分布式風電場分組可調(diào)分散并網(wǎng)方案

王劍，姚天亮，鄭昕，楊德洲，吳興全

(1.甘肅省電力設計院，蘭州市，730050；2.甘肅省電力公司，蘭州市，730050)

0 引言

我國的風電并網(wǎng)一直致力于“大基地［1-3］融入大電網(wǎng)”，“十一五”期間，國家電網(wǎng)公司大力推進特高壓聯(lián)網(wǎng)工程，由于風場空間布局遠離負荷中心，形成了由西北地區(qū)電源送端向東中部負荷受端遠距離輸電的格局，致使風電基地有約1/3容量在消納和外送方面［4-5］存在“卡脖子”和限電現(xiàn)象，且風電大規(guī)模匯集集中外送方案存在諸多問題。例如，甘肅“2.24”酒泉風電事故導致598臺風電機組瞬間同時脫網(wǎng)，這暴露了風電集中并網(wǎng)存在設備缺陷、風場并網(wǎng)管理、電網(wǎng)接入等諸多亟待完善的問題。

“十二五”期間，中國風電將調(diào)整發(fā)展思路為“集中式+分布式”，分布式風電到2015年裝機將達到30 GW，約占目標裝機容量的30％。分布式風電開發(fā)也轉向低風速的內(nèi)陸風資源欠豐富地區(qū)，一般為裝機容量在數(shù)kW至數(shù)十MW的中小型風場。這些風場的特點是接近配電網(wǎng)負荷受端的末梢，如果能夠因地制宜地在配電網(wǎng)末端選擇合理的分散接入點，不僅節(jié)省高壓上網(wǎng)線路和升壓站的投資，而且可以實現(xiàn)風電出力與當?shù)刎摵傻木偷仄胶猓?-8］，風電出力不需要穿越高電壓等級的主變上網(wǎng)，可有效減緩配電網(wǎng)主變增容壓力。

基于上述思路，本文結合華能陜西定邊狼爾溝9 MW分布式示范風電場并網(wǎng)系統(tǒng)設計，提出了一種分布式風電場在配電網(wǎng)末端靈活并網(wǎng)的方案，研究了分散接入方式在風電出力就地平衡、改進電氣主接線、配電網(wǎng)電壓支撐效益、無功補償優(yōu)化等關鍵問題，可為類似工程提供參考。

1 分布式風電場分散并網(wǎng)系統(tǒng)

1.1 風電場概況

華能定邊狼爾溝9 MW分布式示范風電場是國家特批的大型分布式示范風電場之一。該風場風功率密度等級為Ⅱ級，平均風功率密度為277W/m2，主風向和主風能方向為南風，風速春冬季大，夏秋季小。狼爾溝風電場安裝6臺1.5 MW的MY1.5SE-82型風機，機組采用直線型規(guī)則布置，出口電壓0.69 kV，風機與6臺1.6 MVA箱式升壓變采用一機一變的單元接線方式。

狼爾溝分布式示范風電場的工程價值在于探索分布式風電發(fā)展思路，特別是研究分布式風電的并網(wǎng)系統(tǒng)設計、并網(wǎng)特性，為發(fā)展分布式風電積累經(jīng)驗。

1.2 接入系統(tǒng)方案

接入電網(wǎng)基本情況定邊電網(wǎng)有定邊變、磚井變、張梁變3座110 kV變電站，全部依靠寧夏電網(wǎng)330 kV鹽州變遠距離轉供負荷，電網(wǎng)電壓較低(110 kV以下)。3座公網(wǎng)變距離風場距離較遠，35 kV接入條件不理想。有利的條件是，狼爾溝風電場恰好處在張梁變和磚井變的10 kV出線113和129線路末端，供電距離分別長達19.8 km和17.5 km，導線截面較小，且末端油氣開采感性負荷的比重約為90％，無功缺額較大，導致末端電壓非常低，10 kV線路重載，網(wǎng)損較大。

考慮到電網(wǎng)現(xiàn)狀及風電場分布式示范意義，接入點選擇原則為風力發(fā)電就地平衡不上網(wǎng)，并提升10 kV配電網(wǎng)末端電壓，電網(wǎng)企業(yè)支持采用T接方案。狼爾溝風電場接入系統(tǒng)方案見圖1。

圖1 狼爾溝風電場接入方案Fig.1 Access program for Langergou w ind farm s

1.3 分組可調(diào)改進電氣主接線

磚井變129線(接入點1)主要為油氣開采和農(nóng)灌負荷，夏秋季負荷大。張梁變113線(接入點2)主要為油氣開采和城市負荷，冬春季負荷大。

考慮到接入點1、2的負荷具有季節(jié)性互補特點，為了保證風電出力就地平衡不上網(wǎng)，并提高風電上網(wǎng)的靈活性和可靠性，針對狼爾溝風電場電氣主接線進行改進，擯棄了常規(guī)的單母分段接線，基于雙母線接線進行簡化，提出了一種分組可調(diào)的并網(wǎng)方案。風電場開關站電氣主接線見圖2。

圖2 分布式風電分組可調(diào)電氣主接線Fig.2 Group adjustablemain electricalw iring of distributed w ind farm s

以上分組可調(diào)改進主接線，簡化掉雙母線接線的母聯(lián)開關，禁止母線和2條上網(wǎng)線路并列運行。考慮到10 kV開關柜實施雙母線接線工藝難度大，且風電場風機較少，設計推薦減少開關、多用刀閘。推薦采用停機手動切換方式改變分組上網(wǎng)方案以節(jié)省投資。

風機分組運行方式調(diào)整：根據(jù)并網(wǎng)點負荷大小正常運行方式下6臺風力發(fā)電機組以(2臺，4臺)組合方式分別T接在磚井變的10 kV新129線和張梁變的10 kV新113線上，新建2條送出線路長度約為6.5 km和5 km。

為了保證6臺風機發(fā)電出力的完全就地平衡，針對新129線和新113線2條上網(wǎng)線路負荷預測，風機可以有(1臺，5臺)、(2臺，4臺)、(3臺，3臺)3種組合運行方式，完全能夠適應負荷的發(fā)展及季節(jié)性變化。

1.4 可調(diào)分散并網(wǎng)方案對電網(wǎng)的影響

1.4.1 基于負荷變化的風電就地平衡

根據(jù)風電場的出力特性，華能狼爾溝風電場出力冬春季較大，夏秋季較小，故冬大、冬小方式下最大出力按9 MW計算，夏大、夏小方式下最大出力按7 MW考慮。

表1為典型運行方式下風機分組并網(wǎng)方案，可以看出夏小和冬大方式下2個接入點負荷相對比例相似，分組并網(wǎng)方案為(2臺，4臺)組合；夏大方式負荷相當，采用(3臺，3臺)組合；冬小方式下負荷相差較大，采用(1臺，5臺)組合，基本能夠實現(xiàn)風電出力在129線和113線上就地平衡消納，無需穿越110 kV磚井變和張梁變10 kV母線，不占用主變?nèi)萘俊?/p>

表1 典型運行方式下風機分組并網(wǎng)方案的接入點負荷Tab.1 G roup grid-connected scheme of fans under typical operating modes MW

表1從宏觀調(diào)整上，就不同季節(jié)風電最大出力和典型方式下最大負荷，給出了風電就地平衡的組合解決方案，是通過改變風機匯集分組和電氣一次設備接線方式實現(xiàn)的。

而從微觀調(diào)整的角度出發(fā)，考慮典型日24 h內(nèi)負荷的峰谷特性，風電出力具有隨機性和波動性，此時風電與負荷的實時協(xié)調(diào)問題可以通過配置電氣二次設備實現(xiàn)。

風電場加裝1套有功功率的控制裝置，能夠根據(jù)調(diào)度指令控制其有功輸出。原理是依據(jù)風能預測預警系統(tǒng)和調(diào)度負荷預測曲線，對多臺風機下達控制策略，風機通過動態(tài)改變?nèi)~片漿距角和功率因數(shù)實現(xiàn)對負荷峰谷差的補償。如果在負荷低谷時風電大發(fā)，適當壓低風機出力，在負荷高峰時風電盡可能多發(fā)。總體來看，風電平均出力在裝機容量的50％以下的概率很大，因此需要限制風電出力的時間概率很小。

1.4.2 無功補償配置計算

根據(jù)榆林電網(wǎng)公司的要求，在電網(wǎng)無功缺額或故障時，風電場應能夠為電網(wǎng)提供無功電壓支撐。

設計考慮風機運行特性和電網(wǎng)末端電壓較低的實際情況。為補償華能定邊狼爾溝9 MW分布式示范風電場上網(wǎng)需要的無功損耗，并對接入10 kV線路的無功損耗和電壓起到一定的補償和提升作用，經(jīng)計算，推薦10 kV母線甲和10 kV母線乙上分別安裝1套無功補償裝置，共計2套，安裝容量均為3.0(容性)～1.5 Mvar(感性)，能夠滿足6臺風電機組的不同組合運行方式對無功補償?shù)囊蟆＝ㄗh無功補償裝置安裝感性容量足夠大、補償電容容量后能呈現(xiàn)50％的感性容量。

推薦采用動態(tài)無功補償裝置，要求響應時間小于20 ms，同時應兼顧諧波治理功能，風電場正常運行時濾波支路不能退出。

考慮到風機并網(wǎng)啟動過程中要消耗系統(tǒng)的有功和無功功率，建議風電場并網(wǎng)前先投運動態(tài)無功補償裝置，能夠保證下網(wǎng)廠用電功率因數(shù)滿足電網(wǎng)要求。

分布式風電采用分散方案接入時，考慮到配電網(wǎng)自然功率因數(shù)較低，建議相對集中式并網(wǎng)方案，適度加大動態(tài)無功補償?shù)难a償度。

即使風電場停運，應盡可能保證動態(tài)無功補償和濾波支路不退出，以便獲得更好的電壓支撐效益和諧波抑制效果。

1.4.3 電壓支撐效益

狼爾溝風電場MY1.5SE-82型風力發(fā)電機組功率因數(shù)調(diào)節(jié)范圍為－0.95～+0.95。風電場無功出力按功率因數(shù)0.98考慮，風電場動態(tài)無功補償配置為容性3.0 Mvar。

分以下4種情況計算風電場不同無功出力情況下對分散接入點電壓支撐效果［9-10］：(1)接入風電場之前；(2)考慮風機無功出力，動態(tài)無功補償不投運； (3)考慮風機無功出力，動態(tài)無功補償投運；(4)風電場停運，無功補償投運。計算結果如表2所示。

表2 風電場無功出力不同時電壓值Tab.2 Voltage under different reactive power of w ind farm

對比計算結果，可以看出：風電場接入前由于感性負荷比例較大，2條10 kV線路末端最低電壓均低于規(guī)程允許值運行。如果考慮風機無功出力和動態(tài)無功補償，在風電場最大出力時113線和129線出口和末端電壓最高可抬高0.22 kV和4.65 kV，接近基準電壓值。即使風電場停運，無功補償不退，2條10 kV線路出口和末端電壓最大也可抬高0.1 kV和1.24 kV。總之，風電場接入后，不論無功出力如何都能改善定邊縣城周邊供電質(zhì)量。

2 大型風電場分散接入方案應用構想

2個50 MW風電場集中并網(wǎng)方案常規(guī)電氣主接線見圖3。采用單母分段接線，2組無功補償，2組接地變加消弧線圈。

圖3 常規(guī)集中并網(wǎng)方案電氣主接線Fig.3 M ain electricalw iring of grid-connected integration program

關于分組可調(diào)分散接入方案推廣至2個50 MW風電場應用，就風機匯集方案和改進電氣主接線，本文提出如下方案。

假設裝機時，選擇單機2 MW風機，分散接入點選擇2個110 kV變電站，典型方式下，負荷變化范圍為10～45 MW，且負荷季節(jié)特性具有互補性，則推薦分組方案和改進電氣主接線見圖4。

圖4 分組可調(diào)分散并網(wǎng)方案改進電氣主接線Fig.4 Improving main electricalw iring of group ad justable dispersal grid-connected program

圖4中，改進電氣主接線運行方式靈活多變，2個50 MW風電場內(nèi)部匯集線路3條，風機匯集方案分別為(3臺、7臺、9臺)和(2臺、8臺、10臺)，針對2個110 kV站接入風電容量，其組合可以有10、18、22、24、26、30、34、36、40 MW等，可選擇空間大，可以滿足夏大、夏小、冬大、冬小等典型運行方式下風電場出力的就地平衡，適應受端負荷變化能力較強，風電無需穿越主變上網(wǎng)。

考慮到主變中壓側接線組別與消弧線圈相關，因此推薦采用三卷變，10 kV側用于動態(tài)無功補償裝置和所用變壓器，有利于降低投資。主變35 kV側均采用星星接線，中性點共用1個消弧線圈［11］。

3 結語

分布式風電就地平衡消納是未來風電的發(fā)展方向，探索研究靈活分散接入方案對分布式風電的發(fā)展至關重要，分散并網(wǎng)是較新穎的嘗試。相對于常規(guī)集中并網(wǎng)的風電場，建議分布式風電場適度加大動態(tài)無功補償?shù)难a償度，加強并網(wǎng)過程和停機后無功補償裝置的投入管理，對配電網(wǎng)末端電壓支撐效果和下網(wǎng)廠用電功率因數(shù)的提高有積極作用。

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