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1、风电大规模脱网问题不容忽视
随着9个千万千瓦风电基地的建设, 中国在2013年就已经成为世界上风电装机容量最大的国家, 预计到2015年和2020年, 中国风电装机容量将分别达到100 GW和200 GW。然而, 在风电并网容量快速增加的同时, 由风电并网所带来的电网安全稳定问题也日益突出。据不完全统计, 仅2011年就发生了193起风电机组脱网事故, 其中损失风电出力500 MW以上的脱网事故就达12起。
纵观这些大规模风电脱网事故, 均存在因电网电压超过了风电机组的最低或者最高工作电压导致机组脱网的现象。分析可知, 故障期间风电场内部汇集系统保护设备不能快速切除故障、风电机组不具备低电压穿越能力是造成机组低电压脱网的主要原因; 风电场无功补偿装置的响应滞后将导致故障清除后机端电压升高, 此外具备低电压穿越能力的风电机组有可能进一步诱发机端电压骤升。
以现阶段并网风电机组的主流机型双馈风电机组(DFIG)为例, 由于定子侧绕组与电网直接相连且转子侧变流器容量有限, 电压骤升对机组的影响更为严重。机端电压升高将导致转子绕组感应出高电压, 当转子电压超过转子侧变流器的控制范围时将造成风电机组运行不受控, 甚至引起变流器内部器件击穿。因此, 机端电压骤升将严重影响风电机组的运行安全。
2、风电机组机端电压骤升的原因
通过分析现阶段已发生的高电压脱网事故, 造成故障清除后系统电压骤升的主要原因可以归结为以下2个方面。
1) 电网电压恢复后, 风电场无功补偿装置受到锁相、电压判断以及执行机构动作时间等因素的影响导致控制响应时间过长、未及时动作, 造成系统无功功率过剩;
2) 具备低电压穿越能力的风电机组受到无功电流注入比例系数以及控制策略响应时间的影响, 有可能造成电网电压恢复瞬间机端电压骤升。
图1为某型号2.5 MW DFIG低电压穿越现场测试试验结果。电网电压变化后该机组动态无功控制的响应时间约为30～40 ms。此外, 受现行并网标准的影响, 该型号机组在机端电压低于0.2 pu时不进行无功注入即k=0, 故图 1(a)所示工况下电网电压恢复瞬间机端电压未发生过冲。
3、风电高电压穿越协调预防控制策略
由于风电高电压脱网问题的成因复杂, 涉及多方面, 需采用协调预防控制策略, 以降低此类事故发生的风险。事故主要影响因素以及相关解决方案如图2所示。
3.1风电机组控制策略
合理的故障穿越策略是机组实现低电压穿越以及高电压穿越的关键因素, 但过大的无功电流注入比例系数或控制响应时间都有可能造成恢复阶段电网电压的骤升。
电网电压异常时, 具有动态无功控制能力的风电机组需根据电压的情况在一定程度上参与系统无功控制, 根据机端电压变化输出容性无功或者感性无功并且严格限定无功电流注入比例系数的范围。
3.2风电场无功补偿装置控制策略
针对于不同类型的无功补偿设备, 分别从以下几个方面对控制策略进行改造。
1) 固定容量电容器组需根据电网电压变化及场内机组脱网情况实现快速切除;
2) 静止无功补偿器(SVC)、静止无功发生器(SVG)采用恒电压控制策略。SVC在限定响应时间以及单次投切电容器容量的同时根据并网点电压以及场内机组脱网情况实现快速调节及退出。校核SVG无功输出能力, 增加容性无功输出, 并提高动态响应速度。
3.3风电机组高电压穿越技术要求
由于风电高电压脱网成因复杂, 仅通过改变控制策略仍有可能无法避免此类事故的发生。因此, 主要风电发展国家的电力公司均已经颁布了风电机组高电压穿越的相关技术标准, 以增强机组高电压情况下的运行能力, 降低此类事故发生的风险。中国在此方面尚未颁布相关技术标准。
4、结语
风电场无功补偿装置控制滞后, 具备低电压穿越能力的风电机组控制响应滞后、采用过大的无功电流注入比例系数, 以及机组高电压运行能力的欠缺是造成现阶段故障清除后系统无功过剩、大量机组脱网的主要原因。协调预防控制策略的主要思想是通过改进风电场不同类型无功补偿装置的控制策略, 限定具备低电压穿越能力的风电机组无功电流注入比例系数、提高响应速度并且适时的参与系统无功控制, 以及增强机组的高电压运行能力以此降低高电压脱网事故发生的风险。
