发电机组, 因为此种机组能够最大程度上利用风能, 具有非常高的风力利用系数。这其中的双馈异步风力发电机在发电的初始阶段就会带动同轴发电机进行转动, 在转速较为接近的情况下变速器就对发电机的输出电压以及系统电压进行采集, 并进行比对求出偏差, 通过变流器控制发电机的相位以及幅值等, 确保其和电力系统的相同来实现静态稳定的目的。

1.1.2 暂态稳定性的影响

若是电网系统中风电机组并网容量比重较大, 那么就会改变原有线路的传输功率、系统惯量、潮流分布等等, 所以在风电场并网时就会造成暂态稳定性的变化。在区域性电网相对比较弱的情况下, 风电机组在电力系统故障清除之后还是不能恢复到原有状态, 这就造成区域性电网暂态稳定性较低。那么为了确保电网的暂态稳定性就要将风电场从电网中切除掉, 这其中需要采用动态无功补偿等装置, 这些装置能够确保在故障恢复之后以及暂态过程中电网电压不会产生比较大的波动, 确保暂态电压的稳定性。

1.2 提升风电场并网运行稳定性的相关对策

1.2.1 有效改善电能质量

从现阶段来看, 可以通过补偿装置等进行电能质量的改善和提升, 这些补偿装置主要包括:静止无功补偿器、有源滤波器、动态电压恢复器等等, 相对来说静止无功补偿器的技术比较成熟, 。这些装置能够有效控制电网内无功负荷的剧烈波动, 从而抑制电压的波动以及闪变。除了采用补偿装置进行电能质量的改善之外, 通过储能装置也能够很好的提升电能质量。利用超导储能系统以及超级电容储能系统都能够有效改善电网的电压波动和闪变、电压暂降等方面的问题。

1.2.2 有效优化低电压穿越问题

主要可以通过两种方式来优化电网低电压穿越问题, 分别为:增加硬件电路、优化控制方式等。利用增加硬件电路的方式能够从根本上处理电网发生故障时出现的电压以及电流过剩问题, 例如在电网中增加储能装置后, 电网再发生故障时就可通过储能装置将过剩电压以及电流吸收掉, 能够对风电机组进行保护。而优化控制方式只是对电网故障中的过剩电压和电流进行降低, 并不能将其消耗掉, 不能从根本上解决问题。

1.2.3 有效改善电网稳定性

可以通过分组快速投切电容器来改善电力系统的稳定性。由于分组快速投切电容器的价格相对较低, 所以其得到了非常广泛的应用。但问题是此种电容器不能连续性调节电压, 并且会受到投切次数等方面的限制, 所以若是风速的变化较为频繁、速度变换较快的情况下是不能采用此种设备的。而静止无功补偿装置能够实现快速的无功补偿, 主要包括动态电压和改善系统的稳定性。在风电场设置静止无功补偿装置, 能够进行电厂电压和电网电压的采集, 通过求取偏差的方式进行无功补偿, 通过此种方式能够稳定节点电压并且降低电网电压波动, 从而改善电网的稳定性。另外, 在风电场安设储能装置也能够在一定程度上稳定电网, 超导储能装置也能够起到静止无功补偿装置的作用, 通过偏差进行无功调节能够确保电网的稳定。但是超导储能装置属于有源补偿装置, 相比于静止无功补偿装置来说, 对于接入点电压没有那么大的依赖性, 特别是在电网处在低电压情况时会起到很好的作用。

2 风电场并网系统优化运行

2.1 最优潮流的研究内容

最优潮流主要是将电力系统经济调度和潮流计算进行有机结合, 通过潮流方程的方式实现经济和安全、有功和无功的优化。最优潮流的问题就是指在符合潮流方程以及安全方面的基础上, 进行系统的优化, 使其目标函数达到最优。最为常用的目标函数就是系统的发电费用最小、有功网损最小。因为最优潮流会涉及到整个系统的经济性以及安全性, 所以其可以应用在电力系统运行各个方面, 包括:电力系统的安全运行、电力系统的可靠性分析、经济调度、电网规划等等。

2.2 风电场的最优潮流

(1) 网损最小。网损最小为电力系统标志经济性能最主要的指标, 并且也是传统最优潮流的目标函数。可以通过下式来表示线损的情况:

其中F1表示的是总的有功损耗;Gij表示的是分支导纳的实部;Ui和Uj表示的是节点i和节点j的电压值;θij表示的是节点i和节点j之间的相角差。

(2) 降低环境方面的影响

相对于传统发电方式来说, 风力发电的过程更加的清洁环保, 对于环境保护来说是非常有意义的。在进行风电场优化过程中, 首先要满足负荷方面的需求以及发电方面的限制, 在此基础上要最大程度来降低常规发电方式所造成的污染物排放, 可以通过如下公式来表示:

其中ρEli表示的是第i种污染物所具有的权重因子;N0表示的是污染物的总数;GEBli表示的是第i种污染物所具有的排放量。

2.3 对于电压稳定性的改善

在电力系统运行过程中最为重要的问题之一就是确保电压的稳定性。电压的稳定问题属于动态方面的问题, 但是可以利用静态的方式来进行稳定运行点与电压崩溃点间电压差值的估算, 这样就能够估算出系统稳定运行的电压范围。通过静态方法能够利用对稳定指数的计算进行评估系统当前运行的状态。可通过相应的计算使得稳定参数达到最小, 这样就能够提升电压的稳定性。其指数方程可以表达为:

式中LVSI表示的是稳定指标, 此指标能够反映出传输线的运行情况, 并且能够表示出稳定运行点和电压崩溃极限点之间的距离。如果是LVSI>1表示的是此系统值不够稳定, 若是网络负荷超过了此约束条件就会出现电压崩溃的情况。通过综合考虑网损、污染物排放以及电压稳定系数方面的内容后, 最优潮流目标函数就形成了多目标的优化调度。

2.4 约束方面的问题

为了确保在风电场并网之后整个电力系统都能够安全稳定的运行, 整个电力系统一定要受到相应的约束, 就是指将风力发电控制在总发电容量的相应比例范围内。只有符合此方面的约束条件才能确保在风力发电机组并网之后不会对电力线路电压的波形造成较大的影响。风电的接入比例要符合如下公式:

式中PWTGi表示的是单个风力发电机组所具有的容量;PLD表示的是整个系统所具有的负荷;δ表示的是风电的穿透系数。所以, 对于那些具有大型风力发电厂的多目标最优潮流方程来说, 需要考虑到各个方面的等式条件以及不等式条件。

3 结束语

风力发电是区别于传统电力发电的全新发电形式, 由于其具有环保、可再生等优势得到了全世界广泛的认可。但是由于风电场大多处在偏远地区, 接入电网的部位相对比较脆弱, 所以就造成了电网支撑能力较差, 严重影响了电能的质量。所以通过对风电场并网稳定性以及优化内容研究, 能够稳定电力系统的运行, 实现更大的经济效益, 从而进一步促进我国风电的建设。

摘要：随着我国经济的快速增长, 电能的需求量日益增加。出于环保的目的, 发展新能源已经成为了重要的途径。风力发电是电力新能源发展的重要部分, 风电场发展已经占有电网重大的百分比。这就需要充分研究大规模的风电并网技术来确保电网的安全稳定运行。本文主要研究风电场并网运行的稳定性以及优化问题, 希望能给相关人士有所帮助。

关键词：风电场,并网运行,稳定性

参考文献

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