大规模风电机组脱网原因分析及对策Word文档下载推荐.docx
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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7150MW,海上850MW。
到2020年,海上风电装机达到10000MW”。
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kW,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800kWh/m2以上,年平均有效风能密度在150W/m2以上,有效风速时数在6000h以上,可开发风电装机容量在40GW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14GW,至2020年,超过20GW。
1.2酒泉基地特点
截止2011年6月底,风电并网容量达4135MW,在运风电机组2996台,机组平均容量1.38MW。
其中,1月至6月完成风电发电量35.1亿kWh;
全网风电场累计利用小时数924h。
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35kV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750kV敦煌变330kV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1min、5min、15min风电
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750kV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&
middot;
24”、“4&
3”、“4&
17”、“4&
25”事故分别导致598、400、702和1278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
2011年2月24日事故前,并入750kV敦煌变的桥西一场68台华锐风机并网运行,全场带出力9.60MW,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11s很快发展为三相短路,35B4开关过流保护Ⅰ段动作,60ms后开关动作跳闸,切除该馈线所带全部12台风机,损失出力1.80MW,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7.80MW[12]。
故障导致系统电压大幅跌落,750kV敦煌变330kV母线电压最低跌至267kV(0.735pu),其中低于0.8pu持续时间20ms,在此期间因机组不具备LVRT而脱网274台,共损失出力377.13MW。
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330kV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330kV母线电压瞬间达到365kV(1.11pu),最高达到380kV(1.15pu),750kV母线电压瞬间达到800kV,最高达到808kV。
网内部分风电机组台,共损失出力424.21MW。
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840.43MW,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11s,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330kV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1056.2MW,导致西北电网频率最低至49.765Hz,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2000MW,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1.5MW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。
750kV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35kV(10kV)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1~2h,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35kV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330kV电压发挥调压作用。
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35kV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。
35kV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52kV、15min,与规程规定42kV持续60min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kV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0.8pu以下时,需要不跳闸运行0.1~0.2s,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
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>
50V,则经过较长延时(如1.0s)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>
50V,经过较长延时(0.6s)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35kV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35kV母线kV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220kV及以上的输电主网,而我国220kV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0.1s,对于单相故障,经约1s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
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750kV长距离线路,充电功率大,750kV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750kV线路轻载运行,酒泉单台主变故障切除后750kV母线电压将上升超过800kV,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200MW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kV架空输电线路上,风电机组所发电能先通过数条LGJ-185/30的35kV架空线路输送至距330kV升压变电所围墙外约1km处,再分别通过多回YJV22-3×
150型电力电缆直埋敷设引至330kV升压变电所35kV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35kV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
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