CN102799722B - 一种风电场低电压穿越能力仿真验证方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种风电场低电压穿越能力仿真验证方法，所述方法包括以下步骤：根据验证过的风电机组电气仿真模型，分析所述风电机组的运行特性；建立风电场电气仿真模型，验证风电场是否具备低电压穿越能力；建立包括所述风电场电气仿真模型的区域电力系统仿真模型，校验风电场并网对电力系统安全稳定运行的影响。本发明提供了一种完整有效的验证风电场低电压穿越能力的方法，对于判定风电场是否满足并网要求，避免大规模风电脱网事故和保证电网安全稳定运行具有积极的意义，为我国风电并网认证体系的建立和完善奠定了基础。
Description
技术领域
本发明属于电力系统仿真与验证领域，具体涉及一种风电场低电压穿越能力仿真验证方法。
背景技术
近年来，在政策利好、技术进步的形势下，我国风电快速发展，其运行技术、调度管理、标准体系等水平均达到世界先进水平。目前，“三北”地区多个省区电网的风电跃居区域电网内第二大装机电源，风电的安全运行成为保证大电网安全运行的重要因素。2011年大风期间，部分网省风电运行安全问题集中爆发，“三北”地区多次发生大规模风机脱网事故，对电网安全稳定运行产生严重影响。对电网安全稳定运行影响最大的一次脱网事故损失出力达154万千瓦，电网频率最低降低至49.765Hz，越限5秒，330kV母线电压最低降至230.6kV，为额定电压的69.88%。经过多次事故调查分析发现，风电场运行中存在风机有功/无功不可控、不具备低/高电压穿越能力、动态无功支撑能力缺乏、无功设备响应速度不达标等安全隐患。在2011年数次事故中，风机因低电压脱网占58%，因高电压脱网占27%。
为此，国家相关管理规定及国家标准GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》均要求风电机组/风电场具备低电压穿越能力，且风电机组应通过有资质机构的测试，风电场应通过低电压穿越能力验证方可并网运行。风电大规模集中接入系统是我国风电发展中遇到的特殊问题，没有国际经验可以借鉴，因此针对我国风电发展实情，在已具备风电机组低电压穿越现场测试能力基础上，研究发明一种针对风电场低电压穿越能力仿真验证方法是必要的和亟须的。
发明内容
为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种风电场低电压穿越能力仿真验证方法，对于判定风电场是否满足并网要求，避免大规模风电脱网事故和保证电网安全稳定运行具有积极的意义，为我国风电并网认证体系的建立和完善奠定了基础。
为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：
一种风电场低电压穿越能力仿真验证方法，所述方法包括以下步骤：
步骤1：分析所述风电机组的运行特性；
步骤2：建立风电场电气仿真模型，验证风电场是否具备低电压穿越能力；
步骤3：建立包括所述风电场电气仿真模型的区域电力系统仿真模型，校验风电场并网对电力系统安全稳定运行的影响。
所述步骤1包括以下步骤：
步骤1-1：采集所述风电机组电气参数；
步骤1-2：根据验证过的风电机组电气仿真模型，分析所述风电机组运行特性。
所述风电机组电气参数包括风电机组基本信息、发电机参数、变流器参数、主控制系统参数和其他电气参数。
所述风电机组基本信息包括风电机组型号、额定功率、额定视在功率、额定电流、额定电压、轮毂高度和额定风速；所述发电机参数包括发电机型号、额定功率、额定视在功率、电压、频率和转子开路电压；所述变流器参数包括电网侧变流器额定功率、电机侧变流器额定功率、电网侧变流器额定视在功率、电机侧变流器额定视在功率、直流侧chopper类型、直流侧chopper型号、直流侧chopper电阻、直流侧chopper电阻阻值、直流侧chopper电阻容量、Crowbar类型、Crowbar型号、Crowbar电阻、Crowbar阻值和Crowbar容量；所述主控制系统参数包括控制系统的型号和控制特性；所述其他电气参数包括过压保护定值、低压保护定值、高频保护定值和低频保护定值。
所述步骤2包括以下步骤：
步骤2-1：采集所述风电场内生产类电气设备参数、电气拓扑结构信息、风电场所接入电网的等值阻抗和短路容量以及继电器保护参数；
步骤2-2：建立风电场电气仿真模型；
步骤2-3：分析所述风电场运行特性，通过故障仿真，验证风电场是否具备低电压穿越能力。
所述生产类电气设备参数包括箱式变压器参数、馈线系统参数、主变压器参数、无功补偿设备参数和风电场送出线路参数。
所述箱式变压器参数包括箱式变压器的型号、容量、电压分接头、接线组别、阻抗电压、短路损耗、空载损耗和空载电流；所述馈线系统参数包括每段馈线的长度、型号、额定电流、正序/负序/零序电阻、电抗和对地电容值；所述主变压器参数包括主变压器的型号、容量、电压分接头、接线组别、阻抗电压、短路损耗、空载损耗和空载电流；所述无功补偿设备参数包括风电场无功补偿设备的类型、感性/容性安装容量和实际可用容量、系统响应时间和保护定值；所述风电场送出线路参数包括风电场送出线路的线路长度、型号、额定电流、正序/负序/零序电阻、电抗和对地电容值。
所述继电器保护参数包括风电机组/风电场的过/欠压保护定值，过/欠频保护定值和风电场并网点/风电机组的短路保护定值。
所述步骤3包括以下步骤：
步骤3-1：建立包括所述风电场电气仿真模型的区域电力系统仿真模型；
步骤3-2：分析所述风电场和电网运行暂态稳定性，校验风电场低电压穿越能力；
步骤3-3：分析所述风电场并网对电力系统安全稳定运行的影响。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
1、GB/T 19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》中对风电场低电压穿越能力作了明确规定，并有相应的数据指标。本发明提供了一种完整有效的验证风电场低电压穿越能力的方法，对于判定风电场是否满足并网要求，避免大规模风电脱网事故和保证电网安全稳定运行具有积极的意义；
2、本发明提供的方法具有重要的实用价值，可准确对风电场低电压穿越能力给出全面评价，为我国风电并网认证体系的建立和完善奠定了基础；
3、本方法简单可靠，易执行，应用广泛。
附图说明
图1是本发明实施例中风电场低电压穿越能力仿真验证方法流程图；
图2是国家标准GB/T 19963-2011风电场低电压穿越要求示意图；
图3是待验证风电机组低电压保护设置示意图；
图4是风电机组运行特性校验仿真系统示意图；
图5是风机机端电压跌至0时机组暂态特性示意图；
图6是风机机端电压跌至0.7pu以下时机组暂态特性示意图；
图7是风机机端电压跌至0.7pu时机组暂态特性示意图；
图8是待验证风电场接线图；
图9是风电场并网点电压跌落至0时场内电压水平示意图；
图10是风电场并网点电压跌落至0时风机有功/无功出力示意图；
图11是风电场并网点不同电压跌落水平及相应风机机端电压示意图；
图12是风电场并网点不同电压跌落下风机有功/无功出力示意图；
图13是电网侧线路发生三相短路故障且主保护动作的风电场电压示意图；
图14是电网侧线路发生三相短路故障且主保护动作的风机有功/无功出力示意图；
图15是电网侧线路发生三相短路故障且后备保护动作的风电场电压示意图；
图16是电网侧线路发生三相短路故障且后备保护动作的风机有功/无功出力示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细说明。
如图1，一种风电场低电压穿越能力仿真验证方法，所述方法包括以下步骤：
步骤1：根据验证过的风电机组电气仿真模型，分析所述风电机组的运行特性；
步骤2：建立风电场电气仿真模型，验证风电场是否具备低电压穿越能力；
步骤3：建立包括所述风电场电气仿真模型的区域电力系统仿真模型，校验风电场并网对电力系统安全稳定运行的影响。
风电场采用不同的风电机组、不同的控制系统，其并网运行对电网所产生的影响也会有所不同。在充分了解所采用风电机组的稳态和动态特性的基础上，结合当地电网的网架结构特点，研究风电场并网运行对电网可能带来的影响以及相应的技术措施，对于确保风电场投运后的安全稳定运行有着极为重要的作用。
如图2，说明国家标准GB/T 19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》对风电场低电压穿越能力的要求。风电场并网点电压跌落至20%标称电压时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行625ms；风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90%时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行。对于三相、两相短路故障，考核电压为风电场并网点线电压；对于单相接地短路故障，考核电压为并网点相电压。对电力系统故障期间没有切出的风电场，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。
以下是本发明的一个优选实施案例。
1.根据验证过的风电机组电气仿真模型，分析所述风电机组的运行特性。
根据验证过的风电机组电气仿真模型和风电机组技术数据，对风电机组的并网运行特性进行研究确认。
（1）风电机组与箱式变压器主要参数；
某机型风机部分主要参数：额定功率2MW，发电机功率因数为1.0，保护等级IP54，定子（线）电压690V，频率50Hz，极数4，转子额定转速16.7rev/min，转速范围9-19rev/min，切入风速4m/s，切出风速25m/s，额定风速15m/s。
（2）风电机组低电压保护设置；
风电机组的低压保护设置如图3所示，超出曲线范围时风电机组将从电网上断开。
（3）机组特性仿真系统；
为了方便分析和描述典型故障下风电机组的动态特性，选取简单网络作为仿真系统，如图4所示。风电机组经箱式变压器、集电线路和升压变压器与无穷大电网相连，箱变高压侧为35kV，升压变压器高压侧为220kV，无穷大电源电压设为1.0pu。
（4）风电机组运行特性仿真：
（a）故障时风机机端电压跌落至0；
故障致使风机机端电压跌落至0时，机组运行暂态特性如图5。系统发生三相短路故障导致风电机组的机端电压由1.0pu跌至0，故障中，机组有功/无功出力均为零。由于风电机组具备低电压穿越能力，因此，如果三相短路故障在0.2s清除，风电机组在故障中和故障后均能够保持并网运行，风机有功/无功出力经过短暂振荡后恢复至稳定值，机端电压恢复至故障前的稳定水平。但如果三相短路故障超过0.2s清除，电压超出低压保护整定值，风机脱网。
（b）故障时风机机端电压跌落至0.7pu以下；
故障时风机机端电压跌落至0.7pu以下时，机组运行暂态特性如图6。系统发生三相短路故障导致风电机组的机端电压由1.0pu跌至0.69pu（通过调节故障点的接地电阻实现），故障中，风电机组发出的有功功率迅速减少。若三相短路故障在2.65s清除，风电机组在故障中和故障后均保持并网运行，机组的有功/无功出力经过短暂振荡后恢复至稳定值，机端电压恢复至故障前的稳定水平。但如果三相短路故障清除时间超过2.65s，电压超出低压保护整定值，风机脱网。
（c）故障时风机机端电压跌落至0.7pu；
故障期间风电机组的机端电压跌落至0.7pu时，机组运行暂态特性如图7。系统发生三相短路故障导致风电机组的机端电压由1.0pu跌至0.7pu（通过调节故障点的接地电阻实现），故障中，机组发出的有功功率迅速减少。如果故障在11s清除，风电机组在故障中和故障后均能保持并网运行，有功/无功出力经过短暂振荡恢复至稳定值，机端电压恢复到故障前的稳定水平。但如果三相短路故障清除时间超过11s，电压超出低压保护整定值，风机脱网。
2.建立风电场电气仿真模型，验证风电场是否具备低电压穿越能力；
根据风电场电气设备技术数据，在仿真程序DIgSILENT/PowerFactory中建立风电场仿真模型，仿真模拟风电场小功率输出（0.1Pn≤P≤0.3Pn）和满功率输出（1.0Pn）两种工况下，电网发生各种短路故障，并网点电压跌落至残余电压分别为90%Un，75%Un，50%Un和20%Un时风电场的低电压穿越能力实现情况，评价风电场能否实现国家标准GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》所要求的低电压穿越能力。
（1）风电场模型
图8为风电场仿真模型。风电场总装机容量249.3MW，安装58台850kW风机，100台2MW风机。风电场内风机机端电压为690V，经“一机一变（箱式变）”的单元接线方式升压至35/33kV，再经35/33kV场内集电线路汇集后接入风电场220kV升压站。升压站共安装3台主变，其中IA、IB、IC三条集电线路汇集58台850kW风机后接入#1主变，IID、IIE、IIF、IIG四条集电线路汇集50台2MW风机后接入#2主变，IIIH、IIII、IIIJ、IIIK四条集电线路汇集50台2MW风机后接入#3主变。风电场通过一回220kV送出线路与系统相连，线路长度为19km，导线型号为LGJ-300/40。
（2）风电场低电压穿越能力仿真验证
（a）短路故障导致风电场并网点电压跌至零的仿真分析
风电场并网点发生三相短路故障，0.19s故障清除。图9、图10给出了故障时风电场电压变化曲线以及场内部分风电机组的有功/无功出力变化曲线。风电场并网点的电压跌至0，场内风电机组机端电压迅速下跌，但均在0.15pu以上，短路故障清除后，风电场并网点电压和风机机端电压迅速恢复。
短路故障发生前风电场处于满发状态，风电机组的无功出力均为零。短路故障发生后有功出力跌落至接近零出力；由于机组本身的控制策略，故障中风电机组都能够发出无功功率。故障后风电机组的有功出力开始恢复，并能够在3s内恢复至故障前的水平，且无功出力迅速恢复到零。
风电场并网点电压因故障而跌至零时，场内所有风电机组不仅能保持并网运行至少0.2s，且能够在故障期间发出无功功率，支持风电场和电网的电压恢复，故障后风电机组的有功出力能够在3s内恢复至故障前的水平。
（b）短路故障导致风电场并网点电压其他跌落水平的仿真分析
根据图2中对风电场低电压穿越的要求，当系统故障导致风电场并网点电压跌至0.20pu、0.50pu、0.75pu和0.90pu时，风电场内所有风电机组应至少保持并网运行0.625s、1.21s、1.71s和2.0s。当并网点的电压在故障期间分别跌落至0.20pu、0.50pu、0.75pu和0.90pu时（通过调节故障点的接地电阻实现并网点电压不同跌落深度），图11给出了风电场并网点电压和部分风电机组机端电压的变化曲线。
当风电场并网点发生三相短路故障导致并网点电压跌至0.2pu时，风电机组机端电压在0.35pu以上，故障期间风电机组可以保持并网运行至少0.63s；当短路故障导致并网点电压跌落至0.5pu时，风电机组机端电压将在0.62pu以上，故障期间所有风电机组可保持至少1.22s；当短路故障导致风电场并网点电压跌至0.75pu时，风电机组机端电压将在0.8pu以上，故障期间风电机组可保持并网运行至少1.71s；当故障导致并网点电压跌落至0.9pu时，风电机组机端电压将在0.9pu以上，可保持并网运行至少2s。
图12为#101风机（2MW）在不同类型短路故障下的有功/无功功率变化曲线。短路故障发生时并网点电压跌幅越大，机组有功出力的跌幅也越大，故障清除后有功功率恢复至故障前水平所需要的时间也越长。当风电场并网点电压跌至0.2pu时，#101机组的有功出力将由2MW跌至0.32MW，故障清除后恢复至满发水平所需的时间约为1.5s；而当并网点电压跌至0.9pu时，#101风电机组的有功出力则由2MW跌至1.76MW，故障清除后恢复至满发水平所需的时间不超过0.5s。
正常运行方式下，#101风电机组的无功出力为零，短路故障发生后风电机组将发出一定的无功功率。当并网点电压在故障期间跌落至0.2pu时，风电机组在故障期间发出的无功功率约为0.77Mvar；当并网点电压跌至0.5pu时，风电机组可发出的无功功率为1.03Mvar；当并网点电压跌至0.9pu时，风电机组发出的无功功率非常小，约为0.07Mvar。
对风电场处于满发时并网点发生两相接地短路故障和单相短路故障及风电场处于低出力时的故障仿真分析从略。
结果表明，各类故障方式下，风电机组保持并网运行的时间都满足要求，在故障期间风电场能够实现低电压穿越。
3.建立包括所述风电场电气仿真模型的区域电力系统仿真模型，校验风电场并网对电力系统安全稳定运行的影响。
结合风电场实际接入系统情况及地区电网中其他风电场运行情况，仿真模拟风电场满发时，电网侧发生不同类型短路故障情况下，校验风电场能否实现低电压穿越及稳定运行；若包含风电场的电力系统稳定性存在问题，提出相应的措施和建议。
（1）线路发生三相短路故障
（a）线路主保护动作
风电场附近某线路发生三相短路故障，0.12s线路主保护动作，故障线路切除，风电场内电压、机组有功/无功出力的暂态过程如图13、图14所示。
当某线路发生三相短路故障时，风电场的并网点电压将跌至0.22pu，风电场升压站的35kV母线和33kV母线电压在0.30～0.50pu之间。风电场内各风电机组机端电压和有功出力大幅下跌，机端电压跌至0.30～0.60pu之间，有功出力接近零。故障发生后风电机组由正常运行时的有功/无功功率控制转为转子电流控制，使得风电机组能够发出无功功率，故障期间850kW风电机组发出的无功功率在0.30～0.50Mvar之间，2MW风电机组发出的无功功率在0.8～1.0Mvar之间。
0.12s主保护动作将该故障线路切除，风电场升压站电压和机组机端电压迅速恢复。故障后风电机组的有功出力可在2.5s内恢复到故障前的水平，有功恢复能力满足标准中关于“有功功率应该以至少10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值”的要求。故障清除后风电机组由转子电流控制转为有功/无功功率控制，无功出力降至零。
故障后，电网和风电场电压将迅速恢复至稳定水平；系统频率和常规机组转速经过短暂振荡后恢复到稳定值。
（b）线路后备保护动作
线路故障后第0.12s主保护未能正确动作，第0.62s后备保护动作将该故障线路切除。发生线路短路故障时，风电机组机端电压的跌落水平以及持续时间都在机组低压保护的允许范围之内，故障期间风电机组的低压保护不动作。短路故障的持续时间达到0.62s时，引起临近火电厂的机组发生大幅振荡，导致附近电网频率波动幅度较大，频率的振幅和持续时间都超出了风电机组的高频保护设定值（51Hz，0.2s），机组因高频保护动作而脱网；发生三相短路故障时，风电场升压站母线电压、风电机组机端电压及有功出力都大幅下跌，风电机组在故障中发出无功功率，为系统提供无功支持，如图15、图16所示。在后备保护动作将故障线路切除后，风电场升压站电压迅速恢复。
当线路发生三相短路故障，且由后备保护动作将该故障线路切除时，系统能够维持暂态稳定，但故障清除后风电场并网点和电网的电压有小幅波动。
（2）其他故障仿真
对关键线路发生两相短路故障、单相接地短路故障以及母线三相、两相、单相短路故障时的仿真从略。
4.风电场低电压穿越能力仿真验证结论。
（1）风电场满足国家标准GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》对低电压穿越能力的要求。
（2）风电场并网点电压在并网导则规定的电压轮廓线以下区域时，风电机组能够保持并网运行至少0.2s，且故障期间可发出无功功率，支持风电场和电网的电压恢复。
（3）风电场接入点附近的部分输电线路或母线发生短路故障，且主保护未能正确动作，需要后备保护动作将故障清除时，可能会出现因过频保护或高压保护动作导致风电场内风电机组全部或部分脱网的情况。
（4）系统故障中及故障后的过频和过压持续过程通常比较短暂，建议风电场和风机制造商在机组性能允许的前提下对风电机组的频率保护和过压保护的限值作适当的更改，放宽对频率和过压的要求。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (1)
1.一种风电场低电压穿越能力仿真验证方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：
步骤1：分析风电机组的运行特性；
步骤2：建立风电场电气仿真模型，验证风电场是否具备低电压穿越能力；
步骤3：建立包括所述风电场电气仿真模型的区域电力系统仿真模型，校验风电场并网对电力系统安全稳定运行的影响；
所述步骤1包括以下步骤：
步骤1-1：采集所述风电机组电气参数；
步骤1-2：根据验证过的风电机组电气仿真模型，分析所述风电机组运行特性；
所述风电机组电气参数包括风电机组基本信息、发电机参数、变流器参数、主控制系统参数和其他电气参数；
所述风电机组基本信息包括风电机组型号、额定功率、额定视在功率、额定电流、额定电压、轮毂高度和额定风速；所述发电机参数包括发电机型号、额定功率、额定视在功率、电压、频率和转子开路电压；所述变流器参数包括电网侧变流器额定功率、电机侧变流器额定功率、电网侧变流器额定视在功率、电机侧变流器额定视在功率、直流侧chopper类型、直流侧chopper型号、直流侧chopper电阻、直流侧chopper电阻阻值、直流侧chopper电阻容量、Crowbar类型、Crowbar型号、Crowbar电阻、Crowbar 阻值和Crowbar 容量；所述主控制系统参数包括控制系统的型号和控制特性；其他电气参数包括过压保护定值、低压保护定值、高频保护定值和低频保护定值；
所述步骤2包括以下步骤：
步骤2-1：采集所述风电场内生产类电气设备参数、电气拓扑结构信息、风电场所接入电网的等值阻抗和短路容量以及继电器保护参数；
步骤2-2：建立风电场电气仿真模型；
步骤2-3：分析所述风电场运行特性，通过故障仿真，验证风电场是否具备低电压穿越能力；
所述生产类电气设备参数包括箱式变压器参数、馈线系统参数、主变压器参数、无功补偿设备参数和风电场送出线路参数；
所述箱式变压器参数包括箱式变压器的型号、容量、电压分接头、接线组别、阻抗电压、短路损耗、空载损耗和空载电流；所述馈线系统参数包括每段馈线的长度、型号、额定电流、正序/负序/零序电阻、电抗和对地电容值；所述主变压器参数包括主变压器的型号、容量、电压分接头、接线组别、阻抗电压、短路损耗、空载损耗和空载电流；所述无功补偿设备参数包括风电场无功补偿设备的类型、感性/容性安装容量和实际可用容量、系统响应时间和保护定值；所述风电场送出线路参数包括风电场送出线路的线路长度、型号、额定电流、正序/负序/零序电阻、电抗和对地电容值；
所述继电器保护参数包括风电机组/风电场的过/欠压保护定值，过/欠频保护定值和风电场并网点/风电机组的短路保护定值；
所述步骤3包括以下步骤：
步骤3-1：建立包括所述风电场电气仿真模型的区域电力系统仿真模型；
步骤3-2：分析所述风电场和电网运行暂态稳定性，校验风电场低电压穿越能力；
步骤3-3：分析所述风电场并网对电力系统安全稳定运行的影响。
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