大量风电电源接入对海南电网频率稳定的影响

第27卷第6期2010年12月

供 用 电

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大量风电电源接入对海南电网频率稳定的影响

符 文,胡剑琛

(海南电网公司电力调度通信中心,海南海口 570203)

摘 要:风力发电的随机性和难以预测性,致使大量风电电源的接入将严重影响海南电网的频率稳定性。介绍了海南省风能资源概况及风电发展规划,以及运行及规划中的风电机组参数和电网运行频率的要求。针对孤网枯水期小运行方式,分析了风力发电机组不同频率保护定值及低电压穿越能力对系统频率稳定性的影响,给出了电网对风电场运行的频率保护及低电压穿越能力的要求。关键词:风电电源并网;海南电网;频率稳定性;频率保护定值

中图分类号:TM614 文献标识码:A 文章编号:1006-6357(2010)06-5

ImpactonHainanGridFrequencyStabilitywithLargeScaleWindPowerIntegrated

FuWen,HuJianchen

(HainanElectricPowerDispatchingandCommunicationCenter,Haikou570203,HainanChina)Abstract:Becauseofthewindenergyrandomnessandhardtopredictability,largescalewindpowerintegrationwillseriouslyaffecttheHainanpowergrid'sfrequencystability.WindresourcescharacteristicsandwindpowerdevelopmentinHainanProvinceareintroduced,aswellasparametersofwindturbinesbothinoperationandinplanningandthegrid'soperatingfrequencyrequirements.Underthescenariosofisolatedgirdwithlowloadindryseason,theimpactofwindfarmoutputsuddenincreaseonpowersystemfrequencystabilityandtheinflu enceofdifferentwindturbinefrequencyprotectionsettingvaluesonsystemfrequencystabilityareanalyzed.Keywords:windpowerintegration;Hainanpowergrid;frequencystability;frequencyprotectionsetting

截至2007年底,我国风电场累计装机容量已达到6040MW,突破我国风力发电发展规划2010年装机容量达到5000MW的目标,这表明我国风力发电的发展已经进入一个高速发展的时期。海南省能源需求量很大,但省内缺乏一次能源。目前,风能是最有开发利用前景、技术较成熟的一种可再生能源。大力开发省内的风能资源,对于满足海南省经济发展需要和建立海南国际旅游岛是十分必要的。

风力发电具有随机性和不可预测性,在海南电网孤网运行时,大量风电电源并网将严重影响电网频率的稳定。本文将针对此点,研究风电机组自身频率保护动作特性,并通过对孤网枯水期小运行方式(下称枯小方式)下风力发电出力变化对电网频率稳定影响进行仿真分析,以及研究风力发电机组的低电压穿越能力对电网频率稳定性的影响,提出应对措施,以降低大量风力发电投产带来的安全风险,保障电网安1 海南省风能资源概况及风力发电发展

概况

1.1 风能资源概况

海南省风能资源评价报告显示,海南属海岛性热带气候,常年一般3~5级风,风能资源丰富,尤以沿海地区最为丰富,极具开发利用潜在价值。海南岛四周环海,海岸线长达1528km。由于海表面粗糙度小,一般风速在海上最大,深入陆地后迅速衰减,故海南岛陆地风速最大值区主要分布在沿海一带。海南岛10m高处风能资源总储量为283.8MW,若换算成70m高度风资源储量约为20000MW,其技术可开发量在1500MW(约50m高度)左右。1.2 风电发展规划

目前,海南省已有4个风电场投产,分别是东方、文昌、峨蔓和感城风电场,其中东方风电场总装机容量为8.7MW,文昌、峨蔓和感城风电场装机容量均为49.5MW。西部的四更风电场和高

表2 风电场在不同电网频率范围下的运行要求

电网频率范围/Hz

低于4848~49.549.5~50.550.5~51高于51

运行要求

根据风电场内风电机组允许运行的最低频率而定

每次频率低于49.5Hz时要求至少能运行10min 连续运行

每次频率高于50.5Hz时,要求至少能运行2min,并且当频率高于50.5Hz时,不允许停止状态的风电机组并网 根据电网调度部门的指令限功率运行

MW,预计在2010年年底投运。届时海南省风电总装机容量将达到253.2MW。这6个风电场全部接入110kV电网。由于东方风电场容量小,本文研究将其忽略。

2 海南电网及风电机组运行要求

2.1 风电机组技术参数

海南电网中的文昌、峨蔓、感城、四更和高排5个风电场的风电机组技术参数见表1。

表1 海南电网中5个风电场风电机组技术参数表

风电场名机型发电机类型额定电压/kV额定功率/kV

文昌SL1500

/70

峨蔓WTG1

感城S70 1500

四更V90 2.0

高排W2000N 93 70

有PSD CLIQUE地理接线图格式潮流图绘制程序和PSD MYCHART稳定曲线绘制工具。3.2 计算条件

对海南电网做稳定计算时,各种主要元件采用的模型如下。

1)除风电机组外的直调电厂发电机采用Eq 、Ed 变化模型,考虑自动励磁调节装置,机组阻尼系数D取0。在孤网运行方式下,不计调速器作用。

2)根据直接调度电厂的实际情况考虑机组的电力系统稳定器(PSS)投入情况。

3)负荷采用考虑频率特性的ZIP静态模型,考虑负荷静态特性,按40%恒阻抗、30%恒电流、30%恒功率的负荷模型进行模拟,计及负荷的频率效应,有功负荷的频率因子取为2,无功负荷的频率因子取为-2。

双馈异步永磁直驱双馈异步双馈异步双馈异步0.691500

0.691500-0.95

0.691500

0.692000-0.96

11.6733

~+0.982.2224

12.22240.692000

功率因数可调

~+0.951.6733

额定容量/MVA机组数/台

1.68833

2.2 电网频率的要求

按照GB/T15945 1995 电能质量电力系统频率允许偏差 的规定,电力系统正常频率偏差允许值为 0.2Hz。根据海南电网实际运行情况,在孤网运行方式下频率偏差允许值为 0.5Hz;在联网运行方式下频率偏差允许值为 0.2Hz。在稳定性分析计算中,低频减载的整定值为49Hz,高频切机的整定值为51Hz。2.3 风电场频率波动允许范围及其运行要求

根据国家电网公司 风电场接入电网技术规定(2009版) 第9节,风电场可在如表2所示的电网频率范围内运行。目前海南电网对此项内容无具体规定,因此暂时按照此标准来实施。

4 大量风电电源接入影响海南电网频率稳定的因素

在大量风电电源接入海南电网为孤网运行的方式下,影响系统频率稳定的因素主要有以下几点: 系统的开机方式,决定了系统的惯性及旋转备用容量; 系统一次调频的作用,关系系统的调节性能; 故障点距离风电场的远近,关系到引起风电场节点的电压跌落的严重程度; 电网故障严重级别,关系到风电机组是否受冲击跳闸; 风电机组是否配置频率保护; 风电机组是否具备低压穿越能力等。本节着重分析上述 、 点因素对海南电网频率稳定的影响。

3 风电机组联网方式下的频率计算工具

及条件

3.1 计算工具

本文所做研究的计算基础是中国电力科学研究院 PSD电力系统软件工具 中的PSD BPA潮流计算程序(6.006版)和暂态稳定计算程序(5 风电机组的频率保护定值对海南电网频率稳定的影响分析

,

出力由零直线上升至最大,分析风电机组的频率保护定值对于系统频率稳定的影响。

5.1 基于目前风电电源接入容量(245 5MW)方式下

风电机组高频保护的设置分以下3种情况。

设置1,风力发电机组机端不设高频保护。设置2,风力发电机组机端统一设一个级别高频保护,即所有风力发电机组机端高频保护定值统一设置为50.4Hz。

设置3,每个风电场的风力发电机组平均分为3组,每组的高频保护定值分别设置为50.2、50.3、50.4Hz;

经仿真分析,得到不同保护设置下海南电网(系统)的频率变化曲线(风电接入容量为245 5MW)如图1

所示。

5.2 基于将来风电场接入容量(500MW)方式

下

随着电网规模逐渐扩大,电网建设更加完善,假设风电场容量增至500MW,风力发电机组高频保护的设置分为以下3种情况。

设置1,风力发电机组机端不设高频保护。设置2,风力发电机组机端统一设一个级别高频保护,即所有风力发电机组机端高频保护定值统一设置为50.9Hz;

设置3,每个风电场的风力发电机组平均分为3组,每组的高频保护定值分别设置为50.7、50.8、50.9Hz;

经仿真分析,得到不同保护设置下海南电网(系统)频率变化曲线(风电接入容量为500MW)如图2所示。

图1 不同保护设置下海南电网的频率变化曲线

(风电接入容量为245 5MW)

图2 不同保护设置下海南电网的频率变化曲线

(风电接入容量为500MW)

由图1可以看出,风力发电机组机端不设高频保护时,系统的频率最大值为50.47Hz;风力发电机组机端统一设高频保护定值为50.4Hz

时,峨蔓、文昌、高排、感城、四更5个风电场的高频保护动作,系统频率恢复至50Hz左右,但系统频率变化过快,偏差为1.1Hz左右,低值达到49.31Hz,对系统冲击较大;风力发电机组机端设置3段阶梯保护时,文昌、感城、高排、四更、峨蔓5个风电场的高频保护动作2组,即风电机组约有166MW退出运行,系统频率恢复至50.16Hz。

可得以下结论:风电场出力的突然上升会影响系统的频率稳定性。在孤网枯小典型方式下,风电场出力突然上升,在上述高频保护设置3,即风力发电机组平均分为3组的高频保护定值的情

,由图2可以看出,风力发电机组机端不设高频保护时,系统的频率最大值为50.9Hz;风力发电机组机端统一设高频保护定值为50.9Hz时,峨蔓、文昌、高排、感城、四更5个风电场高频保护动作,系统频率最低降至47.8Hz,而后恢复至50Hz左右;风力发电机组机端设置3段阶梯保护时,文昌、感城、高排、四更、峨蔓5个风电场高频保护动作1组,即风力发电机组约有83MW退出运行,系统频率恢复至50.6Hz。

可得以下结论:在风电场容量扩充至500MW的情况下,风力发电机组不设高频保护时、系统频率在风电场出力增至最大时,配合系统一次调频作用,最终系统频率升至50.9Hz保持不变;设置一个级别的高频保护时,系统频率虽最终恢复至50Hz左右,但所有风力发电机组高频保护动作导致机组退出运行时,系统频率变化过快,

偏差为3.1Hz左右,低值达到47.8Hz,对系统的频率影响严重;设置3组阶梯保护时,所有风力发电机组高频保护动作1组,83MW退出运行,系统频率恢复速度相对平缓,恢复值为50.6Hz。因此,针对以上分析可知,高频保护设置3的风力发电机组频率保护定值对系统频率的影响较小。

6.2 海南电网联网运行时风电机组跳闸对联络线功率与系统频率偏差控制(CPS)指标考核的影响

2010年10月3日05时06分,离文昌风电场较远的220kV官红线因故障跳闸使得文昌风电场机组机端瞬间电压跌落严重,由于其风电机组不具备低电压穿越能力而受冲击跳闸,甩了42MW负荷。当时海南电网与南方电网主网联网运行,虽然对系统频率影响甚微,但海南电网通过500kV福港线受入主网70MW的功率,导致海南电网自动发电控制(AGC)系统区域控制偏差很大。当时南方电网频率为49.97Hz(低于50Hz),对于整个南方电网来说海南电网低频少送,导致该时段海南电网AGC系统CPS1指标不合格。因此风力发电机组受冲击跳闸后,对海南电网CPS考核存在很大影响。

类似受冲击跳闸的情况很多,在2010年10月17日甚至出现了因110kV东坡 、 线由空载转运行的正常倒换都会冲击风电场机组跳闸的情况。

6.3 海南电网孤网运行时风力发电机组跳闸对频率的影响

海南电网与南方电网主网仅一回500kV联络线的弱联系的情况下,因该回线路永久故障或计划检修时,海南电网又恢复为原孤网运行状态。此时电网设备发生故障,无低压穿越能力的风电场由于机组机端电压跌落严重,将使风电场机组跳闸,假如适逢枯小方式、风电机组满出力运行情况下,电网的频率将急剧下降导致低频减载装置动作切除负荷。

下面通过应用BPA软件仿真和列举电网运行实例,分析在电网发生线路短路故障时文昌和峨蔓2个风电机组运行情况。

1)由于文昌风电场受附近电网线路短路冲击跳闸时,海南电网均为联网运行状态,只对联络线CPS指标考核有影响。海南电网孤网运行情况下,只能通过用BPA软件进行仿真来分析对频率的影响。设置海南电网统调负荷为1000MW的水平下,文昌风电场分别带30、40MW和满负荷跳机后系统频率的变化。经仿真分析,系统频率变化曲线如图4所示。

从图4可以看出,当文昌风电场带30MW49.6 风电机组低压穿越能力对于海南电网频率稳定的影响

6.1 海南电网对于并网风电机组低电压穿越能力的要求

风电场低电压穿越能力(LVRT)指电网故障引起电压跌落,风电场在电网发生故障时及故障后,保持不间断并网运行的能力。

由于风电场低电压穿越能力对地区和整个电网的安全稳定都很重要,因此,风电场低电压穿越能力已经成为电网调度部门主要关心的问题之一。海南电网目前对于此项内容暂时没有具体规定,因此还是参照国家电网公司 风电场接入电网技术规定(2009版) ,对风电场低电压穿越能力要求详见图3

。

图3 对风电场低电压穿越能力要求的规定

由图3可知,对风电场低电压穿越能力要求的规定如下。

1)风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保持并网运行625ms的低电压穿越能力。

2)风电场并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时,风电场内的风电机组保持并网运行。

3)风电场并网点电压在图3中电压轮廓线及以上的区域内时,场内风电机组必须保证不间断并网运行;并网点电压在图3中电压轮廓线以,

电机组高频保护动作导致机组退出运行时,系统频率变化过快,对系统的频率影响严重;设置3组阶梯保护时,所有风电机组高频保护动作2组/1组,系统频率恢复速度相对平缓。推荐对风电机组设置3组阶梯频率保护,并配合压低其他电源出力来保证最终的频率恢复值在50Hz左右。

2)针对海南电网的风电装机容量占比重大及与南方电网主网弱联系的现状,风电机组必须具备低压穿越能力以保证海南电网在联网运行时联络线CPS考核指标合格和孤网运行时的频率

图4 风力发电机组带不同负荷时跳机后海南电网频率变化曲线

稳定。

参考文献

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收稿日期:2010年10月

符 文 (1974-),工程师,毕业于华南理工大学,主要从事

电力调度运行工作

胡剑琛 (1978-),工程师,毕业于华北电力大学,主要从事

电网系统分析工作

载装置未动作;带40MW负荷跳机后,系统频率最低降到49Hz;而当风力发电机组满发时(49.5

MW)跳机,系统频率低于49Hz,此时系统低频减载第一轮(49Hz,0.2s)动作,切除电网约45.6MW负荷。

2)接在220kV三都站的峨蔓风电场机组由于具备低电压穿越能力,自2009年12月份投产自今,220kV洛三线及220kV鹅三线曾发生过多次故障跳闸,均未造成峨蔓风电场的风电机组跳机,机组均能稳定运行。

基于以上分析可知,为确保海南电网的安全稳定运行,调度部门针对无低压穿越能力的文昌风电场已提出了改进措施要求。

7 结语

1)在孤网枯小典型方式下,针对水平年规划风电容量(245 5MW)及今后有可能扩充的风电容量(500MW)2种情况,在风电场机端设置不同类型的高频保护。仿真结果表明:风电机组不设高频保护,系统频率在风电场出力增至最大时,配合系统一次调频作用,最终系统频率升至50.4/50.9Hz保持不变;设置一个级别的高频保护时,系统频率虽最终恢复至50Hz左右,但在所有风(上接第11页)

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收稿日期:2010年8月

林海雪 (1940-),教授级高级工程师,全国电压电流等级

和频率标准化技术委员会、电力行业电能质量和柔性输电标准化技术委员会顾问,长期从事电能质量标准制定和治理工程的研究、开发和应用

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