丁 玲，謝國強，宋嘉峰

(1．東北電力大學(xué)電氣工程學(xué)院，吉林吉林132012;2．吉林省電力勘測設(shè)計院，吉林 長春130022)

1 通遼電網(wǎng)的組成及其風(fēng)電場容量

通遼地區(qū)電網(wǎng)位于東北電網(wǎng)中西部，是東北電網(wǎng)的重要組成部分，分為南部電網(wǎng)和北部電網(wǎng)，南部電網(wǎng)由通遼市城區(qū)、開魯縣、科左中旗、科左后旗、庫倫旗及奈曼旗構(gòu)成，東與吉林、遼寧兩省網(wǎng)相連;通遼北部電網(wǎng)由扎魯特旗和霍林郭勒市構(gòu)成，并與烏蘭電網(wǎng)相連，供電面積達12萬km2。

白音塔拉與西海拉4臺風(fēng)電場均位于科左后旗甘旗卡鎮(zhèn)西部，滿斗風(fēng)場內(nèi)，兩座風(fēng)電場規(guī)劃容量均為49．5 MW，2座風(fēng)電場總占地范圍約26 km2，場內(nèi)大部分為沙陀沙丘，地形起伏不大。2座風(fēng)電場東距甘旗卡鎮(zhèn)26 km，甘旗卡至朝魯吐縣級公路北部、伊胡塔鎮(zhèn)至朝魯北鎮(zhèn)南部。南距303省道約21．2 km;東距 304 國道約 19．6 km。

按照規(guī)劃，近年滿斗風(fēng)場規(guī)劃風(fēng)電裝機容量400 MW，白音塔拉與西海拉4臺風(fēng)電場(99 MW)經(jīng)1回220 kV線路接入220 kV甘旗卡變運行，新建聯(lián)網(wǎng)線路28 km，聯(lián)網(wǎng)導(dǎo)線采用LGJ－400。白音塔拉風(fēng)電場(49．5 MW)共安裝33臺單機容量為1.5 MW的金風(fēng)直驅(qū)機組，西海拉4臺風(fēng)電場(49．5 MW)共安裝33臺單機容量為1.5 MW的聯(lián)合動力UP82機組，機端電壓為690 V，經(jīng)一機一變(箱式變)的單元接線方式升壓至35 kV，每個風(fēng)電場各經(jīng)3條35 kV線路接入風(fēng)電場升壓站運行［1－5］。

2 風(fēng)電場輸出特性及其負荷相關(guān)性

2．1 風(fēng)電場輸出功率特性

風(fēng)電場的輸出功率特性與所使用風(fēng)電機組的功率特性曲線有關(guān)，白音塔拉風(fēng)電場選用的是33臺單機容量為1 500 kW的金風(fēng)直驅(qū)機組，西海拉4臺風(fēng)電場選用的是33臺單機容量為1 500 kW的聯(lián)合動力UP82雙饋機組，其功率特性曲線如圖1所示。

圖1 風(fēng)電機組功率曲線

由于2座風(fēng)電場公用1座升壓變，故2風(fēng)電場的輸出功率特性合并起來分析，圖2為風(fēng)電場輸出功率概率分布。由于風(fēng)電機組是分散分布的，各處的風(fēng)速不可能完全相同，因此計算時假定風(fēng)電場內(nèi)風(fēng)電機組出力的同時率為95%。

圖2 風(fēng)電場出力概率分布圖

2．2 各區(qū)域風(fēng)電場出力相關(guān)性

風(fēng)電場與常規(guī)發(fā)電廠有很大的不同。首先風(fēng)電場的出力受風(fēng)的影響是隨機波動的，在大多數(shù)情況下低于裝機容量;其次，一個地區(qū)可能有多個風(fēng)電場，即一個地區(qū)風(fēng)電場的分布是分散的;并且一個風(fēng)電場往往由數(shù)十臺、上百臺甚至數(shù)百臺風(fēng)電機組組成，每臺風(fēng)電機組的容量很小，分布范圍廣，即風(fēng)電場內(nèi)風(fēng)電機組的分布也是分散的。由于風(fēng)電場出力的隨機性、風(fēng)電場和風(fēng)電機組分布的分散性，因此需要研究風(fēng)電場之間出力的相關(guān)性問題。

在進行風(fēng)電場的出力的相關(guān)性分析時，考慮當年規(guī)劃的所有風(fēng)電場，根據(jù)各個風(fēng)電場距離4個測風(fēng)點的遠近，就近選用相應(yīng)的測風(fēng)數(shù)據(jù)(國華代力吉、華能寶龍山風(fēng)電場、華能左中珠日河、龍源代力吉風(fēng)電場、華能高力板采用寶龍山的測風(fēng)數(shù)據(jù);霍林河、中國風(fēng)電阿日昆都楞和大唐北風(fēng)電場采用霍林河的測風(fēng)數(shù)據(jù);長星莫力廟、華能建華、國華太平沼、華電新能源小街基、蒙能烏力吉木仁、深能義和塔拉東、華電義和塔拉西采用開魯?shù)臏y風(fēng)數(shù)據(jù);中國風(fēng)電花燈風(fēng)場、白音塔拉與西海拉4臺風(fēng)電場、哈日烏蘇風(fēng)電場采用滿斗的測風(fēng)數(shù)據(jù))進行出力的計算。圖3給出了2010年通遼電網(wǎng)各區(qū)域風(fēng)電場出力的年變化柱狀圖。

圖3 4個區(qū)域風(fēng)電場出力年變化曲線

從圖3可以看出，寶龍山、霍林河和義和塔拉風(fēng)電場各月平均出力的趨勢基本相同，春秋季出力較大，夏冬季出力較小。其中，7月份和8月份出力較小，3月和4月份出力較大;滿斗風(fēng)場出力在7月、8月和9月較大，2月和12月出力較小。滿斗風(fēng)場月出力分布變化與其它3個地區(qū)風(fēng)電場的月出力分布差別較大。

2．3 風(fēng)電場出力與負荷變化的相關(guān)性

在風(fēng)電接入電網(wǎng)研究中，通常將風(fēng)電場出力視為負的負荷。如果能夠?qū)︼L(fēng)電功率進行準確預(yù)測，則可將風(fēng)電功率作為負的負荷疊加到負荷預(yù)測的曲線上，就可以根據(jù)風(fēng)功率安排常規(guī)機組的發(fā)電計劃，從而優(yōu)化發(fā)電機組的組合、降低整個電網(wǎng)運行的費用［6］。

根據(jù)通遼電網(wǎng)運行方式提供數(shù)據(jù)，給出了通遼地區(qū)2010年平均負荷與所有風(fēng)電場綜合出力的對比曲線，如圖4所示。由圖4可以看出，風(fēng)電場出力在1～5月、10～12月偏大，其他月份偏小;而負荷在1～3月、10月、11月較小，6月、7月和8月較大。如果2010年風(fēng)電場全部按計劃開始發(fā)電，通遼地區(qū)風(fēng)電場的總裝機容量將達1 864 MW，在春秋季節(jié)的某些時刻可能會出現(xiàn)風(fēng)電功率外送的現(xiàn)象，在其他時刻風(fēng)電功率小于負荷水平，負荷需求要通過其他電源來滿足。

圖4 2010年月平均負荷與風(fēng)電場綜合出力比較圖

3 風(fēng)電場接入后的無功特性分析

白音塔拉與西海拉4臺風(fēng)電場(99 MW)將接入甘旗卡變220 kV側(cè)，在甘旗卡變220 kV母線可能的電壓水平下，風(fēng)電場滿發(fā)時吸收的無功功率和電網(wǎng)向風(fēng)電場注入的無功功率分別如表1所示。

表1 風(fēng)電場在不同電壓水平時吸收的無功 MVA

由表1可以看出，風(fēng)電場吸收的無功功率隨著甘旗卡變220 kV母線電壓的升高而減少;在甘旗卡變220 kV母線可能的電壓范圍內(nèi)，白音塔拉與西海拉4臺風(fēng)電場(99 MW)滿發(fā)時吸收的無功功率在20～25 MVA之間，這部分無功消耗主要是風(fēng)電機組單元升壓變、場內(nèi)集電線路以及風(fēng)電場升壓變的無功損耗。電網(wǎng)需要向風(fēng)電場注入約17～23 MVA的無功功率。

下面分析風(fēng)電場在實際電網(wǎng)中運行的情況。冬大方式下，白音塔拉與西海拉4臺風(fēng)電場(99 MW)并網(wǎng)運行后，風(fēng)電場不同出力水平時吸收的無功功率如表2所示。

由表2可以看出，當風(fēng)電場出力較小時，風(fēng)電場送出線路發(fā)出的充電功率大于線路和風(fēng)電場消耗的無功功率，使得送出線甘旗卡變側(cè)向電網(wǎng)注入部分無功功率;隨著風(fēng)電場出力增加，風(fēng)電場吸收的無功功率逐漸增加，甘旗卡變送入風(fēng)電場的無功功率也逐漸增加。白音塔拉與西海拉4臺風(fēng)電場滿發(fā)的情況下，吸收的無功功率約為22 MVA。

表2 風(fēng)電場不同出力狀態(tài)下吸收的無功 MVA

白音塔拉與西海拉4臺風(fēng)電場并網(wǎng)運行后，滿發(fā)時消耗的無功功率在20～25 MVA范圍之內(nèi);電網(wǎng)需向風(fēng)電場提供17～23 MVA無功支持。

4 風(fēng)電場接入后的系統(tǒng)潮流

4．1 冬大正常運行方式下系統(tǒng)潮流和無功電壓分析

在2010年冬大方式下，其它風(fēng)電場固定滿出力，電網(wǎng)主要相關(guān)變量隨著白音塔拉、西海拉4臺風(fēng)電場和哈日烏蘇風(fēng)電場出力增加的變化曲線如圖5所示。

從圖5中可以看出，隨著接入甘旗卡變風(fēng)電場出力的增加，網(wǎng)內(nèi)相關(guān)節(jié)點電壓呈現(xiàn)先升高后降低的趨勢;風(fēng)電場220 kV母線和網(wǎng)內(nèi)相關(guān)母線的電壓變化幅度為0．005 pu左右;風(fēng)電場機端母線的電壓變化幅度為0．01 pu左右。

從線路負載率曲線可見，隨著風(fēng)電場出力的增加，甘旗卡～哈達(木里圖)220 kV線路和哈達(木里圖)～河西220 kV線路的負載率先減少后增加;網(wǎng)內(nèi)的輸電線路均不會過載。

從2010年風(fēng)電場并網(wǎng)后的電壓調(diào)節(jié)角度考慮，風(fēng)電場內(nèi)部不配置無功補償裝置也可滿足要求。但是，考慮到滿斗風(fēng)電場遠期的裝機400 MW，應(yīng)在風(fēng)電場升壓站主變處安裝15 MVA的容性無功補償裝置，以滿足遠期風(fēng)電場并網(wǎng)運行時系統(tǒng)電壓的正常運行。

4．2 冬大N－1靜態(tài)安全方式下系統(tǒng)潮流和無功電壓分析

冬大方式下，甘旗卡～海魯吐220 kV、甘旗卡～庫倫220 kV雙回線路、甘旗卡～哈達(木里圖)220 kV雙回線路和科爾沁～沙嶺500 kV雙回線路為單回運行，負載率增大會使附近節(jié)點電壓有不同程度的降低，其相關(guān)變量的變化曲線如圖6所示。

圖5 冬大方式下相關(guān)變量變化曲線

從圖6可以看出，當甘旗卡～海魯吐220 kV、甘旗卡～庫倫220 kV雙回線路、甘旗卡～哈達(木里圖)220 kV雙回線路和科爾沁～沙嶺500 kV雙回線路N－1運行時，隨著風(fēng)電場出力增加各點電壓逐漸降低，電壓變化的幅度不大;相應(yīng)線路的負載率會增加，但不會過載［7］。

4．3 冬大大機組退出運行方式下系統(tǒng)潮流和無功電壓分析

圖6 甘旗卡～海魯吐220 kV線路N－1運行時相關(guān)變量變化曲線(冬大)

在冬大方式下，接入500 kV科爾沁變的通遼第二電廠600 MW機組因故退出運行時，相關(guān)變量隨著風(fēng)電場出力的變化曲線如圖7所示，相關(guān)節(jié)點的電壓變化幅度在正常范圍內(nèi)。

5 風(fēng)電場無功補償裝置和控制策略

根據(jù)通遼2010年電網(wǎng)，并且考慮了不同運行方式下的潮流計算和無功電壓分析結(jié)果，得出如下無功補償設(shè)備配置方案及電壓控制策略。

在白音塔拉與西海拉4臺風(fēng)電場升壓變低壓側(cè)需要安裝無功補償裝置，配置方案為容性15 MVA、感性3 MVA的無功補償裝置，為適應(yīng)風(fēng)電出力快速變化、滿足無功電壓的控制要求，建議安裝的無功補償裝置能夠以小步長進行自動調(diào)節(jié)。

圖7 機組檢修時相關(guān)變量變化曲線(冬大)

當風(fēng)電場升壓變220 kV側(cè)電壓低于1．01 pu時開始投入容性無功并逐級調(diào)節(jié)，控制目標為該點電壓不低于1．01 pu，直至容量全部投入;當風(fēng)電場升壓變220 kV側(cè)電壓高于1．05 pu時退出容性無功并逐級調(diào)節(jié)，直至容量完全退完;當風(fēng)電場升壓變220 kV側(cè)電壓高于1．06 pu時投入感性無功并逐級調(diào)節(jié)，控制目標為該點電壓不高于1．06 pu;當風(fēng)電場升壓變220 kV側(cè)電壓低于1．02 pu時退出感性無功并逐級調(diào)節(jié)，直至容量完全退完。

6 結(jié)論

1)白音塔拉與西海拉4臺風(fēng)電場并網(wǎng)運行后，風(fēng)電場滿發(fā)時消耗的無功功率在20～25 MVA范圍之內(nèi);電網(wǎng)需要向風(fēng)電場提供17～23 MVA的無功支持。

2)在冬大、最小負荷方式下，白音塔拉、西海拉4臺風(fēng)電場和哈日烏蘇風(fēng)電場并網(wǎng)運行對通遼電網(wǎng)的電壓水平影響較小。

3)隨著接入甘旗卡變風(fēng)電場出力的增加，甘旗卡～哈達(木里圖)220 kV線路的負載率先減小后增加;在線路N－1的運行方式下，相關(guān)線路負載率會增加，但不會出現(xiàn)過載。

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