[发明专利]提高集群风电场联络线重合闸成功率的方法

说明书

技术领域

本发明涉及风力发电技术领域，是一种提高集群风电场联络线重合闸成功率的方法。

背景技术

大规模风电集中接入电网，对继电保护整定及重合闸策略提出了新的要求。按照我国千万千瓦级风电基地的开发模式来看，风电场以集群方式逐级接入系统，风电出力在电网中占得比重越来越大，原系统中用来调峰的电源容量很难满足集群风电场所需调峰能力的要求。电网故障时，若大规模风电场同时退出运行，将造成系统有功缺额，影响系统稳定运行。

目前集群风电场联络线重合闸配置如下：

目前集群风电场联络线重合闸配置不考虑风电的运行特性及其影响，按以下2种方式配置：①按常规双端电源线路的重合闸进行配置（综合重合闸），当风电场联络线发生两相短路故障、两相接地故障或三相故障时，断路器跳三相，系统侧采用检无压先重合，0.7s后风电场侧采用检同期重合；也有专家提出系统侧采用“检线路无压”、风电场侧采用“检线路有压母线无压”的重合方式。②不投重合闸或采用单相重合闸。当风电场联络线发生两相短路故障、两相接地故障或三相故障时，断路器跳三相，不重合，待故障消除后，再按风电并网规程将风机并网。

目前集群风电场联络线重合闸配置存在的不足：

若采用第一种重合方式，如图1所示，当集群风电场联络线f点发生两相故障，纵联保护动作，联络线两侧的断路器跳三相后，将集群风电场与电网完全隔离，集群风电场失去背侧电源。对于双馈风电机组，目前主要控制方式为采用矢量控制，通过控制风电机组的双向变频器与系统交换的转差功率，实现变频器对整个双馈风电机组的有功、无功功率的解耦控制；对于直驱风电机组，通过网侧变流器调节网侧的d轴和q轴电流，以保持直流侧电压稳定，实现有功功率和无功功率的解耦控制；不论是双馈风电机组还是直驱风电机组采用的控制方式，风电机组的转子转速与系统频率完全解耦，不参与系统调峰。当集群风电场与电网完全隔离时，集群风电场将带负荷孤岛运行，风电出力的波动性及负荷的波动性极易导致风电机组的高、低频保护动作切机。只有当集群风电场出力正好与负荷匹配，才有可能维持孤岛运行，而这显然是一个极不稳定的平衡点。当集群风电场机组类型为具备低电压穿越能力的双馈风电机组时，当风电场联络线f点发生两相故障时，由于撬棒保护动作时间很短(μs级)，撬棒保护先动作，然后风电场联络线的纵联差动保护再动作，断路器跳三相，将集群风电场与电网完全隔离。撬棒保护动作后的DFIG进入异步运行状态。根据异步电动机运行特性，要维持当前运行状态，需电网向机组提供无功功率（为机端电压，为机端电压超前机组等值电路阻抗的角度，为DFIG等值电路阻抗），由于此时集群风电场与电网已完全隔离，电网不能向集群风电场提供无功功率，所以当集群风电场与电网已完全隔离后，具备低电压穿越能力风电场也不能带负荷孤岛运行。综上所述，集群风电场联络线发生两相故障时，无论集群风电场采用何种风电机组类、是否具备低电压穿越能力，集群风电场都很难保持带负荷稳定运行。若采用第一种重合方式，由于风电场失去了背侧电源，风电场侧重合闸无法满足“检同期”条件，导致重合不成功。

若采用第二种重合方式，如图1所示，当集群风电场联络f点发生两相故障，断路器跳三相、不重合，待故障排除，调度发出合闸命令后，才能重合。这种断路器跳三相、不重合的方法，故障排除时间长，同样会出现集群风电场带负荷孤岛运行的情况，最终导致风电场群整体退出运行，既降低了风电场的效益，还会对系统造成有功缺额，导致系统频率下降。集群接入的风电规模越大、故障排除时间越长，情况会越严重，甚至会导致系统崩溃。

据调查，一个一类风区装机容量为50MW的单个风电场，年发电量大约为一亿五千万千瓦·时，当风电场联络线发生两相短路故障、两相接地故障时，若采用以上两种重合闸配置方式，风电场解列转入热备用状态。在确定故障位置、进行故障处理后24小时内汇报调度，检查无误后方可送电。对于风电送出线较长的线路，故障定位、故障处理、检查核实、送电整个过程需要的时间较长，至少需要48小时，风电场将损失大约820000千瓦·时的送出电量。集群风电场的损失电量更大，同时还会导致系统有功缺额，造成系统频率下降，增加系统其他电源的调峰深度，大规模风电脱网还会导致系统崩溃。