海上風(fēng)電并網(wǎng)無(wú)功配置
為了解決海上風(fēng)電長(zhǎng)海纜并網(wǎng)電容效應(yīng)、風(fēng)電出力波動(dòng)下的無(wú)功平衡和電壓波動(dòng)問(wèn)題開(kāi)展海上風(fēng)電并網(wǎng)無(wú)功電壓專題研究:(1)海上風(fēng)電接入的分層分區(qū)無(wú)功平衡，以及海纜、送出通道的電壓分布、電壓波動(dòng)研究;(2)計(jì)及無(wú)功平衡、電壓波動(dòng)要求的海上風(fēng)電線路高抗、低壓動(dòng)態(tài)、固定補(bǔ)償?shù)榷囝愋蜔o(wú)功補(bǔ)償協(xié)調(diào)配置研究(3)海上配置高抗站，可減小長(zhǎng)海纜的無(wú)功穿越，提升風(fēng)電外送能力，但經(jīng)濟(jì)代價(jià)大，開(kāi)展計(jì)及海纜載流量約束的海、陸高抗配置方案優(yōu)化研究。(4)研究出力波動(dòng)、海纜電容效應(yīng)、風(fēng)電場(chǎng)無(wú)功控制策略等對(duì)無(wú)功電壓的影響，研究平印電壓波動(dòng)的海上風(fēng)電多無(wú)功源的協(xié)調(diào)控制策略。
海上風(fēng)電接入系統(tǒng)的無(wú)功平衡分析，可以分為35kV海上風(fēng)場(chǎng)及升壓變的無(wú)功平衡分析，220kV系統(tǒng)(包括海纜、陸纜、集控站送出線的一半)的無(wú)功平衡分析，以及220kV系統(tǒng)+35kV系統(tǒng)的無(wú)功平衡分析三部分。
當(dāng)采用72%補(bǔ)償度時(shí)，對(duì)應(yīng)安裝總量為240Mvar高壓并聯(lián)電抗器。本風(fēng)電場(chǎng)裝設(shè)的動(dòng)態(tài)無(wú)功補(bǔ)償裝置調(diào)節(jié)容量需要45Mvar(容性)~45Mvar (感性)和60Mvar的MCR。海纜登陸段其最大載流量為569A，海纜在海水埋深3米，最大載流量663A。如東H2檢修方式下，單回海纜200MW時(shí)額定電壓230kV。根據(jù)公式(1)跟(2)可知線路允許通過(guò)最大無(wú)功為10668Mvar。
海纜載流量校核-72%補(bǔ)償度高抗64開(kāi)分配(陸側(cè)高抗2X70Mvar，海側(cè)高抗2X50Mvar)分配情況下，海纜各段電流自中段向兩側(cè)增大，陸側(cè)高抗與陸纜連接處，電流為最大，達(dá)到486A。配置方案下的風(fēng)場(chǎng)接入電壓分布校核一一根據(jù)計(jì)算結(jié)果，72%補(bǔ)償度高抗64開(kāi)分配，不同功率因數(shù)下海纜沿線電壓分布圖如下圖所示。
配置方案可以將海纜沿線電壓予以控制，陸上集控站和海上升壓站的電壓均滿足要求。
配置方案下的母線電壓波動(dòng)校核-72%高抗，計(jì)及陸上側(cè)SVG的動(dòng)態(tài)無(wú)功支撐作用，并網(wǎng)點(diǎn)母線電壓波動(dòng)情況
根據(jù)以上計(jì)算結(jié)果可知，本工程接入電網(wǎng)的風(fēng)電功率350MW情況下，采用72%補(bǔ)償度的高抗配置方案，計(jì)及陸側(cè)SVG、低壓電抗器的無(wú)功支撐作用，可以將風(fēng)零和風(fēng)滿兩種方式下的電壓波動(dòng)控制在3.5%以內(nèi)。
新能源特高壓外送暫態(tài)電壓?jiǎn)栴}
換相失敗在外特性上表現(xiàn)為直流功率瞬時(shí)跌落至0，但在故障清除后，直流功率將迅速恢復(fù)，以上稱之為一次換相失敗引起的功率跌落過(guò)程，一般持續(xù)200ms左右。故障影響通過(guò)直流從受端傳遞到送端，對(duì)應(yīng)的送端換流母線電壓特性為:短路故障期間電壓迅速降低，故障清除后，由于直流有功尚未恢復(fù)，對(duì)應(yīng)的無(wú)功消耗很小，直流無(wú)功補(bǔ)償大量過(guò)剩，涌入交流電網(wǎng)，造成暫態(tài)過(guò)電壓。
直流閉鎖是直流的另一種典型故障形態(tài)，其與換相失敗的區(qū)別在于換相失敗造成直流功率的短時(shí)中斷，故障清除后直流將恢復(fù)運(yùn)行;而直流閉鎖一般發(fā)生在嚴(yán)重故障情況下，直流將直接退出運(yùn)行除此之外，實(shí)際運(yùn)行中，為提高供電可靠性，在直流線路發(fā)生故障時(shí)一般允許直流再啟動(dòng)(類似交流電網(wǎng)的重合閘)，再啟動(dòng)過(guò)程同樣會(huì)造成直流有功、無(wú)功(電壓)的大幅波動(dòng)。上述過(guò)程同樣可能造成暫態(tài)過(guò)電壓，具體過(guò)電壓數(shù)值與直流運(yùn)行功率故障類型等都密切相關(guān)。青豫直流換相失敗、閉鎖、再啟動(dòng)等故障均會(huì)導(dǎo)致?lián)Q流站近區(qū)新能源機(jī)組暫態(tài)過(guò)電壓?jiǎn)栴}突出。調(diào)試網(wǎng)架下，直流換相失敗造成的新能源機(jī)端暫態(tài)壓升最大;全網(wǎng)架下直流連續(xù)換相失敗后閉鎖(“2+1”)造成新能源機(jī)端暫態(tài)過(guò)電壓最為嚴(yán)重。
調(diào)相機(jī)無(wú)功支撐能力及效果集中式:海南單臺(tái)調(diào)相機(jī)(300MVar)對(duì)直流輸電能力提升約150-300MW分布式:通過(guò)在合樂(lè)地區(qū)、塔拉地區(qū)330kV/110kV新能源匯集站共加裝6臺(tái)調(diào)相機(jī)(單臺(tái)50Mvar)，青豫直流輸電能力可達(dá)到6000MW;若加裝12臺(tái)調(diào)相機(jī)青豫直流輸電能力可達(dá)到8000MW。
機(jī)端電壓0.97p.u.，計(jì)及SVG調(diào)節(jié)，三永約束風(fēng)機(jī)/光伏機(jī)組機(jī)端電壓0.97pu條件下張北-雄安特高壓交流工程輸電能力為2250MW，極限控制值為2025MW ，限制故障為張北-雄安線路三永N-1故障引起新能源低壓脫網(wǎng)。計(jì)及SVG調(diào)節(jié)作用后，輸電能力有大幅提高，但限制條件也從新能源低壓約束變?yōu)楦邏杭s束，其原因主要是由于SVG在有效提高電網(wǎng)電壓支撐能力的同時(shí)，存在一定的動(dòng)作延時(shí)，在故障擾動(dòng)期間，新能源場(chǎng)站電壓降低，SVG處于發(fā)出無(wú)功狀態(tài)，在故障擾動(dòng)消失系統(tǒng)電壓快速恢復(fù)后，延時(shí)使得SVG仍處于發(fā)出無(wú)功狀態(tài)，導(dǎo)致系統(tǒng)無(wú)功過(guò)剩，電壓升高，極端條件下引發(fā)新能源高壓脫網(wǎng)。
新能源脫網(wǎng)暫態(tài)過(guò)電壓?jiǎn)栴}(機(jī)端電壓1.07pu，計(jì)及SVG新模型按照2020年5月10日仿真中心提供的SVG控制參數(shù)開(kāi)展了進(jìn)一步的對(duì)比研究，新參數(shù)增加了低電壓閉鎖邏輯的恢復(fù)延遲，涉及三個(gè)變量，VSTANDBY( )，SVGVRESET( )，SVGTRESET( )當(dāng)檢測(cè)到SVG安裝節(jié)點(diǎn)電壓低于VSTANDBY后，SVG立刻閉鎖，不再向系統(tǒng)中注入無(wú)功;當(dāng)檢測(cè)到安裝點(diǎn)電壓恢復(fù)至高于VRESET后，持續(xù)TRESET后，SVG重新投入。重新投入前初始狀態(tài)為SVG初始無(wú)功為0，電莊控制的基準(zhǔn)電壓更新為控制節(jié)點(diǎn)當(dāng)前電壓。
