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西安电力故障抢修维护风电场无功电压控制分析

返回列表 来源:未知 浏览:- 发布日期:2018-10-21

西安电力故障抢修维护风电场无功电压控制分析
近年来,风电行业以一种前所未有的速度迅猛发展。根据国务院《可再生能源中长期发展规划》,至2020年风电装机将达到1.5亿千瓦。风力发电自身固有的间歇性特点使风电场有功出力波动较大,且未来时刻的发电功率具有一定不确定性,给电网运行带来极大挑战,其引起的无功电压问题日益受到关注。根据GB/Z19963—2005《风电场接入电力系统技术规定》的要求,风电场一般均配置一定容量的无功补偿装置,包括可投切电容电抗器、静止无功发生器(SVG)和静止无功补偿器(SVC,其中有晶闸管控制电抗器(TCR)及磁控电抗器(MCR))。
  目前风电接入电网出现了两个特点:
  (1)单个风电场容量增大;
  (2)接入电网的电压等级更高。
  但风电基地一般都地处电网末端,输电距离远,电压等级高,缺乏强大火电支撑,而增加的风电接入容量与更高的电压等级使得电网受风电影响的范围更广,也使风电接入后的电压控制问题更加突出,主要表现在:
  (1)缺乏就地控制,风电场电压波动大,难以满足电网的电压考核要求。
  (2)各自为政,缺乏协调,严重时导致大规模风机脱网。
  随着风电的飞速发展,相关的政策、技术标准也随之出台,现摘取《风电场接入电力系统技术规定》有关无功电压方面的一些具体要求。
  风电场的无功电源包括风电机组及风电场无功补偿装置。风电场要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力。风电场的无功容量应按照分(电压)和分(电)区基本平衡的原则进行配置,并满足检修备用要求。
  风电场应配置无功电压控制系统,具备无功功率及电压控制能力。当电网电压处于正常范围内时,风电场应当能风电场并网点电压在额定电压的97%~107%范围内。风电场变电站的主变压器应采用有载调压变压器通过调整变电站主变压器分接头控制场内电压,确保场内风电机组正常运行。
  对于风电装机容量占电源总容量比例大于5%的省级电力系统,器电力系统区域内新增运行的风电场应具有低电压穿越能力。
  对于总装机容量在百万千瓦以上风电基地内的风电场,在低电压穿越过程中应具有以下动态无功支撑能力:电力系统发生三相短路故障引起电压跌落,当风电场并网点电压处于额定电压的20%~90%区间内,风电场通过注入无功电流支撑电压恢复;自电压跌落出现的时刻起,该动态无功电流控制的响应时间不大于80ms,并能持续600ms。
  当风电场并网点电压在额定电压的90%~110%之间时,风电机组应能正常运行;当风电场并网点电压超过额定电压的110%时,风电场的运行状态由风电机组的性能确定。
  而现有风电场电压无功控制现状离标准要求还相距甚远,随着风电并网规模的日益扩大,电压控制与稳定问题日益严峻。
  1 风电场自动无功电压控制手段
  1.1 风电场内部可用于自动电压控制调整的手段包括:风机自身的无功调节、可投切电容电抗器、快速动态无功补偿设备。各种控制设备特点如下:
  1.1.1 风电机组
  风电机组有变速恒频及定速恒频两类。定速恒频采用同步发电机或感应发电机,风速变化,保持风电机组转速恒定。变速恒频机组采用不同类型发电机,并辅之以相关的电力电子变流设备,配合发电机进行功率控制,实现变转速情形下并网发电。
  目前广泛采用的交流励磁双馈电机是变速恒频风电机组的一种。实质上,双馈电机与普通异步电机工作原理一致。二者区别主要在于普通异步电机转子电流的频率取决于电机的转速,与转差率有关,转子电流频率不能自主地、认为地调整。双馈电机转子绕组的频率由外加交流励磁电源供电,通过电力电子器件的调控,转子电流频率可以随之变化调整。
  现有变频器技术能保证双馈电机的功率因数至少在±0.95之间动态可调,对于现在大多数风电场使用额定功率为1.5MW的风机,其无功可调范围就为±500kVar。但目前风机基本上都被设置成定功率因数运行的控制模式,使风机自身的无功电压调节能力未能发挥出来,事实上,双馈电机配备的变频器就相当于一台SVG装置,若每台1.5MW风机都具备500 kVar无功可调容量,相当于很多风电场都额外配置了占总装机容量的30%的SVG装置。利用好了将对维持电压稳定起到关键作用。
  1.1.2 许多风电场配备了一定数量的可投切电容电抗器,造价低廉,控制方便,但此类控制设备存在固有弊端:
  (1)只能实现阶跃型的离散控制。而且,电容电抗器全天得动作次数及连续两次动作间的时间间隔有严格要求,无法实现连续快速调节,也无法有效解决风电场电压波动大的问题。
  (2)目前风电场配置的电容器容量较大,但都由风电场独自控制,缺乏统一管理,就会导致各风电场电容不合理投切,反而会在某些时候加重故障。
  (3)电容的无功补偿能力取决于电压水平,当电压水平低的时候其能提供的无功补偿能力也随之降低,不利于对电网电压水平实现有效的支撑。
  1.1.3 动态无功补偿装置情况:
  (1)TCR型SVC采用改变晶闸管触发角控制电抗器电流的方式,相应速度较快,小于10ms,但由于其工作模式打破了工频电流的连续性,电流波形畸变大,需要多套滤波电路的使用。
  (2)MCR型SVC以改变电抗器铁芯励磁的方式改变电抗器等效阻抗的大小,反应速度较慢, MCR的响应速度在150ms—300ms左右,难以在电压波动时提供有力支持。

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