張趙青，朱建國(guó)，王 雪，王德萍，王智

(湖北省電力勘測(cè)設(shè)計(jì)院，湖北 武漢 430040)

影響風(fēng)電場(chǎng)電能質(zhì)量的因素研究

張趙青，朱建國(guó)，王 雪，王德萍，王智

(湖北省電力勘測(cè)設(shè)計(jì)院，湖北 武漢 430040)

風(fēng)電場(chǎng)并網(wǎng)時(shí)產(chǎn)生的電壓波動(dòng)和閃變、電壓偏差以及諧波，直接影響電網(wǎng)運(yùn)行的穩(wěn)定性。本文以某風(fēng)電場(chǎng)為例，探討以上影響風(fēng)電場(chǎng)電能質(zhì)量的因素。通過(guò)對(duì)相關(guān)因素的闡述、計(jì)算及分析，結(jié)合國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，明確電場(chǎng)電能質(zhì)量的分析評(píng)估方法。結(jié)果表明，風(fēng)電并網(wǎng)前需進(jìn)行電能質(zhì)量評(píng)估，對(duì)相關(guān)參數(shù)進(jìn)行詳細(xì)計(jì)算，其結(jié)果必須滿足國(guó)標(biāo)要求，才可實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行。

風(fēng)電場(chǎng)；并網(wǎng)；電能質(zhì)量；穩(wěn)定性

0 前言

國(guó)家能源局出版的《可再生能源“十二五”規(guī)劃》明確提出，到2015年，我國(guó)風(fēng)電裝機(jī)容量將達(dá)到1億kW，年發(fā)電量1 900億kW·h[1]。但由于風(fēng)力發(fā)電具有間歇性、量轉(zhuǎn)化效率較低以及儲(chǔ)能困難[2]等特點(diǎn)，其并網(wǎng)必然會(huì)影響電網(wǎng)系統(tǒng)的安全穩(wěn)定性[3]。因此，在風(fēng)電場(chǎng)規(guī)劃設(shè)計(jì)之初，必須對(duì)其進(jìn)行電能質(zhì)量的分析評(píng)估，以確保并網(wǎng)的安全性。

對(duì)風(fēng)電場(chǎng)進(jìn)行電能質(zhì)量的分析評(píng)估，首先需明確影響其電能質(zhì)量的諸多因素，再有針對(duì)性地進(jìn)行計(jì)算，分析各項(xiàng)參數(shù)是否處于國(guó)家規(guī)范允許的范圍之內(nèi)。根據(jù)文獻(xiàn)[4-7]，影響風(fēng)電場(chǎng)電能質(zhì)量的主要因素為：電壓波動(dòng)和閃變、電壓偏差以及諧波。下面以某風(fēng)電場(chǎng)為例，對(duì)以上因素進(jìn)行詳細(xì)分析。

1 某風(fēng)電場(chǎng)概況

某風(fēng)電場(chǎng)區(qū)位于湖北省黃岡市龍感湖管理區(qū)，海拔9～19 m，年平均風(fēng)速2.53 m/s，屬ⅢC風(fēng)場(chǎng)。風(fēng)電場(chǎng)并網(wǎng)后，不僅能緩解110 kV孔壟～蔡城線路壓力，降低網(wǎng)損，而且能減少環(huán)境污染，實(shí)現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。

風(fēng)電場(chǎng)規(guī)劃裝機(jī)容量4.8萬(wàn)kW，總出力48+j5 MVA，等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)為1 375 h，擬安裝24臺(tái)單機(jī)容量2 MW的直驅(qū)永磁同步風(fēng)機(jī)發(fā)電機(jī)組(VTS90-2000)。并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)見(jiàn)圖1。

圖1 直驅(qū)永磁同步風(fēng)機(jī)并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)圖

根據(jù)風(fēng)電場(chǎng)裝機(jī)容量和周邊電網(wǎng)情況，規(guī)劃出四套接入系統(tǒng)方案。利用《湖北電網(wǎng)“十二五”規(guī)劃》推薦的網(wǎng)絡(luò)對(duì)接入系統(tǒng)方案進(jìn)行潮流計(jì)算，篩選出兩套潮流均勻，在風(fēng)大或者風(fēng)小方式下均不存在過(guò)載現(xiàn)象的接入方案：

方案一：從龍感湖風(fēng)電升壓變新建1回LGJ-240線路約18 km至110 kV蔡山變(待建)，線路路徑兼顧220 kV孔垅變，線路遠(yuǎn)期可將此線路π進(jìn)220 kV孔垅變。接入系統(tǒng)見(jiàn)圖2。

圖2 接入系統(tǒng)方案一

方案二：從龍感湖風(fēng)電場(chǎng)升壓變新建1回LGJ-240線路約12 km，T接至孔垅變與小池變110 kV輸電線上，此節(jié)點(diǎn)距孔垅變約300 m，新建110 kV母線孔池線。接入系統(tǒng)見(jiàn)圖3。

圖3 接入系統(tǒng)方案二

從運(yùn)行角度分析，經(jīng)2013年潮流計(jì)算，兩方案均滿足穩(wěn)定性要求，相關(guān)節(jié)點(diǎn)的短路電流水平均在設(shè)備允許的范圍之內(nèi)。但方案二在110 kV孔垅～孔小T點(diǎn)發(fā)生故障時(shí)，會(huì)形成龍感湖升壓站～小池的孤網(wǎng)，必須采取切機(jī)切負(fù)荷的措施。只有在220 kV孔垅變投運(yùn)后，供區(qū)網(wǎng)絡(luò)改善，這一問(wèn)題才得以解決。從經(jīng)濟(jì)性角度分析，方案一由于出線條數(shù)多，路線長(zhǎng)，所以投資較高。由于兩方案各有優(yōu)缺點(diǎn)，因此還需對(duì)兩方案進(jìn)行電能質(zhì)量評(píng)估，以確定最終方案。

2 電能質(zhì)量評(píng)估

2.1 計(jì)算方法

(1)電網(wǎng)連接點(diǎn)并有多臺(tái)機(jī)組時(shí)，其電壓閃變值按公式(1)計(jì)算[8]

(1)

式中Pst——短時(shí)間閃變值；

Plt——長(zhǎng)時(shí)間閃變值；

c(ψk,νa)——單臺(tái)風(fēng)電機(jī)組的閃變系數(shù)；

Sn,i——單臺(tái)風(fēng)電機(jī)組的額定視在功率/kW；

Nwt——連接到電網(wǎng)連接點(diǎn)的風(fēng)電機(jī)組的數(shù)量。

(2)風(fēng)電場(chǎng)正常運(yùn)行工況時(shí)，其電壓偏差按公式(2)計(jì)算[9]

(2)

式中 δU——電壓偏差；

Ure——實(shí)測(cè)電壓/kV；

UN——系統(tǒng)標(biāo)稱(chēng)電壓/kV。

(3)考慮同時(shí)系數(shù)工況時(shí)，諧波電流允許值按公式(3)計(jì)算[10]

Ihi=Ih[Si/(FHVSt)]1/α

(3)

式中Ih——換算的第h次諧波電流允許值/A；

Si——第i個(gè)用戶(hù)的供電協(xié)議容量/MVA；

St——公共連接點(diǎn)的供電設(shè)備容量/MVA；

α——諧波疊加系數(shù)，按表1取值；

FHV——PCC點(diǎn)高壓諧波源的同時(shí)系數(shù)，典型值為0.4～1。

表1諧波疊加系數(shù)

h(諧波次數(shù))35≦h≦10h>10α(諧波疊加系數(shù))1．01．42

(4)諧波電壓含量按公式(4)計(jì)算[10]

(4)

式中Uh——第h次諧波電壓(方均根值)。

(5)電壓總諧波畸變率按公式(5)計(jì)算[10]

(5)

式中U1——基波電壓(方均根值)。

2.2 計(jì)算結(jié)果

(1)利用PSASP潮流和短路計(jì)算模塊，計(jì)算出風(fēng)電場(chǎng)并網(wǎng)時(shí)，升壓變110 kV母線的電網(wǎng)阻抗角為78.34°。該風(fēng)電場(chǎng)70 m輪轂高度年平均風(fēng)速為2.53 m/s。應(yīng)用線性插值法計(jì)算出兩方案電壓波動(dòng)及閃變值見(jiàn)表2～表5。

表2方案一電壓波動(dòng)計(jì)算值

運(yùn)行工況dmax/[%]切入風(fēng)速時(shí)啟動(dòng)0．111額定風(fēng)速時(shí)啟動(dòng)1．246在不同發(fā)電機(jī)之間切換的最?lèi)毫庸r0．317

表3方案一電壓閃變計(jì)算值

工況風(fēng)電場(chǎng)升壓變110kV母線蔡山變110kV母線Pst∑Plt∑Pst∑Plt∑連續(xù)運(yùn)行狀態(tài)下0．0260．0260．0200．020切入風(fēng)速時(shí)啟動(dòng)0．00170．00120．00140．0010額定風(fēng)速時(shí)啟動(dòng)0．00540．00400．00430．0032在不同發(fā)電機(jī)之間切換的最?lèi)毫庸r0．00270．00200．00220．0016

表4方案二電壓波動(dòng)計(jì)算值

運(yùn)行工況dmax/[%]切入風(fēng)速時(shí)啟動(dòng)0．064額定風(fēng)速時(shí)啟動(dòng)0．700在不同發(fā)電機(jī)之間切換的最?lèi)毫庸r0．178

表5方案二電壓閃變計(jì)算值

工況風(fēng)電場(chǎng)升壓變110kV母線蔡山變110kV母線Pst∑Plt∑Pst∑Plt∑連續(xù)運(yùn)行狀態(tài)下0．0150．0150．0110．011切入風(fēng)速時(shí)啟動(dòng)0．00100．00070．00070．0005額定風(fēng)速時(shí)啟動(dòng)0．00320．00230．00230．0017在不同發(fā)電機(jī)之間切換的最?lèi)毫庸r0．00160．00120．00120．0008

(2)根據(jù)公式(2)，結(jié)合風(fēng)電場(chǎng)運(yùn)行特性，考慮風(fēng)電機(jī)組典型出力情況，計(jì)算并網(wǎng)時(shí)對(duì)附近主要節(jié)點(diǎn)電壓造成的影響。兩方案電壓偏差值見(jiàn)表6～表7。

表6方案一電壓偏差值

風(fēng)電場(chǎng)出力/MVA(標(biāo)幺值)功率因數(shù)電壓偏差/[%]風(fēng)電場(chǎng)110kV母線孔垅變110kV母線0．48+j0．050．9952．221．260．48-j0．05進(jìn)相0．9950．28-0．23出力為零11．270．530．24+j0．0250．9951．360．820．24-j0．025進(jìn)相0．9950．420．1

表7方案二電壓偏差值

風(fēng)電場(chǎng)出力/MVA(標(biāo)幺值)功率因數(shù)電壓偏差/[%]風(fēng)電場(chǎng)110kV母線孔垅變110kV母線0．48+j0．050．9951．471．050．48-j0．05進(jìn)相0．9950．330．16出力為零10．910．610．24+j0．0250．9950．870．630．24-j0．025進(jìn)相0．9950．310．2

(3)在額定運(yùn)行狀態(tài)下，風(fēng)電場(chǎng)通過(guò)110 kV的升壓變接入系統(tǒng)，110 kV側(cè)注入系統(tǒng)的各次諧波電流值可根據(jù)公式(3)計(jì)算。由于國(guó)標(biāo)只有2～25次的諧波允許值，再結(jié)合VTS90-2000風(fēng)機(jī)具體諧波參數(shù)，可得諧波次數(shù)有效值為2、3、4、5、6、7、10、11、13。兩方案諧波電流值見(jiàn)表8～表9。

表8方案一各次諧波電流值

諧波次數(shù)234567101113諧波電流允許值/A9．7075．1194．8545．5303．2364．4221．9413．2872．914

表9方案二各次諧波電流值

諧波次數(shù)234567101113諧波電流允許值/A17．4998．9148．7509．6915．8337．8283．5005．8985．241

(4)風(fēng)電場(chǎng)所有機(jī)組在額定運(yùn)行方式下同時(shí)投運(yùn)，未考慮背景諧波情況時(shí)，計(jì)算出兩方案相關(guān)變電站的110 kV母線各次諧波含有率和電壓總諧波畸變率見(jiàn)表10～表11，其中電壓總諧波畸變率選取三相中的最大值。

表10方案一蔡山變電站的各次諧波含有率

諧波次數(shù)234567101113諧波含有率0．0200．0150．0400．2000．0600．0700．0500．2730．129

注：電壓總諧波畸變率：0.827%。

表11方案二孔池線的各次諧波含有率

諧波次數(shù)234567101113諧波含有率0．0110．0080．0210．1060．0320．0370．0260．1450．069

注：電壓總諧波畸變率：0.440%。

2.3 結(jié)果分析

2.3.1 兩方案電壓波動(dòng)結(jié)果分析

根據(jù)表2、表4可知：

(1)在切入風(fēng)速下啟動(dòng)，方案一、二對(duì)龍感湖風(fēng)電場(chǎng)產(chǎn)生的電壓波動(dòng)分別為0.111%和0.064%，均未超過(guò)國(guó)標(biāo)限值1.0%[8]。

(2)在額定風(fēng)速下啟動(dòng)，方案一對(duì)龍感湖風(fēng)電場(chǎng)產(chǎn)生的電壓波動(dòng)為1.246%，超過(guò)國(guó)標(biāo)限值1.0%[8]。方案二對(duì)龍感湖風(fēng)電場(chǎng)產(chǎn)生的電壓波動(dòng)為0.700%，未超過(guò)國(guó)標(biāo)限值1.0%[8]。

(3)在電機(jī)之間切換的最?lèi)毫庸r下，方案一、二對(duì)龍感湖風(fēng)電場(chǎng)產(chǎn)生的電壓波動(dòng)分別為0.317%和0.178%，均未超過(guò)國(guó)標(biāo)限值1.0%[8]。

2.3.2 兩方案電壓閃變結(jié)果分析

根據(jù)表3、表5可知：

(1)風(fēng)電場(chǎng)所有機(jī)組全部投運(yùn)，連續(xù)運(yùn)行狀態(tài)下，方案一對(duì)風(fēng)電場(chǎng)升壓變110 kV母線和蔡山變110 kV母線產(chǎn)生的閃變值分別為0.026和0.020，均未超過(guò)國(guó)標(biāo)限值1.0[8]。方案二對(duì)風(fēng)電場(chǎng)升壓變110 kV母線和孔池線110 kV母線產(chǎn)生的閃變值分別為0.015和0.011，均未超過(guò)國(guó)標(biāo)限值1.0[8]。

(2)風(fēng)電場(chǎng)所有機(jī)組全部投運(yùn)，切換操作時(shí)，方案一對(duì)風(fēng)電場(chǎng)升壓變110 kV母線產(chǎn)生的閃變最大值為0.0054，對(duì)蔡山變110 kV母線產(chǎn)生的閃變最大值為0.0043，均未超過(guò)國(guó)標(biāo)限值1.0[8]。方案二對(duì)風(fēng)電場(chǎng)升壓變110 kV母線產(chǎn)生的閃變最大值為0.0032，對(duì)孔池110 kV母線產(chǎn)生的閃變最大值為0.0023，均未超過(guò)國(guó)標(biāo)限值1.0[8]。

2.3.3 兩方案電壓偏差結(jié)果分析

根據(jù)表6、表7可知：在風(fēng)電機(jī)組幾種典型出力情況下，方案一并網(wǎng)點(diǎn)的電壓偏差均不超過(guò)系統(tǒng)額定電壓的2.22%，在規(guī)程允許的范圍10%[9]以?xún)?nèi)。方案二并網(wǎng)點(diǎn)的電壓偏差均不超過(guò)系統(tǒng)額定電壓的1.47%，在規(guī)程允許的范圍10%[9]以?xún)?nèi)。

2.3.4 兩方案電壓偏差結(jié)果分析

根據(jù)表8～表11可知：

(1)在額定運(yùn)行狀態(tài)下，方案一、二通過(guò)110 kV升壓變并網(wǎng)的各次諧波電流值均未超過(guò)國(guó)標(biāo)允許值[10]。

(2)未考慮背景諧波的情況下，所有機(jī)組以額定運(yùn)行方式同時(shí)投運(yùn)，方案一蔡山變的110 kV母線電壓總諧波畸變率為0.827%；方案二孔池線110 kV母線電壓總諧波畸變率為0.440%，均滿足國(guó)標(biāo)要求[10]。

綜上所述，方案一由于電壓波動(dòng)超過(guò)國(guó)標(biāo)限值，故被排除。而方案二各項(xiàng)參數(shù)均符合國(guó)標(biāo)，電能質(zhì)量評(píng)估合格，被確定為最終方案。

3 結(jié)論

(1)規(guī)劃風(fēng)電場(chǎng)接入系統(tǒng)時(shí)，除了從運(yùn)行和經(jīng)濟(jì)性考慮方案的可行性，為確保電網(wǎng)系統(tǒng)的安全穩(wěn)定，還需進(jìn)行電能質(zhì)量評(píng)估;

(2)電壓偏差、波動(dòng)、閃變以及諧波是影響風(fēng)電場(chǎng)電能質(zhì)量評(píng)估的主要因素。進(jìn)行電能質(zhì)量評(píng)估時(shí)，要對(duì)相關(guān)參數(shù)進(jìn)行計(jì)算分析，只有所有參數(shù)均符合國(guó)標(biāo)要求的方案，才能確定為電能質(zhì)量合格;

(3)風(fēng)電場(chǎng)投運(yùn)后，仍需對(duì)相關(guān)變電站進(jìn)行電能質(zhì)量的在線監(jiān)測(cè)。實(shí)際運(yùn)行時(shí)，若電能質(zhì)量指標(biāo)超過(guò)國(guó)標(biāo)限制，建議在風(fēng)電場(chǎng)出口母線處集中安裝SVC以抑制諧波和電壓波動(dòng)。

[1]范李平,楊力森,武粉桃．風(fēng)電場(chǎng)并網(wǎng)對(duì)電力系統(tǒng)穩(wěn)定性影響[J]．電網(wǎng)與清潔能源,2012(6)：33-36．

[2]王新志．現(xiàn)代風(fēng)力發(fā)電技術(shù)以及工程應(yīng)用[M]．北京：電子工業(yè)出版社，2010．

[3]董昱廷，王海云，唐新安.風(fēng)電機(jī)組狀態(tài)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)現(xiàn)狀研究[J].電網(wǎng)與清潔能源，2013，29(3)：85-89，96.

[4]黃壯盛.南澳風(fēng)電場(chǎng)諧波的測(cè)量與分析[J].電網(wǎng)技術(shù)，2013(11)：80-82．

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[6]熊圖.運(yùn)用廣義回歸神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)預(yù)測(cè)風(fēng)電場(chǎng)功率[J].電網(wǎng)與清潔能源，2014,30(1):109-113.

[7]遲永寧,劉燕華,王偉勝,等．風(fēng)電接入對(duì)電力系統(tǒng)的影響[J]．電網(wǎng)技術(shù)，2007，31(3):77-81．

[8]國(guó)家技術(shù)監(jiān)督局.GB/T 12326-2008:電能質(zhì)量電壓波動(dòng)和閃變[S]．2008-06-18．

[9]國(guó)家技術(shù)監(jiān)督局．GB/T 12325-2008:電能質(zhì)量 供電電壓偏差[S]．2008-06-18.

[10]國(guó)家技術(shù)監(jiān)督局．GB/T 14549-2008:電能質(zhì)量 公用電網(wǎng)諧波[S]．2008-06-18.

ResearchontheFactorsfortheQualityofWindElectricFarmPower

ZHANGZhao-qing,ZHUJian-guo,WANGXue,WANGDe-ping,WANGZhi

(HubeiElectricPowerSurvey&DesignInstitute,Wuhan430040,China)

The stability of power grid is affected directly by the voltage fluctuation, flicker, deviation and harmonics resulted from wind power grid connection. Take a wind power plant for an example, all the factors mentioned above are studied in this paper. According to the national standard criterion, the related factors are calculated, analyzed and expounded. And a method for estimating the quality of wind electric farm power is confirmed. The results show that if only the quality of the wind power plant meets the national standards after detailed calculation of the relavent parameters can the power grid achieve stable operation.

wind electric farm;grid connection;quality of power;stability

2014-05-21修訂稿日期2014-09-12

張趙青(1982～)，男，工學(xué)學(xué)士，工程師，研究方向?yàn)閯?dòng)力機(jī)械設(shè)計(jì)。

TM614

A

1002-6339 (2014) 06-0516-04