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摘要：介绍了川岛风电接入对台山电网运行的影响。着重研究大规模的风电接入可能会使电网出现线路传输功率越限、短路容量增加及电力系统稳定性发生变化等问题。并针对上述问题提出了相应的改善措施。
【关键词】：风电接入 电压稳定 短路容量 暂态稳定性
中图分类号：TM132 文献标识码：A 文章编号：1001-941 (2011)12-0111-02
1、引言
随着2009年哥本哈根会议的召开，节能减排受到空前的重视，如使用传统的火力发电，必然难于降低减排的目标，因此作为目前最成熟、经济效益最好的可再生能源的风力发电再次进入人们的视野，也受到国家政策的大力扶持，受此影响，我国国内风力发电进入了快速发展的时期。同时在广东台山110千伏川岛海底电缆敷设，并于2010年1月8日台山上、下川岛联网供电，也为岛风电接入提供了条件。同年8月13日上川风电场（850*100=85MW）110千伏川风线并网发电；今年3月11日，下川风电场（150*51=42.15MW）四回10千伏线路并网发电，上、下川岛风电的接入就必然对台山电网唐美片的运行造成一定影响。文章着重研究大规模的风电接入可能会使电网出现线路传输功率越限、短路容量增加及电力系统稳定性发生变化等问题，并针对上述问题提出了相应的改善措施。
2、风电场的静态电压稳定性
对于我国目前感应式异步电机为主导的风电场来说,并入电网运行需要吸收系统的无功功率,再加上风能的随意性及风电场电气联系薄弱等因素,使得研究风电场的电压稳定性显得尤为重要。
2.1 风电场稳态运行时电网电压稳定性
大规模风电场接入电力系统时风电场对无功功率的需求是导致电网电压稳定性降低的主要原因，但在本研究中使用的是基于DFIG的恒功率因数控制方式风电机组，其稳态运行时功率因数为1，并不从电网中吸收无功功率。
台山110千伏川岛海底电缆敷设有两段，分别为110kV海川线和110kV川上线，两段海底电缆分别发出1.1Mvar和4.1Mvar无功功率，基本在110kV上川站、110kV上川站、110kV海晏站、110kV汶村站完，在风电未接入时，由于110kV上川站、110kV上川站地方负荷低（总3至5MW），只要为居民和旅游区负荷，无功消耗也低，往往出现终端两站（上、下川站）110kV母线电压稍高于唐美站110kV母线电压。
当风电接入后，如仅考虑上川风电场及下川风电场经10kV母线接入电网的情况，在假设无海底电缆发出无功影响的情况下，采用基于PV曲线的稳态分析方法进行计算，随着上、下川风电场出力的增加，上川风电场并网点(上川站)及其他唐美片110kV站各110kV母线的电压先升高后降低。上、下川风电场低出力水平下电压升高说明适量接入上川风电后唐美片电网的潮流分布有所优化，网络无功损耗降低且电网电压水平有所改善。标志本地区电网电压稳定水平的无功储备下降，局部电网的电压稳定性变差。虽然基于双馈电机的变速风电机组本身不消耗无功，但风电场出力较高时其2级升压变压器及风电场送出线路的无功功率损耗大大增加，风电出力130MW时所消耗的无功功率达25var。由于风场无法提供充足的无功支持，其升压变及送出线路消耗的无功需从电网远距离向风电场输送，从而导致了线路压降增大，风电场接入地区电网的电压稳定性变差。
2.2 要提高接入上、下风电场的唐美片电网的电压稳定性，可以考虑采取以下措施
(1)整个风电场采取恒功率因数控制或恒电压控制方式将并网点的功率因数或电压控制在某一恒定值；(2)采用静止无功补偿器、静止同步补偿器等动态无功补偿设备代替普通的并联电容器组，动态平衡风电出力变化导致的无功需求变化，平滑无功补偿设备投切过程带来的电压急剧变动；(3)加强电网网架结构等。
2.3 解决方案
(1)在下川站，因下川风电场经10kV母线接入，10kV母线电压波动较大，故采用SVC补偿装置补偿装置，并加装两组可调电抗（每组2.2Mvar），消纳两段海底电缆发出的部分无功功率平滑无功补偿设备投切过程带来的电压急剧变动。
(2)在风电场，通过在风力发电机组内部安装足够容量的动态无功补偿装置，并按实际的需要在风电厂变电站类安装高压动态无功补偿装置。
(3)下川站内，10kV母线的调压标准应根据110kV母线电压情况及无功就地平衡原则，如果110kV母线电压高，无功反送上海宴站较大时，以调高110kV主变电压抽头来调高10kV母线电压，当110kV母线电压低，无功反送上海宴站较小时，10kV母线电压低应投入电容补偿，来调整10kV母线电压在合格范围内。
3、线路传输功率
(1)按今年计划，台山端芬、广海、汶村风电场接入系统，端芬风电场本期及最终规模41. ＭＷ、广海风电场本期及最终规模39.95MW、汶村风电场本期及最终规模35.1ＭＷ，三个风电场（台山风电场）合计本期及最终规模123.25ＭＷ，建一个升压站统一升压至110kV接入。
(2)由唐美站片电力平衡结果可知，冬小方式下上、下川风电场满发的电力均不能在唐美站片110kV及以下电网完全消纳，需通过唐美站向220kV电网上送盈余电力。2010年唐美站上送电力最大为12ＭＷ。若今年三个风电场合计123.25ＭＷ全部接入唐美站片，则唐美站上送最大电力达到195.25ＭＷ，现唐美站主变容量为150+180MVA。当唐美站主变“N-1”时，另一台主变过载。若三个风电场195.25ＭＷ全部接入台山站网片（以高头站接入），110kV塔沙线线路过载。解决方案：所以台山风电场宜分别接入唐美站片（以端芬站接入）和台山站网片（以高头站接入）。
台山市110kV线路导线截面基本为240mm2，其在25℃时持续容许送容量为11 MVA。没有出现过载线路，但是当110kV南海线线路“N-1”时，110kV海深线备自投合上，110k斗端线和110kV唐斗线线路过载，因此在这种情况下需要限制各风电场的出力水平。这须在运行中注意的。
4、变速风电机组的短路电流贡献及风电接入对电网短路容量的影响
4.1 双馈感应电机的短路电流贡献
DFIG具有类似于同步机的特性，其转子励磁电流可以通过风电机组变频器及其控制系统进行调整。在电网发生故障时，只要不因转子过流而导致转子侧变压器保护动作闭锁变频器，变速风电机组就能够保证励磁系统的正常运行与控制。
4.2 电网短路容量计算
表1为唐美网片全部风电场不发电与全部风电场满发时的电网短路电流对比结果。可见风电场附近母线节点的短路容量在风电场满发电与不发电时差别较大，风电场对短路容量有很大贡献。
结合现时川风接入电解决方案：(1)下川风电场10kV电缆在接入下川站10kV母线前安装相应的限流电抗器。(2)配置三段式方向电流保护。同时根据风力发电机特点配置低频低压解列装置，在下川站10千伏集电线处也需设置解列装置，装置动作后切除整条集电线路。(3)下川站＃1、＃2主变中性点需增设保护间隙及零序电流互感器，相应增加主变间隙零序保护，同时升级改造主变保护2套等。
5、电网的暂态稳定性
风电场装机容量较小时，风电接入对电网暂态稳定性的影响并不明显，但是大规模的风电接入则会引起电网暂态稳定性的变化。当线路110kV唐斗发生3相短路故障时，上、下川未接入任何电源时的故障极限清除时间为0.3 9s；接入风电场或与风电场相同容量的同步机电厂时，故障极限清除时间，见表2。可见风电场接入后电网的暂态稳定性略有改善，当风电接入容量达到300MW时，稳定性不再改善反而变差。在节点1接入相同容量的同步机电厂来代替风电场的情况下，电网的暂态稳定性不断变差，且随着接入容量的增高其暂态稳定性不断降低。
表2 110kV唐斗线故障极限清除时间
按现时风电接入仿真研究表明：双馈异步发电机在发电状态下可以以不同的转速运行，异步发电机之间不存在功角稳定问题。在系统故障期间，电磁转矩和机械转矩不平衡会导致风电机组加速，很大一部分不平衡能量暂存在风电机组叶片和轴系加速旋转的动能中，这部分能量会降低风电机组在暂态过程中对电网的冲击。
、结语
(1)对于川岛风电接入系统，适量的风电接入有利于地区电网电压水平的提高；当风电接入容量较大，但本地负荷量较小而无法损耗更多的风电机组所发出的有功功率时，大量有功功率外送会引起风电场2级变压器及送出线路的大量无功损耗，从而导致在某些运行方式下个别线路传输功率越限以及地区电网电压稳定性降低。
(2)由双馈风电机组构成的风电场在电网故障期间仍能提供持续的短路电流，当地区电网风电场装机容量较大时，风电场附近节点的短路容量明显增加，故应考虑已有设备的容量升级。如：台山端芬、广海、汶村风电场接入系统解决方案：1)原设计方案中端芬、广海、汶村风电场的50MVA及90MVA变压器阻抗电压均取10.5%，这将严重影响110kV电网线路保护距离Ⅱ段的动作性能，江门110kV电网要求50MVA及90MVA变压器的阻抗电压均取1 .5%。2)由于端芬、广海、汶村风电场经多级110kV线路与省电网连接，将影响沿途110kV线路的重合闸，为确保上述线路故障跳闸后成功重合，保证110kV电网的供电可靠性，在上述线路故障跳闸时，必须尽快将风电场与系统解列，待110kV系统恢复供电后风电场再重新并网。因此，必须在端芬风电场、广海、汶村风电场分别配置具有低压解列、过压解列、低频解列、高频解列、频率变化量解列功能的解列装置，在上述110kV线路故障跳闸后，快速将风电场与系统解列。3)建设端芬―唐美线路等。
参考文献
[1]杜欢,唐东林,肖军等.珠海电力设计院广东江门市台山风电场工程接入系统设计．
[2]项真,江文,解大,张延迟等.风电并网系统稳态运行的研究[J].华东电力第35卷,第3期.2001年3月.
[3]2011年度江门电网运行方式．2010年度江门电网运行方式．
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发表于 2020-6-1 13:35:06
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