一起力率调整引起的光伏并网通道故障分析
2017-12-14岳付昌张永丰
邵 林,胡 弢,岳付昌,张永丰
(1.国网盐城供电公司电力调控中心,江苏 盐城 224005; 2.国网连云港供电公司,江苏 连云港 222000)
一起力率调整引起的光伏并网通道故障分析
邵 林1,胡 弢1,岳付昌2,张永丰1
(1.国网盐城供电公司电力调控中心,江苏 盐城 224005; 2.国网连云港供电公司,江苏 连云港 222000)
在电网负荷低位运行时,为确保电网力率合格,采取夜间断开光伏电站并网通道的方式降低系统受进无功。分析了该方式在实际电网运行中可能产生的负面影响,并结合具体电网事件进行分析,重点剖析了电厂直流系统失电的前后过程,并指出电网调控人员掌握光伏发电相关并网技术特点的必要性,并给出了防范此类事件的合理建议。
力率;直流系统;差动保护;光伏并网;防孤岛保护
随着新能源发电技术的不断推进,风力发电与光伏发电在苏北地区蓬勃发展。以盐城地区为例,截至2016年5月,风力发电装机容量达到了237.3万kVA,光伏发电装机容量达89万kVA,风电与光伏装机总容量占江苏省新能源装机总容量的35%。随着新能源发电的大量接入[1],电网运行人员需要明确新能源电厂的相关并网操作要求、继电保护配置及相关技术参数等。尤其应掌握对于光伏电站长时间失去交流厂用电后,站内直流系统的运行状况,以及对保护装置运行产生的影响。本文将结合实际生产实践中发生的一起案例进行分析。
1 事件背景及过程
1.1 事件发生背景
2016年2月江苏省盐城市某县电网发生一起光伏电站直流电源降低引起的电网事件。事件背景为,春节期间电网负荷低位运行,基于改善盐城电网局部力率不合格考量,将部分光伏并网线路在非发电时段转为热备用方式,以降低电网过剩无功,改善力率并防止电网局部电压过高。该光伏电站建于盐城东部某滩涂,因位置偏远,从节约成本出发,设计时未考虑配置专用10 kV备用外来电源。因此,在失去并网通道后,全站交流厂用电即失去,仅站内蓄电池组继续提供直流电源。
1.2 事件发生过程
2016年2月13日17:40将某光伏并网线路沿阳8K2线转为热备用运行(仅拉开系统侧开关);2016年2月14日6:30开始发令恢复,如图1所示。复役操作前发现系统侧沿海变压器发“沿阳8K2通道异常”信号,立即联系电厂侧对保护装置进行检查,电厂值班员检查发现光伏电站侧保护装置发“监控与保护系统通信异常”、“开入开出异常”、“差动保护退出”信号。
图1 电网结构示意图
考虑光伏并网线路,电厂侧距离、零序保护正常停用,仅启用线路光纤差动保护作为主保护,此时唯一主保护非正常状态,暂不考虑送电,即令电厂侧现场检查处理,并通知沿海变压器运维人员现场检查。2016年2月14日7:00沿海变压器现场检查汇报,该线路保护装置发“保护通道告警”、“保护装置呼唤”信号,无法手动复归,其他无异常,则确认光伏电站侧保护装置存在故障,即通知电厂侧先行启用沿阳8K2开关距离、零序保护。2016年2月14日7:03电厂值班员汇报现场无法手动复归,保护也无法正常启用,需联系厂家人员前来处理。2016年2月14日7:15电厂值班员汇报,直流蓄电池组停止放电致使站内监控系统全部失电,已无法进行任何开关分合、保护启停操作,至此光伏电站全厂失电。
此时,考虑优先恢复电厂所用电,需要立即给电厂送电,分析系统侧沿阳8K2开关距离、零序保护启用,在发生沿阳8K2线路故障时可靠动作,电厂侧开关因保护退出无法正常跳闸,即考虑采用先行送电,然后启用电厂侧距离、零序保护方式。2016年2月14日7:45发令恢复沿阳8K2线路并网通道,电厂侧恢复所用电。2016年2月14日7:46沿海变压器汇报这些信号自动复归。2016年2月14日7:55电厂侧值班员汇报,蓄电池组充电正常,保护装置信号已复归,差动保护已自行恢复投入,保护装置工作正常。
2 事件过程分析
2.1 保护装置故障分析
沿阳8K2线两侧保护装置为国电南自的PSL-621UD光纤电流差动保护。该保护装置具备通道自检功能,通道异常只有在自检信号不能正常收发后方报警发信,因此通道在此告警期间必然已退出。根据厂家设备的信号释义,“监控与保护系统通信异常”、“开入开出异常”表示同步采样存在问题,保护装置输入、输出量异常[2]。输入量异常主要指CPU模件与HMI模件的弱电开入,以及GOOSE通信开入不能正常接收,输出异常主要为GOOSE通信输出异常,即无法发出分合闸命令,事后检查为光纤收发信机通道异常;“差动保护退出”经判断应为硬件内部电源偏低、光纤通道异常,闭锁差动保护,交流回路采样有异常。
2.2 光伏电站直流系统分析
《继电保护规程》规定,220 V直流供电的保护装置其直流电压不应低于额定电压的85%。根据《电气工程直流系统设计技术规程》4.2.4事故放电情况下,蓄电池出口端电压应满足,专供控制负荷的直流系统,应不低于直流系统标称电压的85%。该光伏电站失去厂用变共计约13 h(2016年2月13日13日17:40至14日6:40),一般蓄电池组的放电时间在3~10 h。
厂用变压器交流失去时,该光伏电站直流电源直供负荷为不间断电源(UPS)、110 kV、20 kV各间隔及1号主变相关保护、控制、信号、测量二次回路、照明电源、通信电源等,除保护屏柜多配置一套负荷预测屏、一套防孤岛保护屏外,主体接线与常规110 kV变电站无太大差异。直流母线由一组直流蓄电池供电,采用单母线接线方式,具体见图2。至2016年2月14日7:00全所失电,此时端电压已下降至蓄电池组终止电压,为了防止蓄电池组过量放电,此时蓄电池组低电压保护启动,停止直流输出。
图2 光伏电站直流系统示意图
由理论分析可知,单个蓄电池的放电终止电压一般为1.8 V(正常设计时蓄电池放电的终止电压为标称电压的90%),标称电压为2 V,浮充电压为2.3 V。实际配置时考虑蓄电池个体电压降问题[3],一般配置102~108节,这里假定不存在单体蓄电池电压降问题,蓄电池个数理论计算考虑为100。直流合母此时终止电压为180 V,经过降压硅链(下降电压与二极管串联分接头的选择相关,这里考虑下降7 V)后,电压为173 V,相对保护装置额定电压220 V,降为78.6%。
根据现场实际测量,正常浮充电压为2.27 V,均充电压为2.33 V,现场蓄电池组由104只蓄电池构成,事故后实际测量电压平均为1.74 V,略低于理论值。现场降压硅链分接头压降选择为10 V,此时得出直流控母电压为:1.74×104-10=170.96(V),电压下降为额定电压220 V的77.7%,停止电源输出,全所失电。由此可知,实际情况与理论分析一致。
3 事件原因分析
3.1 电压降落
光伏电站在失去并网通道12 h后,直流系统电压下降是导致本次保护装置故障发信的主要原因。根据记录,恢复送电后沿海变保护装置相关信号约15 min后自行复归。
由于所用变带电后,站内交流二次电源得以恢复,UPS停止逆变供电,降低了直流母线的负载。充电模块在对直流母线充电期间,既对蓄电池进行均衡充电,又需对站内直流负荷进行供电。在经过一段时间的充电后,直流系统电压逐渐恢复正常,光纤收发信机电压恢复,保护装置工作电压恢复,相关开入开出量传输正常后,相关信号复归,最后差动保护自行投入。
3.2 未切除非重要负荷
失去并网通道后光伏电站值班员未切除非重要负荷以延长直流系统供电时间,事后与电厂值班员确认,在并网通道断开后,光伏电站侧未采取其他措施。相对常规变电站,光伏电站一次设备较少,而光伏逆变器、直流汇控箱等在正常工作时无需厂用电。因此,直流负荷相对常规变电站较少,直流供电时间相对较长,及时切除相关非重要负荷,可以延长直流系统供电时间,减缓直流电压下降速度,从而保障直流系统相关设备能够更长时间运行。
对于此次事件中的光伏电站,可以断开除110 kV进线开关保护及测控装置以外的保护、测控屏柜电源,包含防孤岛保护屏柜、功率预测屏柜等;全厂照明灯在线路热备用期间应全部关闭;停止对站内电能量计量系统的交流供电等。但需要注意,应在光伏并网线路转运行前,恢复设备供电。
3.3 调度水平待提升
调度运行人员并未第一时间送电,主要原因是考虑光伏电站侧无保护运行,存在供电孤岛的可能性。但实际运行情况下,光伏电站侧一般选装有防孤岛保护,同时光伏逆变器本身具备检测孤岛、过流与短路保护(可靠性待验证),并且光伏电站低压侧逆变器汇流开关均安装有线路保护装置。同时考虑该光伏属于大型光伏电站,根据《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》,公用电网继电保护装置必须保障公用电网故障时切除光伏电站,基于此,沿海变侧安装有安全稳定控制装置[4],确保在电网故障时可靠切除沿阳8K2开关。因此,无论在系统侧还是光伏侧都不存在发生孤岛的条件。综上所述,在检查一次设备无异常后,可以先行送电而不用等待光伏电站侧线路保护装置恢复正常。
调度运行人员,在光伏电站全厂失电后并未立即送电,期间间隔超过半小时,说明对光伏电站直流系统、保护配置缺乏全面理解,对风险的辨识与理解有待提升。
3.4 线路热备用的影响
线路热备用对于长线路而言,可以明显降低对系统的馈入无功。在系统因无功馈入过量造成力率不合格时,选择合适线路转热备用前,需要多重考量。
(1)一般在不影响系统供电可靠性的前提下,在力率不合格的近区电网选择合适线路;
(2)若线路选择必须降低局部系统可靠性,需根据负荷类型,进行综合权衡;
(3)在不影响厂用电的条件下,优先选择作为备用电源的线路,单线馈供线路需尽量考虑对侧厂用电不失去。
采用线路转热备用方式固然降低空载线路对主网的无功输送,但同时迫使光伏电站侧蓄电池组进行了一次深度放电,影响电池寿命。在春节期间,连续一周将沿阳8K2线路转热备用,由于光伏电站位于滩涂海边,地理位置偏远,没有外来低压备用电源,迫使其直流蓄电池每天进行一次深充与深放。考虑光伏电站侧直流蓄电池组采用阀控式铅酸蓄电池[5],此类蓄电池组在经常性深度充放过程中会加速蓄电池老化,降低其有效再化合能力。
为了解决此类问题,采取以下方法可以延长蓄电池的使用寿命[6]。
(1)架设低压外来电源,尽量确保不失去厂用交流电源;
(2)改善充电模块的充电控制方法[8],根据电池老化状况、使用频率、工作温度、水损耗等条件,灵活采取相适应的充电策略。
4 结语
大型光伏电站的投运必须在系统侧及电厂侧配置完善的继电保护及安全自动装置。本文分析了一起光伏电站长时间失去并网通道后引发的保护装置及直流系统失电故障,并剖析了此次故障发生的过程和原因。为了做好新能源并网的电网运行工作,电网调控运行人员应切实掌握光伏并网的相关保护及自动化运行机理,做好对新能源相关故障的快速反应和正确处理。同时,光伏电站应尽量配置低压外来电源作为并网通道失去后的厂用备用电源,可以有效防止此类事件的发生。
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AnalysisofaPhotovoltaicIntergrationChannelFaultCausedbyPowerFactorAdjustment
SHAO Lin1, HU Tao1, YUE Fuchang2, ZHANG Yongfeng1
(1.State Grid Yancheng Power Supply Company, Yancheng 224005, China; 2. State Grid Lianyungang Power Supply Company, Lianyungang 222000, China)
When power grid load operates at low level, in order to ensure the qualified rate of power factor, the measure of cutting off the grid-connected channel has been taken to decrease the reactive power absorbed by power grid. This paper analyzes the negative effects of the above scheme on the actual operation of power grid. Especially combined with a specific case, it analyzes the process before and after the power loss of the DC system, points out that it′s really necessary for power dispatchers to master the technical characteristics of PV integration, and presents some reasonable proposals, which can be taken to avoid such accidents.
power factor; DC system; differential protection; photovoltaic integration; anti-islanding protection
10.11973/dlyny201705021
邵 林(1987—),男,硕士,工程师,从事智能电网、微电网及新能源并网发电技术研究。
TM464;TM615
A
2095-1256(2017)05-0586-04
2017-08-16
(本文编辑:赵艳粉)