風(fēng)電場接入電網(wǎng)末端后系統(tǒng)穩(wěn)定性分析

李曉龍

(華北電力大學(xué)，河北 保定 071003)

風(fēng)力發(fā)電是一種清潔的可再生能源，可以改善能源結(jié)構(gòu),提高能源安全,積極應(yīng)對氣候變化，為經(jīng)濟和社會發(fā)展帶來顯著的效益。受自然條件的限制，風(fēng)電場一般建設(shè)在人跡罕至的邊遠地區(qū)，遠離負荷中心，屬于電網(wǎng)的末端。由于電網(wǎng)末端與主網(wǎng)架之間電氣聯(lián)系薄弱，系統(tǒng)穩(wěn)定性較差，尤其是在有間歇式能源接入的情況下，如何維持系統(tǒng)的穩(wěn)定性是亟需分析和解決的問題。

1 蔚縣風(fēng)電場運行方式

河北省南部電網(wǎng)(簡稱“河北南網(wǎng)”)蔚縣風(fēng)電場一期工程建設(shè)容量為49.5 MW，現(xiàn)有風(fēng)機33臺，單臺風(fēng)機容量為1 500 kW，接入系統(tǒng)方式為單回線接至白石山110 kV側(cè)母線。風(fēng)電場并網(wǎng)地區(qū)局部電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意見圖1。

圖1 風(fēng)電場并網(wǎng)地區(qū)局部電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意

以下利用PSASP暫態(tài)分析軟件，對蔚縣風(fēng)電場接入河北南網(wǎng)后系統(tǒng)的穩(wěn)定性進行詳細的建模和仿真計算。

2 風(fēng)電場最大接入容量分析

風(fēng)電接入容量按照風(fēng)電場短路容量(電流)比計算。風(fēng)電場短路容量比定義為風(fēng)電場額定容量Swind與該風(fēng)電場和電力系統(tǒng)的連接點(Point of Common Connection，PCC)的短路容量Ssc之比，即k=Swind/Ssc×100%。短路容量表示網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的強弱，短路容量大說明該節(jié)點與系統(tǒng)電源點的電氣距離小、聯(lián)系緊密。風(fēng)電場接入點的短路容量反映了該節(jié)點的電壓對風(fēng)電注入功率變化的敏感程度。風(fēng)電場短路容量比按國際上通行的最大取值10%計算，可得110 kV電網(wǎng)的風(fēng)電場最大接入容量為144 MW(96臺1 500 kW的風(fēng)機)，也就是說，蔚縣風(fēng)電場還可擴建63臺同型號風(fēng)機。由于110 kV線路輸送功率有限，LGJ-120輸電線路的極限輸送功率為72.3 MW，因此，當蔚縣風(fēng)電場擴建后，需要再增加2條110 kV輸電線路，輸電線路的型號可選為LGJ-150。

3 風(fēng)電場穩(wěn)態(tài)分析

將蔚縣風(fēng)電場裝機容量從0 MW增加至144 MW(風(fēng)電場最大接入容量)，以考查風(fēng)電場不同出力水平下的系統(tǒng)電壓和靜態(tài)穩(wěn)定情況。當風(fēng)電機組的功率因數(shù)在0.95(滯后) ～0.98(超前)之間變化時，風(fēng)電場出力與相關(guān)母線和接入系統(tǒng)母線電壓的關(guān)系曲線，見圖2。

(a) 風(fēng)電場出口側(cè)380 V母線電壓

(b) 風(fēng)電場出口側(cè)35 kV母線電壓

(c) 風(fēng)電場出口側(cè)110 kV母線電壓

通過計算可知，在正常方式下現(xiàn)有風(fēng)電場容量為49.5 MW(0.495 p.u.)時，風(fēng)電場具備無功調(diào)節(jié)能力，則通過風(fēng)電機組自身無功調(diào)整可維持各相關(guān)母線電壓在合理范圍內(nèi)，若風(fēng)電場運行于恒功率因數(shù)1.0控制狀況下，各相關(guān)母線電壓也基本在可接受范圍內(nèi)。

4 風(fēng)電場暫態(tài)分析

風(fēng)電場的動態(tài)特性影響接入系統(tǒng)的電壓、頻率和暫態(tài)穩(wěn)定性，因此需要通過仿真方法檢驗系統(tǒng)在某些擾動下是否會失去安全性和穩(wěn)定性。在發(fā)生故障的情況下，電網(wǎng)和風(fēng)電場是否能夠維持自身的穩(wěn)定性是電網(wǎng)穩(wěn)定運行的關(guān)鍵。在風(fēng)電場出力為49.5 MW，cosφ=1時，設(shè)置110 kV出線距白石山5%處三相短路，故障切除時間0.12 s，鄰近母線電壓、發(fā)電機頻率曲線見圖3、圖4。

圖3 0.12 s切除故障后各母線電壓曲線

圖4 系統(tǒng)運行頻率曲線

風(fēng)電場出口三相短路時，系統(tǒng)附近保定熱電廠-國華定洲發(fā)電有限責任公司(簡稱“保熱-定電”)機組的相對功角如圖5所示。

圖5 三相短路時保熱-定電機組相對功角

從大量仿真結(jié)果可以看出，在風(fēng)電場現(xiàn)有規(guī)模下，系統(tǒng)可保持同步穩(wěn)定運行，電網(wǎng)電壓、頻率和功角均可維持穩(wěn)定，并具有足夠長的故障切除時間，系統(tǒng)穩(wěn)定性并沒有因為風(fēng)電場容量的增加而變差。但是，當35 kV母線附近發(fā)生接地故障時，故障恢復(fù)后35 kV母線電壓明顯升高。因此，應(yīng)實時監(jiān)測35 kV側(cè)母線電壓并增設(shè)過電壓聯(lián)切裝置，在35 kV母線運行電壓接近極限值時，切除風(fēng)電場部分風(fēng)機。

5 風(fēng)機低電壓穿越測試

風(fēng)力發(fā)電機低電壓穿越 (Low Voltage Ride Through,LVRT) 能力是指在端電壓降低到一定值的情況下不脫離電網(wǎng)而繼續(xù)維持運行，甚至還可以為系統(tǒng)提供一定支持，以幫助系統(tǒng)恢復(fù)電壓的能力。

在蔚縣風(fēng)電場目前裝機容量為49.5 MW的情況下，對該風(fēng)電場進行低電壓穿越仿真分析，設(shè)風(fēng)電場風(fēng)速為12 m/s，2 s時在風(fēng)電場110 kV送出線路首端發(fā)生三相短路接地短路故障，故障持續(xù)0.7 s切除，持續(xù)0.1 s風(fēng)機與系統(tǒng)解列。仿真結(jié)果證明，系統(tǒng)即使在風(fēng)機低電壓穿越時間整定為0.1 s時也能保持穩(wěn)定。風(fēng)機低電壓穿越時，保熱-定電機組的相對功角如圖6所示。

圖6 保熱-定電機組相對功角

6 結(jié)束語

通過蔚縣風(fēng)電場接入電網(wǎng)后對電網(wǎng)的影響研究，證明該風(fēng)電場在現(xiàn)有規(guī)模49.5 MW時，接入電網(wǎng)后對電網(wǎng)電壓及暫態(tài)影響不大，能夠維持電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。在低電壓仿真分析中，因為系統(tǒng)具有較大的無功儲備，因此并不需要風(fēng)電場在系統(tǒng)發(fā)生故障后對系統(tǒng)提供無功支持，可以實現(xiàn)風(fēng)電場的快速解列。該風(fēng)電場在終期規(guī)模下，35 kV母線故障恢復(fù)后電壓較高，因此，必須采取必要的保護措施，如增設(shè)過電壓聯(lián)切裝置，切除風(fēng)電場部分風(fēng)機，以此維持風(fēng)電場及電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。

參考文獻：

[1] 鄭 劍，劉 克，申金平.分布式供電系統(tǒng)對電網(wǎng)的影響[J].東北電力技術(shù)，2006，27(4):4-6,24．

[2] 梁有偉，胡志堅，陳允平.分布式發(fā)電及其在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用研究綜述[J].電網(wǎng)技術(shù)，2003，27(12)：71-75，88.

[3] 胡學(xué)浩．分布式發(fā)電(電源)技術(shù)及其并網(wǎng)問題[J].電工技術(shù)雜志，2004，(10)：1-5．

[4] 王志群，朱守真，周雙喜，等.分布式發(fā)電對配電網(wǎng)電壓分布的影響[J].電力系統(tǒng)自動化，2004，28(16)：56-60.

[5] 張新房，徐大平，呂躍剛，等.風(fēng)力發(fā)電技術(shù)的發(fā)展及若干問題[J].現(xiàn)代電力.2003,20(5):29-34.

[6] 李 蓓，李興源.分布式發(fā)電及其對配電網(wǎng)的影響[J].國際電力，2002，9(3):45-49.

[7] 孫 濤，王偉勝，戴慧珠，等.風(fēng)力發(fā)電引起的電壓波動及閃變[J].電網(wǎng)技術(shù)，2003,27(12):62-66,70.

[8] 雷亞洲.與風(fēng)電并網(wǎng)相關(guān)的研究課題[J].電力系統(tǒng)自動化，2003,27(8):84-89.

[9] 申 洪，梁 軍，戴慧珠.基于電力系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定分析的風(fēng)電場穿越功率極限計算[J].電網(wǎng)技術(shù)，2002,26(8):8-11.

[10] 王偉勝，馮雙磊，張義斌.風(fēng)電場最大裝機容量和電網(wǎng)短路容量的關(guān)系[J].國際電力，2005,9(2): 31-34.