风电场接入通辽电网后的系统潮流和无功电压研究

2012-10-11谢国强宋嘉峰

黑龙江电力 2012年1期

丁玲，谢国强，宋嘉峰

(1．东北电力大学电气工程学院，吉林吉林132012;2．吉林省电力勘测设计院，吉林长春130022)

1 通辽电网的组成及其风电场容量

通辽地区电网位于东北电网中西部，是东北电网的重要组成部分，分为南部电网和北部电网，南部电网由通辽市城区、开鲁县、科左中旗、科左后旗、库伦旗及奈曼旗构成，东与吉林、辽宁两省网相连;通辽北部电网由扎鲁特旗和霍林郭勒市构成，并与乌兰电网相连，供电面积达12万km2。

白音塔拉与西海拉4台风电场均位于科左后旗甘旗卡镇西部，满斗风场内，两座风电场规划容量均为49．5 MW，2座风电场总占地范围约26 km2，场内大部分为沙陀沙丘，地形起伏不大。2座风电场东距甘旗卡镇26 km，甘旗卡至朝鲁吐县级公路北部、伊胡塔镇至朝鲁北镇南部。南距303省道约21．2 km;东距 304 国道约 19．6 km。

按照规划，近年满斗风场规划风电装机容量400 MW，白音塔拉与西海拉4台风电场(99 MW)经1回220 kV线路接入220 kV甘旗卡变运行，新建联网线路28 km，联网导线采用LGJ－400。白音塔拉风电场(49．5 MW)共安装33台单机容量为1.5 MW的金风直驱机组，西海拉4台风电场(49．5 MW)共安装33台单机容量为1.5 MW的联合动力UP82机组，机端电压为690 V，经一机一变(箱式变)的单元接线方式升压至35 kV，每个风电场各经3条35 kV线路接入风电场升压站运行［1－5］。

2 风电场输出特性及其负荷相关性

2．1 风电场输出功率特性

风电场的输出功率特性与所使用风电机组的功率特性曲线有关，白音塔拉风电场选用的是33台单机容量为1 500 kW的金风直驱机组，西海拉4台风电场选用的是33台单机容量为1 500 kW的联合动力UP82双馈机组，其功率特性曲线如图1所示。

图1 风电机组功率曲线

由于2座风电场公用1座升压变，故2风电场的输出功率特性合并起来分析，图2为风电场输出功率概率分布。由于风电机组是分散分布的，各处的风速不可能完全相同，因此计算时假定风电场内风电机组出力的同时率为95%。

图2 风电场出力概率分布图

2．2 各区域风电场出力相关性

风电场与常规发电厂有很大的不同。首先风电场的出力受风的影响是随机波动的，在大多数情况下低于装机容量;其次，一个地区可能有多个风电场，即一个地区风电场的分布是分散的;并且一个风电场往往由数十台、上百台甚至数百台风电机组组成，每台风电机组的容量很小，分布范围广，即风电场内风电机组的分布也是分散的。由于风电场出力的随机性、风电场和风电机组分布的分散性，因此需要研究风电场之间出力的相关性问题。

在进行风电场的出力的相关性分析时，考虑当年规划的所有风电场，根据各个风电场距离4个测风点的远近，就近选用相应的测风数据(国华代力吉、华能宝龙山风电场、华能左中珠日河、龙源代力吉风电场、华能高力板采用宝龙山的测风数据;霍林河、中国风电阿日昆都楞和大唐北风电场采用霍林河的测风数据;长星莫力庙、华能建华、国华太平沼、华电新能源小街基、蒙能乌力吉木仁、深能义和塔拉东、华电义和塔拉西采用开鲁的测风数据;中国风电花灯风场、白音塔拉与西海拉4台风电场、哈日乌苏风电场采用满斗的测风数据)进行出力的计算。图3给出了2010年通辽电网各区域风电场出力的年变化柱状图。

图3 4个区域风电场出力年变化曲线

从图3可以看出，宝龙山、霍林河和义和塔拉风电场各月平均出力的趋势基本相同，春秋季出力较大，夏冬季出力较小。其中，7月份和8月份出力较小，3月和4月份出力较大;满斗风场出力在7月、8月和9月较大，2月和12月出力较小。满斗风场月出力分布变化与其它3个地区风电场的月出力分布差别较大。

2．3 风电场出力与负荷变化的相关性

在风电接入电网研究中，通常将风电场出力视为负的负荷。如果能够对风电功率进行准确预测，则可将风电功率作为负的负荷叠加到负荷预测的曲线上，就可以根据风功率安排常规机组的发电计划，从而优化发电机组的组合、降低整个电网运行的费用［6］。

根据通辽电网运行方式提供数据，给出了通辽地区2010年平均负荷与所有风电场综合出力的对比曲线，如图4所示。由图4可以看出，风电场出力在1～5月、10～12月偏大，其他月份偏小;而负荷在1～3月、10月、11月较小，6月、7月和8月较大。如果2010年风电场全部按计划开始发电，通辽地区风电场的总装机容量将达1 864 MW，在春秋季节的某些时刻可能会出现风电功率外送的现象，在其他时刻风电功率小于负荷水平，负荷需求要通过其他电源来满足。

图4 2010年月平均负荷与风电场综合出力比较图

3 风电场接入后的无功特性分析

白音塔拉与西海拉4台风电场(99 MW)将接入甘旗卡变220 kV侧，在甘旗卡变220 kV母线可能的电压水平下，风电场满发时吸收的无功功率和电网向风电场注入的无功功率分别如表1所示。

表1 风电场在不同电压水平时吸收的无功 MVA

由表1可以看出，风电场吸收的无功功率随着甘旗卡变220 kV母线电压的升高而减少;在甘旗卡变220 kV母线可能的电压范围内，白音塔拉与西海拉4台风电场(99 MW)满发时吸收的无功功率在20～25 MVA之间，这部分无功消耗主要是风电机组单元升压变、场内集电线路以及风电场升压变的无功损耗。电网需要向风电场注入约17～23 MVA的无功功率。

下面分析风电场在实际电网中运行的情况。冬大方式下，白音塔拉与西海拉4台风电场(99 MW)并网运行后，风电场不同出力水平时吸收的无功功率如表2所示。

由表2可以看出，当风电场出力较小时，风电场送出线路发出的充电功率大于线路和风电场消耗的无功功率，使得送出线甘旗卡变侧向电网注入部分无功功率;随着风电场出力增加，风电场吸收的无功功率逐渐增加，甘旗卡变送入风电场的无功功率也逐渐增加。白音塔拉与西海拉4台风电场满发的情况下，吸收的无功功率约为22 MVA。

表2 风电场不同出力状态下吸收的无功 MVA

白音塔拉与西海拉4台风电场并网运行后，满发时消耗的无功功率在20～25 MVA范围之内;电网需向风电场提供17～23 MVA无功支持。

4 风电场接入后的系统潮流

4．1 冬大正常运行方式下系统潮流和无功电压分析

在2010年冬大方式下，其它风电场固定满出力，电网主要相关变量随着白音塔拉、西海拉4台风电场和哈日乌苏风电场出力增加的变化曲线如图5所示。

从图5中可以看出，随着接入甘旗卡变风电场出力的增加，网内相关节点电压呈现先升高后降低的趋势;风电场220 kV母线和网内相关母线的电压变化幅度为0．005 pu左右;风电场机端母线的电压变化幅度为0．01 pu左右。

从线路负载率曲线可见，随着风电场出力的增加，甘旗卡～哈达(木里图)220 kV线路和哈达(木里图)～河西220 kV线路的负载率先减少后增加;网内的输电线路均不会过载。

从2010年风电场并网后的电压调节角度考虑，风电场内部不配置无功补偿装置也可满足要求。但是，考虑到满斗风电场远期的装机400 MW，应在风电场升压站主变处安装15 MVA的容性无功补偿装置，以满足远期风电场并网运行时系统电压的正常运行。

4．2 冬大N－1静态安全方式下系统潮流和无功电压分析

冬大方式下，甘旗卡～海鲁吐220 kV、甘旗卡～库伦220 kV双回线路、甘旗卡～哈达(木里图)220 kV双回线路和科尔沁～沙岭500 kV双回线路为单回运行，负载率增大会使附近节点电压有不同程度的降低，其相关变量的变化曲线如图6所示。

图5 冬大方式下相关变量变化曲线

从图6可以看出，当甘旗卡～海鲁吐220 kV、甘旗卡～库伦220 kV双回线路、甘旗卡～哈达(木里图)220 kV双回线路和科尔沁～沙岭500 kV双回线路N－1运行时，随着风电场出力增加各点电压逐渐降低，电压变化的幅度不大;相应线路的负载率会增加，但不会过载［7］。

4．3 冬大大机组退出运行方式下系统潮流和无功电压分析

图6 甘旗卡～海鲁吐220 kV线路N－1运行时相关变量变化曲线(冬大)

在冬大方式下，接入500 kV科尔沁变的通辽第二电厂600 MW机组因故退出运行时，相关变量随着风电场出力的变化曲线如图7所示，相关节点的电压变化幅度在正常范围内。

5 风电场无功补偿装置和控制策略

根据通辽2010年电网，并且考虑了不同运行方式下的潮流计算和无功电压分析结果，得出如下无功补偿设备配置方案及电压控制策略。

在白音塔拉与西海拉4台风电场升压变低压侧需要安装无功补偿装置，配置方案为容性15 MVA、感性3 MVA的无功补偿装置，为适应风电出力快速变化、满足无功电压的控制要求，建议安装的无功补偿装置能够以小步长进行自动调节。

图7 机组检修时相关变量变化曲线(冬大)

当风电场升压变220 kV侧电压低于1．01 pu时开始投入容性无功并逐级调节，控制目标为该点电压不低于1．01 pu，直至容量全部投入;当风电场升压变220 kV侧电压高于1．05 pu时退出容性无功并逐级调节，直至容量完全退完;当风电场升压变220 kV侧电压高于1．06 pu时投入感性无功并逐级调节，控制目标为该点电压不高于1．06 pu;当风电场升压变220 kV侧电压低于1．02 pu时退出感性无功并逐级调节，直至容量完全退完。