基于bpa的大规模风电机组并网后无功补偿仿真分析

基于bpa的大规模风电机组并网后无功补偿仿真分析

0风电场无功补偿配置的配置问题随着风力发电在能源中的比例增加，大型风电站和电网的大型能耗不可避免地会对电网的运营特征产生重大影响。由于风电场的有功出力具有随风波动的特点,并网线路或送电通道上潮流变化频繁,大规模风电场并网运行会引起电网电压质量和电压稳定性问题,尤其是风电场通过长距离接入电网,其无功补偿对局部电网电压的调节作用更加重要。此外,由于我国风力资源分布的限制,大规模风电场基本建设在电网的末梢,其特点是距主系统和负荷中心较远,网络结构相对薄弱,只能通过高压或超高压输电通道集中外送。进行有效的电压控制和合理的无功补偿,不仅能保证电压质量,而且可提高电力系统运行的稳定性和安全性,充分发挥经济效益。本文根据风电场结构、送出线路距离远和风电场总装机容量大的特点,结合风电场实际接入电网的情况,研究风电场无功补偿的配置问题;对总容量为1300MW的大规模风电场并网后电网的无功补偿情况,进行全面的仿真计算分析。1模型和理论分析1.1双馈风机模型的研究风电场的有功功率具有间歇性和波动性,而无功功率则取决于风电场所使用的风电机组类型及其控制系统。异步风机在任何运行方式下不能向系统提供动态无功支持,仅能通过电容器的投切,调整其等效功率因数接近1.0;双馈变速风电机组通过变流器为转子线圈提供励磁,从而实现了有功功率和无功功率的解耦控制,可以实现恒功率因数控制和恒电压控制。目前我国恒功率因数控制模式的机组应用较广泛,恒电压控制的双馈机组应用得较少。采用恒功率因数控制模式的双馈风机(DFIG)能提供一定动态无功支持,但其无功调节能力有限。本文采用中国电科院研发的电力系统计算软件BPA为仿真平台,研究对象为基于双馈感应电机的变速风电机组,风电机组控制方式采用恒功率因数控制,一般恒功率因数控制模式下,变速风电机组或风电场的有功功率和无功功率之间为线性关系。BPA所搭建的双馈风机模型为GE双馈风机模型,主要由发电机模型、变频器模型以及风力机模型组成,其控制模型主要包括电气控制系统模型和桨距角控制模型。发电机与变频器模型是风力机与网络的接口,其模型设计如图1所示。由于变频器控制具有高速响应的特点,发电机及变频器模型在传统模型基础上进行了简化,用代数方程描述两者的动态行为,忽略发电机转子磁链动态过程。需要注意的是其中的X″为等效电抗,并不代表实际的次暂态电抗。电气控制系统是对励磁/换流器系统的简单模拟,监测发电机的无功功率Qgen和端电压Vterm,计算风电机组电压命令E″qcmd(见图2,vltflg表示是否有电压反馈环节)。桨距角控制模型(见图3)存在2个工作模式:当风速大于额定风速时,调节桨距角使输出功率为额定值;当风速小于额定风速时,通过最大功率追踪特性控制桨距角,使风机可获得最大风能。1.2线路基本情况线路发出无功恰好等于其消耗无功时的传输功率称为线路的自然功率或波阻抗功率,其数学模型描述如下:式中:p0为线路的自然功率,MVA;V为电压,kV;Z0为波阻抗,Ω;x为单位长度线路的电抗,Ω/km;b为单位长度线路的电纳,S/km;l为导线单位长度的电感,H/km;c为导线单位长度的电容,F/km。220kV线路的波阻抗功率一般在130~160MVA。输电线路既发出无功功率也消耗无功功率,其发出的无功功率正比于电压的平方,其消耗的无功功率正比于电流的平方,即:式中:Qs为输电线路发出无功功率,Mvar;Qr为输电线路消耗无功功率,Mvar;B为线路并联电纳,S;X为线路串联电抗,Ω。由此可见,输电线路发出无功还与线路并联电纳成正比关系,线路越长,输电线路发出的无功越大;同样,输电线路的无功损耗也还与线路电抗成正比关系,对于长线路,当线路负荷超过其自然功率时,线路损耗急剧上升。百万千瓦风电基地由于并网线路长,会产生较大的充电功率,且由于风电的发电出力随风速变化而波动,并网线路潮流会在重载和轻载之间比较频繁的波动,线路的无功损耗也随之变化。2风电站和网络运营的完美回报分析2.1线路的长度及线路本文研究的大规模风电基地由12个风电场组成,总容量为1300MW,各风电场并网线路电压均为220kV,最长送电距离达189km,线路的总长度为605km,并网接入点是某电网送电通道上的500kV变电站的220kV母线。变电站AA至500kV变电站AX的220kV线路,采用单回LGJ-4×400mm2导线,长度为63km;AB开闭站至AA站220kV单回线路,长度为103km;AC开闭站至AA站220kV单回线路,长度为69km(见图4)。2.22并网点和风电场电压由图4可知,所有风电场的电力,通过15条220kV线路送到并网点变电站AX的220kV母线,这15条线路产生的充电功率达到了125Mvar,并且使局部电网电压升高。并网点AX站220kV电压升高4kV,电气距离最远的G场220kV电压较并网点220kV电压高约10kV。当并网点220kV电压为228kV时,G场220kV电压为237.8kV。在风电场零出力时,线路的充电功率基本都要送入500kV系统,所以风电场需配置感性无功补偿装置,以补偿220kV线路产生的充电功率。经仿真计算,风电场和AA场共需投入106Mvar的感性无功补偿装置,方可将G场电压降至222kV。2.3不需要投容性无功补偿装置的情况下,各点电压通过车辆运输,在不同近年统计资料表明,本地区风力发电机组每年发电时间平均约2200h,且风机满发的几率不是很大,40%额定出力时间最大2600h,50%额定出力时间不超过2000h,仅有一个AA变电站的负荷,且负荷较小。所以大多数时间,大部分线路处在轻载运行状态,且线路输送的功率小于自然功率,线路无功损耗小于充电功率,导致各点电压偏高。此种情况下,需要风电场及AA站投入相应数量的感性无功补偿装置。以下介绍风电场不同出力情况对各点电压的影响及无功补偿方案的仿真计算分析。(1)在风电场风机零出力且不采取任何无功补偿措施的情况下,并网点AX站220kV母线电压为228kV,G场母线电压为237.8kV,AC站向AA站送充电功率30Mvar,AB站向AA站送充电功率31Mvar,AA站向并网点送充电功率104Mvar,此时向500kV系统输送的充电无功为115Mvar;在风电场和AA站共投入105Mvar的感性无功补偿装置后,并网点220kV电压降为224.2kV,G场电压降至222kV,此时向500kV系统输送的充电无功为0.1Mvar,基本不与500kV系统交换无功功率。(2)在风电场有功出力为10%且各风电场出力总和为130MW时,在不采取任何无功补偿措施的情况下,各点电压最高,并网点220kV电压为228.0kV,G场电压为238.2kV,AC站向AA站送充电功率30Mvar,AB站向AA站送充电功率29Mvar,AA站向并网点送充电功率101Mvar,此时向500kV系统输送的充电无功为114Mvar;在风电场和AA站共投入100Mvar的感性无功补偿装置后,并网点220kV电压降为224.1kV,G场电压降至222kV,此时恰好不与500kV系统交换无功功率。(3)在风电场有功出力为20%及30%时的仿真计算结果如表1所示。(4)在风电场有功出力为40%且各风电场出力总和为520MW时,在不采取任何无功补偿措施的情况下,并网点220kV电压为224.0kV,G场电压为230kV,AC站向AA站送充电功率17Mvar,AB站向AA站送充电功率2Mvar,AA站向并网点送充电功率12Mvar,此时需向500kV系统吸收无功10Mvar。所以,在各风电场有功出力为40%及以下时,不需要投入容性无功补偿装置,但需要投入一定数量的感性无功补偿装置,一方面降低各点电压;另一方面可以不与系统交换无功功率。(5)在风电场有功出力为50%时,需要采取投入79Mvar容性无功补偿的措施,以维持各点电压在合格范围内,且与系统交换无功功率最少;随着风电场有功出力的增加,需要相应地增加投入容性无功补偿的数量。特别是AB站至AA站线路和AA站至并网点线路,由于线路较长,当输送的潮流较重超过其线路的自然功率时,线路的无功损耗大幅度增大,消耗的无功功率大于充电功率,需要投入大量的容性无功补偿装置,在各风电场接近满发时,共需投入382Mvar容性无功补偿装置,并网点220kV电压为226.0kV,G场电压为237kV,此时向500kV系统输送的无功功率为2Mvar。详细仿真计算结果如表1所示。由表1可以看出,在风电场有功出力为零时,需要投入105Mvar感性无功补偿装置,随着风电场有功出力的增加,需要投入的感性无功补偿容量逐渐减少,在风电场有功出力为40%时,可以不投无功补偿装置;当风电场有功出力超过40%时,需要补偿容性无功,且随着风电场有功出力的增加,需要相应地加大容性无功补偿装置的投入量。由于风电出力的不可控性,并网线路潮流波动会比较频繁,电网电压容易引起波动,而传统的电容组因为投切方式较慢,在很多情况下电容组的投切不能很好地起到满足调节无功、保持电压稳定的作用,甚至可能造成对电网电压稳定的进一步恶化。因此,配置动态无功补偿装置是很必要的。3无功补偿装置的选择(1)不同于以往的小型风电场,位于电网边缘的大规模风电场,对局部电网的无功电压影响不可忽视。其无功补偿的配置应根据电网的结构,通过计算分析,并分别考虑线路最大和最小传输功率的情况后决定。