郑明智
国家电投集团河北电力有限公司张家口分公司 河北张家口 075000
摘要:风力发电机组大多采用异步发电机,风力异步发电机并网发电时,无功补偿装置工作性能至关重要。本文论述了无功补偿电容器合理匹配,投切电容器开关的合理选择,对于提高并网发电效率,充分利用风能资源,提高经济效益,具有十分重要的意义。
关键词:异步风力发电机 无功补偿方式 电容器 涌流
风能由于其在经济上比其它可再生能源更具竞争潜力,因而发展迅速。全世界风力发电装机容量年均增长率为50%,是全球增长速度最快的能源之一。我国更是大力提倡发展风电产业,已建立和正在筹建许多风力发电厂。在风力发电系统中,如何保障其安全可靠的运行,减少后期设备更新维护,提高经济效益,成为现已运行中许多风电厂的首要课题。
1 风力发电厂发电特点及无功补偿电容器匹配方式的确定
大多数风力发电机组都选用异步发电机,异步发电机在风力拖动下,转速在接近或高于电机同步速时就可合闸并网,并网后电机的电压、频率与电网相等,转速和频率无关,输出功率近似和风速成线性关系,有的风力发电机输出功率近似和转速成线性关系,区别在于有无调速器。
异步发电机的最大特点是需要从电网系统吸收相应的无功功率才可向外输出电能,即发电机的激磁无功电流以及定转子漏抗消耗无功电流要由电网提供,可由电容器补偿。若由电网提供,则使电网功率因数降低,导致电网损耗增大[1]。若由电容器补偿,则需增加无功补偿设备,维持风力发电机输出电能时的功率因数与电网相同,保持在理想功率因数状态。风力发电厂在运行中,均采用由电容器组成的无功补偿设备,就地为异步发电机提供发电时所需的无功功率。若采取由电网提供时,由于会造成电网本身功率因数下降,无功损耗增加,甚至造成电网电压下降,供电网络崩溃。因此,电网本身也应增加相应的电力电容器来补偿发电机吸收的无功功率,使电网功率因数维持在高的目标功率因数[2]。但根据无功补偿的一般原则,就地补偿效果最为理想,若电网为风力发电机提供无功功率,会造成电网有功功率损耗增加,实际运行中也是不经济的。现多为两者相结合,风力发电机所需无功功率主要由自身提供,电网侧适当进行少量无功补偿。系统结构如图1所示。
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C1:电厂电网空载固定补偿的电容器;C2:自动分组补偿电容器由3部分组成:10KV电网侧自动补偿电容器1组,690V风力发电机侧自动补偿电容器2组。电机装有4组50Kvar的电力电容器,通过控制器测量风力发电机并网发电时的电量参数,自动投切电容器来补偿发电时所需的无功功率。由于设计系统时未考虑风力发电机额定功率输出时所需无功功率,2002年12月一次大风,风力发电机所需无功功率不足,从而向电网吸收,造成电网电压下降,系统电压崩溃,全部风机停机。后根据电容器匹配方式,在电厂电网10KV侧增加2000Kvar的补偿电容,满发时所需无功功率的不足部分由电厂电网提供。运行2年后,又发现风力发电机在并网发电过程中,会出现少量欠补或过补,功率因数最低会降至0.6左右。风机数量多且距电厂较远,风力发电机本身的功率因数很低,严重影响了发电机的输出效率,也增大了线路损耗。为此根据每台风力发电机的运行状况,为每台风力发电机设计了相应的就近二次补偿设备,使风力发电机并网发电时功率因数维持在±0.99左右。根据风力发电机运行要求,略微欠补或过补均可正常工作,而且风机的发电效率也较高。通过实际运行与观察测量,补偿效果较好。风力发电机在正常运行时,向电网输送的电能是随风力的大小而变化的,因此它所需的无功功率也是变化的。这就要求风力发电机的无功补偿电容器必须按照实际需要进行匹配。如果风力发电机在满载时匹配固定补偿电容器,在空载或轻载时,将出现过补偿,发电效率下降,电网电压升高,直接影响电气设备安全运行及寿命。如果风力发电机在空载或轻载时匹配固定补偿电容器,在满载时达不到较为理想的无功补偿要求,在风机停机解列时,同样会导致电网电压升高。因此,风力发电厂一般均采取风力发电机并网发电后电容器分组分阶段投切,才能达到理想的无功补偿效果。通榆风力发电厂电网侧的无功补偿电容器在发电机输出功率较小时,需人工手动切除电厂内补偿的电容器。
2 风力发电厂无功补偿电容器投切时的涌流分析
风电厂异步发电机正常运行时,无功补偿电容器的匹配等效电路可简化为图2所示。系统网络中的各个参数按照变压器的参数向风机侧进行归算。
设U=Umsin(ωt+ψ);
L1:66KV电网至风电厂10KV电网空载或轻负载固定补偿网路折算到风机侧的电感值;
r1:66KV电网至风电厂10KV电网空载或轻负载固定补偿网路折算到风机侧的电阻值;
C1:风电厂10KV电网侧空载或轻负载固定补偿电容器折算到风机侧的电容值;
L2:风电厂10KV电网侧空载或轻负载固定补偿电容器至风力发电机690V侧自动补偿网络折算到风机侧的电感(该电感含发电机绕组电感);
r2:风电厂10KV电网侧空载或轻负载固定补偿电容器至风力发电机690V侧自动补偿网络折算到风机侧的电阻;C2:风力发电机690V侧电容器组的电容及电厂10KV电网侧自动补偿电容折算到风机侧的电容值;JC1,JC2:无功补偿电容器投切开关。当风速达到机组启动风速时,机组将启动运行,这时必须投入电容器C1,即图1中JC1开关接通,以补偿异步风力发电机激磁建压所需的无功功率,其微分方程式为:
3 结论
风力发电厂设计了无功补偿技术改造方案,并提出了风力发电系统无功补偿新产品。该产品运行一年多,效果良好,解决了风电厂无功补偿长期未解决的问题,也使作者对风力发电系统的实际工作运行有了更为深刻的认识。风力发电厂在建厂投入运行后,基本无需再投资,仅需维护设备的可靠正常运行,且自动化管理程度高。由于风能的特殊性,现国内大多风力发电厂运行几年后,突出需要解决的问题在于设备维护,无功补偿是其中的重要环节之一。要解决风力发电机运行中的无功补偿问题,从实践改造工程中总结出以下几点:(1)对风力发电机实时运行状况及环境风力资源的变化规律要有深刻了解,才能对风力发电机的运行工作状态正确判断。(2)风力发电厂发电量与无功补偿电容器容量的匹配,需从实际运行采样的数据中分析总结,确定正确合理的匹配关系,这样风力发电机才能运行在高效率状态下,充分利用资源,发挥设备作用。(3)控制系统运行已具有高度的可靠性,而一次设备电容器投切开关的可靠及长期运行至关20s,当整个系统进入稳态后,在发电机出口处(并联电容后)设置三相接地短路,短路发生时间为12.0s时,持续时间0.04s即两个周波,12.54s时故障切除。由图4(a)看出,桨叶的转速在故障后都有明显高频振荡(此时频率为折算至高速侧)。图4(b)为旋转系统等效轴上的扭矩,在故障后也产生了高频振荡。故障前,扭矩高频振荡的幅值很小,几乎可以忽略不计,而故障发生后瞬间,高频振荡分量的幅值增大,达到了40000Nm,远高于故障之前的幅值及正常扭矩值。图4(c)的频谱图中,除去直流分量,桨叶的转速中含有154.055Hz的振动分量,折算至桨叶侧为2.054Hz。另外还有一个20Hz左右的低频分量,折算至低速侧为0.267左右。在三相短路故障中,电网中的电气量含有丰富的频率成分,其中某些频率与风机旋转系统自然扭振率相吻合,引发了旋转系统的扭振。另外,机械风电机组桨叶的自然振动频率一般在12Hz左右,这与整个旋转系统的自然扭振频率很接近,因此在扭振过程中桨叶很容易损坏甚至折断,齿轮箱在扭振作用下也会出现严重磨损。
参考文献
[1]李俊峰等.2008中国风电报告[M].北京:中国环境科学出版社,2008.[2]施鹏飞.2007年国内外风电发展情况[J].可再生能源,2008,26(3):7～12.
[3]李东东,靳希,束峻峰.并网风力发电机组轴系动态仿真研究[J].微计算机信息,2006,22(4):278～279.
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[5]余耀南.动态电力系统[M].北京:水利电力出版社,1985