特高压直流故障对弱送端近区风电场运行特性的分析研究

耿 山,樊艳芳,林雪峰

(1.新疆大学电气工程学院,新疆乌鲁木齐830047；2.新疆电力设计院,新疆乌鲁木齐830001)

特高压直流故障对弱送端近区风电场运行特性的分析研究

耿 山1,樊艳芳1,林雪峰2

(1.新疆大学电气工程学院,新疆乌鲁木齐830047；2.新疆电力设计院,新疆乌鲁木齐830001)

为保证特高压直流故障后不引发风机脱网,采取在直流与风电双重影响因素的防范措施下进行分析研究,联合二者关系对风机机端电压进行比较；同时考虑直流、风电单一因素的提升或协调不当,导致电压再次升高引发风机高压脱网,再以风机角度出发讨论动态无功补偿装置(SVG)对风电场的影响。研究表明,风电出力大小与直流配套电源开机台数,两者之间存在相互制约关系且直接影响风机机端电压；投入SVG可降低大规模连锁脱网的发生。

特高压直流；直流故障；直流与风电；风机；防范措施；风机脱网

在我国西北地区尤其是新疆哈密,由于风电大量富余,本地消纳能力不足,一般均采用大规模风电汇集并经直流跨区外送的方式,进而衍生出新疆境内第一座特高压直流输电工程哈郑(天中)特高压直流输电工程。当在直流输电工程的弱送端系统近区接入大量风电场,需考虑直流故障过电压对风电机组运行可能带来的影响。因此,为保证直流故障后不引起风机高压脱网,有必要分析研究直流配套电源和风电上网功率双重因素给风电场的运行特性带来的影响。

目前,国内针对直流故障引发风机脱网的相关问题,已有不少学者从不同角度进行了分析研究。文献[1-2]发展演化华中电网张家口坝上地区和西北电网甘肃酒泉地区均因电压问题导致连锁跳闸脱网,损失大量出力；文献[3-5]由于交流系统故障引发暂态过电压致使风机脱网的事故过程进行分析研究；文献[6- 8]以换流站的角度出发从距离的远近着手探究特高压直流过电压对近区电网电压的波动；文献[9]在风电场发生N-1脱网,建立风电场安全约束条件的无功优化模型,其是抑制风电场连锁脱网的一种有效预防控制措施。总体而言,在风机脱网的防范措施方面,已采取提高短路容量、加强网架结构等应对策略,而在实际运行中依靠单一的直接投入直流配套火电机组提高短路容量而不考虑风电上网功率,不但不会降低直流扰动后的电压,反而会因更多的无功盈余进一步提升风机机端的电压,引发更大规模的连锁风机脱网事故。因此亟需进一步对直流配套电源和风电上网功率双重因素给风电场的运行特性带来的影响进行深入的研究。

本文将采用PSASP仿真平台,以±800 kV天中特高压直流为例,仿真分析在特高压直流发生直流故障后采取合理管理直流传输功率和有效控制新能源出力的防范措施,对于两者协调不均衡会再次引发风机机端电压升高导致风机高压脱网,可在风机自身安装动态无功补偿装置抑制风机机端电压波动,对±1 100 KV特高压准重直流初阶段配套电源投运对弱送端近区风机运行特性提供一定借鉴。

1 电网规模

1.1 新疆电网特高压直流外送规模

目前,新疆电网形成了以±800 kV直流、750 kV与220 kV交流为骨干的网架结构。在“十三五”期间,新建以准东、哈密煤电基地为外送点,至负荷中心的2回±1 100 kV特高压直流输电工程1回±800 kV特高压直流输电工程,如图1所示,形成三回特高压直流跨区外送格局,输电容量5 600万kW。形成大规模“西电东送”“北电南送”输电格局,满足大型能源基地开发外送需要和中东部用电需求。

图1 新疆地区特高压直流外送规模

1.2 哈密地区风电及直流配套电源分布

哈密是我国西北地区重点建设的千万千瓦级风电基地,根据新疆调研情况,截止2016年3月底,哈密地区风电装机规模达到924万kW,主要分布在三塘湖片区395万kW、哈密片区119万 kW、烟墩片区410万kW。

2 风电机组脱网条件

哈密地区属于较薄弱的电网,选用变速风电机组即异步电机不仅有利于维持系统电压稳定而且并网方法简单[10]。根据国家标准委发布GB/T 19963—2011《风电场接入电力系统技术规定》与国家电网公司制定的企业标准Q/GDW 392—2009《风电场接入电网技术规定》,风电场低电压穿越要求：风电场并网点电压跌至20%额定电压时,风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行625 ms；风电场并网点电压在发生跌落后2 s内能够恢复到额定电压的90%时,风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行。风电场高电压穿越要求目前还没确定,当风电场并网点电压在额定电压的90%～110%之间时,风电机组应能正常运行;当风电场并网点电压超过额定电压的110%时,风电场的运行状态由风电机组的性能确定[11],风电场并网点电压估算如下。

风电场集电系统等效如图2所示,设风机机端电压为U0,风电出口电压为UG,升压变低压侧电压为UL,风电并网点电压为UH,箱变高压侧电压为UK,箱变出口电流为IK,集电线电流为IG。假设风电机组之间的距离相同,都为L,每台机组箱变出口电流亦相同且IK=IG。则

(1)

UG=UK+IG·ZT

(2)

UG=UL

(3)

图2 风电场集电系统

(4)

式中,n为风电场开机台数；k为升压变压器变比,ZL=RL+jXL，为集电线阻抗；ZT=RT+jXT，为简化箱变阻抗。

3 弱送端系统近区风电场安全稳定性分析

3.1 直流故障中弱送端系统近区风机运行特性分析

3.1.1 双极闭锁故障对弱送端系统近区风机运行特性分析

根据2016年冬季网架结构,当发生直流闭锁故障时,由于其是不可恢复性的直流故障,全部有功、无功瞬间直接反转转移至交流系统,可采取文献[12]中稳控方案二的保留2台机组运行。风电场汇集站的容性无功容量富余较多抬升系统电压,联络线功率减少充电功率抬升电压的助增作用,故造成交流系统的稳态压升较大。并且风电场末端厂站短路水平较低,对系统无功波动的敏感度较高,造成风机末端电压攀升情况更加恶劣。针对于风机机端稳态压升过高,可能造成风机高电压脱网的问题,结合直流与风电的双重因素去考虑应对策略。分析在哈密地区发生双极闭锁后根据风电上网功率与直流传输功率的协调配置去研究风电出力、直流配套电源和风电机端电压最大稳态电压的关系,其中,天中直流配套火电机组4座、10台机组、660万kW。预计2018年天中直流配套火电10台机组全部投运直流外送功率达到800万kW。

图3 投运不同台数的配套电源对风机机端最大稳态电压的变化

由图3可知,当弱送端系统发生双极闭锁故障时风机机端电压均超过风机并网电压的标准,并且随着风电上网功率的不断升高而升高。由于新能源出力的随机性,当采取投运直流配套电源的解决策略时,投运1台机组,可有效抑制稳态压升。投运直流配套2～6台机,不但没有降低风机极端电压反而升高,有可能引发风机脱网进而造成大规模连锁风机高压脱网事故。

3.1.2 换相失败故障对弱送端系统近区风机运行分析

当发生换相失败故障时,由于其是可恢复性的瞬时直流故障,当交流系统短路故障切除后,随着交流系统电压的恢复,直流功率逐渐恢复,不需考虑稳控措施。风机因低电压进入低穿有功出力大幅度降低,而风电场汇集站的容性无功容量富余较多抬升系统电压,滤波器对电压抬升的助增作用,造成直流送端交流系统的暂态压升较大,使其弱送端近区风机的暂态电压呈现“先降低后升高”现象。针对于风机机端暂态电压过低,导致风机低压脱网问题文献[13～15]中撬棒控制、风电机组去磁控制等技术有效提升风电机组的低电压穿越(Low Voltage Ride Through,LVRT)能力,以确保风电机组在电网电压跌落时仍可不脱网运行,而对于风机机端暂态压升过高,可能造成风机高电压脱网的问题,结合直流与风电的双重因素去考虑应对策略。分析在哈密地区发生换相失败后风电上网功率与直流传输功率的协调配置去研究风电出力、直流配套电源和风电机端电压最大暂态电压的关系如图4所示。

图4 投运不同台数的配套机组对风机机端最大暂态电压的变化

由图4可知,当弱送端系统发生换相失败故障时由于存在风机低压脱网风险,与直流双极闭锁故障相比,直流换相失败引发的风机机端电压更高,导致风机高压脱网风险更大。采取投运直流配套电源的应对措施,投运1台机组时,可有效抑制暂态压升,规避脱网风险。投运直流配套2～6台机时,不但也没有降低风机机端电压反而升高更多,增大风机二次高压脱网的概率,进而造成更大规模连锁风机高压脱网事故。

综上可见,在采用投运直流配套电源以提高短路容量的应对措施中直流传输功率和风电上网功率存在相互制约关系,为保证直流双极闭锁故障或换相失败后不引发风机高压脱网,在直流大功率外送情况下需要限制风电上网功率,而在逐渐递增风电上网功率情况下需要限制直流传输功率,即风电上网功率较小时合理控制直流配套电源的开台机数,可有效预防直流故障引发风电大规模连锁高压脱网事故。

3.2 近区风机自身运行特性分析

针对于上述直流故障中在直流传输功率或风机上网功率较大的情况下,采取在近区风电场侧加装或投运SVG等动态无功补偿装置,其可动态调节系统电压,有效平滑电压波动,提升直流弱送端地区风机送出的可靠性。以采取风电上网功率最大直流配套电源开机台数最多的应对措施为例,仿真分析在风电场加装固定电容器(工况一)和动态无功补偿装置(工况二)两种不同的运行工况,风机机端电压变化曲线如图5、6所示。

图5 双极闭锁故障后风机机端电压

图6 换相失败故障后机风机机端电压

由图5可知,直流双极闭锁故障后工况一中风机机端稳态电压长时间持续在1.1 p.u.存在风机脱网风险,与之相比工况二有效抑制风机机端稳态电压波动,使其降低至1.02 p.u.～1.05 p.u.之间有效保障风电送出的可靠性。由图6可知,换相失败故障后工况一中风机机端暂态电压短时间内均超过1.2 p.u.；工况二的风电场机端暂态电压短时间内均可在1.15 p.u.之内可使风电机组维持在并网电压的标准。综上可见,加装SVG等动态无功补偿装置可以有效改善在直流故障后直流传输功率较大时暂、稳态电压的升高,避免哈密地区风电机组大规模连锁脱网事故发生的几率。

4 结 论

本文通过对特高压直流弱送端系统近区风机运行特性的分析研究,在直流弱送端系统发生直流闭锁、换相失败故障期间,采用常规单一抑制暂、稳态电压方法具有一定的局限性,以直流、风电与风机的角度分析过电压导致风机脱网的风险。得出在直流、风电方面,二者之间存在着相互制约关系,风电上网功率较小时合理控制直流输送功率水平可有效预防直流故障引发风电大规模连锁脱网事故；在风机方面,随着新能源并网容量的不断加大,在直流故障中加装动态无功补偿装置对抑制长时间稳态电压与短时间暂态电压升高而引起风机高压脱网显得尤为的重要。通过上述应对策略,使风电场机端暂、稳态电压在耐压能力范围内,符合风电机组并网的要求。同时又对新疆第二条±1 100 kV特高压准重直流对弱送端近区风机运行特性提供应用参考。

[1]李玥, 刘宝柱. 大规模风电基地风机脱网分析[J]. 华北电力技术, 2012(6): 5- 8．

[2]向异, 孙骁强, 张小奇, 等. 2·24甘肃酒泉大规模风电脱网事故暴露的问题及解决措施[J]. 华北电力技术, 2011(9): 1- 7．

[3]郭小江, 马世英, 申洪, 等. 大规模风电直流外送方案与系统稳定控制策略[J]. 电力系统自动化, 2012, 36(15)： 107- 115．

[4]孙华东, 张振宇, 林伟芳, 等. 2011 年西北电网风机脱网事故分析及启示[J]. 电网技术, 2012, 36(10)： 76- 80．

[5]李丹, 贾琳, 许晓菲, 等. 风电机组脱网原因及对策分析[J]. 电力系统自动化, 2011, 35(22)： 41- 44．

[6]陈锡磊, 周浩, 王东举, 等. ±800 kV浙西特高压直流换流站暂态过电压研究[J]. 电网技术, 2012, 36(3)： 22- 27．

[7]齐旭, 曾德文, 史大军, 等. 特高压直流输电对系统安全稳定影响研究[J]. 电网技术, 2006, 32(2)： 1- 6．

[8]贺静波, 万磊, 霍超, 等. 高压直流输电非典型工况下过电压异常风险分析[J]. 电网技术, 2014, 38(12)： 3459- 3463．

[9]丁涛, 郭庆来, 孙宏斌, 等. 抑制大规模连锁脱网的风电汇集区域电压预防控制策略[J]. 电力系统自动化, 2014, 11: 7- 12．

[10]曹娜, 赵海翔, 戴慧珠. 常用风电机组并网运行时的无功与电压分析[J]. 电网技术, 2006(22): 91- 94．

[11]Q/GDW392—2009 风电场接入电网技术规定[S]．

[12]钟显, 樊艳芳, 王一波, 等. 含高密度风电、交直流送端电网直流闭锁故障稳控方案研究[J]. 电力系统保护与控制, 2015, 13: 130- 138．

[13]XIANG D W, LI R, TAVNER P J, et al. Control of a doubly fed induction generator in a wind turbine during grid fault ride-through[J]. IEEE Transactions on Energy Conversion, 2006, 21(3): 652- 662．

[14]PANNELL G, ATKINSON D J, ZAHAWI B. Minimum-threshold crowbar for a fault-ride-through grid-code-compliant DFIG wind turbine[J]. IEEE Transactions on Energy Conversion, 2010, 25(3): 750- 759．

[15]GENG H, LIU C, YANG G. LVRT capability of DFIG based WECS under asymmetrical grid fault condition[J]. IEEE Transactions on Industrial Electronics, 2013, 60(6): 2495- 2509．

(责任编辑 高 瑜)

Analysis and Research on the Operation Characteristics of Wind Farm in Near Zone of Weak Sending End with UHVDC Fault

GENG Shan1, FAN Yanfang1, LIN Xuefeng2
(1. School of Electrical Engineering, Xinjiang University, Urumqi 830047, Xinjiang, China;2. Xinjiang Electric Power Design Institute, Urumqi 830001, Xinjiang, China)

In order to ensure the wind turbine-generators (WTGs) not separated from power grid caused by UHVDC fault, the preventive measures which considered the double effects of DC and wind power are analyzed and the WTG voltages are compared under the action of these preventive measures. The separate improvement of DC or wind power or the improper coordination between DC and wind power are also considered, which can lead to voltage rise again and trigger WTG overvoltage tripping. The effects of dynamic reactive power compensation device on wind farm operation are also discussed. The research shows that: (a) there is a mutual restraint between the size of wind power output and the number of operating units of DC auxiliary power supply, and the relationship will directly affect the terminal voltage of WTG; and (b) the fixing of SVG can greatly reduce large-scale dropout accidents caused by WTG tripping．

UHVDC; DC fault; DC and wind power; WTG; preventive measure; WTG tripping

2016- 10- 19

国家自然科学基金项目(51467019)

耿山(1993—),男,河北邯郸人,硕士研究生,主要研究方向为特高压直流输电、新能源并网技术．

TM712

A

0559- 9342(2017)05- 0095- 04