& 国家风光储示范电站黑启动中风机启动失败原因及对策分析
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风光储电站地处偏远，一旦外部电网发生故障，将对电站内的正常安全生产和日常生活造成极大影响。风光储电站由于包含大规模的储能设备、双向变流设备和较为完备的功率控制系统，能够为电站黑启动提供基础。风光储示范电站具备黑启动能力对风光储公司、冀北电力公司乃至国家电网公司都具有重要意义。在此课题背景下，今天将为您介绍华北电力科学研究院有限责任公司胡应宏等撰写的论文《国家风光储示范电站黑启动中风机启动失败原因及对策分析》。(以下为本文主干内容，原文详见《电力自动化设备》2017年第37卷第2期)国家风光储示范电站黑启动中风机启动失败原因及对策分析Causeofgeneratorstartupfailureduringblack-startofnationalwind／photovoltaic／energy-storagepilotstationanditscountermeasure胡应宏，余志森，邓春，王劲松，李雨1永磁直驱风机及其启动过程永磁直驱风机的拓扑如下图所示。永磁直驱风机的拓扑结构某风机的预充电和配电回路如下图所示。永磁直驱风机的预充电和配电回路2风机参与黑启动试验分析在风光储电站进行黑启动过程中的电压、电流录波如下图所示，风机参与黑启动的过程如下。永磁直驱风机参与黑启动时的电压与电流a.零启升压过程中，电流经断路器1Q3、缓冲电阻接电容，断路器1Q7处于断开状态，变流器没有接入，电流中不含谐波电流。b.电压上升到变流器设置工作下限时，1Q7闭合，对变流器通过二极管不可控整流对直流电容充电。由于1Q7闭合，滤波电容上电压突然升高，导致无功电流突然变大，使得机端电压也有个跳变，具体波形如上图中椭圆部分所示。随着系统电压升高，充电电流变大，导致系统电压畸变，电流放大后的波形如下图所示。变流器接入后的电流波形c.中间电压变化是由于投电加热等负荷，导致电压降低、谐波电流变小。系统稳定后，电压恢复，谐波电流也恢复为稳态值。d.并网过程中，由于由不可控整流到可控整流没有软启动过程，导致冲击电流过大，使得储能变流器过流，从而跳闸。并网跳闸电流波形在可控整流之前，主要是无功电流，为了建立直流电压，需要吸收有功，所以在变为可控整流时，主要为有功电流，具体录波波形如下图所示，从波形可以看出可控整流前后相位的变化。风机跳闸时的系统电压、电流波形3风机参与黑启动的仿真分析与改进措施3.1仿真分析仿真系统为单机无穷大系统，系统电压为690V，风机为永磁直驱风机，容量为2MV·A。在22s时刻，风机端电压满足启动条件，合闸启动，但是在启动瞬间，由于缺少软启动过程，导致VF电源过流跳闸，得到的仿真波形如下图所示。风机参与黑启动的仿真波形3.2风机软启的改进措施及仿真验证对已有的直流电压软启策略进行修改，针对控制器参与以及初始化等造成的冲击电流，将启动的初始电压设置为低于可控整流电压，使得电流先流入系统，然后逐渐升高目标电压，由流入系统转为流入变流器，避免初始时刻的过冲。软启动初始时刻示意图如下图所示。软启动初始时刻示意图对提出的直流侧电压软启的策略进行仿真验证，仿真条件同3.1节，修改直流电压参考值，得到的仿真波形如下图所示。从图中可以看出，直流电压从低于整流电压值逐渐增大；该过程没有冲击电流，直流电压也没有异常，很好地实现了变流器的软启动。风机软启动过程中的仿真波形4结论本文对永磁直驱风机参与风光储电站的黑启动过程进行了分析，风机变流器直流侧电压缺少软启动过程导致风机启动失败，提出了风机参与黑启动过程的修改方法，并对方法进行了仿真验证，主要结论如下：对试验过程进行了分析，指出风机在黑启动过程中存在启动冲击电流的问题，需要进一步对风机的启动过程进行优化；提出了风机软启动的控制策略，将直流母线的目标电压设置为低于整流电压值，然后再逐渐提高直流母线的目标电压，避免了风机启动过程中的冲击电流，解决了风机的软启动过流问题。（日 摘于 中国储能网）
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*详细原因：SL风电机组有功、无功调节
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SL风电机组有功、无功调节
机组有功、无功调节系统描述
SL风电机组有功、无功调节是通过一套风电场功率控制系统来实现，该系统主要分为风电场的有功功率调节和无功功率调节两大部分。系统具备接收外部第三方控制指令的能力，包括有功功率和无功功率调节指令。
5-1风电机组有功功率调节
风场的有功功率调节模块提供DA2.0规范的OPC接口或ModbusTCP/IP协议供外部访问，用来自动接收电网的调度指令，同时系统也提供手动设定功能，风场调度人员可以手动调节风场的有功出力。系统在接收到风场的限功率值后，统计分析风场当前各台风机的有功功率输出情况，并调节各台风机的有功出力。风电场现场实验的调节效果满足并网要求。
风电机组有功功率调节步骤：
1）接收电网调度中心下发的风电场有功出力限制值或人工输入功率限值；
2）统计并分析当前风电场的实际有功出力情况，并与功率限制值进行比较，如果高于有功限制值，则根据每台风机当前的有功功率出力情况，下发风机限功率指令，否则不进行处理；
3）对风机下发限功率指令时，要根据电网有功功率变化的允许范围要求进行限功率，即分时对风机进行限功率，分时长度根据具体风场的装机容量而定；
4）对风机进行限功率运行时，需要根据单台风机的装机容量，来制定每台风机的有功功率输出范围，在对风机进行限功率运行时，限功率的限制值不能超过风机正常运行的限值。
5-2风电机组无功功率调节
无功功率调节模块和风电场的无功功率补偿装置配合，辅助风电场控制并网点的电压。无功调节模块通过接收第三方无功输出指令，分时对风机进行无功调节。
风电机组无功功率调节步骤：
1）接收第三方的风机无功功率输出设定值或人工输入风场无功输出值；
2）统计并分析当前风电场的无功出力情况，并与无功功率设定值进行比较，根据每台风机当前的无功出力情况，下发风机的无功功率出力指令；
3）按照调度部门规定的最大电压浮动变化量要求，分时对风机下发无功出力指令，并且实时监测单台风机出口侧的电压值，防止电压过低或过高导致风机停机。
SL3000系列机组由于配置了大容量功率变频器，所以能够在稳态运行和电网故障运行时均能输出远大于全功率变换机组的无功功率。
在电网稳态运行时，控制系统可增加变频器励磁电流，提高机组无功功率输出，最大可达机组额定容量的50%（非额定情况下）。在额定情况下，SL3000系列机组可实现0.9感性~0.9容性之间变化。
在电网故障时（机组低电压穿越期间），控制系统可根据机端电压自动调节向电网补偿的无功功率。
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风电并网对电网的影响
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:风电场出力的主要特点是随机性、间歇性及不可控性，主要随风俗变化。因此，运行给电网带来诸多不利影响。随着风电场的容量越来越大，对系统的影响也越来越明显，研究风电并网对系统的影响已成为重要课题，本文将就风电并网研究中的一些问题进行浅述。1、主要形式分析风电并网的影响，首先要考虑风力发电机类型的不同。不同风电机组工作原理、数学模型都不相同，因此，分析方法也有差异。目前国内风电场选用机组主要有3种：1.1异步风力发电机目前是我国主力机型，国内已运行风电场大部分机组是异步风力发电机。主要特点是结构简单，运行可靠，此种发电机为定速恒频机组，运行中转速基本不变，风力发电机组运行在风能转换最佳状态下的机率比较小，因而，发电能力比新型机组低。同时，运行中需要从电力系统中吸收无功功率。为满足电网对风电场功率因素的要求，采用在机端并联补偿电容器的方法，其补偿策略是异步发电机配有若干组固定容量电容器。由于风速大小随机变化，驱动异步发电机的风机不可能经常在额定风速下运转。1.2双馈异步风力发电机兆瓦级风力发电机普遍采用双馈异步发电机形式，是目前世界主力机型，该机型称为变速恒频发电系统。由于风力机变速运行，其运行速度能在一个较宽的范围内调节，使风机风能利用系数Cp得到优化，获得高的系统效率;可以实现发电机较平滑的电功率输出;与电网连接简单，发电机本身不需要另外附加的无功补偿设备，可实现功率因素一定范围内的调节，例如从0.95领先到0.95滞后范围内，因而具有调节无功功率出力的能力。1.3直驱式交流永磁同步发电机从大型风电机组实际运行经验中，齿轮箱是故障率较高部件。采用无齿轮箱结构则避免了这种故障的出现，可以大大提高风电机组的可利用率、可靠性，降低风电机组载荷，提高风力机组寿命。该机组采用直接驱动永磁式同步发电机，全部功率经A-D-A变换，接入电力系统并网运行。与其他机型比较，需考虑谐波治理问题。2、风电并网对电网影响分析方法由于风速变化是随机的，因此风电场出力也是随机的，风电本身这种特点使其容量可信度低，给电网有功、无功平衡调度带来困难。在风电容量比较高的电网中，可能产生电能质量问题，例如电压波动和闪变、频率偏差，谐波问题等。更重要的是，需分析稳定性问题，系统静态稳定、动态稳定、暂态稳定、电压稳定等。当然，相同装机容量的风电场在不同接入点对电网的影响是不同的，在短路容量大的接入点对系统影响小，反之，影响大。定量分析风电场对电网运行的影响，要从稳态和动态两方面进行分析。稳态分析，就是对含风电场的电力系统进行潮流计算。在稳态潮流分析中，风电场高压母线不能简单视为PQ节点或PU节点。含风电场电力系统对平衡节点的有功、无功平衡能力提出更高要求，要分析含风电场电网在电网大、小运行方式下，是否满足系统的安全稳定运行的各种约束。动态分析过程，一般采用仿真的方法，要考虑异步发动机、双馈异步发动机等不同发电机的模型以及风速、风机、桨距调节等环节，用仿真程序PSS/E、PSCAD、PSASP等进行分析，分析的关键是各种风力发电机模型的选用。分析风电并网对电网影响，还需考虑风电场无功问题。风电场无功消耗包括：异步发动机消耗;风机出口出口升压变压器;风电场升压站主变压器消耗等，如有必要，可采用动态电压控制设备。目前风电的容量可信度常用的有两种评价方法：一种是计算含风电系统的可靠性指标，在保证系统可靠性不变的前提下，风电能够替代的常规发电机组容量即为其容量可信度，这种方法适合于系统的规划阶段;一种方法是时间序列仿真，选择合适的时间段作为研究对象，通过计算风电场的容量系数(风电场实际出力与理论发电量的比值)来估算容量可信度，在负荷高峰时段，可以认为容量系数等于容量可信度，该方法适用于为系统的运行提供决策支持。3、风电并网对电网影响通过上述分析方法，风电并网对电网影响主要表现为以下几方面：3.1电压闪变风力发电机组大多采用软并网方式，但是在启动时仍然会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时，风机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风机几乎同时动作，这种冲击对配电网的影响十分明显。不但如此，风速的变化和风机的塔影效应都会导致风机出力的波动，而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内(低于25Hz)，因此，风机在正常运行时也会给电网带来闪变问题，影响电能质量。已有的研究成果表明，闪变对并网点的短路电流水平和电网的阻抗比(也有说是阻抗角)十分敏感。3.2谐波污染风电给系统带来谐波的途径主要有两种：一种是风力发电机本身配备的电力电子装置，可能带来谐波问题。对于直接和电网相连的恒速风力发电机，软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连，因此会产生一定的谐波，不过因为过程很短，发生的次数也不多，通常可以忽略。但是对于变速风力发电机则不然，因为变速风力发电机通过整流和逆变装置接入系统，如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内，则会产生很严重的谐波问题，不过随着电力电子器件的不断改进，这一问题也在逐步得到解决。另一种是风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振，在实际运行中，曾经观测到在风电场出口变压器的低压侧产生大量谐波的现象。与电压闪变问题相比，风电并网带来的谐波问题不是很严重。3.3电压稳定性大型风电场及其周围地区，常常会有电压波动大的情况。主要是因为以下三种情况。风力发电机组启动时仍然会产生较大的冲击电流。单台风力发电机组并网对电网电压的冲击相对较小，但并网过程至少持续一段时间后(约为几十秒)才基本消失，多台风力发电机组同时直接并网会造成电网电压骤降。因此多台风力发电机组的并网需分组进行，且要有一定的间隔时间。当风速超过切出风速或发生故障时，风力发电机会从额定出力状态自动退出并网状态，风力发电机组的脱网会产生电网电压的突降，而机端较多的电容补偿由于抬高了脱网前风电场的运行电压，从而引起了更大的电网电压的下降。风电场风速条件变化也将引起风电场及其附近的电压波动。比如当风场平均风速加大，输入系统的有功功率增加，风电场母线电压开始有所降低，然后升高。这是因为当风场输入功率较小时，输入有功功率引起的电压升数值小，而吸收无功功率引起的电压降大;当风场输入功率增大时，输入有功引起的电压升数值增加较大，而吸收无功功率引起的电压降增加较小。如果考虑机端电容补偿，则风电场的电压增加。特别的，当风电场与系统间等值阻抗较大时，由于风速变动引起的电压波动现象更为明显。研究发现，使用电力电子转换装置的风力发电机，能够减少电压波动，比如并网时风电场机端若能提供瞬时无功，则启动电流也大大减小，对地方电网的冲击将大大减轻。值得一提的是，如果采用异步发电机作为风力发电机，除非采取必要的预防措施，如动态无功补偿、加固网络或者采用HVDC连接，否则当网络中某处发生三相接地故障时，将有可能导致全网的电压崩溃。3.4无功控制、有功调度大型风电场的风力发电机几乎都是异步发电机，在其并网运行时需从电力系统中吸收大量无功功率，增加电网的无功负担，有可能导致小型电网的电压失稳。因此风力发电机端往往配备有电容器组，进行无功补偿，从而提高电网运行质量及降低成本。双馈型变速恒频风力发电机对这一系列问题有很好地解决作用，由于添加了控制环节，它具有了以下优良特性：1)可以实现对无功功率的控制--双馈发电机在实现电压控制的同时还可以从电网中吸收无功功率或是为电网提供无功补偿。2)可以通过对转子励磁电流的独立控制实现了有功和无功功率的解耦控制。具体原理是，双馈发电机在转子侧的变频器通过转子电流d轴分量实现对转子转速和力矩的控制，无功和励磁则是通过转子电流的q轴分量来控制的。同时，电网侧的变频器也以类似的方式工作，d轴分量通过直流电压媒介电路控制有功功率，实现转子侧与电网侧变频器之间的有功交换。3、结语随着风电的高速发展，对风电并网的研究会越来越重要。影响风电并网的技术障碍包括缺少风电场规划、风力发电机和风电场模型的模拟软件、风电场输出预测等。建议通过硬件建设，改进电网负荷平衡能力;通过软件建设，提高电网的调度能力和水平;制订严格的风电入网标准，促进风机制造技术的进步;提高风电短期预测技术能力和水平。
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