分布式风电场分组可调分散并网方案

王剑，姚天亮，郑昕，杨德洲，吴兴全

(1.甘肃省电力设计院，兰州市，730050；2.甘肃省电力公司，兰州市，730050)

0 引言

我国的风电并网一直致力于“大基地［1-3］融入大电网”，“十一五”期间，国家电网公司大力推进特高压联网工程，由于风场空间布局远离负荷中心，形成了由西北地区电源送端向东中部负荷受端远距离输电的格局，致使风电基地有约1/3容量在消纳和外送方面［4-5］存在“卡脖子”和限电现象，且风电大规模汇集集中外送方案存在诸多问题。例如，甘肃“2.24”酒泉风电事故导致598台风电机组瞬间同时脱网，这暴露了风电集中并网存在设备缺陷、风场并网管理、电网接入等诸多亟待完善的问题。

“十二五”期间，中国风电将调整发展思路为“集中式+分布式”，分布式风电到2015年装机将达到30 GW，约占目标装机容量的30％。分布式风电开发也转向低风速的内陆风资源欠丰富地区，一般为装机容量在数kW至数十MW的中小型风场。这些风场的特点是接近配电网负荷受端的末梢，如果能够因地制宜地在配电网末端选择合理的分散接入点，不仅节省高压上网线路和升压站的投资，而且可以实现风电出力与当地负荷的就地平衡［6-8］，风电出力不需要穿越高电压等级的主变上网，可有效减缓配电网主变增容压力。

基于上述思路，本文结合华能陕西定边狼尔沟9 MW分布式示范风电场并网系统设计，提出了一种分布式风电场在配电网末端灵活并网的方案，研究了分散接入方式在风电出力就地平衡、改进电气主接线、配电网电压支撑效益、无功补偿优化等关键问题，可为类似工程提供参考。

1 分布式风电场分散并网系统

1.1 风电场概况

华能定边狼尔沟9 MW分布式示范风电场是国家特批的大型分布式示范风电场之一。该风场风功率密度等级为Ⅱ级，平均风功率密度为277W/m2，主风向和主风能方向为南风，风速春冬季大，夏秋季小。狼尔沟风电场安装6台1.5 MW的MY1.5SE-82型风机，机组采用直线型规则布置，出口电压0.69 kV，风机与6台1.6 MVA箱式升压变采用一机一变的单元接线方式。

狼尔沟分布式示范风电场的工程价值在于探索分布式风电发展思路，特别是研究分布式风电的并网系统设计、并网特性，为发展分布式风电积累经验。

1.2 接入系统方案

接入电网基本情况定边电网有定边变、砖井变、张梁变3座110 kV变电站，全部依靠宁夏电网330 kV盐州变远距离转供负荷，电网电压较低(110 kV以下)。3座公网变距离风场距离较远，35 kV接入条件不理想。有利的条件是，狼尔沟风电场恰好处在张梁变和砖井变的10 kV出线113和129线路末端，供电距离分别长达19.8 km和17.5 km，导线截面较小，且末端油气开采感性负荷的比重约为90％，无功缺额较大，导致末端电压非常低，10 kV线路重载，网损较大。

考虑到电网现状及风电场分布式示范意义，接入点选择原则为风力发电就地平衡不上网，并提升10 kV配电网末端电压，电网企业支持采用T接方案。狼尔沟风电场接入系统方案见图1。

图1 狼尔沟风电场接入方案Fig.1 Access program for Langergou w ind farm s

1.3 分组可调改进电气主接线

砖井变129线(接入点1)主要为油气开采和农灌负荷，夏秋季负荷大。张梁变113线(接入点2)主要为油气开采和城市负荷，冬春季负荷大。

考虑到接入点1、2的负荷具有季节性互补特点，为了保证风电出力就地平衡不上网，并提高风电上网的灵活性和可靠性，针对狼尔沟风电场电气主接线进行改进，摈弃了常规的单母分段接线，基于双母线接线进行简化，提出了一种分组可调的并网方案。风电场开关站电气主接线见图2。

图2 分布式风电分组可调电气主接线Fig.2 Group adjustablemain electricalw iring of distributed w ind farm s

以上分组可调改进主接线，简化掉双母线接线的母联开关，禁止母线和2条上网线路并列运行。考虑到10 kV开关柜实施双母线接线工艺难度大，且风电场风机较少，设计推荐减少开关、多用刀闸。推荐采用停机手动切换方式改变分组上网方案以节省投资。

风机分组运行方式调整：根据并网点负荷大小正常运行方式下6台风力发电机组以(2台，4台)组合方式分别T接在砖井变的10 kV新129线和张梁变的10 kV新113线上，新建2条送出线路长度约为6.5 km和5 km。

为了保证6台风机发电出力的完全就地平衡，针对新129线和新113线2条上网线路负荷预测，风机可以有(1台，5台)、(2台，4台)、(3台，3台)3种组合运行方式，完全能够适应负荷的发展及季节性变化。

1.4 可调分散并网方案对电网的影响

1.4.1 基于负荷变化的风电就地平衡

根据风电场的出力特性，华能狼尔沟风电场出力冬春季较大，夏秋季较小，故冬大、冬小方式下最大出力按9 MW计算，夏大、夏小方式下最大出力按7 MW考虑。

表1为典型运行方式下风机分组并网方案，可以看出夏小和冬大方式下2个接入点负荷相对比例相似，分组并网方案为(2台，4台)组合；夏大方式负荷相当，采用(3台，3台)组合；冬小方式下负荷相差较大，采用(1台，5台)组合，基本能够实现风电出力在129线和113线上就地平衡消纳，无需穿越110 kV砖井变和张梁变10 kV母线，不占用主变容量。

表1 典型运行方式下风机分组并网方案的接入点负荷Tab.1 G roup grid-connected scheme of fans under typical operating modes MW

表1从宏观调整上，就不同季节风电最大出力和典型方式下最大负荷，给出了风电就地平衡的组合解决方案，是通过改变风机汇集分组和电气一次设备接线方式实现的。

而从微观调整的角度出发，考虑典型日24 h内负荷的峰谷特性，风电出力具有随机性和波动性，此时风电与负荷的实时协调问题可以通过配置电气二次设备实现。

风电场加装1套有功功率的控制装置，能够根据调度指令控制其有功输出。原理是依据风能预测预警系统和调度负荷预测曲线，对多台风机下达控制策略，风机通过动态改变叶片浆距角和功率因数实现对负荷峰谷差的补偿。如果在负荷低谷时风电大发，适当压低风机出力，在负荷高峰时风电尽可能多发。总体来看，风电平均出力在装机容量的50％以下的概率很大，因此需要限制风电出力的时间概率很小。

1.4.2 无功补偿配置计算

根据榆林电网公司的要求，在电网无功缺额或故障时，风电场应能够为电网提供无功电压支撑。

设计考虑风机运行特性和电网末端电压较低的实际情况。为补偿华能定边狼尔沟9 MW分布式示范风电场上网需要的无功损耗，并对接入10 kV线路的无功损耗和电压起到一定的补偿和提升作用，经计算，推荐10 kV母线甲和10 kV母线乙上分别安装1套无功补偿装置，共计2套，安装容量均为3.0(容性)～1.5 Mvar(感性)，能够满足6台风电机组的不同组合运行方式对无功补偿的要求。建议无功补偿装置安装感性容量足够大、补偿电容容量后能呈现50％的感性容量。

推荐采用动态无功补偿装置，要求响应时间小于20 ms，同时应兼顾谐波治理功能，风电场正常运行时滤波支路不能退出。

考虑到风机并网启动过程中要消耗系统的有功和无功功率，建议风电场并网前先投运动态无功补偿装置，能够保证下网厂用电功率因数满足电网要求。

分布式风电采用分散方案接入时，考虑到配电网自然功率因数较低，建议相对集中式并网方案，适度加大动态无功补偿的补偿度。

即使风电场停运，应尽可能保证动态无功补偿和滤波支路不退出，以便获得更好的电压支撑效益和谐波抑制效果。

1.4.3 电压支撑效益

狼尔沟风电场MY1.5SE-82型风力发电机组功率因数调节范围为－0.95～+0.95。风电场无功出力按功率因数0.98考虑，风电场动态无功补偿配置为容性3.0 Mvar。

分以下4种情况计算风电场不同无功出力情况下对分散接入点电压支撑效果［9-10］：(1)接入风电场之前；(2)考虑风机无功出力，动态无功补偿不投运； (3)考虑风机无功出力，动态无功补偿投运；(4)风电场停运，无功补偿投运。计算结果如表2所示。

表2 风电场无功出力不同时电压值Tab.2 Voltage under different reactive power of w ind farm

对比计算结果，可以看出：风电场接入前由于感性负荷比例较大，2条10 kV线路末端最低电压均低于规程允许值运行。如果考虑风机无功出力和动态无功补偿，在风电场最大出力时113线和129线出口和末端电压最高可抬高0.22 kV和4.65 kV，接近基准电压值。即使风电场停运，无功补偿不退，2条10 kV线路出口和末端电压最大也可抬高0.1 kV和1.24 kV。总之，风电场接入后，不论无功出力如何都能改善定边县城周边供电质量。

2 大型风电场分散接入方案应用构想

2个50 MW风电场集中并网方案常规电气主接线见图3。采用单母分段接线，2组无功补偿，2组接地变加消弧线圈。

图3 常规集中并网方案电气主接线Fig.3 M ain electricalw iring of grid-connected integration program

关于分组可调分散接入方案推广至2个50 MW风电场应用，就风机汇集方案和改进电气主接线，本文提出如下方案。

假设装机时，选择单机2 MW风机，分散接入点选择2个110 kV变电站，典型方式下，负荷变化范围为10～45 MW，且负荷季节特性具有互补性，则推荐分组方案和改进电气主接线见图4。

图4 分组可调分散并网方案改进电气主接线Fig.4 Improving main electricalw iring of group ad justable dispersal grid-connected program

图4中，改进电气主接线运行方式灵活多变，2个50 MW风电场内部汇集线路3条，风机汇集方案分别为(3台、7台、9台)和(2台、8台、10台)，针对2个110 kV站接入风电容量，其组合可以有10、18、22、24、26、30、34、36、40 MW等，可选择空间大，可以满足夏大、夏小、冬大、冬小等典型运行方式下风电场出力的就地平衡，适应受端负荷变化能力较强，风电无需穿越主变上网。

考虑到主变中压侧接线组别与消弧线圈相关，因此推荐采用三卷变，10 kV侧用于动态无功补偿装置和所用变压器，有利于降低投资。主变35 kV侧均采用星星接线，中性点共用1个消弧线圈［11］。

3 结语

分布式风电就地平衡消纳是未来风电的发展方向，探索研究灵活分散接入方案对分布式风电的发展至关重要，分散并网是较新颖的尝试。相对于常规集中并网的风电场，建议分布式风电场适度加大动态无功补偿的补偿度，加强并网过程和停机后无功补偿装置的投入管理，对配电网末端电压支撑效果和下网厂用电功率因数的提高有积极作用。

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