风电机组连锁脱网（精选4篇）
风电机组连锁脱网 篇1
0 引言
随着大规模风电的并网运行, 并网风电的容量持续快速增长, 在电网故障下风电机组运行特性对电网安全稳定性的影响开始集中出现。其中, 低电压穿越能力LVRT (Low Voltage Ride Through) 越来越受到关注, 已逐渐成为并网风电机组的必备功能之一[1,2]。多个国家的风电并网运行导则都对风电场提出了风电机组必须具备低电压穿越能力的技术要求:在规定的故障及外部电网电压跌落期间, 风电场能保证在一定时间范围内不间断并网运行而成功穿越低电压故障, 甚至要求风电场在电网故障发生后提供一定的无功功率以帮助电网电压恢复[3]。近年来, 我国西北、华北地区风电机组大规模脱网事故频发, 大都是由于风电机组抵御电网电压扰动能力较差, 不具备低电压穿越能力所造成的, 这反映出了目前国内风电场在低电压穿越方面存在的诸多问题[4]。为了保证接入电网的风电机组符合并网规定, 对现役风电场进行低电压穿越能力测试仿真评估已成为一项重要而迫切的任务。
基于双馈感应电机DFIG (Doubly Fed Induction Generator) 的变速风电机组是目前风电市场的主流机型, 具有变速恒频运行的特性, 风能利用系数高;能实现发电机输出有功、无功的解耦控制, 改善风电场的功率因数及电压稳定性[5,6,7]。但由于DFIG定子侧直接与电网连接, 电网发生故障时, 电网电压跌落会直接导致机组机端电压跌落。为维持定子磁链不变, 定子侧电流迅速增加, 并在转子侧感应出较大的转子过电流[8]。另外, 电压降低会导致发电机电磁转矩减小, 引起风电机组超速, 影响风电场的安全运行。为限制转子过压过流和直流过电压, 防止损坏机组和转子侧变换器, 在不太严重的电网故障下, 可优先通过改进变换器控制策略增强DFIG低电压穿越能力[8,9]。对于严重的电网故障, 则需要增加附加转子撬棒硬件保护电路为过电流提供流通回路[10]。
在风电场仿真分析时, 一般认为一个风电场内部各台风机之间的电气联系紧密, 在系统大扰动故障情况下, 各台风机的反应相似[11,12]。因此常把风电场看作是一个等效的整体来简化计算过程, 对于结论也并不会产生很大的误差。然而, 在研究风电场内部风机的动作特性时, 风电场实际运行特性与仿真结果均表明, 在电压跌落的扰动中, 风电场内部的所有风机由于感受到的短路阻抗不同, 并不总是体现出相似的运行特性[11]。对于一些布置较为极端的风电场, 内部的风机甚至会存在明显的差异性。目前, 国内还很少有文献对此做出具体的研究分析。
本文为了表征出大规模风电场内部各风机在电网发生严重的短路故障下表现出的不同故障反应特性, 在DIg SILENT/Power Factory中对接入实际电力系统的整个风电场进行详细建模, 模型计及了风电场内部的集电线路损耗, 且每台风机均包括独立的原动机模型 (风速模型、气动模型、机械模型、桨距控制模型) 、转子侧变换器控制模型和网侧变换器控制模型[13]。在此基础上对整个风电场的低电压穿越能力进行模拟仿真, 分析了在不同的电压跌落下风电机组的运行特性, 计算并确定整个风电场是否满足低电压穿越要求, 并提出了相应的改善措施。
1 风电机组低电压穿越能力
1.1 双馈风电机组的转子撬棒保护模型
DFIG的转子撬棒保护如图1所示, 在低电压过程中用于保护变换器不被转子过电流所损坏。当转子侧电流达到预先设定的保护定值时, 撬棒保护被触发, 立即将转子绕组短接, 电机中感应的过电流通过转子短路器的旁路流通, 而不再流过变换器, 转子侧变换器同时闭锁。在整个保护过程中, 双馈风电机组将失去控制能力, 整个DFIG工作在异步运行状态, 会从电网吸收大量的无功功率, 这将进一步促使机端电压下降, 恶化电网故障恢复能力[14,15]。
1.2 风电场低电压穿越能力
图2所示为中国风电机组的低电压穿越要求[16]。图中, U表示风电场变电站高压侧电压, 为标幺值;t表示时间, 单位为s。风电场并网点电压在图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;并网点电压在图中电压轮廓线以下时, 场内风电机组允许从电网切出。
中国规定的风电场低电压穿越要求具体如下。
a.在电网电压恢复后对风电机组有功功率恢复的要求。对故障期间没有切出电网的风电场, 其有功功率在故障切除后应快速恢复, 自故障清除时刻开始, 以至少每秒10%额定功率的功率变化率恢复至故障前的值。
b.在电网电压跌落期间风电机组的无功功率支撑能力的要求。假设电力系统发生三相短路故障, 进而引起风电场并网点电压的跌落, 如果其在额定电压的20%~90%区间内时, 要求风电场具备无功支撑能力以辅助电网电压恢复。具体要求是从并网点电压跌落出现为起始点, 风电场提供的无功支撑响应时间要≤75 ms, 并能至少持续550 ms。
2 基于DIg SILENT的风电场低电压穿越仿真
算例系统为某个接入无穷大系统的实际风力发电场, 所涉及的模型及参数均来自该风电场的实际数据。该风电场如图3所示, 布置105台1.5 MW的双馈风电机组, 一期工程58.5 MW, 二期工程43.5 MW, 三期工程55.5 MW。风电场配备3台额定容量为50 MV·A的主变, 每台风电机组均配备额定容量为1.6 MV·A的箱变。风电场集电线路11回, 采用LGJF型架空线路与YJY23-26/35 k V电缆混合线路。
在DIg SILENT中建立风电场详细模型, 风电机组采用恒功率因数控制的双馈变速风电机组, 定子出口额定电压为690 V, 电机参数为:rs=0.002 3p.u., xs=0.021 p.u., xm=1.108 p.u., rr=0.002 3 p.u., xr=0.021 p.u.。
风电机组的惯量为:HT=4.02 s, HG=1.07 s, 轴系的刚度系数Ks=80.27 (N·m) /rad, 等效的阻尼系数D=1.5 (N·m·s) /rad。撬棒保护旁路电阻Rcb=0.1p.u., 投入门槛电流icb=1.5 p.u., 投入时间tbybass=60 ms。在暂态电压波动的过程中, 认为风速是恒定的, 且忽略尾流效应各风电机组均取额定风速12 m/s, 运行在大功率输出 (P>90%×PN) 范围内。
2.1 风电场侧故障仿真
风电场内各机组的低电压保护整定均按照图2所示曲线要求, 即每台风机均具备了低电压穿越能力, 对该情况下的风电场进行低电压穿越的仿真。
2.1.1 故障1 (故障深度0.5 p.u., 持续时间1.212 s)
取严重情况下的风电场侧故障, 假定主变压器高压侧母线在t=0 s时刻发生三相短路故障, 设置短路接地阻抗Z=0.2+j 2.1 p.u., PCC电压跌落到其额定值的50%, t=1.212 s时短路故障消除。对风电场中的1~105号机组进行测量, 观察其机械和电气参数的变化。
该风电场内部各风机机端电压 (标幺值) 、转子电流 (标幺值) 、有功功率和无功功率出力曲线如图4所示。各风电机组机端电压 (见图4 (a) ) 跌落到其额定值的62.3%~71.6%不等, 根据检测波形的大概形状可对风电机组进行分类归并。结合风电场内部各机组具体的接线长度和分布可发现, 各机组机端电压主要取决于离故障点的电气距离。
如图4 (b) 所示, 各发电机的转子电流在电压跌落瞬间和恢复瞬间迅速增加达到其正常运行时的2~3倍, 转子过流的程度与电网故障情况、故障地点离风电机组的远近有密切关系。该故障中虽然转子电流在0 s时刻超过了保护电流整定值1.5 p.u., 但由于冲击电流时间太短 (小于转子撬棒电路投入的判定时间0.001 s) , 未达到的电流保护整定的触发条件, 不需要将撬棒电路投入将转子绕组短接。
如图4 (c) 所示, 在故障期间, 当DFIG端电压降低时, 定子侧的有功功率输出能力会大幅下降, 基本与电网电压的跌落深度成比例关系。如图4 (d) 所示, 电网电压跌落后, 无功功率输出相对给定的无功功率有所增加, 在故障期间提供无功功率支撑, 只是在电网电压跌落瞬间和恢复瞬间出现了波动。
由于该风电场属于狭长型风电场, 场内的所有风机运行状况差异较大。图5为风电场内风电机组均运行在大工况 (P>0.9PN) 下的潮流计算, 绘制的各机组机端电压随线路长度的变化曲线, 其中1期39台风机以A#1塔为参考点, 2期、3期66台风机以另一座A#1塔为参考点。可见, 一般各集电线路上的风机具有相似的电压水平, 而位于风电场越末端的风机往往具有更高的电压水平, 如22号风机电压为0.978 p.u., 而105号风机电压为1.049 p.u.。在故障期间, 具有同样的规律, 取本故障电压跌落最严重的0.1 s时刻, 绘制各风电机组机端电压分布图如图6所示。可见, 离短路点越近的风机面对的电压跌落越严重。
1号风电机组转速 (标幺值) 、桨距角、吸收风能功率 (标幺值) 和风速曲线如图7所示。可见, 由于故障后机端电压降低, 风电机组送出的有功功率大幅下降, 若风力机机械功率保持不变, 机械转矩大于电磁转矩会引起风电机组转子加速, 导致风电机组的转速保护动作, 将风电机组切除。因此在低电压持续过程中需通过桨距角控制来配合降低风力机的机械转矩, 从源头上减少风力机吸收的风功率, 实现低电压穿越功能。DIg SILENT中桨距角控制框图如图8所示, 输入信号为实际发电机转子转速与故障情况下发电机转速给定值的偏差, 当电网发生故障, 风电机组转速超出其参考值时, 桨距角控制开始动作, 以降低风能捕获系数和风力机的机械转矩。
图7 1号风电机组转速、桨距角、吸收风能功率和风速Fig.7 Rotor speed, pitch angle, wind power and wind speed of unit 1
2.1.2 故障2 (故障深度0.2 p.u., 持续时间0.625 s)
假定并网点在t=0 s时刻发生三相短路故障, 设置短路接地阻抗Z=0.05+j 0.54 p.u., t=0.625 s时短路故障消除。考察风电场内各机组均具有低电压穿越能力时各风机的电压跌落曲线。如图9所示, 各机组机端电压呈现出差异较大的不同特性, 可见对故障的反应具有较大的区别。
故障发生后, 在0.006 s时刻, 15~26、40~75、79~83号机组转子电流超过预先设定的保护定值, 撬棒保护动作将转子绕组短接, 进入异步电机运行状态。随后, 各达到电压0.2 p.u.下限的风机低电压保护启动, 定子并网接触器相继动作, 脱网时序见表1。
从风电场脱网时序可以看出, 离短路点电气距离越近的风机越早脱网, 且每条集电线路按照由近到远的过程连锁脱网。最终在该故障下, 有53台风机由于低电压切除运行。如图10所示, 位于风电场脱网域内的风机将会无法穿越低电压故障。在PCC故障电压为0.2 p.u.时, 虚线区域内的风机在低电压期间将会无法穿越故障;在PCC故障电压为0.179 p.u.时, 点划线区域内的风机在低电压期间将会无法穿越故障;在PCC故障电压为0.127 p.u.时, 风电场所有风机均无法穿越故障。可见, 即使风电场所有风机均具有低电压穿越能力, 风电场仍会出现部分风机脱网的情况。这是由于风电场内部各风机的布局不同, 单台风机具有不同的特性且风机之间存在相互的影响造成的, 因而对同一故障感受到的严重程度并不相同。
2.1.3 故障3 (故障深度0.7 p.u., 持续时间2 s)
假定并网点在t=0 s时刻发生三相短路故障, 设置短路接地阻抗Z=0.2+j4.7 p.u., t=2 s时短路故障消除, 考察故障持续时间较长情况下各风机的电压跌落曲线。如表2所示, 风电场内所有机组在140 ms内相继脱网, 由于故障瞬间电压下降速率不是很大, 全过程所有机组并未涉及撬棒保护动作。
如图11所示, 在1.766 9 s, 由于风电场母线近端8台机组 ( (1) ) 电压水平最低, 首先达到图2所示低电压轮廓线以下, 从电网切除, 并在脱网时刻引发剩余机组电压再次下降。在1.7844 s, 10台机组 ( (2) ) 运行至低电压轮廓线以下, 从电网切除, 且在脱网时刻引发剩余机组电压再次下降。依此类推, 至1.9074 s风电场所有机组全面崩溃。可见风电场内部各风机之间存在较强的耦合关系, 当某群机组脱网后会交互影响剩余的机组电压再次恶化, 从而诱发更多的机组从风电场脱离。
2.2 风电场含部分无穿越能力的风电机组情况仿真
若风电场某线14台风机不具备低电压穿越能力, 考察风电场含部分无穿越能力风机对整个风电场的影响。假定并网点在t=0 s时刻发生三相短路, 故障深度0.24 p.u., 持续时间0.625 s。
如图12所示, 在同样的故障情况下, 由于56~62、40~46号的风机不具备低电压穿越能力, 电压过低导致提前跳闸切除, 导致风电场65~67、71~75号机组从风电场脱网。其脱网的原因演化过程如下:电压第一次下降, 由于短路故障导致机组机端电压降落;电压第二次下降, 在0.003 s时刻, 部分无低电压能力的风机提前跳闸切除, 场内集电线路送出的功率减小, 集电线路上风机与母线之间的电压降落变小, 由于场内风机电压均高于母线电压, 从而恶化剩余机组机端电压进一步下降;电压第三次下降, 在0.006 s时刻, 撬棒保护动作, 进入异步电机运行状态吸收大量无功功率促使电压进一步下降。最终在0.024 s时刻, 从风电场切除运行。
3 改善风电场低电压穿越能力的措施
假定并网点在t=0 s时刻发生三相短路故障, 设置短路接地阻抗Z=0.07+j 0.72 p.u., PCC电压跌落到其额定值的25%, t=0.625 s时短路故障消除。如图13所示, 为风电场无撬棒保护与装设有撬棒保护2种情况下各风电机组的机端电压曲线。在配置有撬棒保护时, 由于65~67、71~75号机组转子电流超出1.5倍转子额定电流, 0.006 s时刻保护动作将转子绕组短接。整个DFIG切入普通异步发电机运行状态, 从电网吸收大量的无功功率, 进一步恶化了电压的下降。从曲线下陷的深度可发现, 撬棒保护投入很大程度地加大了风电场某些机组脱网的可能性。
3.1 提高转子电流保护整定值
为了降低撬棒保护对电流的敏感, 减少动作次数, 可以在保证转子侧变换器安全的条件下, 适当提高撬棒保护触发电流定值, 这可以增强风电场的低电压穿越能力。假定并网点在t=0 s时刻发生三相短路, 故障深度0.2 p.u., 持续时间0.625 s。考察风电机组撬棒保护触发电流限值icb=1.5 p.u.与icb=2.0 p.u的2种情况。这2种情况下撬棒保护超过电流定值的判定时间均为0.001 s, 保护电路均在固定的60 ms后自动切除。
如图14所示, 当icb=1.5 p.u.时, 63~69、71~75号机组转子电流超出1.5倍转子额定电流, 在0.006 s时刻其撬棒保护动作导致其机端电压下降, 在0.021 s时刻风机低电压保护启动, 该12台风机均从风电场脱网。在将icb提高到2.0 p.u.后, 风电场风电机组无撬棒保护动作, 全部成功穿越故障, 低电压穿越能力明显得到了提高。
3.2 网侧变换器作无功补偿装置运行
在正常工作情况下, 网侧变换器运行在单位功率因数下尽可能为转子侧变换器提供有功功率。在一般普通故障下, 转子侧变换器未被短路时, 可通过转子侧变换器进行无功控制, 修改转子侧变换器无功功率给定值Q*r-ref, 为电网电压提供支持。在严重电网故障时, 转子侧变换器由于被撬棒保护装置短路失去控制能力, DFIG切入异步运行状态, 并从电网吸收大量的无功功率, 进一步恶化了系统电压的恢复能力。而此时, 网侧变换器并没有被阻断, 完全可以工作在STATCOM状态来产生尽可能多的无功功率为电网电压提供支撑。因此, 在转子侧变换器被短路期间, 可以通过将网侧变换器从正常的零无功控制模式切换到电压控制模式, 修改网侧变换器无功功率给定值Q*g-ref, 来提高电网转子短路时DFIG的无功支撑能力。当故障清除, 电压重建后, 转子侧变换器再重新启动, 风电机组回到正常运行状态。
3.3 配置一定容量的无功补偿装置
为了提高风电场低电压穿越能力, 改善电网故障恢复能力, 可加装SVG、SVC等补偿装置进行动态无功补偿。在本模型风电场35 k VⅡ段母线侧配置SVC无功补偿装置, 其中TCR支路47 Mvar、FC支路47 Mvar (按整个风电场装机容量的30%补偿) 。在故障深度0.7 p.u.、持续时间1.8 s下进行仿真比较。如图15所示, 风电场无SVC装置下共49台风机脱网, 配置SVC改善风电场暂态电压稳定性后, 共21台风机脱网, 风电场低电压穿越能力得到了有效的改善。可见, 配置的SVC能够根据风电场电压水平变化提供动态的无功支持 (如图16所示) , 帮助风电机组故障后恢复机端电压。但是由于SVC装置的补偿能力受机端电压影响比较大, 在外部电网电压偏低时, 补偿效果相对于额定电压时有所下降。在电压重建期间, 无功功率支撑能力逐渐变强, 有利于电网电压的恢复。
4 结论
本文在风电场低电压穿越测试数据及相关参数的基础上, 基于DIg SILENT对大规模风电场详细建模。对整个风电场的低电压特性进行详细描述, 计算确定整个风电场低电压穿越能力。在风电场布置图上, 以直观的区域简单划分出电压跌落对风电场范围内风电机组的影响程度。分析得到如下结论。
a.在低电压期间, 风电场内部各机组运行状况存在不同程度的差异性, 机端电压主要取决于与短路点间的电气距离, 因此各风机对同一故障感受到的严重程度并不相同, 且风机转子过流程度也与电网故障情况、故障地点离风电机组的远近有密切关系。
b.风电场内部各风机之间存在较强的耦合关系, 脱网时序按照每条集电线路由近到远的过程连锁脱网。某群机组脱网后, 会交互影响剩余的机组电压再次恶化, 从而诱发更多的机组从风电场脱离。
c.在条件允许情况下, 适当提高撬棒保护整定值, 网侧变换器灵活运行和采用SVC等装置进行动态无功补偿均有利于提高风电场低电压穿越能力。
摘要：在江苏地区各风电场相关参数及低电压穿越能力测试数据的基础上, 在DIgSILENT中对基于双馈风电机组的大规模风电场进行建模, 可详细描述风电场内各风机低电压穿越的动态特性。在不同的电压跌落场景下, 对风电场内部各风电机组的不同故障反应特性进行比较分析, 确定整个风电场的低电压穿越能力并得出规律性结论。通过严重故障仿真得到风电场内部风机的脱网时序分布, 分析了风机之间交互影响机理与连锁脱网的详细过程。最后, 提出适当提高撬棒保护整定值、网侧变换器灵活运行和采用SVC等装置进行动态无功补偿可以提高风电场低电压穿越能力。
关键词：风电场,建模,双馈机组,低电压穿越,撬棒保护,DIgSILENT
风电机组连锁脱网 篇2
近年来，全球风电发展迅猛。中国已规划了8个千万千瓦级风电基地，至2013年底风电累计装机91GW，已成为全球风电装机容量最大的国家。
在大规模集中开发的风电发展模式下，风电机组大面积脱网造成了较为严重的安全问题，给所连接电网带来了冲击[1,2,3]。导致风电机组脱网的原因很多。以往的研究主要关注电网扰动引起的风电机组电磁暂态过程及低电压穿越问题[4,5,6]。对电网扰动引起风电机组的机电暂态过程及其后果，尚少有研究。
双馈式感应发电机(DFIG)是目前风力发电采用的主流机型之一，通过背靠背四象限变流器对转子绕组进行励磁，从而使DFIG实现变速恒频运行。为保障转子侧变流器不过载，DFIG配备Crowbar保护。当Crowbar保护检测到转子电流达到设定的保护定值时，即将转子绕组短接，使DFIG转入异步电机运行状态，同时封锁转子侧变流器控制脉冲使之退出运行[7,8]。为保障风电机组机械结构安全，风电机组配置了超速保护。当风电机组转速达到超速保护定值ωrlim时，将机组从电网切除。Crowbar保护动作将转子绕组短接后，改变了电磁转矩，打破了原有的转矩平衡，将引发机电暂态过程。如果在后续的机电暂态过程中不能达到新的转矩平衡，则风电机组可能发生超速脱网。已有风电机组运行记录数据显示，确有双馈风电机组超速脱网的实例。
本文从建立DFIG受扰后机电暂态数学模型入手，分析了Crowbar保护动作对机电暂态的影响，推导了DFIG达到超速保护动作的条件，用所提出的方法分析了一个风电机组脱网的实例。
1 DFIG机电暂态数学模型
双馈风电机组主要由风力机、DFIG、背靠背四象限变流器和Crowbar保护等部分组成，其中DFIG定子绕组通常采用中性点不接地的星形接法。图1给出了典型的双馈风电机组结构。
DFIG转子运动方程为：
式中：上标“*”表示标幺值;ωr为转子电气角速度;Ωr为转子机械角速度;ωN为电网角频率;Pm为机械功率;Tj为惯性时间常数;Tm为机械转矩;Te为电磁转矩，由同步转矩分量Tes和异步转矩分量Ter构成。
若Crowbar保护动作，转子绕组经电阻Rcb短路，DFIG进入异步电机运行状态，此时电磁转矩平均值Teav为[9]:
式中：p为极对数;U1为定子相电压有效值;s为转差率;fN为电网频率;Rs,Rr分别为定、转子绕组电阻;Xs,Xr分别为定、转子绕组漏抗;Rcb为Crowbar保护电阻，通常取值为0.6(标幺值)～1.5(标幺值)[10,11]。
当电网发生不对称故障时，由于DFIG定子绕组中性点不接地，定子电压只存在正序分量和负序分量，无零序分量。故障导致的电压正序分量降低会使电磁转矩平均值Teav减小，引起转子加速;电压的负序分量使电磁转矩中出现2倍频分量，但对Teav影响很小[12]。分析不对称故障时，用定子电压正序分量有效值替代式(3)中U1。
式(3)表明，电网扰动导致的电压跌落越深，电磁转矩平均值Teav下降幅度越大。
2 双馈风电机组超速脱网机理分析
在绝大多数运行工况下，Crowbar保护的动作都会打破DFIG原有的转矩平衡。由此不平衡转矩而导致的机电暂态过程，可能导致风电机组因超速而脱网。
2.1 Crowbar保护动作引起的转子转速变化
正常运行的双馈风电机组可分为超同步和亚同步运行状态。当双馈风电机组处于超同步运行状态时，转子转速高于同步速，距超速保护定值ωrlim裕度较低，受电网故障扰动后更容易触发超速保护动作。
由于所分析的过程时间较短(<1s)，再考虑到风力机的惯性较大，可假设Tm在受扰后的暂态过程中保持不变[13]。
受扰前，Tm与Te相等，转子转速保持不变。受扰后，定子电压正序分量降低，引起Teav发生跳变，受扰前后，Te和Tm的关系如图2所示。受扰前，风电机组运行于A点(对应转差率s<0)。Crowbar保护动作后，由于电压的突变，运行点由A跃变到B，此时转子受加速转矩的作用(Tm>Teav)，转子加速，运行点左移(s变小)，由于图示场景下Te与Tm无交点，转子持续受加速转矩作用，该机组将因超速保护动作而被切除。
2.2 转子加速至超速保护动作的时间Tcr
对于一台受电网扰动Crowbar动作的风电机组，其后续机电暂态过程中是否会触发超速保护动作，与风电机组初始运行条件、电网扰动强度以及Crowbar电阻等因素有关。
由任何初态ωr0开始，Crowbar保护动作后转子转速随时间的变化如式(4)所示。
当ωr达到超速保护定值ωrlim时，对应的时间即为转子加速至超速保护动作的时间Tcr。于是有：
显而易见：Crowbar动作后电磁转矩的平均值Teav越小，Tcr越小;机组的初始转速ωr0越大，Tcr也越小。
考虑到在Crowbar保护动作的短暂过程中T*eav(t)变化不大，设为常数T*eav，则转子加速至超速保护动作的时间Tcr可以近似表达为：
2.3 双馈风电机组受扰后电磁暂态仿真分析
为验证以上对双馈风电机组超速脱网机理的分析，基于PSCAD/EMTDC平台，搭建某型号1.5 MW双馈风电机组联网运行仿真模型，接线原理如图3所示，机组参数见附录A表A1。
风电机组超速保护定值为1 880r/min，即ωrlim=196.8rad/s,Rcb=1.5(标幺值)。
故障前，风电机组运行于额定风速12 m/s，输出功率为1.5 MW，机组转速为1 760r/min,Tm*=T*eav=0.857。
t=1.0s时，母线Ug发生AB两相短路故障，母线Ug电压正序分量跌落至0.85(标幺值)，定子电压正序分量跌落至0.8(标幺值)，Crowbar保护动作;t=1.110s时故障清除，电网电压恢复。
根据上述参数，由式(6)可以计算转子加速至超速保护动作的时间Tcr=325ms。
仿真所得风电机组机械转矩、电磁转矩、机组转速随时间变化如图4所示。仿真结果表明：故障初瞬，T*eav降为0.09(由式(3)计算可得T*eav=0.08)。由于Tm*>T*eav，导致风电机组加速。故障后110ms，故障清除，电网电压恢复，T*eav变为0.11(同式(3)计算结果)。由于Crowbar保护未退出运行，Tm*仍然大于T*eav，机组持续以鼠笼异步状态加速运行，t=340ms时，机组转速达到超速保护动作定值1 880r/min。
由公式计算所得的转子加速至超速保护动作的时间Tcr=325ms与仿真结果340ms基本吻合。
3 一个风电场多风电机组脱网事件分析
2012年12月18日，中国东北地区某风电场的220kV联网线路发生AB相短路故障，故障持续时间约110ms，故障导致该风电场一批机组脱网。该风电场的电气主接线图如图5所示。
该风电场基本情况如下。
1)风电场共装有33台1.5 MW双馈风电机组。机组的主要技术参数见附录A表A1。
2)33台机组经1台220kV/35kV,50 MVA的升压变压器接入电网。
3.1 故障扰动及保护动作信息
1)电网故障后各风电机组保护动作情况
风电机组主控系统记录了故障后风电机组保护的动作情况。记录的故障报文显示有14台风电机组保护动作，其中12台机组为超速保护动作切机，2台机组为变流器保护动作切机。记录了保护动作信息的机组号及机组保护动作分类如表1所示。
2)故障前及故障期间风电场/机组运行工况
由风电场出口220kV母线故障录波数据分析可知：故障前，风电场输出有功功率44.16 MW，达到额定装机容量的89.2%。
3)主要故障时序
取故障发生时刻为t=0 ms，故障主要时序如表2所示。
3.2 转子加速至超速保护动作的时间Tcr的计算
根据电网故障扰动后电压跌落的条件，可以计算受扰后各机组转子加速至超速保护动作的时间Tcr，计算结果如表3所示。
注：粗体部分是所有Tcr<430ms的18台风电机组及其相关数据;标*的是表1中报文显示超速保护动作切除的机组及其相关数据。
3.3 结果分析
由于风电场在430 ms后功率止降返升，表明430ms后仍联网的风电机组不会继续升速。因此，t<430ms为风电机组超速的风险时段。
事实上，表3中所有Tcr<430ms的18台机组的转速均在超速风险时段内越过了超速保护门槛值，均应判断为超速保护动作，其中完全覆盖了表1中有确凿证据是超速脱网的12台风电机组。其余6台机组也应该是超速脱网，只是未有故障报文来佐证而已。
以本文提出的转子加速至超速保护动作的时间Tcr作为判据，正确识别了该风电场受扰后全部12台有记录的超速脱网风电机组。
4 结语
电网故障扰动使Crowbar保护动作短路DFIG转子绕组后，不仅会引发电磁暂态过程，也会引发机电暂态过程，机电暂态过程同样会导致多台风电机组脱网。
DFIG的初始运行状态、电网故障扰动强度以及Crowbar电阻等因素均会影响Crowbar保护动作后的电磁转矩，进而影响机电暂态过程。故障前处于近满载工况或超同步运行，此时DFIG面临着更大的超速脱网风险。
在对相关机电暂态过程分析的基础上，推导出了计算转子加速至超速保护动作的时间Tcr计算公式，用于识别超速脱网的风电机组。
对某风电场风电机群脱网的实例进行了分析，运用Tcr正确识别了超速保护动作的风电机组，结果表明本文所揭示的双馈风电机组超速脱网机理和相应的计算方法是有效的。
本文部分工作得到国家电网公司科技项目“电网友好型大型风电场关键技术研究与示范”和“风电并网基础研究平台建设与检测能力提升”的支持，特此感谢!
附录见本刊网络版(http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：近年来,风电机组大面积脱网事故屡有发生,给所连接电网带来冲击。以往关于风电机组脱网的研究主要集中于风电机组受扰后的电磁暂态过程。事实上,当电网故障扰动导致双馈风电机组Crowbar保护动作后,也打破了风电机组的转矩平衡。如果风电机组在受扰后的机电暂态过程中不能建立新的转矩平衡,将会引起风电机组超速保护动作,致使机组脱网。分析了配有Crowbar保护的双馈风电机组受扰后的机电暂态过程,揭示了双馈风电机组受扰后超速脱网的机理,推导了超速脱网的条件。运用所提出的分析方法,分析了一个风电机组超速脱网的工程实例,结果表明所提出方法是有效的。
风电机组连锁脱网 篇3
随着近年来中国大规模开发风电,规划的8个千万千瓦级风电基地多已初具规模,中国已一跃成为全球风电装机容量最大的国家。
风电大规模集中开发形成的巨型风电场群也出现了一些新的运行问题。近来屡有发生风电机群连锁脱网事故,不仅给风电企业造成很大的困扰,也给电网的安全运行带来威胁。
诱发风电机群连锁脱网的原因很复杂,有些是由于电网中发生严重的短路故障造成风电场电压过低引发风电机组大面积脱网,但也有一些连锁脱网另有原因。本文对一类双馈型风电机群在近满载情况下发生的连锁脱网事件进行分析,并试图解释其机理。
双馈感应发电机(DFIG)是目前主流的风力发电机型之一。通过转子侧的四象限变流器调节转子绕组电压的频率、幅值和相位,来实现对发电机运行状态的控制,从而使双馈型风电机组在较宽的风速变化范围内都能以较高的风能转换效率运行[1,2,3]。
为防止转子变流器因过流而受损,双馈型风电机组通常配置Crowbar保护,当转子电流超过Crowbar保护定值时,Crowbar保护就会动作,将转子绕组短路,使电机转入异步电机运行状态[4,5,6,7]。
文献[8]的研究结果表明,在由于转子过流而引发的双馈型风电机组脱网过程中,由于转子Crowbar保护动作时间明显短于定子回路机械开关动作的时间,使得双馈电机在最终脱离电网前进入异步运行状态。
由双馈型风电机组的运行原理可知,若因风速较高使风电机组接近或达到满载运行,则转子绕组处于超同步状态,向电网输出有功功率。因此转子绕组电流幅值较大,处于Crowbar保护动作裕值较低的状态。若此时电网电压出现小幅陷落,会进一步激发转子电流增长,从而可能触发Crowbar保护动作。
切入异步运行状态会使电机从电网吸收大量无功功率,这将进一步促使电压下降,有可能诱发相邻风电机组Crowbar保护的动作,形成连锁脱网。
要分析Crowbar保护动作引发连锁脱网过程的可能性,首先要分析单个双馈型风电机组在接近满载状态时机端电压陷落激发转子电流增长的关系,还要掌握相应动态过程的时序切换特征和无功变化特征,在此基础上,再分析实际风电场的风速分布特性,分析连锁脱网各断面之间的切换条件,从而揭示连锁脱网发生的机理。在此基础上提出相应的防范对策。
1 双馈型风电机组近满载运行状态分析
1.1 双馈型风电机组的结构及运行特性
双馈型风电机组主要由风力机、DFIG和四象限变流器等部分组成,如图1所示。
本文算例均为Gamesa G58-850 kW双馈型风电机组,其额定功率为850 kW,额定转速为1 620 r/min,定子额定电压、额定电流、额定功率分别为690 V,699 A,800 kW,转子额定电压、额定电流、额定功率分别为150 V,277 A,50 kW。其他主要参数见附录A表A1。
设备生产厂家给出的Gamesa G58-850 kW机组的风速—功率运行特性曲线如附录A图A1所示。机组的切入风速为3 m/s,切出风速为21 m/s。当风速大于12 m/s时,机组处于近满载状态。机组在实际运行中所呈现的风速—功率关系可能与设计曲线略有偏差[9]。
1.2 双馈型风电机组的Crowbar保护
为保障转子侧变流器的安全运行,风电机组中配置了如图1所示的Crowbar保护。
当Crowbar保护检测到转子电流达到或超过预先设定的保护定值时,立即将转子三相绕组短接,同时封锁四象限变流器,使之退出运行。Crowbar保护的执行元件为电力电子器件,其动作时间为微秒级。Crowbar保护动作后,定子并网接触器将机组从电网切除,其执行元件为机械式开关,动作时间为数十毫秒级。
风电机组转子、定子回路开关的具体动作时限通常难以获知。文献[10]报道了根据联网运行的双馈型风电机组(Gamesa G58-850 kW)短路试验获得的各保护及开关动作时限参考值:Crowbar保护动作定值为500 A,转子电流达到Crowbar保护定值后的4 ms以内,Crowbar保护动作;Crowbar保护启动后的30 ms定子并网接触器动作将发电机从电网切除。DFIG单机脱网保护动作时序如图2所示。
因此,在Crowbar保护动作之后,DFIG定子绕组在30 ms时段内仍与电网连接,运行于异步感应电机状态。
1.3 近满载工况下机端电压陷落引发的动态过程
电网电压的小幅陷落是电网运行中难以避免的扰动。当风电机组近满载工况运行时,由于转子电流裕度较小,由电压陷落引发的转子电流增长更易于触发Crowbar保护动作,分析其相互关系是十分重要的。
在PSCAD/EMTDC平台上搭建Gamesa G58-850 kW双馈型风电机组联网运行仿真模型。仿真系统如图3所示。
DFIG正常运行时的数学模型为[8]:
式中:usd(q)为DFIG定子的d(q)轴电压;urd(q)为DFIG转子的d(q)轴电压;isd(q)为DFIG定子的d(q)轴电流;ird(q)为DFIG转子的d(q)轴电流;Rs(r)为DFIG定(转)子绕组电阻;Ψsd(q)为DFIG定子的d(q)轴磁链;Ψrd(q)为DFIG转子的d(q)轴磁链;Ls(r)为DFIG定(转)子绕组自感;ω1为同步旋转角速度;ωs为转差角速度;Tm和Te分别为机械转矩、电磁转矩;Np为极对数;Tj为转子转动惯量。
仿真计算中,以电网侧经阻抗短路来模拟不同程度的电压陷落对风电机组影响的动态过程。研究了在不同风速下,陷落后电压幅值与转子电流增长之间的关系,进而找出使转子电流增长到Crowbar保护动作值所对应的机端电压陷落后临界值max Utip,对应的就是相应工况下使风电机组Crowbar保护动作的最小电压陷落值。
仿真算例中,电压陷落发生时刻取为t=1.5 s,陷落持续时间60 ms,通过调整短路点阻抗控制电压陷落后幅值。Crowbar保护动作定值为500 A(幅值),风速变化范围为10～16 m/s。
在某给定风速下,可以算出导致Crowbar保护动作的机端电压陷落后临界值 max Utip、相应的Crowbar保护动作时间tc、扰动后最大无功功率Qmax及出现时刻tQmax。当风速为16 m/s时,仿真波形如图4所示。
图4表明,风速为16 m/s时,若机端电压受外界扰动发生0.059的陷落后,即可诱发Crowbar保护动作,转子绕组短接后,在约22 ms时定子绕组无功需求达到最大值360 kvar。
对应于不同风速,诱发Crowbar保护动作的电压陷落后临界值max Utip、Crowbar保护动作后定子绕组最大无功需求Qmax等主要仿真结果见表1。
由表1可见,当风速大于13 m/s时,风电机组满发,风力机通过桨距角控制保持发电机恒功率运行,max Utip,tc,Qmax以及出现时刻tQmax基本不随风速改变;当风速在10～12 m/s范围时,Crowbar保护动作时间随风速降低有所延长,Crowbar保护动作后的最大无功需求随风速降低而减小,表明风电机组运行工况与Crowbar保护动作及其后效果有密切关系。
2 某风电场接近满载连锁脱网过程
在接近满载工况下,机端电压小幅陷落的扰动可以触发Crowbar保护致使单机脱网,在Crowbar保护动作后定子绕组产生额外的无功需求,这就有可能使Crowbar保护动作脱网的机组对相邻机组带来进一步的冲击,这种冲击能否造成连锁脱网,需要对具体的风电场运行状况作进一步分析。
2.1 风电场的结构和运行特点
2.1.1 风电场的集电系统
目前国内外主流风电机组的机端电压均为690 V,经过机端升压变压器将电压升高到10 kV或35 kV之后接入风电场内集电系统,经10 kV或35 kV集电线路接入风电场升压站,再经升压变压器接入更高电压等级(110 kV,220 kV或330 kV)的电网。
2.1.2 风电场内风能分布的差异性
风电场通常覆盖地域较大,同一风电场内的风能分布受地形、场区面积、风机排列、尾流效应等因素的影响而不同,因此在相同时刻处于不同位置风电机组的风速也存在明显的差异性。
考虑东北地区某风电场的实例,该场共有58台850 kW风电机组,总装机容量49.3 MW,占地面积约12 km2。某一接近满载工况出现在2009年11月5日20:38:24,实测的各机组风速如附录A表A2所示,场内各机组风速的空间分布情况如附录A图A2所示。
场内各机组的最大风速为16.676 m/s,最小风速为10.74 m/s,最高输出功率862 kW,最低输出功率837.8 kW。各机组均以恒定功率因数(1.0)运行。此时风电场总输出功率为46.76 MW,达到风电场总装机容量的94.9%,风电场处于接近满载运行状态。各机组风速的统计结果如图5所示。
对于容量更大、占地面积更广阔的风电场,场内各机组风速可能会有更大的分散性。
2.2 Crowbar保护动作的后续影响分析
以上述实测运行数据为基础,分析风电场处于接近满载状态时由于电网电压陷落而引发的Crowbar保护动作及其后续影响,揭示其引发风电机组连锁脱网的机理。
风电场的58台机组经2台电压等级为10.5 kV/66 kV、容量为31.5 MVA的升压变压器接入电网。图6为该风电场各风电机组地理位置分布图。
根据表1中风速和诱发Crowbar保护动作的机端电压陷落程度的对应关系,将风电场中的机组划分为2个机群:风速大于等于13 m/s的机组划分为群1,即图6中阴影所示的机组;风速小于13 m/s的机组划分为群2,即图6中实线所示的机组。
设Uimax和Uimin(i=1,2)分别表示群i机组中机端电压的最大值、最小值。稳态时,通过对集电系统的潮流计算,可得Uimax和Uimin如表2所示。
若t=0 s时电网电压受扰导致风电场主变压器高压母线电压UH陷落至0.916,通过对集电系统的潮流计算可得扰动后的Uimax(0+)和Uimin(0+)如表3所示。
根据表1中不同风速对应的电压陷落临界值判断,群1中有14台机组(编号分别为8,16,23,24,25,26,37,41,42,45,46,51,52,55)的机端电压小于0.941,已达到诱发相应机组Crowbar保护动作的条件(事实上,群2中也有3台机组达到其Crowbar保护动作条件,即机端电压小于0.937,为分析简便,暂不计及其影响)。此后风电场中其他机组的运行状态及相应时序如下。
1)t=0.5 ms时,第1轮14台风电机组Crowbar保护动作,使这14台机组进入异步电机运行状态。其分布如附录A图A3所示。
t=22 ms时,第1轮14台机组无功需求达到最大。将14台机组的无功功率按表1中的Qmax取值,总无功需求达到5.04 Mvar,用各机组无功功率进行集电系统潮流计算,结果如表4所示。
结果表明,第1轮Crowbar保护动作的14台机组进入异步电机运行状态后,定子绕组的无功需求确实引发了风电场电压的下降,并使相邻机组达到Crowbar保护动作条件,此时群1中剩余的22台机组(编号分别为1,3,7,10,11,13,14,15,19,20,21,22,28,29,30,31,32,33,38,40,49,50)和群2中的21台机组(编号分别为2,4,6,9,12,17,18,27,34,35,36,39,43,44,47,48,53,54,56,57,58)的机端电压分别达到了诱发Crowbar保护动作的条件。即引发了风电机组连锁脱网。
2)t=22.5 ms时,群1中Crowbar保护未动作的22台机组的Crowbar保护动作,进入异步电机运行状态。t=22.8 ms,23.4 ms,23.6 ms时,群2中21台机组的Crowbar保护相继动作,进入异步电机运行状态。
至此,全场58台机组中,除5号机组外,其他57台机组都进入异步电机运行状态。
3)t=34 ms时,第1轮Crowbar保护动作的14台机组的定子绕组切除,完全脱网。
此时,全场联网运行的44台机组中有43台机组处于异步电机运行状态。
4)t=44 ms时,群1中第2轮Crowbar保护动作的22台机组无功需求达到最大。根据表1,这22台机组的总无功需求为7.92 Mvar。用各机组相应的Qmax进行集电系统潮流计算,可得5号风电机组端电压UG5=0.899 8,此时全场唯一Crowbar保护未动作的5号机组的机端电压也已达到Crowbar保护动作的条件。
5)t=45.4 ms时, 5号机组Crowbar保护动作,进入异步电机运行状态。
6)t=48 ms时,群2中21台机组无功需求达到最大。将21台机组的无功功率按表1中的Qmax取值进行潮流计算,得5号机组的机端电压为0.852 1。
7)t=56 ms时,第2轮中进入异步电机运行状态的43台机组的定子绕组切除,全部脱网。
至此,全场已有57台机组完全脱网。
虽然第2轮机组脱网运行后,5号机组的机端电压会有所回升,但由于其Crowbar保护已经启动,因此根据相应时序分析,5号机组应在t=78 ms时脱网。即从电网电压陷落出现开始,历时78 ms,全场58台双馈型风电机组将全部脱网运行。
3 降低连锁脱网风险的措施和效果
双馈型风电机组转子变流器容量和Crowbar保护定值对双馈型风电机组承受电网电压扰动能力至关重要。
实际运行中,通常设置较小的Crowbar保护定值以确保转子侧变流器的安全。以Gamesa G58-850 kW双馈型风电机组为例,其转子电流额定值为277 A,通过对现场运行的双馈型风电机组的分析可知:当转子电流瞬时值达到500 A时,Crowbar保护动作[10],即Crowbar保护定值为转子电流额定峰值的1.28倍。
提高转子侧变流器的容量,可以提高双馈型风电机组在接近满载工况下承受电网电压陷落扰动的能力,但这将增大变流器的成本。
如果能在保证转子侧变流器安全的条件下,适当提高Crowbar保护定值,也可以提高风电机组在接近满载工况下承受电网电压陷落扰动的能力。
若将Crowbar保护定值iCrowbar由500 A(1.28倍转子额定电流峰值)提高至588 A(1.5倍转子额定电流峰值),用1.3节的电磁暂态仿真平台可以算出导致Crowbar保护动作的机端电压陷落后临界值max Utip,与表1的相关结果一起列入表5。
从表5中可以看出,若Crowbar保护定值由500 A提高到588 A,各种风速下风电机组耐受电压陷落扰动的能力明显提高,也就是明显降低了发生风电机组连锁脱网的风险。
经计算,当iCrowbar=588 A时,风电场高压母线电压UH陷落的临界值为0.899,与iCrowbar=500 A时UH陷落的临界值为0.916相比,风电场耐受电压陷落扰动而不发生连锁脱网的能力明显增强。
4 结语
双馈型风电机组处于接近满载工况时,转子电流较大,当电网扰动导致风电机组机端电压陷落时,可能引起转子电流升高而触发Crowbar保护动作。
双馈型风电机组能承受的电压陷落扰动与进入异步电机运行状态后的最大无功需求和初始运行状态(风速)有关。
由于双馈型风电机组Crowbar保护动作时间与定子回路切除时间的差异,使双馈电机在Crowbar保护动作后会短时运行于异步电机状态,电机从电网吸收无功功率,引起风电场电压的进一步下降,可能引起相邻机组Crowbar保护相继动作切机,导致风电机群的连锁脱网。
增大双馈型风电机组转子变流器的容量,或适当提高Crowbar保护定值,可以提高双馈型风电机组近满载工况时承受电网电压陷落扰动的能力,降低风电机群连锁脱网的风险。
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风电机组连锁脱网 篇4
2005年底,全国风电装机容量仅为1 220 MW,位居世界第八位。“十一五”时期,在《可再生能源法》及相关配套政策支持下,我国风电产业得到了快速发展。到“十一五”末,全国(不含港、澳、台)共建设802个风电场,安装风电机组32 400台,总吊装容量达到41 460 MW(建设容量38 280 MW,并网运营容量31 310 MW),年均增长率为102%,累计和新增吊装容量均位居世界第一位,装机规模达到了新的水平,但2010年全年风电发电量约为490亿k Wh,仍低于美国同期的风电发电量[1,2]。
从国际、国内可再生能源发展历程看,风力发电是目前除水电外最成熟、经济效益最好的可再生能源发电技术,重点发展风电等可再生能源必然且已经成为我国能源发展的重大战略决策。在《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中亦明确指出“新能源产业重点发展新一代核能、太阳能热利用和光伏光热发电、风电技术装备、智能电网、生物质能”及“加强并网配套工程建设,有效发展风电”。虽然全国风电装机规模达到世界第一,八大千万千瓦级风电基地开始建设,但对风电在建设和运行中逐渐暴露出大量的问题要有清醒的认识,包括风电整体质量和技术水平偏低、运行管理缺乏经验与规范、大规模脱网事件频发等;并网运营容量低于总吊装容量接近三分之一,远远落后于发达国家,风电投资效益大打折扣;风电发展规划与电网脱节,风电出力受限严重影响了风电健康、可持续发展,也危害了电网的安全稳定运行[3,4,5]。
1 大规模风电基地发展
截止2010年底,甘肃、新疆、河北、吉林、内蒙古(东、西)、江苏六个省区的七个千万千瓦级风电基地都通过了国家规划审查[6]。2011年1月《山东半岛蓝色经济区发展规划》被国务院批复[7],其中风电规划为“到2015年,陆地装机容量达到7 150MW,海上风电装机达到2 850 MW。到2020年,海上风电装机达到10 000 MW”。山东成为中国第八个千万千瓦级风电基地。八个千万千瓦级风电基地的总装机容量约占全国的80%,由此可知风电基地在我国风电规划中的分量,风电基地的发展和运行情况决定了我国风电事业的整体水平。
1.1 酒泉基地发展规划
甘肃是全国风能资源较丰富的省区之一。根据《甘肃省风电工程规划报告》和气象部门分析成果,全省风能资源理论储量为2.37亿k W,风能总储量居全国第五位,其中酒泉地区年有效风能储量在800 k Wh/m2以上,年平均有效风能密度在150 W/m2以上,有效风速时数在6 000 h以上,可开发风电装机容量在40 GW左右[8]。
2007年甘肃省政府提出了“建设河西风电走廊,再造西部陆上三峡”的战略目标。酒泉地区是我国最早批准的千万千瓦风电基地。风能条件好,年内、年际风速偏差较小,有利于风力发电机组安全稳定运行;风力气候环境好,干燥无盐,有利于延长风机寿命;地域辽阔,风电场选址较易,受区域内季风影响小,有利于风电场开发建设;工程地质条件好,有利于降低风电项目建设成本;交通运输便利,有利于风电设备运输。2009年8月8日,酒泉千万千瓦级风电基地Ⅰ期项目正式开工,2011年6月Ⅰ期项目基本完成。2011年5月,酒泉风电基地Ⅱ期工程建设规划已经得到批准。依据规划,到2015年酒泉风电基地装机容量接近14 GW,至2020年,超过20 GW。
1.2 酒泉基地特点
截止2011年6月底,风电并网容量达4 135 MW,在运风电机组2996台,机组平均容量1.38 MW。其中,1月至6月完成风电发电量35.1亿k Wh;全网风电场累计利用小时数924 h。
截止2011年6月底,在运风电场共有15座具有利用小电流接地选线装置快速切除场内35 k V系统单相故障的功能,占在运风电场总数量的56%;完成风电机组低电压穿越能力(LVRT)改造676台,占总风机台数的22.6%;完成电缆头整改的风电场有25座,占并网风电场数量的92.6%;有10座风电场已完成E格式文本信息上传;3家风电场已投运风功率预测系统。中国电科院正在中海油昌西二风电场对东汽风机做LVRT实验,目前空负荷电压跌落至20%实验已经完成[9]。
但进入5月后,由于前一阶段酒泉基地频发风机脱网事件,出于电网安全考虑和加强风电企业自律的要求,对不满足风电并网要求的风电场采取了整改及限出力措施,并责令今后一定时段内完成整改。5月以来,大规模风电脱网机组事故再未发生,说明整改有成效。
基于甘肃风电并网现状和风力风能特征,其4月份风电场基本运行指标很有典型意义(风电出力未受限),经过数据对比分析,我们可以看出酒泉风电场具有如下基本特点。
1)开发规模大,集中程度高,11个风电场220万风电装机均接于750 k V敦煌变330 k V母线,出力波动范围大,反调峰特性明显;保证出力很小,接近于0;有效出力较大,大于装机容量60%,说明酒泉风电在用电高峰时进行电力平衡的作用很弱,在负荷低谷时段安排系统调峰也相对困难[9,10]。
2)大型基地风电场群的积聚效应使整体出力变化趋缓,但是4月份酒泉风电出力1 min、5 min、15 min风电出力最大变化幅度达到装机容量的5.56%、10.3%和13.5%,与理论估算的最大出力变化幅度[11]偏差较大,实际上加深了对局部电网稳态水平的影响。
3)虽然风电短期和超短期预测系统投产试运,可以基本满足规定要求,但与调度安排方式的要求还有较大差距。
4)风电建设速度快,设备技术标准低,远离负荷中心,在750 k V新疆—西北电网联网线路投产后,由于风电场运行特性和电网安全水平影响,风电大发时其送出依然受限,整个河西地区网源协调能力受到严峻考验[9]。
5)由于网架结构的约束,酒泉风电调峰基本由甘肃电网承担,运行方式安全压力大[9]。
1.3 大规模风机脱网事故情况
今年1月到4月份,酒泉各风电场共发生电气设备故障35起,其中电缆头故障造成集电线路跳闸21次,保护插件故障造成设备跳闸或断路器拒动5次,其他故障9次。特别是连续发生大规模风机脱网事故四起,“2·24”、“4·3”、“4·17”、“4·25”事故分别导致598、400、702和1 278台风电机组脱网,酒泉风电基地大规模脱网故障情况见统计表1。事故的起因主要是单个电缆故障,而由于集电系统及保护不合理致使事故扩大至风电场;由于风机LVRT的缺失让事故蔓延至整个风电基地,同时部分风机变流器制造不良,误发频率越限信号,加重了事故影响程度;由于无功补偿设备调管不严造成事故进一步扩大。
2011年2月24日事故前,并入750 k V敦煌变的桥西一场68台华锐风机并网运行,全场带出力9.60 MW,0:34,桥西一场35B4馈线开关柜下侧电缆头发生C相击穿,经过约11 s很快发展为三相短路,35B4开关过流保护Ⅰ段动作,60 ms后开关动作跳闸,切除该馈线所带全部12台风机,损失出力1.80 MW,桥西一场其余57台在运风机均因不具备LVRT而脱网,损失出力7.80 MW[12]。
故障导致系统电压大幅跌落,750 k V敦煌变330 k V母线电压最低跌至267 k V(0.735 pu),其中低于0.8 pu持续时间20 ms,在此期间因机组不具备LVRT而脱网274台,共损失出力377.13 MW。故障切除后,系统电压回升,而各风电场升压站的SVC装置电容器支路因无自动切除功能而继续挂网运行,造成大量无功功率过剩涌入330 k V电网,同时因风电大量切除,造成输变电设备负荷减轻,共同引起系统电压升高,敦煌变330 k V母线电压瞬间达到365 k V(1.11 pu),最高达到380 k V(1.15pu),750 k V母线电压瞬间达到800 k V,最高达到808 k V。网内部分风电机组由于过电压保护动作而脱网300台,共损失出力424.21 MW。此外在故障期间,有24台机组因频率高保护动作脱网(后查原因为变频器模块故障导致误发信号),甩出力3.60MW。本次事故造成598台风电机组脱网,共损失出力840.43 MW,西北主网频率最低跌至49.854Hz。
经现场检查,发现35B4开关间隔C相电缆头半导电层切口不整齐、未作锥面处理,导致应力集中。另外,未按工艺要求涂刷硅脂,导致在电缆头应力锥部位出现绝缘薄弱点,在运行中发生单相接地故障;C相单相接地发生后11 s,放电弧光及放电粉尘短接A、B相电缆接线桩头,发展为三相放电故障,开关跳闸。
风机集中脱网严重影响了电网电压和频率的稳定,造成短时间内局部电网指标大幅波动,直接威胁到电网整体安全稳定运行。即使类似酒泉“4·25”事件起因是由于电网故障造成330 k V变电站部分失压,直接影响风机533台,甩出力479MW,但由于风电自身继电保护、低电压穿越、变流器故障、无功补偿和高电压穿越等问题造成风机扩大停运745台,加重甩出力1 056.2 MW,导致西北电网频率最低至49.765 Hz,远较直接原因严重。
从表1可以看出,一是故障前系统都处于大风天气,风电大发,最高出力接近2 000 MW,约占当时风电总装机容量的一半;二是故障切除的机组数量相对较少,这里故障切机的意义是切除故障连带切除的机组,不论机组质量和有无LVRT;三是低电压切除风机的比例越来越大,而高电压切除风机的比例越来越小,说明风电机组的LVRT改造比较困难,需要投资和时间,而无功补偿设备的管理等整改措施效果显著;四是其他原因跳机也越来越少,说明风电机组的管理运行水平有了明显提高。
2 风电基地存在的安全运行问题
2.1 风电场安全运行现状
1)大量风机不具备LVRT,风机主控参数和变流器定值与LVRT失配,或者风电机组具有LVRT而未开放,或者声称具有LVRT能力,但均未经过有资质的检测中心检测和认证,部分风电场的风电机组LVRT能力只适应于三相对称电压跌落,而对于电网中经常出现的不对称电压跌落不具备穿越能力,故障过程中系统电压仅降至80%,就有总脱网数一半以上的风机逃逸。酒泉某风电场6台完成LVRT改造的1.5 MW机组经受了后续故障的考验,说明了LVRT改造的必要性。
2)风电基地中风电场集中接入电网,基本上无其他电源和负荷。750k V敦煌变处于新疆—西北主网的联网通道,常规电源和下级电网薄弱。这种系统条件下,电网电压控制困难,正常运行时波动大。风电场内部或系统的短路故障引起的电压跌落会波及到所有风电场,必然导致所有不具备LVRT和不合格的风电机组大规模脱网事故的发生。
3)目前所有风电场35 k V(10 k V)集电系统均为不接地系统,该方式是系统中性点对地绝缘方式,允许带单相接地运行1~2 h,是从配电系统设计中借鉴过来,一般适应于接地电流小的架空线路,对于架空电缆混合的发电系统接线方式显得不尽合理。未配或所配的小电流选线装置选线正确率低,无法及时发现单相接地隐患,导致故障扩大化。同时,消谐装置和滤波装置由于参数选择失配、容量偏差、投放不足等因素无法补偿35 k V系统的电压波动和不平衡,加剧了低压设备的热疲劳。
4)风电场无功补偿都是独立设计和配置,没有考虑其作为电源的义务,没有开放风电机组的无功调节能力,目前所有风电机组均采用恒功率因数(cosΦ=1)模式,不能在电网需要时提供支撑。风电场无功补偿装置(SVG、SVC、MCR等)的设计、调试和调管脱节,功能不全或参数不匹配,未按规定投退或者不能满足快速、连续调整的基本要求,不具备自动投切滤波支路功能,风电大量脱网后出现系统无功过剩,致使故障后系统过电压造成不少风机的逃逸。
5)风机厂家未开放风机内部控制和保护系统工作原理,设备厂家技术交底不充分,内部各项关键参数含义不清晰准确、设置混乱,尤其是造成风机低电压保护、过电压保护和频率保护定值整定与电网要求不协调,个别风场SVC、SVG、MCR装置采集330k V电压与监控系统电压不一致,对出力设限,影响SVC、SVG发挥调压作用。事故起始不能有效地缩小事故范围,事故后风电场自启动恢复能力差。
6)大规模的风电建设集中投产给设计制造建设监理验收测试运行都带来巨大压力,有限的技术力量导致部分风电场在项目建设阶段未能严把设备质量关,施工及安装质量较差,特别是35 k V系统施工工艺不良、验收不到位、反措执行不规范等问题更为突出。酒泉风电基地Ⅰ期工程2010年底处在建设收尾和集中启动并网阶段,基建与运行、消缺交叉重叠,工作界面比较杂乱。承揽电缆头制作的施工人员仅能提供入网电工许可证,无电缆工资质。35k V集电线路箱变电缆试验过程与规程不符。当时事故电缆交流耐压试验条件为52 k V、15 min,与规程规定42 k V持续60 min不符。
7)风电运行管理存在薄弱环节,风电场、升压站的运行规程等规章制度不健全,设备调试报告、说明书等基础资料不完整。对于风电场二次系统,包括重要的远动信息、继电保护定值、无功补偿配置和参数的监管不够全面,细节掌握不充分,事故过程中的电网自适应能力不够快速、灵敏。相关风电场运行管理不到位,没有建立或严格执行设备巡视制度,致使设备缺陷得不到及时消除,最终造成设备故障。
8)各风场运行人员不足,在自动化、保护等专业运行人员配置方面达不到要求,缺乏风电运行经验,技术培训、事故预案等针对性不强,有关仪器设备配置不全,如无红外、紫外成像仪,没有提前介入风电场安装、调试和验收,对装置原理、运行和事故处理规程不熟悉,设备巡视不规范,不能及时发现设备缺陷,如4·17事故中,35 k V母差拒动原因为各馈线柜母差保护跳闸回路接线错误,造成后备保护动作,延长了故障切除时间。
2.2 有关具体措施和政策建议
2.2.1 具体措施
1)风电机组和风电场满足并网技术要求,具备LVRT是遏制风电机组大规模脱网事故的关键。新并网的机组必须具备LVRT,已并网的风电机组必须按要求的计划整改。来不及LVRT改造的,首先确认满足基本的风机运行要求,如并网点电压跌落0.8 pu以下时,需要不跳闸运行0.1~0.2 s,见图1,就能穿越大部分的电网瞬时故障。对已并网的风电场LVRT进行梳理、测试,不具备合格LVRT的风电场,应在规定的期限内完成改造并通过LVRT现场抽检,风电场大规模集中接入点上的风机,应优先安排改造。制造厂应主动配合现场,协商具体改造方案并立即实施。开放风机控制及保护定值设置,优化风机保护与风机控制系统间的配合关系,使风机主控系统和LVRT功能相协调。研究LVRT期间风机向电网提供无功支持的方案,风机在电网电压跌落期间不脱网运行的同时,提供必要的无功输出。同时研究具备高电压穿越(HVRT)的可行性及技术方案,应继续加大投入,提高风机制造质量和研发风电机组控制保护等关键技术。
2)2011年以来酒泉风电基地多个风电场连续多次出现电缆头故障,应对在网电缆、电缆头及开关柜做全面的隐患排查,并按规程要求全面做高、低压试验。加强对电缆、开关柜、刀闸接头等设备的运行维护管理,完善运行监视手段,配置红外、紫外成像仪等检查仪器或设备,确保及时准确发现并消除隐患。此外鉴于当前低价中标影响产品质量的问题,建议风电场对设备材料采购过程严格把关,尽量选用大型企业或者能生产更高电压等级电缆附件的企业的产品,避免不合格产品挂网运行。电缆附件安装是一个技术性很强的工作,无满足要求的安装场所,不按图纸说明的要求安装,都会留下隐患。要对施工过程加强管理,监理也要具备专业知识,组织具有资质的技术人员安装电缆头,确保工程施工质量。设计时尽可能放大导体截面,降低导体表面的电场强度等。
3)中性点不接地或经消弧线圈接地系统,故障线路和非接地线路仅仅流过微弱的电容电流,无法准确确定是那一条线路发生接地,给接地查找和修复带来困难。基于基波零序电流的幅值、方向等原理的装置的选线效果不太好。而基于小波变换的行波单相选线[13,14],充分利用电网中普遍存在的电流行波来进行故障选线,是故障选线原理的突破,为其提供了全新的思路和新的方案,实际运行证明,有望从根本上解决小电流系统故障选线难题,从而实现快速可靠选线并及时跳闸,可防止故障扩大。由此可见,为了快速自动隔离风场低压系统发生单相接地故障,可以参照以下措施进行整改:对已配置小电流接地选线装置(有跳闸功能或可以容易改造为有跳闸功能)的风电场升压变电站,可将小电流接地选线装置改造为在选线告警的基础上增加选线跳闸功能:选线告警后应经过短延时(如0.5 s)直接跳该馈线开关;若未切除接地线路,母线监测到零序电压且U0>50 V,则经过较长延时(如1.0 s)通过母差保护直接跳开低压母线所有支路开关。对配置小电流接地选线装置无跳闸功能的变电站采用以下方式,若检测到低压母线零序电压U0>50 V,经过较长延时(0.6 s)通过母差保护直接跳开低压母线所有支路开关,或直接切除主变低压侧开关,并要求该变电站尽快加装具有选线跳闸功能的小电流接地选线装置。对未配置小电流接地选线装置的风场升压站,要求尽快配置具有跳闸功能的小电流接地选线装置,优先选用性能优异的行波选线装置。新建风电场35 k V集电系统应设计为低电阻接地系统(中性点经小电阻接地)并配置接地保护。对已运行的升压站,要逐步改造为低电阻接地系统,因为前述的小电流选线准确率低,误切正常线路的可能性较大。可在35 k V母线处装设接地变压器,其中性点经电阻接地,电阻值需进行计算,利用35 k V系统发生单相接地故障时的零序电流,快速切除单相接地故障。
4)认真落实国家电网公司《防止风电大规模脱网重点措施》[15],着力加强动态无功补偿设备运行管理,及时处理缺陷并加以改造,实现无功补偿设备的动态部分投自动调整功能,能自动投切滤波支路,确保并且严格按照调度要求投入运行。加强并网风电场调度运行管理,对已并入电网的风电场涉网保护、无功补偿、风机信息上传、调度运行值班、基础管理等方面进行现场检查摸底,不满足标准要求的风电场不与并网。严格风电场负责保护定值的整定管理,确保继电保护履行第一道防线职责。加强运行及管理人员培训,完善运行规程,严格持证上岗制度,强化设备运行维护管理,提高隐患识别和事故处理能力。运行人员熟练掌握风机内部主控系统及设备,熟悉电网调度规程。调度部门要加强指导、监督。
2.2.2 进一步研究的课题
1)国家标准《风电场接入电力系统技术规定》应该针对我国大规模风电基地的建设进行分析研究实践,提出切合实际技术要求,不要一刀切。在满足电网安全稳定的前提下,合理规范风电机组性能,严格风电机组制造技术、安装工艺要求、检测要求以及并网审批程序,做好宣贯,强化监管,从源头上把好风电机组并网关。我国大规模风电基地一般都直接并入220 k V及以上的输电主网,而我国220k V及以上的主网继电保护配置很完善[16],事故快速切除率在多年保持为100%[17],即主网发生短路事故时电压可以到零,但持续时间一般小于0.1 s,对于单相故障,经约1 s的延迟后重合,如果是永久故障,将对风电场造成第二次冲击,对风机的LVRT能力是更加严峻的考验;在长距离超高压输电通道上无功控制困难,如新疆-西北联网通道上变电站大部分为单主变,主变跳闸后,失去对电压的钳制作用,同时失去低压补偿,电压波动大,而且有一定的低频振荡,应该据此对风电基地及其机组提出故障电压穿越等一系列合理的技术要求。
2)风电机组的LVRT技术已经掌握,现在正在加紧改造实施。如果有了LVRT,不切除风电机组,就不会出现随后的高电压,但是对于酒泉风电基地来说,西北-新疆联网通道均为750 k V长距离线路,充电功率大,750 k V哈敦、敦泉、泉河、河武双回线高抗补偿度为86.15%,77.12%,80.15%,76.78%,无功平衡主要依赖静态高低压感性补偿。由N-1计算分析得知,联网通道沿线网架结构较弱,短路容量小,联网通道的短路容量仅为西北主网东部受端系统的一半,相同潮流变化下,电压波动是东部的二倍。如果750 k V线路轻载运行,酒泉单台主变故障切除后750 k V母线电压将上升超过800 k V,出现高电压。需要研究的问题是风电机组需要不需要HVRT、零电压穿越(ZVRT)功能,或者HVRT、ZVRT功能与系统无功电压控制系统的协调配合,需要单一的功能,还是整个风电基地整体加以解决,何种方案更优?在某些情况下,具有LVRT能力的风电场反而对系统稳定不利。风电基地风机具备LVRT功能后,在联网线路潮流大且发生故障的情况下,由于稳定水平限制,输电能力大幅降低,又需要切除风电机组,两者之间有无其他优化解决方案[18]。
3)随着大规模风电机组LVRT改造,在风电基地内如何高效检测LVRT,风电机组并网检测手段的研究开发和优化部署也是一个需要研究的问题。风电机组并网性能检测,关键是LVRT测试手段,中国电力科学研究院已经研制配置了LVRT移动测试设备并具备测试能力和资质。因为风电基地风电机组的大规模投产,即使检验1%的风机,测试能力包括人员和设备都十分紧缺,为了满足现在需要而培训人员和配置设备,以后就有可能出现设备闲置或使用率低的问题,是否需要研制简易的测试设备,是否在必要时进行电网人工接地试验来验证?
4)风电场集电系统中的电缆接头是一个薄弱点,酒泉200 MW大型风电场一般经过经济技术比较后集电系统都选用架空线路方案,每台风机用电缆连接到箱式变的低压侧,高压侧均用一根YJV22-3×50型电力电缆引接至临近的35 k V架空输电线路上,风电机组所发电能先通过数条LGJ-185/30的35 k V架空线路输送至距330 k V升压变电所围墙外约1 km处,再分别通过多回YJV22-3×150型电力电缆直埋敷设引至330 k V升压变电所35 k V开关柜上,实现与电网的连接。从这里可以看出,这种集电系统是电缆架空线混合系统,电缆接头很多,而且所处环境恶劣,风沙大,温差也大,虽然部分电缆头在密封箱内,也都出现过事故。根据酒泉地区实际,研究风电场35 k V线路不用或少用电缆转接的可行性。
5)大规模风电基地中的大型风电场应该按发电厂看待,新的国标(征求意见稿)《风电场接入电力系统技术规定》中要求:风电场要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力;当风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要时,应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置,必要时加装动态无功补偿装置。风电基地主流风电机组为双馈机组(DFIG)和永磁直驱(PMSG)两种,都可以实现有功无功控制的解耦,DFIG的功率因数cosΦ可以在+0.95至-0.95范围内调节,输出或吸收的无功功率可达有功功率输出的31%。而PMSG采用全功率变流器并网,无功电压控制更加灵活,当cosΦ可以在+0.93至-0.93范围内调节,输出或吸收的无功功率可达有功功率输出的37%。当有功功率低于额定时,相应的无功能力增大。所以要研究如何发挥风电机组无功能力、发挥风电机组无功能力后风电场集中加装多少容量的无功补偿装置,是否加装动态无功补偿装置。研究风电机组、(动态)无功补偿装置、电网(动态)无功补偿装置和整个系统的多对象协调配合的无功电压协调控制策略,提升低(故障)电压穿越能力、整体抗扰动能力的集群主动式控制策略。按照规划,酒泉风电基地送出系统要加装可控高抗、串补等灵活交流输电装置,还要建设特高压直流送出工程,如何充分协调发挥其功能,有效提升风电接纳能力,是坚强智能电网的研究重点之一[19,20]。
3 结论