风电并网对电网的影响
日期：2009-7-1 23:46:58 来源：中国工控网
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风力发电机组大多采用软并网方式, 但是在启动时仍会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时, 风机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风机几乎同时动作, 这种冲击对配电网的影响十分明显。不但如此, 风速的变化和风机的塔影效应都会导致风机出力的波动, 而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内 (低于25 Hz) , 因此, 风机在正常运行时也会给电网带来闪变问题, 影响电能质量。
谐波
风电给系统带来谐波的途径主要有两种: 一种是风力发电机本身配备的电力电子装置, 可能带来谐波问题。 对于直接和电网相连的恒速风力发电机,软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连, 会产生一定的谐波, 不过过程很短, 发生的次数也不多,通常可以忽略。 但是对于变速风力发电机则不然, 变速风力发电机通过整流和逆变装置接入系统, 如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内, 则会产生很严重的谐波问题, 随着电力电子器件的不断改进, 这一问题也在逐步得到解决。 另一种是风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振, 在实际运行中, 曾经观测到在风电场出口变压器的低压侧产生大量谐波的现象.
电压稳定性
大型风电场及其周围地区, 常常会有电压波动大的情况, 主要有以下三种。风力发电机组启动时,仍然会产生较大的冲击电流。单台风力发电机组并网对电网电压的冲击相对较小, 但并网过程至少持续一段时间后(约几十秒)才消失。多台风力发电机组同时直接并网会造成电网电压骤降, 因此多台风力发电机组的并网需分组进行, 且要有一定的间隔时间。当风速超过切出风速或发生故障时, 风力发电机会从额定出力状态自动退出并网状态, 风力发电机组的脱网会导致电网电压的突降, 而机端较多的电容补偿由于抬高了脱网前风电场的运行电压,引起了电网电压的急剧下降。
频率稳定性
大型电网具有足够的备用容量和调节能力, 风电进入, 一般不必考虑频率稳定性问题, 但是对于孤立运行的小型电网, 风电带来的频率偏移和稳定性问题是不容忽视的。
为保证电网安全稳定运行, 电网正常应留有2%～ 3%的机组旋转备用容量。由于风电具有随机波动特性, 其发电出力随风力大小变化, 为保证正常供电, 电网需根据并网的风电容量增加相应的旋转备用容量, 风电上网越多, 旋转备用容量也越多。陕西是以火电为主的电网, 火电机组的频繁启停费用较高, 一台50 MW机组启停一次将消耗约5万元成本。为了满足风电机组并网运行, 必须以降低网内其他电厂和整个电网运行的经济性作为代价。
并网方式
现代风力发电机组主要采用软并网方式, 即采用电力电子装置在发电机转轴同电力网络频率之间建立一种柔性连接, 在风电机组启动时, 控制系统对风速变化不间断地检测。 由于异步电机在起动时, 其转速较小, 切入电网时其转差率很大, 会产生相当于发电机额定电流5～ 7倍的冲击电流, 此电流不仅对电网造成很大冲击, 而且会影响机组寿命。 建议风电机组启动时, 在机组转速接近或达到同步转速时切入电网, 尽量避免冲击电流对电力系统及风电机组本身造成的危害。当前一般使用的方法是当电机转速接近同步转速时, 与电网直接相连的双向可控硅在门极触发脉冲的控制下按0、 15、 30、 45、 60、 75、 90、120、 150、 180导通角逐步打开, 将并网冲击电流限制在2倍电机额定电流以内。可控硅完全导通后, 转速超过同步转速进人发电状态, 旁路接触器将双向可控硅短路, 风电机组进人稳态运行阶段。
无功补偿措施
根据《 国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》 及《 国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》 , 本期工程考虑变电站变压器无功损耗, 并适当兼顾负荷侧的无功补偿。风电场110 kV升压变电站两台31.5 MVA主变压器35 kV母线侧各配置2× 3 Mvar电容器。
目前, 风电机组无功补偿方式大致有两种。
( 1) 直接安装在风力发电机里、 进行本地补偿。
( 2) 安装在风力发电场与公网并网处进行集中补偿, 在风力发电机启动、 运行过程中, 防止波动、 稳定电压, 在公用电网发生故障的时候投入全部补偿,起到紧急处置、 稳定公网电压的作用。
由于发电机组选型按变速恒频双馈风力发电机组考虑, 该机组本身带有无功补偿及消谐装置, 可进行本地补偿, 无需另加补偿装置。若采用一般异步风力发电机组, 则将风力机组当电力用户对待, 每台发电机组最大无功补偿容量根据异步发电机在额定功率时的功率因数来设计,其补偿的无功功率必须保证功率因数达到设计的额定功率因数, 一般为大于0.95。
风电场运行管理需注意的问题
风电随机性对电网调度计划的影响传统调度计划的编制和实施, 完全基于电源的可靠性、 负荷的可预测性。 在系统风电容量达到一定的规模后, 风电的随机性和不可预测性会给传统的调度安排和实施带来困难。如果对风电场出力预测水平达不到工程实用程度、调度计划编制方法得不到改进, 电网就很难适应大容量风电场接入的要求。
风电对地方电网电压波动及闪变的影响
大容量风电场接入电网引起电压波动和闪变尤为显著, 此外风电机组装配的电力电子设备, 在运行也会产生一定的谐波 (与电压波动和电压闪变相比可能不会很突出)。因此, 接有大型风电场的榆林网要制定相应措施, 加强对风电接入点的电能质量的实时监测和管理。为抑制风电场带来的电压波动和闪变, 应尽可能将大型风电场接入与系统联系紧密的变电站, 增大风电场接入点的短路容量。
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风力发电机组大多采用软并网方式, 但是在启动时仍会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时, 风机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风机几乎同时动作, 这种冲击对配电网的影响十分明显。不但如此, 风速的变化和风机的塔影效应都会导致风机出力的波动, 而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内 (低于25 Hz) , 因此, 风机在正常运行时也会给电网带来闪变问题, 影响电能质量。
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风电给系统带来谐波的途径主要有两种: 一种是风力发电机本身配备的电力电子装置, 可能带来谐波问题。 对于直接和电网相连的恒速风力发电机,软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连, 会产生一定的谐波, 不过过程很短, 发生的次数也不多,通常可以忽略。 但是对于变速风力发电机则不然, 变速风力发电机通过整流和逆变装置接入系统, 如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内, 则会产生很严重的谐波问题, 随着电力电子器件的不断改进, 这一问题也在逐步得到解决。 另一种是风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振, 在实际运行中, 曾经观测到在风电场出口变压器的低压侧产生大量谐波的现象.
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电压稳定性
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大型风电场及其周围地区, 常常会有电压波动大的情况, 主要有以下三种。风力发电机组启动时,仍然会产生较大的冲击电流。单台风力发电机组并网对电网电压的冲击相对较小, 但并网过程至少持续一段时间后(约几十秒)才消失。多台风力发电机组同时直接并网会造成电网电压骤降, 因此多台风力发电机组的并网需分组进行, 且要有一定的间隔时间。当风速超过切出风速或发生故障时, 风力发电机会从额定出力状态自动退出并网状态, 风力发电机组的脱网会导致电网电压的突降, 而机端较多的电容补偿由于抬高了脱网前风电场的运行电压,引起了电网电压的急剧下降。
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大型电网具有足够的备用容量和调节能力, 风电进入, 一般不必考虑频率稳定性问题, 但是对于孤立运行的小型电网, 风电带来的频率偏移和稳定性问题是不容忽视的。
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并网方式
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无功补偿措施
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( 2) 安装在风力发电场与公网并网处进行集中补偿, 在风力发电机启动、 运行过程中, 防止波动、 稳定电压, 在公用电网发生故障的时候投入全部补偿,起到紧急处置、 稳定公网电压的作用。
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由于发电机组选型按变速恒频双馈风力发电机组考虑, 该机组本身带有无功补偿及消谐装置, 可进行本地补偿, 无需另加补偿装置。若采用一般异步风力发电机组, 则将风力机组当电力用户对待, 每台发电机组最大无功补偿容量根据异步发电机在额定功率时的功率因数来设计,其补偿的无功功率必须保证功率因数达到设计的额定功率因数, 一般为大于0.95。
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风电随机性对电网调度计划的影响传统调度计划的编制和实施, 完全基于电源的可靠性、 负荷的可预测性。 在系统风电容量达到一定的规模后, 风电的随机性和不可预测性会给传统的调度安排和实施带来困难。如果对风电场出力预测水平达不到工程实用程度、调度计划编制方法得不到改进, 电网就很难适应大容量风电场接入的要求。
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风电对地方电网电压波动及闪变的影响
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大容量风电场接入电网引起电压波动和闪变尤为显著, 此外风电机组装配的电力电子设备, 在运行也会产生一定的谐波 (与电压波动和电压闪变相比可能不会很突出)。因此, 接有大型风电场的榆林网要制定相应措施, 加强对风电接入点的电能质量的实时监测和管理。为抑制风电场带来的电压波动和闪变, 应尽可能将大型风电场接入与系统联系紧密的变电站, 增大风电场接入点的短路容量。
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