关于风电场接入系统电网一次部分研究

杜晓鹏

摘  要：随着化石资源的持续开发，不可再生资源的保有储量越来越少，终有枯竭的一天，因此需坚持可持续发展的原则，采取途径减少不可再生资源消耗的比重。目前，国家已将新能源的开发提高到战略高度，风能、太阳能、潮汐能等将是未来一段时间新能源发展的重点。在此背景下，该文对风电场接入系统电网进行分析，为后期风电场接入系统一次部分编写提供参考。

关键词：出力特性  风电场  新能源  暂态分析

中图分类号：G718.5    文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2019）09（c）-0028-02

隨着化石资源（石油、煤炭）的持续开发，不可再生资源的保有储量越来越少，终有枯竭的一天，因此需坚持可持续发展的原则，采取途径减少不可再生资源消耗的比重。目前，国家已将新能源的开发提高到战略高度，风能、太阳能、潮汐能等将是未来一段时间新能源发展的重点。从现有的开发技术和经济性看，风能开发具有一定的优势，随着风电机组国产化进程的加快，风电机组的价格将进一步降低，风电的竞争力将大大增强。开发风电是降低化石资源消耗比重的重要措施，有利于改善能源结构，促进经济的可持续发展。

1  主要研究内容

电力系统一次部分设计工作主要是研究风电场项目接入系统方案，不包括场内电气部分设计。

该报告主要内容包括风电场项目概况介绍、风电场所在地区电力系统规划、周边变电站情况分析、负荷特性分析、负荷发展预测、电力电量平衡情况计算及分析、项目接入系统方案拟定、相关电网安全稳定校核和风电场相关电气设备选择要求等。

2  风电场接入电压等级

根据目前实际操作情况，风电场接入电压等级按以下内容选取，一般装机容量小于10MW的陆地风场，接入10kV中压电网;装机容量大于10MW小于50MW的陆地风场，接入35kV或110kV高压电网;装机容量大于100MW的陆地风场一般接入110kV以上高压电网。

3  风电场及升压站一次电气部分

一般情况下，风电场每台风机配套安装1台箱式变电站，箱变容量跟风电机组容量相匹配。风电机组和箱变采用“1机1变”的单元接线方式。风电场内架设集电线路，集电线路一般采用架空线敷设，集电线路接入风电场升压站低压侧变电间隔，风电场升压站配置1台三相双绕组升压变压器，采用有载调压变压器，升压站高压侧一般为变压器-线路单元接线方式，升压站低压侧一般为单母线接线或单母分段接线。

4  风电场升压站无功补偿

风电场升压站配置无功补偿要求，对于直接接入公共电网的风电场，其配置的容性无功容量能够补偿风电场满发时场内汇集系统（包括汇集系统线路、风电机组和单元变压器）、主变的感性无功及风电场送出线路的一半感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的一半充电无功功率。

风电场所发有功及无功均可在一定范围内变化，风电场接入电网后出力的变化及不同功率因数的调节都会对接入电网的电压产生一定的影响。同时接入电网运行电压水平也将决定包括升压站高压侧母线以及风电机组机端运行电压水平。因此需要进行接入系统方案稳态分析计算，选择较优的风电场并网方式。

5  电源出力特性分析

5.1 光伏电厂出力特性分析

光伏电站出力受天气影响较大，在每天早晚时间段及恶劣天气情况下，光伏发电站无持续稳定出力;夏季炎热，太阳光照充足，日照时间长，光伏电站发电量大;冬季寒冷，太阳光照弱，日照时间短，光伏电站发电量小。

光伏电站多为固定式安装，光伏电站受光伏阵列效率、逆变器转换效率、交流并网效率等多方面因素的影响，实际出力效率仅为光伏装机总容量的80%左右。因此，对光伏电站出力特性，日间光伏电站出力系数0.8，夜间光伏电站按不出力考虑。

5.2 风电场出力特性分析

风电不同于常规火电或水电，风电场的运行受风速本身的间歇性和随机性影响，整个风电场的出力变化也呈现出不确定性。虽然现代先进的风电发电技术可以控制风电机组的出力，但也是以风速限制为前提的。一般情况下，考虑同时系数;风电场所归属的行政区域约大，风电站越多，出力系数就越小;风电场所归属的行政区域越小，出力系数就越大。具体没有一个统一的风电出力系数标准。分地区情况而定。

5.3 常规统调电厂出力特性分析

夏季日间大负荷，考虑常规统调电厂满出力（扣除8%的厂用电），非供热季节（秋季、春季）常规统调电厂出力系数按50%，采暖季节（冬季），供热机组最小出力取50%以上，非供热机组最小技术出力取50%。

6  风电场接入变电站选择

6.1 风电场近区变电站分析

分析风电场近区公用变电站情况，对近区变电站收资，第一，分析变电站内预留变电间隔、并网线路路径、并网线路进站情况、电压等级、变电站主变容量和台数等;第二，对变电站的年负荷曲线、夏季大负荷日日负荷曲线、春季小负荷典型日日负荷曲线和冬季小负荷典型日日负荷曲线分析，确定变电站的负荷特性;收集变电站供电区内已投运、已审定和列入建设指标电源装机，做电力电量平衡分析和消纳分析;如果风电场所在区域电源多，发电量大，考虑对系统电网的薄弱环节进行断面分析。通过这两方面分析，初步选择风电场接入系统方案。

6.2 接入系统初步方案比较

对风电场接入系统初步方案进行分析，确定推荐方案。分析内容：（1）经济方面，费用比较;（2）技术方面，分析初步方案实现的难易程度;（3）风电场接入对电网影响方面比较;（4）并网线路电量损耗比较分析;（5）风电场短路时，对电网的影响，确定短路电流及容量，风电场所选电气设备需满足短路电流和容量的要求。

7  推荐方案电气量校核

风电场全部投运年为计算水平年;夏季大负荷方式，风电场所在区域各变电站计算负荷以分区域负荷预测为依据。故障方式：考虑线路三相永久接地故障和线路单相永久接地故障。三相永久接地故障包括并網线路故障和相邻线路故障;线路单相永久接地故障为相邻线路故障。通过软件计算，分析各相关变电站母线电压等电气量和继电保护的动作情况。

8  风电场并网的相关要求

8.1 风电场并网有功功率系统

风电场应具有有功功率调节能力，能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。为了实现对风电场有功功率的控制，风电场需安装有功功率控制系统，接收并自动执行调度部门下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，风电场有功功率及有功功率变化与电力系统调度机构下达的给定值一致。

8.2 风电场功率预测系统

风电场应配置风电功率预测系统，系统具有0～72h短期风电功率预测以及15min～4h超短期风电功率预测功能。风电场每15min自动向电网调度部门滚动上报未来15min～4h的风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。

8.3 风电场无功功率要求

风电场应具备协调控制机组和无功补偿装置的能力，能够自动快速调整无功总功率。风电场的无功电源包括风电机组和风电场的无功补偿装置。首先充分利用风电机组的无功容量及其调节能力，仅靠风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要的，在风电场集中加装无功补偿装置。

9  结语

该文通过对风电场接入站点分析、周边区域电源及用电情况分析、周边电网发展规划分析、送出线路导线截面积分析、推荐方案暂态分析、电源出力特性分析、风电场升压站分析和风电场内部集电线路分析等，判断出风电场最佳接入方案。

参考文献

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[3] 欧阳森，梁伟斌.大型风电场的电压波动与闪变预评估建模研究[J].电气应用，2017，36（13）：54.