影响风电场电能质量的因素研究

张赵青，朱建国，王 雪，王德萍，王智

(湖北省电力勘测设计院，湖北 武汉 430040)

影响风电场电能质量的因素研究

张赵青，朱建国，王 雪，王德萍，王智

(湖北省电力勘测设计院，湖北 武汉 430040)

风电场并网时产生的电压波动和闪变、电压偏差以及谐波，直接影响电网运行的稳定性。本文以某风电场为例，探讨以上影响风电场电能质量的因素。通过对相关因素的阐述、计算及分析，结合国家标准规范，明确电场电能质量的分析评估方法。结果表明，风电并网前需进行电能质量评估，对相关参数进行详细计算，其结果必须满足国标要求，才可实现电网稳定运行。

风电场；并网；电能质量；稳定性

0 前言

国家能源局出版的《可再生能源“十二五”规划》明确提出，到2015年，我国风电装机容量将达到1亿kW，年发电量1 900亿kW·h[1]。但由于风力发电具有间歇性、量转化效率较低以及储能困难[2]等特点，其并网必然会影响电网系统的安全稳定性[3]。因此，在风电场规划设计之初，必须对其进行电能质量的分析评估，以确保并网的安全性。

对风电场进行电能质量的分析评估，首先需明确影响其电能质量的诸多因素，再有针对性地进行计算，分析各项参数是否处于国家规范允许的范围之内。根据文献[4-7]，影响风电场电能质量的主要因素为：电压波动和闪变、电压偏差以及谐波。下面以某风电场为例，对以上因素进行详细分析。

1 某风电场概况

某风电场区位于湖北省黄冈市龙感湖管理区，海拔9～19 m，年平均风速2.53 m/s，属ⅢC风场。风电场并网后，不仅能缓解110 kV孔垄～蔡城线路压力，降低网损，而且能减少环境污染，实现可持续发展。

风电场规划装机容量4.8万kW，总出力48+j5 MVA，等效满负荷小时数为1 375 h，拟安装24台单机容量2 MW的直驱永磁同步风机发电机组(VTS90-2000)。并网发电系统见图1。

图1 直驱永磁同步风机并网发电系统图

根据风电场装机容量和周边电网情况，规划出四套接入系统方案。利用《湖北电网“十二五”规划》推荐的网络对接入系统方案进行潮流计算，筛选出两套潮流均匀，在风大或者风小方式下均不存在过载现象的接入方案：

方案一：从龙感湖风电升压变新建1回LGJ-240线路约18 km至110 kV蔡山变(待建)，线路路径兼顾220 kV孔垅变，线路远期可将此线路π进220 kV孔垅变。接入系统见图2。

图2 接入系统方案一

方案二：从龙感湖风电场升压变新建1回LGJ-240线路约12 km，T接至孔垅变与小池变110 kV输电线上，此节点距孔垅变约300 m，新建110 kV母线孔池线。接入系统见图3。

图3 接入系统方案二

从运行角度分析，经2013年潮流计算，两方案均满足稳定性要求，相关节点的短路电流水平均在设备允许的范围之内。但方案二在110 kV孔垅～孔小T点发生故障时，会形成龙感湖升压站～小池的孤网，必须采取切机切负荷的措施。只有在220 kV孔垅变投运后，供区网络改善，这一问题才得以解决。从经济性角度分析，方案一由于出线条数多，路线长，所以投资较高。由于两方案各有优缺点，因此还需对两方案进行电能质量评估，以确定最终方案。

2 电能质量评估

2.1 计算方法

(1)电网连接点并有多台机组时，其电压闪变值按公式(1)计算[8]

(1)

式中Pst——短时间闪变值；

Plt——长时间闪变值；

c(ψk,νa)——单台风电机组的闪变系数；

Sn,i——单台风电机组的额定视在功率/kW；

Nwt——连接到电网连接点的风电机组的数量。

(2)风电场正常运行工况时，其电压偏差按公式(2)计算[9]

(2)

式中 δU——电压偏差；

Ure——实测电压/kV；

UN——系统标称电压/kV。

(3)考虑同时系数工况时，谐波电流允许值按公式(3)计算[10]

Ihi=Ih[Si/(FHVSt)]1/α

(3)

式中Ih——换算的第h次谐波电流允许值/A；

Si——第i个用户的供电协议容量/MVA；

St——公共连接点的供电设备容量/MVA；

α——谐波叠加系数，按表1取值；

FHV——PCC点高压谐波源的同时系数，典型值为0.4～1。

表1谐波叠加系数

h(谐波次数)35≦h≦10h>10α(谐波叠加系数)1．01．42

(4)谐波电压含量按公式(4)计算[10]

(4)

式中Uh——第h次谐波电压(方均根值)。

(5)电压总谐波畸变率按公式(5)计算[10]

(5)

式中U1——基波电压(方均根值)。

2.2 计算结果

(1)利用PSASP潮流和短路计算模块，计算出风电场并网时，升压变110 kV母线的电网阻抗角为78.34°。该风电场70 m轮毂高度年平均风速为2.53 m/s。应用线性插值法计算出两方案电压波动及闪变值见表2～表5。

表2方案一电压波动计算值

运行工况dmax/[%]切入风速时启动0．111额定风速时启动1．246在不同发电机之间切换的最恶劣工况0．317

表3方案一电压闪变计算值

工况风电场升压变110kV母线蔡山变110kV母线Pst∑Plt∑Pst∑Plt∑连续运行状态下0．0260．0260．0200．020切入风速时启动0．00170．00120．00140．0010额定风速时启动0．00540．00400．00430．0032在不同发电机之间切换的最恶劣工况0．00270．00200．00220．0016

表4方案二电压波动计算值

运行工况dmax/[%]切入风速时启动0．064额定风速时启动0．700在不同发电机之间切换的最恶劣工况0．178

表5方案二电压闪变计算值

工况风电场升压变110kV母线蔡山变110kV母线Pst∑Plt∑Pst∑Plt∑连续运行状态下0．0150．0150．0110．011切入风速时启动0．00100．00070．00070．0005额定风速时启动0．00320．00230．00230．0017在不同发电机之间切换的最恶劣工况0．00160．00120．00120．0008

(2)根据公式(2)，结合风电场运行特性，考虑风电机组典型出力情况，计算并网时对附近主要节点电压造成的影响。两方案电压偏差值见表6～表7。

表6方案一电压偏差值

风电场出力/MVA(标幺值)功率因数电压偏差/[%]风电场110kV母线孔垅变110kV母线0．48+j0．050．9952．221．260．48-j0．05进相0．9950．28-0．23出力为零11．270．530．24+j0．0250．9951．360．820．24-j0．025进相0．9950．420．1

表7方案二电压偏差值

风电场出力/MVA(标幺值)功率因数电压偏差/[%]风电场110kV母线孔垅变110kV母线0．48+j0．050．9951．471．050．48-j0．05进相0．9950．330．16出力为零10．910．610．24+j0．0250．9950．870．630．24-j0．025进相0．9950．310．2

(3)在额定运行状态下，风电场通过110 kV的升压变接入系统，110 kV侧注入系统的各次谐波电流值可根据公式(3)计算。由于国标只有2～25次的谐波允许值，再结合VTS90-2000风机具体谐波参数，可得谐波次数有效值为2、3、4、5、6、7、10、11、13。两方案谐波电流值见表8～表9。

表8方案一各次谐波电流值

谐波次数234567101113谐波电流允许值/A9．7075．1194．8545．5303．2364．4221．9413．2872．914

表9方案二各次谐波电流值

谐波次数234567101113谐波电流允许值/A17．4998．9148．7509．6915．8337．8283．5005．8985．241

(4)风电场所有机组在额定运行方式下同时投运，未考虑背景谐波情况时，计算出两方案相关变电站的110 kV母线各次谐波含有率和电压总谐波畸变率见表10～表11，其中电压总谐波畸变率选取三相中的最大值。

表10方案一蔡山变电站的各次谐波含有率

谐波次数234567101113谐波含有率0．0200．0150．0400．2000．0600．0700．0500．2730．129

注：电压总谐波畸变率：0.827%。

表11方案二孔池线的各次谐波含有率

谐波次数234567101113谐波含有率0．0110．0080．0210．1060．0320．0370．0260．1450．069

注：电压总谐波畸变率：0.440%。

2.3 结果分析

2.3.1 两方案电压波动结果分析

根据表2、表4可知：

(1)在切入风速下启动，方案一、二对龙感湖风电场产生的电压波动分别为0.111%和0.064%，均未超过国标限值1.0%[8]。

(2)在额定风速下启动，方案一对龙感湖风电场产生的电压波动为1.246%，超过国标限值1.0%[8]。方案二对龙感湖风电场产生的电压波动为0.700%，未超过国标限值1.0%[8]。

(3)在电机之间切换的最恶劣工况下，方案一、二对龙感湖风电场产生的电压波动分别为0.317%和0.178%，均未超过国标限值1.0%[8]。

2.3.2 两方案电压闪变结果分析

根据表3、表5可知：

(1)风电场所有机组全部投运，连续运行状态下，方案一对风电场升压变110 kV母线和蔡山变110 kV母线产生的闪变值分别为0.026和0.020，均未超过国标限值1.0[8]。方案二对风电场升压变110 kV母线和孔池线110 kV母线产生的闪变值分别为0.015和0.011，均未超过国标限值1.0[8]。

(2)风电场所有机组全部投运，切换操作时，方案一对风电场升压变110 kV母线产生的闪变最大值为0.0054，对蔡山变110 kV母线产生的闪变最大值为0.0043，均未超过国标限值1.0[8]。方案二对风电场升压变110 kV母线产生的闪变最大值为0.0032，对孔池110 kV母线产生的闪变最大值为0.0023，均未超过国标限值1.0[8]。

2.3.3 两方案电压偏差结果分析

根据表6、表7可知：在风电机组几种典型出力情况下，方案一并网点的电压偏差均不超过系统额定电压的2.22%，在规程允许的范围10%[9]以内。方案二并网点的电压偏差均不超过系统额定电压的1.47%，在规程允许的范围10%[9]以内。

2.3.4 两方案电压偏差结果分析

根据表8～表11可知：

(1)在额定运行状态下，方案一、二通过110 kV升压变并网的各次谐波电流值均未超过国标允许值[10]。

(2)未考虑背景谐波的情况下，所有机组以额定运行方式同时投运，方案一蔡山变的110 kV母线电压总谐波畸变率为0.827%；方案二孔池线110 kV母线电压总谐波畸变率为0.440%，均满足国标要求[10]。

综上所述，方案一由于电压波动超过国标限值，故被排除。而方案二各项参数均符合国标，电能质量评估合格，被确定为最终方案。

3 结论

(1)规划风电场接入系统时，除了从运行和经济性考虑方案的可行性，为确保电网系统的安全稳定，还需进行电能质量评估;

(2)电压偏差、波动、闪变以及谐波是影响风电场电能质量评估的主要因素。进行电能质量评估时，要对相关参数进行计算分析，只有所有参数均符合国标要求的方案，才能确定为电能质量合格;

(3)风电场投运后，仍需对相关变电站进行电能质量的在线监测。实际运行时，若电能质量指标超过国标限制，建议在风电场出口母线处集中安装SVC以抑制谐波和电压波动。

[1]范李平,杨力森,武粉桃．风电场并网对电力系统稳定性影响[J]．电网与清洁能源,2012(6)：33-36．

[2]王新志．现代风力发电技术以及工程应用[M]．北京：电子工业出版社，2010．

[3]董昱廷，王海云，唐新安.风电机组状态监测系统现状研究[J].电网与清洁能源，2013，29(3)：85-89，96.

[4]黄壮盛.南澳风电场谐波的测量与分析[J].电网技术，2013(11)：80-82．

[5]何东升,刘永强,王亚．并网型风力发电系统的研究[J].高电压技术，2010(1)：142-147．

[6]熊图.运用广义回归神经网络预测风电场功率[J].电网与清洁能源，2014,30(1):109-113.

[7]迟永宁,刘燕华,王伟胜,等．风电接入对电力系统的影响[J]．电网技术，2007，31(3):77-81．

[8]国家技术监督局.GB/T 12326-2008:电能质量电压波动和闪变[S]．2008-06-18．

[9]国家技术监督局．GB/T 12325-2008:电能质量 供电电压偏差[S]．2008-06-18.

[10]国家技术监督局．GB/T 14549-2008:电能质量 公用电网谐波[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修订稿日期2014-09-12

张赵青(1982～)，男，工学学士，工程师，研究方向为动力机械设计。

TM614

A

1002-6339 (2014) 06-0516-04