1、風電大規模脫網問題不容忽視

　　隨著9個千萬千瓦風電基地的建設, 中國在2013年就已經成為世界上風電裝機容量最大的國家, 預計到2015年和2020年, 中國風電裝機容量將分別達到100 GW和200 GW。然而, 在風電并網容量快速增加的同時, 由風電并網所帶來的電網安全穩定問題也日益突出。據不完全統計, 僅2011年就發生了193起風電機組脫網事故, 其中損失風電出力500 MW以上的脫網事故就達12起。

　　縱觀這些大規模風電脫網事故, 均存在因電網電壓超過了風電機組的最低或者最高工作電壓導致機組脫網的現象。分析可知, 故障期間風電場內部匯集系統保護設備不能快速切除故障、風電機組不具備低電壓穿越能力是造成機組低電壓脫網的主要原因; 風電場無功補償裝置的響應滯后將導致故障清除后機端電壓升高, 此外具備低電壓穿越能力的風電機組有可能進一步誘發機端電壓驟升。

　　以現階段并網風電機組的主流機型雙饋風電機組(DFIG)為例, 由于定子側繞組與電網直接相連且轉子側變流器容量有限, 電壓驟升對機組的影響更為嚴重。機端電壓升高將導致轉子繞組感應出高電壓, 當轉子電壓超過轉子側變流器的控制范圍時將造成風電機組運行不受控, 甚至引起變流器內部器件擊穿。因此, 機端電壓驟升將嚴重影響風電機組的運行安全。

　　2、風電機組機端電壓驟升的原因

　　通過分析現階段已發生的高電壓脫網事故, 造成故障清除后系統電壓驟升的主要原因可以歸結為以下2個方面。

　　1) 電網電壓恢復后, 風電場無功補償裝置受到鎖相、電壓判斷以及執行機構動作時間等因素的影響導致控制響應時間過長、未及時動作, 造成系統無功功率過剩;

　　2) 具備低電壓穿越能力的風電機組受到無功電流注入比例系數以及控制策略響應時間的影響, 有可能造成電網電壓恢復瞬間機端電壓驟升。

　　圖1為某型號2.5 MW DFIG低電壓穿越現場測試試驗結果。電網電壓變化后該機組動態無功控制的響應時間約為30～40 ms。此外, 受現行并網標準的影響, 該型號機組在機端電壓低于0.2 pu時不進行無功注入即k=0, 故圖 1(a)所示工況下電網電壓恢復瞬間機端電壓未發生過沖。

 

　　3、風電高電壓穿越協調預防控制策略

　　由于風電高電壓脫網問題的成因復雜, 涉及多方面, 需采用協調預防控制策略, 以降低此類事故發生的風險。事故主要影響因素以及相關解決方案如圖2所示。

　　3.1風電機組控制策略

　　合理的故障穿越策略是機組實現低電壓穿越以及高電壓穿越的關鍵因素, 但過大的無功電流注入比例系數或控制響應時間都有可能造成恢復階段電網電壓的驟升。

　　電網電壓異常時, 具有動態無功控制能力的風電機組需根據電壓的情況在一定程度上參與系統無功控制, 根據機端電壓變化輸出容性無功或者感性無功并且嚴格限定無功電流注入比例系數的范圍。

　　針對于不同類型的無功補償設備, 分別從以下幾個方面對控制策略進行改造。

　　1) 固定容量電容器組需根據電網電壓變化及場內機組脫網情況實現快速切除;

　　2) 靜止無功補償器(SVC)、靜止無功發生器(SVG)采用恒電壓控制策略。SVC在限定響應時間以及單次投切電容器容量的同時根據并網點電壓以及場內機組脫網情況實現快速調節及退出。校核SVG無功輸出能力, 增加容性無功輸出, 并提高動態響應速度。

　　3.3風電機組高電壓穿越技術要求

　　由于風電高電壓脫網成因復雜, 僅通過改變控制策略仍有可能無法避免此類事故的發生。因此, 主要風電發展國家的電力公司均已經頒布了風電機組高電壓穿越的相關技術標準, 以增強機組高電壓情況下的運行能力, 降低此類事故發生的風險。中國在此方面尚未頒布相關技術標準。

　　4、結語

　　風電場無功補償裝置控制滯后, 具備低電壓穿越能力的風電機組控制響應滯后、采用過大的無功電流注入比例系數, 以及機組高電壓運行能力的欠缺是造成現階段故障清除后系統無功過剩、大量機組脫網的主要原因。協調預防控制策略的主要思想是通過改進風電場不同類型無功補償裝置的控制策略, 限定具備低電壓穿越能力的風電機組無功電流注入比例系數、提高響應速度并且適時的參與系統無功控制, 以及增強機組的高電壓運行能力以此降低高電壓脫網事故發生的風險。