一起力率調(diào)整引起的光伏并網(wǎng)通道故障分析

邵 林，胡 弢，岳付昌，張永豐

(1.國網(wǎng)鹽城供電公司電力調(diào)控中心，江蘇 鹽城 224005； 2.國網(wǎng)連云港供電公司，江蘇 連云港 222000)

一起力率調(diào)整引起的光伏并網(wǎng)通道故障分析

邵 林1，胡 弢1，岳付昌2，張永豐1

(1.國網(wǎng)鹽城供電公司電力調(diào)控中心，江蘇 鹽城 224005； 2.國網(wǎng)連云港供電公司，江蘇 連云港 222000)

在電網(wǎng)負荷低位運行時，為確保電網(wǎng)力率合格，采取夜間斷開光伏電站并網(wǎng)通道的方式降低系統(tǒng)受進無功。分析了該方式在實際電網(wǎng)運行中可能產(chǎn)生的負面影響，并結(jié)合具體電網(wǎng)事件進行分析，重點剖析了電廠直流系統(tǒng)失電的前后過程，并指出電網(wǎng)調(diào)控人員掌握光伏發(fā)電相關(guān)并網(wǎng)技術(shù)特點的必要性，并給出了防范此類事件的合理建議。

力率；直流系統(tǒng)；差動保護；光伏并網(wǎng)；防孤島保護

隨著新能源發(fā)電技術(shù)的不斷推進，風(fēng)力發(fā)電與光伏發(fā)電在蘇北地區(qū)蓬勃發(fā)展。以鹽城地區(qū)為例，截至2016年5月，風(fēng)力發(fā)電裝機容量達到了237.3萬kVA，光伏發(fā)電裝機容量達89萬kVA，風(fēng)電與光伏裝機總?cè)萘空冀K省新能源裝機總?cè)萘康?5%。隨著新能源發(fā)電的大量接入[1]，電網(wǎng)運行人員需要明確新能源電廠的相關(guān)并網(wǎng)操作要求、繼電保護配置及相關(guān)技術(shù)參數(shù)等。尤其應(yīng)掌握對于光伏電站長時間失去交流廠用電后，站內(nèi)直流系統(tǒng)的運行狀況，以及對保護裝置運行產(chǎn)生的影響。本文將結(jié)合實際生產(chǎn)實踐中發(fā)生的一起案例進行分析。

1 事件背景及過程

1.1 事件發(fā)生背景

2016年2月江蘇省鹽城市某縣電網(wǎng)發(fā)生一起光伏電站直流電源降低引起的電網(wǎng)事件。事件背景為，春節(jié)期間電網(wǎng)負荷低位運行，基于改善鹽城電網(wǎng)局部力率不合格考量，將部分光伏并網(wǎng)線路在非發(fā)電時段轉(zhuǎn)為熱備用方式，以降低電網(wǎng)過剩無功，改善力率并防止電網(wǎng)局部電壓過高。該光伏電站建于鹽城東部某灘涂，因位置偏遠，從節(jié)約成本出發(fā)，設(shè)計時未考慮配置專用10 kV備用外來電源。因此，在失去并網(wǎng)通道后，全站交流廠用電即失去，僅站內(nèi)蓄電池組繼續(xù)提供直流電源。

1.2 事件發(fā)生過程

2016年2月13日17:40將某光伏并網(wǎng)線路沿陽8K2線轉(zhuǎn)為熱備用運行(僅拉開系統(tǒng)側(cè)開關(guān))；2016年2月14日6:30開始發(fā)令恢復(fù)，如圖1所示。復(fù)役操作前發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)側(cè)沿海變壓器發(fā)“沿陽8K2通道異常”信號，立即聯(lián)系電廠側(cè)對保護裝置進行檢查，電廠值班員檢查發(fā)現(xiàn)光伏電站側(cè)保護裝置發(fā)“監(jiān)控與保護系統(tǒng)通信異常”、“開入開出異常”、“差動保護退出”信號。

圖1 電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖

考慮光伏并網(wǎng)線路，電廠側(cè)距離、零序保護正常停用，僅啟用線路光纖差動保護作為主保護，此時唯一主保護非正常狀態(tài)，暫不考慮送電，即令電廠側(cè)現(xiàn)場檢查處理，并通知沿海變壓器運維人員現(xiàn)場檢查。2016年2月14日7:00沿海變壓器現(xiàn)場檢查匯報，該線路保護裝置發(fā)“保護通道告警”、“保護裝置呼喚”信號，無法手動復(fù)歸，其他無異常，則確認光伏電站側(cè)保護裝置存在故障，即通知電廠側(cè)先行啟用沿陽8K2開關(guān)距離、零序保護。2016年2月14日7:03電廠值班員匯報現(xiàn)場無法手動復(fù)歸，保護也無法正常啟用，需聯(lián)系廠家人員前來處理。2016年2月14日7:15電廠值班員匯報，直流蓄電池組停止放電致使站內(nèi)監(jiān)控系統(tǒng)全部失電，已無法進行任何開關(guān)分合、保護啟停操作，至此光伏電站全廠失電。

此時，考慮優(yōu)先恢復(fù)電廠所用電，需要立即給電廠送電，分析系統(tǒng)側(cè)沿陽8K2開關(guān)距離、零序保護啟用，在發(fā)生沿陽8K2線路故障時可靠動作，電廠側(cè)開關(guān)因保護退出無法正常跳閘，即考慮采用先行送電，然后啟用電廠側(cè)距離、零序保護方式。2016年2月14日7:45發(fā)令恢復(fù)沿陽8K2線路并網(wǎng)通道，電廠側(cè)恢復(fù)所用電。2016年2月14日7:46沿海變壓器匯報這些信號自動復(fù)歸。2016年2月14日7:55電廠側(cè)值班員匯報，蓄電池組充電正常，保護裝置信號已復(fù)歸，差動保護已自行恢復(fù)投入，保護裝置工作正常。

2 事件過程分析

2.1 保護裝置故障分析

沿陽8K2線兩側(cè)保護裝置為國電南自的PSL-621UD光纖電流差動保護。該保護裝置具備通道自檢功能，通道異常只有在自檢信號不能正常收發(fā)后方報警發(fā)信，因此通道在此告警期間必然已退出。根據(jù)廠家設(shè)備的信號釋義，“監(jiān)控與保護系統(tǒng)通信異常”、“開入開出異常”表示同步采樣存在問題，保護裝置輸入、輸出量異常[2]。輸入量異常主要指CPU模件與HMI模件的弱電開入，以及GOOSE通信開入不能正常接收，輸出異常主要為GOOSE通信輸出異常，即無法發(fā)出分合閘命令，事后檢查為光纖收發(fā)信機通道異常；“差動保護退出”經(jīng)判斷應(yīng)為硬件內(nèi)部電源偏低、光纖通道異常，閉鎖差動保護，交流回路采樣有異常。

2.2 光伏電站直流系統(tǒng)分析

《繼電保護規(guī)程》規(guī)定，220 V直流供電的保護裝置其直流電壓不應(yīng)低于額定電壓的85%。根據(jù)《電氣工程直流系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)程》4.2.4事故放電情況下，蓄電池出口端電壓應(yīng)滿足，專供控制負荷的直流系統(tǒng)，應(yīng)不低于直流系統(tǒng)標(biāo)稱電壓的85%。該光伏電站失去廠用變共計約13 h(2016年2月13日13日17:40至14日6:40)，一般蓄電池組的放電時間在3～10 h。

廠用變壓器交流失去時，該光伏電站直流電源直供負荷為不間斷電源(UPS)、110 kV、20 kV各間隔及1號主變相關(guān)保護、控制、信號、測量二次回路、照明電源、通信電源等，除保護屏柜多配置一套負荷預(yù)測屏、一套防孤島保護屏外，主體接線與常規(guī)110 kV變電站無太大差異。直流母線由一組直流蓄電池供電，采用單母線接線方式，具體見圖2。至2016年2月14日7:00全所失電，此時端電壓已下降至蓄電池組終止電壓，為了防止蓄電池組過量放電，此時蓄電池組低電壓保護啟動，停止直流輸出。

圖2 光伏電站直流系統(tǒng)示意圖

由理論分析可知，單個蓄電池的放電終止電壓一般為1.8 V(正常設(shè)計時蓄電池放電的終止電壓為標(biāo)稱電壓的90%)，標(biāo)稱電壓為2 V，浮充電壓為2.3 V。實際配置時考慮蓄電池個體電壓降問題[3]，一般配置102～108節(jié)，這里假定不存在單體蓄電池電壓降問題，蓄電池個數(shù)理論計算考慮為100。直流合母此時終止電壓為180 V，經(jīng)過降壓硅鏈(下降電壓與二極管串聯(lián)分接頭的選擇相關(guān)，這里考慮下降7 V)后，電壓為173 V，相對保護裝置額定電壓220 V，降為78.6%。

根據(jù)現(xiàn)場實際測量，正常浮充電壓為2.27 V，均充電壓為2.33 V，現(xiàn)場蓄電池組由104只蓄電池構(gòu)成，事故后實際測量電壓平均為1.74 V，略低于理論值。現(xiàn)場降壓硅鏈分接頭壓降選擇為10 V，此時得出直流控母電壓為：1.74×104-10=170.96(V)，電壓下降為額定電壓220 V的77.7%，停止電源輸出，全所失電。由此可知，實際情況與理論分析一致。

3 事件原因分析

3.1 電壓降落

光伏電站在失去并網(wǎng)通道12 h后，直流系統(tǒng)電壓下降是導(dǎo)致本次保護裝置故障發(fā)信的主要原因。根據(jù)記錄，恢復(fù)送電后沿海變保護裝置相關(guān)信號約15 min后自行復(fù)歸。

由于所用變帶電后，站內(nèi)交流二次電源得以恢復(fù)，UPS停止逆變供電，降低了直流母線的負載。充電模塊在對直流母線充電期間，既對蓄電池進行均衡充電，又需對站內(nèi)直流負荷進行供電。在經(jīng)過一段時間的充電后，直流系統(tǒng)電壓逐漸恢復(fù)正常，光纖收發(fā)信機電壓恢復(fù)，保護裝置工作電壓恢復(fù)，相關(guān)開入開出量傳輸正常后，相關(guān)信號復(fù)歸，最后差動保護自行投入。

3.2 未切除非重要負荷

失去并網(wǎng)通道后光伏電站值班員未切除非重要負荷以延長直流系統(tǒng)供電時間，事后與電廠值班員確認，在并網(wǎng)通道斷開后，光伏電站側(cè)未采取其他措施。相對常規(guī)變電站，光伏電站一次設(shè)備較少，而光伏逆變器、直流匯控箱等在正常工作時無需廠用電。因此，直流負荷相對常規(guī)變電站較少，直流供電時間相對較長，及時切除相關(guān)非重要負荷，可以延長直流系統(tǒng)供電時間，減緩直流電壓下降速度，從而保障直流系統(tǒng)相關(guān)設(shè)備能夠更長時間運行。

對于此次事件中的光伏電站，可以斷開除110 kV進線開關(guān)保護及測控裝置以外的保護、測控屏柜電源，包含防孤島保護屏柜、功率預(yù)測屏柜等；全廠照明燈在線路熱備用期間應(yīng)全部關(guān)閉；停止對站內(nèi)電能量計量系統(tǒng)的交流供電等。但需要注意，應(yīng)在光伏并網(wǎng)線路轉(zhuǎn)運行前，恢復(fù)設(shè)備供電。

3.3 調(diào)度水平待提升

調(diào)度運行人員并未第一時間送電，主要原因是考慮光伏電站側(cè)無保護運行，存在供電孤島的可能性。但實際運行情況下，光伏電站側(cè)一般選裝有防孤島保護，同時光伏逆變器本身具備檢測孤島、過流與短路保護(可靠性待驗證)，并且光伏電站低壓側(cè)逆變器匯流開關(guān)均安裝有線路保護裝置。同時考慮該光伏屬于大型光伏電站，根據(jù)《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》，公用電網(wǎng)繼電保護裝置必須保障公用電網(wǎng)故障時切除光伏電站，基于此，沿海變側(cè)安裝有安全穩(wěn)定控制裝置[4]，確保在電網(wǎng)故障時可靠切除沿陽8K2開關(guān)。因此，無論在系統(tǒng)側(cè)還是光伏側(cè)都不存在發(fā)生孤島的條件。綜上所述，在檢查一次設(shè)備無異常后，可以先行送電而不用等待光伏電站側(cè)線路保護裝置恢復(fù)正常。

調(diào)度運行人員，在光伏電站全廠失電后并未立即送電，期間間隔超過半小時，說明對光伏電站直流系統(tǒng)、保護配置缺乏全面理解，對風(fēng)險的辨識與理解有待提升。

3.4 線路熱備用的影響

線路熱備用對于長線路而言，可以明顯降低對系統(tǒng)的饋入無功。在系統(tǒng)因無功饋入過量造成力率不合格時，選擇合適線路轉(zhuǎn)熱備用前，需要多重考量。

(1)一般在不影響系統(tǒng)供電可靠性的前提下，在力率不合格的近區(qū)電網(wǎng)選擇合適線路；

(2)若線路選擇必須降低局部系統(tǒng)可靠性，需根據(jù)負荷類型，進行綜合權(quán)衡；

(3)在不影響廠用電的條件下，優(yōu)先選擇作為備用電源的線路，單線饋供線路需盡量考慮對側(cè)廠用電不失去。

采用線路轉(zhuǎn)熱備用方式固然降低空載線路對主網(wǎng)的無功輸送，但同時迫使光伏電站側(cè)蓄電池組進行了一次深度放電，影響電池壽命。在春節(jié)期間，連續(xù)一周將沿陽8K2線路轉(zhuǎn)熱備用，由于光伏電站位于灘涂海邊，地理位置偏遠，沒有外來低壓備用電源，迫使其直流蓄電池每天進行一次深充與深放。考慮光伏電站側(cè)直流蓄電池組采用閥控式鉛酸蓄電池[5]，此類蓄電池組在經(jīng)常性深度充放過程中會加速蓄電池老化，降低其有效再化合能力。

為了解決此類問題，采取以下方法可以延長蓄電池的使用壽命[6]。

(1)架設(shè)低壓外來電源，盡量確保不失去廠用交流電源；

(2)改善充電模塊的充電控制方法[8]，根據(jù)電池老化狀況、使用頻率、工作溫度、水損耗等條件，靈活采取相適應(yīng)的充電策略。

4 結(jié)語

大型光伏電站的投運必須在系統(tǒng)側(cè)及電廠側(cè)配置完善的繼電保護及安全自動裝置。本文分析了一起光伏電站長時間失去并網(wǎng)通道后引發(fā)的保護裝置及直流系統(tǒng)失電故障，并剖析了此次故障發(fā)生的過程和原因。為了做好新能源并網(wǎng)的電網(wǎng)運行工作，電網(wǎng)調(diào)控運行人員應(yīng)切實掌握光伏并網(wǎng)的相關(guān)保護及自動化運行機理，做好對新能源相關(guān)故障的快速反應(yīng)和正確處理。同時，光伏電站應(yīng)盡量配置低壓外來電源作為并網(wǎng)通道失去后的廠用備用電源，可以有效防止此類事件的發(fā)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，碩士，工程師，從事智能電網(wǎng)、微電網(wǎng)及新能源并網(wǎng)發(fā)電技術(shù)研究。

TM464；TM615

A

2095-1256(2017)05-0586-04

2017-08-16

(本文編輯：趙艷粉)