1 范围
本文件规定了构网型风电场的并网技术要求,描述了测试与评价方法。
本文件适用于通过110(66)kV 及以上电压等级线路与电力系统连接的构网型风电场的建设、生产和运行,对于通过其他电压等级与电力系统连接的构网型风电场,参照执行。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中,注日期的引用文件,仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 19963.1 风电场接入电力系统技术规定 第1部分:陆上风电
GB/T 19963.2 风电场接入电力系统技术规定 第2部分:海上风电
GB/T 42599 风能发电系统 电气仿真模型验证
GB/T 44117 电化学储能电站模型参数测试规程
GB/T 47968 构网型变流器通用技术规范
GB/T 48211 电化学储能构网型变流器技术规范
NB/T 10316 风电场动态无功补偿装置并网性能测试规范
NB/T 10651 风电场阻抗特性评估技术规范
NB/T 11578 风电场并网性能测试规程
NB/T 31053 风电机组电气仿真模型验证规程
NB/T 31078 风电场并网性能评价方法
3 术语和定义
GB/T 19963.1、GB/T 19963.2界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
构网型风电场 grid-forming wind farm
具备自主构建并维持并网点电压和频率的能力,能够提升并网点电网强度的风电场。
3.2
构网型风力发电机组 grid-forming wind turbine
自主构建并维持内电势电压和频率,以电压源特性运行的风力发电机组。
3.3
构网型风电场相角跳变响应 phase jump response of grid-forming wind farm
构网型风电场在电网电压相角发生突变时的响应特性。
4 技术要求
4.1 基本要求
4.1.1 构网型风电场应通过配置一定容量的构网型风力发电机组、构网型储能或构网型动态无功补偿装置等构网型设备,以提升并网点电网强度,构网型设备的容量配置和接入方式应结合所接入电网实际情况通过专题研究确定。
4.1.2 电化学储能构网型变流器应符合 GB/T 48211的要求,构网型全功率风电机组并网变流器应符合 GB/T 47968的要求。
4.1.3 构网型风电场的功率控制、功率预测、无功容量、电能质量、仿真模型和参数、二次系统等技术要求应符合 GB/T 19963.1或 GB/T 19963.2的相关规定。
4.2 惯量响应和阻尼特性
4.2.1 构网型风电场应具备惯量响应特性,惯量响应特性不应存在动作死区
4.2.2 构网型风电场等效惯性时间常数宜在 2 s~12 s 范围内设置,具体可根据电力系统实际情况确定。
4.2.3 构网型风电场惯量响应滞后时间应不大于100 ms,滞后时间指标说明见附录 A。
4.2.4 构网型风电场应具备阻尼特性,等效阻尼系数应 与 等效惯性时间常数相协调,阻尼比应不小于0.1,阻尼比计算方法见附录 B。
4.3 一次调频
4.3.1 一次调频的死区可根据电力系统实际情况确定,宜设定为±(0.03~0.1) Hz。 。当电力系统频率偏差超过死区范围,构网型风电场有功功率大于20% PN 时,风电场应具备参与电力系统一次调频的能力,一次调频有功功率变化量 DeltaP
t 应满足公式(1)。
DeltaPt = - Kf × (Deltaf - fd)/(fN) timesPN(1)
式中:
DeltaP ——— 风电场有功功率变化量,单位为兆瓦(MW);
Kf 有功调频系数;
Deltaf 电力系统频率偏差,单位为赫兹 (Hz)
fd 次调频死区,当 Deltaf > 0 时, fd 取正值;当 Deltaf<0 时, fd 取负值,单位为赫兹(Hz);
fN 电力系统额定频率,单位为赫兹(Hz);
PN 风电场装机容量,单位为兆瓦(MW)。
4.3.2 有功调频系数 K f 宜设置为 10~50 ,具体可根据电力系统实际情况确定。
4.3.3 当电力系统频率大于 50 Hz时,构网型风电场应减小有功输出,减少功率的最大幅度宜为20% PN ,具体可根据电力系统实际情况确定。
4.3.4 当电力系统频率小于 50 Hz时,构网型风电场应增加有功输出,增加功率的最大幅度宜为10% PN ,具体可根据电力系统实际情况确定。
4.3.5 一次调频滞后时间应不大于400 ms,上升时间应不大于9 s,调节时间应不大于15 s,有功功率调节允许偏差应不超过±1% PN
4.4 相角跳变响应
4.4.1 构网型风电场应具备耐受电网相角跳变能力,在并网点电压相角跳变不超过 ±60° 时应不脱网连续运行。
4.4.2 构网型风电场在并网点电压相角跳变不超过 ±30° 时,应能根据并网点相角变化自发响应有功功率,构网型风电场相角跳变响应满足以下要求:
a) 当并网点电压相角发生正向跳变时,风电场应减少向电网注入的有功功率;
b) 当并网点电压相角发生负向跳变时,风电场应增加向电网注入的有功功率;
c) 电压相角发生跳变时,风电场有功功率响应滞后时间应不大于5 ms。
4.5 电压控制
4.5.1 构网型风电场应具备多种无功控制模式,包括无功-电压下垂、定电压、定无功功率和定功率因数等控制模式,控制模式应能根据电力系统实际需要灵活调整,具备根据运行需要在线切换控制模式的能力。
4.5.2 构网型风电场采用无功-电压下垂控制模式时,满足以下要求:
a) 当并网点电压偏差超过死区范围时,无功-电压下垂控制无功功率变化量 DeltaQe 应满足公式(2);
DeltaQe = - KU × (DeltaU - Ud)/(UN) timesPN (2)
式中:
DeltaQ 风电场并网点输出无功功率变化量,单位为兆乏(Mvar);
KU 风电场无功调压系数;
DeltaU 风电场并网点电压实际值与设定值的差,单位为千伏 (kV)
Ud 风电场无功-电压下垂控制的电压死区,当 DeltaU>0 时, Ud 取正值;当 DeltaU < 0 时, Ud 取负值,单位为千伏 (kV) ;
UN 风电场并网点标称电压,单位为千伏(kV)。
b) 无功调压系数 KU 宜设置为0~12.5,具体可根据电力系统实际情况确定;
c) 风电场无功功率滞后时间应不超过10 ms,调节偏差应不超过装机容量的±1%;
d) 电压死区宜设定为 1 ±(0% UN ∼2% UN) ,具体可根据电力系统实际情况确定。
4.5.3 构网型风电场的电压控制目标、主变选择、自动电压控制等技术要求应符合 GB/T 19963.1或GB/T 19963.2的相关规定。
4.6 电网暂态电压响应
4.6.1 构网型风电场在电网电压发生突变时,场站内构网型设备在电网暂态电压响应过程中的等效暂态阻抗满足以下要求:
a) 风电场内构网型风力发电机组输出端正序等效暂态阻抗标称值应不大于0.3 pu,正序等效暂态阻抗最大值应不大于0.8 pu;
b) 构网型电化学储能变流器的等效暂态阻抗应符合 GB/T 48211的相关要求。
注1:等效暂态阻抗是指在电网电压扰动过程中,构网型设备在保持内电势不变条件下对外呈现的工频内阻抗。
注2:等效暂态阻抗标称值是指构网型设备在输出电流未限流条件下,维持恒定不变的等效暂态阻抗。
注3:等效暂态阻抗最大值是指构网型设备在输出电流限流条件下的最大等效暂态阻抗。
4.6.2 低电压响应
当构网型风电场并网点电压在图1所示的阴影区域内时,风电场内的风力发电机组、储能、动态无功补偿装置应不脱网连续运行。构网型风电场低电压响应特性满足以下要求:
a) 在风电场并网点电压跌至80% UN 及以上时,输出有功功率应结合风速情况执行电力系统调度机构指令,若无调度指令,输出实际风况对应的有功功率;
b) 在风电场并网点电压跌至0% UN∼80 % UN 时,风电场的最大输出电流能力应不低于额定电流的1.5倍;
c) 在风电场并网点电压跌至0% UN∼80 % UN 时,风电场应具有动态无功支撑能力,动态支撑电流的滞后时间应不大于10ms;
d) 风电场并网点电压恢复过程中产生的暂态过电压应不超过 140% UN
e) 故障清除后风电场有功功率应在1 s内恢复至实际风况对应输出功率的90%以上。
4.6.3 高电压响应
当构网型风电场并网点电压在图2所示的阴影区域内时,风电场内的风力发电机组、储能、动态无功补偿装置应不脱网连续运行。构网型风电场高电压响应特性满足以下要求:
a) 风电场在并网点电压升高期间,应具备有功调节能力,输出有功功率应结合风速情况执行电力系统调度机构指令,若无调度指令,输出实际风况对应的有功功率;
b) 在风电场并网点电压上升至110% JN∼140 % UN 时,风电场应具有动态无功支撑能力,动态支撑电流的滞后时间应不大于10 ms。
4.6.4 连续低-高电压响应
构网型风电场的低-高电压响应特性满足如下要求(见图3):
a) 风电场自低电压阶段快速过渡至高电压阶段,风电场并网点电压在阴影所示轮廓线内,风电场内的风力发电机组、储能、动态无功补偿装置应保证不脱网连续运行;
b) 风电场应具备至少连续两次低电压-高电压耐受能力;
c) 在并网点电压连续跌落和升高期间,风电场应具有动态无功支撑能力;
d) 低压阶段时间 Deltat1 过渡阶段时间 Deltat2 高压阶段时间 Deltat3 以及两次连续低-高电压响应时间间隔等,应根据电力系统实际需要通过专题研究确定。
4.7 宽频阻抗特性
构网型风电场在1 Hz~45 Hz和55 Hz~2000 Hz频率范围内的宽频阻抗实部宜为正值,具体根据风电场并网宽频振荡风险分析确定。
4.8 电网强度适应性
构网型风电场应能在并网点短路比1.2~10.0范围内不脱网连续稳定运行
4.9 辅助黑启动
4.9.1 构网型风电场应具备零起升压功能
4.9.2 参与黑启动的构网型风电场应具备耐受风电场送出线路投切的暂态冲击能力。
5 测试与评价
5.1 基本要求
5.1.1 构网型风电场接入电力系统测试与评价内容应至少包括惯量响应和阻尼特性、一次调频、相角跳变响应、电压控制、电网暂态电压响应、宽频阻抗特性、电网强度适应性、辅助黑启动、有功功率控制电能质量、无功容量等。
5.1.2 构网型风电场有功功率控制、电能质量、无功容量等按照 NB/T 11578的规定进行测试。
5.1.3 构网型风电场惯量响应和阻尼特性、一次调频、相角跳变响应、电压控制、电网暂态电压响应、宽频阻抗特性、电网强度适应性宜通过电磁暂态模型仿真方式进行评价,电磁暂态仿真模型及测试工况满足以下要求:
a) 模型应根据风电场实际电气结构和参数进行详细建模,模型至少包括风力发电机组、风力发电机组单元变压器、集电线路、动态无功补偿装置、风电场升压变压器、风电场功率控制系统、外部电网等;
b) 风电场内风力发电机组、动态无功补偿装置、电化学储能装置电磁暂态仿真模型应通过模型验证,评价模型准确性,风力发电机组按照 GB/T 42599和 NB/T 31053的规定执行,动态无功补偿装置按照 NB/T 10316的规定执行,电化学储能装置按照 GB/T 44117的规定执行;
c) 风电场接入外部电网模型可采用电压源加等效阻抗的方式进行等效;
d) 模型应能准确反映稳态运行和故障下风电场并网点的交流瞬时量响应特性,包括但不限于惯量响应和阻尼特性、一次调频、相角跳变响应、电压控制、电网暂态电压响应、电网强度适应性等,仿真步长宜在10 mus∼50mus 范围内;
e) 仿真工况应至少涵盖风电场不同有功出力范围(包括20% PN∼50 % PN 、80% PN 及以上)和不同电网强度(包括并网点短路比1.5及以下、3及以上工况)。
5.1.4 构网型风电场电网暂态电压响应可参照 GB/T 46895通过实际电网扰动方式进行现场复核,并与仿真结果对比校核,具体由电力系统调度机构确定。
5.1.5 构网型风电场应在全部机组并网调试运行前3个月内,向电力调度机构提供风电场并网性能符合性评价报告;在全部机组并网调试运行后6个月内,向电力调度机构提供风电场并网性能符合性测试报告;当风电场改(扩)建后,应重新提交测试与评价报告。
5.1.6 构网型风电场并网性能符合性测试与评价报告应至少包括风电场有功功率控制、电能质量、无功容量等的测试报告,以及惯量响应和阻尼特性、一次调频、相角跳变响应、电压控制、电网暂态电压响应、宽频阻抗特性、电网强度适应性的评价报告。
5.2 惯量响应和阻尼特性测试与评价
通过电磁暂态仿真开展构网型风电场惯量响应和阻尼特性测试与评价应满足以下要求
a) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为10;
b) 设置风电场输出有功功率为20% PN
c) 按照表1工况模拟风电场并网点频率变化,进行仿真计算;
d) 记录风电场并网点三相电压、三相电流和模拟频率信号,计算风电场并网点有功功率;
e) 绘制电网频率、频率变化率和风电场有功功率对应曲线;
f) 计算风电场惯量响应滞后时间、等效惯性时间常数和阻尼比;
g) 设置风电场输出有功功率为90% PN ,重复步骤 c) ~f)
h) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为1.2,重复步骤b) ∼ g)
| 频率扰动极值Hz | 频率变化过程说明 | 频率变化波形图 |
| 48.0 | 频率以 0.1 Hz/s、0.5 Hz/s、1 Hz/s 变化率由 50 Hz 降低至 48 Hz,持续 10 s 后恢复至 50 Hz | |
| 51.5 | 频率以 0.1 Hz/s、0.5 Hz/s、1 Hz/s 变化率由 50 Hz 升高至 51.5 Hz,持续 10 s 后恢复至 50 Hz |
5.3 一次调频测试与评价
5.3.1 通过电磁暂态仿真开展构网型风电场一次调频性能测试与评价,应包括一次调频死区与响应特性测试。
5.3.2 一次调频死区测试
风电场一次调频死区测试方法应满足以下要求:
a) 风电场在不限功率运行状态下,有功功率超过20% PN 时进行测试;
b) 按照表2工况模拟风电场并网点频率变化,进行仿真计算;
c) 记录风电场并网点三相电压、三相电流和模拟频率信号;
d) 计算频率向上扰动和频率向下扰动过程中,有功功率开始规律变化时刻的输出频率;
e) 绘制电网频率和风电场有功功率对应曲线。
| 频率扰动初始值Hz | 频率变化过程说明 | 频率变化波形图 |
| 50.03 | 频率初始值设定为50.03 Hz(该值应小于频率向上扰动时一次调频投入的死区设定值),以0.01 Hz/s变化率逐渐升高频率至有功功率开始规律变化 | |
| 49.97 | 频率初始值设定为49.97 Hz(该值应大于频率向下扰动时一次调频投入的死区设定值),以0.01 Hz/s变化率逐渐降低频率至有功功率开始规律变化 |
5.3.3 一次调频响应特性测试
风电场一次调频响应特性测试方法应满足以下要求:
a) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为10;
b) 设置风电场输出有功功率为20% PN
c) 按照表3工况模拟风电场并网点频率变化,进行仿真计算;
d) 记录风电场并网点三相电压、三相电流和模拟频率信号,计算风电场并网点有功功率;
e) 绘制电网频率和风电场有功功率对应曲线;
f) 计算风电场一次调频滞后时间、上升时间、调节时间和有功功率调节偏差;
g) 设置风电场输出有功功率为90% PN ,重复步骤c)~f);
h) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为1.2,重复步骤b)~g)。
| 频率扰动极值Hz | 频率变化过程说明 | 频率变化波形图 |
| 48.0 | 频率以0.5 Hz/s变化率由50 Hz降低至48 Hz,持续10 s后恢复至50 Hz | |
| 51.5 | 频率以0.5 Hz/s变化率由50 Hz升高至51.5 Hz,持续10 s后恢复至50 Hz |
5.4 相角跳变响应测试与评价
通过电磁暂态仿真开展构网型风电场相角跳变响应性能测试与评价应满足以下要求:
a) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为10;
b) 设置风电场输出有功功率为20% PN
c) 按照表4工况设置风电场并网点电压相角阶跃,进行仿真计算;
d) 绘制相角跳变响应过程中风电场有功功率和相角指令随时间变化曲线;
e) 计算风电场并网点相角跳变响应过程中有功功率响应滞后时间;
f) 设置风电场输出有功功率为 90% PN ,重复步骤 c) ~ e) ;
g) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为1.2,重复步骤b)~f)。
| 相角变化设定值(°) | 持续时间s | 相角变化波形示例 |
| 60 | 10 | |
| -60 | 10 | |
| 30 | 10 | |
| -30 | 10 |
5.5 电压控制测试与评价
5.5.1 构网型风电场电压控制的定电压、定无功功率和定功率因数控制能力应按照 NB/T 11578和NB/T 31078的规定进行测试与评价。
5.5.2 通过电磁暂态仿真开展构网型风电场无功-电压下垂控制能力测试与评价应满足以下要求:
a) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为10;
b) 设置风电场输出有功功率为20% PN
c) 设置风电场无功调压系数为12.5;
d) 按照表5工况设置风电场并网点电压变化目标值,进行仿真计算;
e) 记录风电场并网点三相电压和三相电流,计算风电场并网点无功功率;
f) 绘制风电场并网点电压实际值和无功功率对应曲线;
g) 计算风电场无功功率滞后时间和调节偏差;
h) 设置风电场输出有功功率为 90% PN ,重复步骤 c) ∼ g) ;
i) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为1.2,重复步骤 b)~h) O
| 下垂控制电压设定值(标幺值) | 并网点电压变化目标值(标幺值) | 持续时间min | 并网点电压变化目标值波形 |
| 1 | 0.90 | 2 | |
| 0.95 | 2 | ||
| 0.99 | 2 | ||
| 1.01 | 2 | ||
| 1.05 | 2 | ||
| 1.10 | 2 |
5.6 电网暂态电压响应测试与评价
5.6.1 低电压响应
通过电磁暂态仿真开展构网型风电场低电压响应性能测试与评价应满足以下要求:
a) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为10;
b) 设置风电场输出有功功率为20% PN
c) 按照表6工况设置风电场并网点电压跌落故障,进行仿真计算;
d) 记录故障前至少1 s到故障清除后至少5 s的仿真结果,包括风电场并网点、风力发电机组、储能和动态无功补偿装置端口电压、有功功率、无功功率和无功电流的基波正序分量;
e) 根据风力发电机组和其他设备的保护定值,核查故障期间和故障清除后的电压峰值及持续时间,判断风力发电机组和其他设备是否脱网;
f) 计算构网型风力发电机组和构网型储能的等效暂态阻抗标称值和最大值,判断是否满足要求;
g) 计算风电场并网点动态支撑电流滞后时间、最大输出电流,判断是否满足要求;
h) 计算故障清除后的风电场有功恢复时间和并网点暂态过电压,判断是否满足要求;
i) 设置风电场输出有功功率为90% PN ,重复步骤c)~h);
j) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为1.2,重复步骤b)~i)。
| 故障点 | 电压跌落幅值(标幺值) | 电压跌落持续时间ms | 故障类型 | 电压跌落波形示例 |
| 风电场并网点 | 0.80±0.05 | 2 000±20 | 三相短路两相短路单相短路 | |
| 0.50±0.05 | 1 312±20 | |||
| 0.20±0.05 | 625±20 | |||
| 0.00+0.05 | 250±20 |
5.6.2 高电压响应
通过电磁暂态仿真开展构网型风电场高电压响应性能测试与评价应满足以下要求:
a) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为10;
b) 设置风电场输出有功功率为20% PN
c) 按照表7工况设置风电场并网点电压升高故障,进行仿真计算;
d) 记录故障前至少1 s到故障清除后至少5 s的仿真结果,包括风电场并网点、风力发电机组、储能和动态无功补偿装置端口电压、有功功率、无功功率和无功电流的基波正序分量;
e) 根据风力发电机组和其他设备的保护定值,核查故障期间和故障清除后的电压峰值及持续时间,判断风力发电机组和其他设备是否会脱网;
f) 计算风电场并网点动态支撑电流滞后时间,判断是否满足要求;
g) 设置风电场输出有功功率为90% PN ,重复步骤c)~f);
h) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为1.2,重复步骤b)~g)。
| 故障点 | 电压升高幅值(标幺值) | 电压升高持续时间ms | 故障类型 | 电压升高波形示例 |
| 风电场并网点 | 1.20±0.03 | 10 000±20 | 三相电压升高两相电压升高 | |
| 1.25±0.03 | 1 000±20 | |||
| 1.30±0.03 | 500±20 | |||
| 1.40±0.03 | 50±2 |
5.6.3 连续低-高电压响应
通过电磁暂态仿真开展构网型风电场连续低-高电压响应性能测试与评价应满足以下要求:
a) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为10;
b) 设置风电场输出有功功率为20% PN
c) 按照表8工况设置连续两次风电场并网点低-高电压故障,进行仿真计算;
d) 记录首次故障前至少1 s到故障清除后至少5 s的仿真结果,包括风电场并网点、风力发电机组、储能和动态无功补偿装置端口电压、有功功率、无功功率和无功电流的基波正序分量;
e) 根据风力发电机组和其他设备的保护定值,核查故障期间和故障清除后的电压峰值及持续时间,判断风力发电机组和其他设备是否会脱网;
f) 设置风电场输出有功功率为90% PN ,重复步骤c)~e);
g) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为1.2,重复步骤b)~f)。
| 电压跌落 | 电压升高 | 电压跌落 | 电压升高 | 两次连续故障间隔时间ms | 连续两次风电场低-高电压故障示例 | ||||
| 电压跌落幅值(标幺值) | 持续时间ms | 电压升高幅值(标幺值) | 持续时间ms | 电压跌落幅值(标幺值) | 持续时间ms | 电压升高幅值(标幺值) | 持续时间ms | ||
| 0.00±0.05 | 250±20 | 1.40±0.03 | 50±2 | 0.00±0.05 | 250±20 | 1.40±0.03 | 50±2 | 0~100 | |
5.7 宽频阻抗特性测试与评价
通过电磁暂态仿真开展构网型风电场宽频阻抗特性测试与评价应满足以下要求:
a) 设置风电场输出有功功率为20% PN
b) 通过扫频法测量风电场阻抗特性,测试内容与测试方法按照 NB/T 10651的规定执行;
c) 根据阻抗扫描结果,判断风电场阻抗实部是否为正;
d) 设置风电场输出有功功率为50% PN ,重复步骤 b) ∼ c) ;
e) 设置风电场输出有功功率为90% PN ,重复步骤 b) ∼ c)
5.8 电网强度适应性测试与评价
5.8.1 构网型风电场电网强度适应性应在不同电网强度下开展惯量响应和阻尼特性、一次调频、相角跳变响应、电压控制、电网暂态电压响应和宽频稳定运行能力测试与评价,不同电网强度的惯量响应和阻尼特性、一次调频、相角跳变响应、电压控制、电网暂态电压响应评价方法见5.2~5.6。
5.8.2 宽频稳定运行能力宜采用时域仿真分析方法,通过构网型风电场电磁暂态仿真模型进行测试与评价,步骤如下:
a) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为10;
b) 设置风电场输出有功功率为20% PN
c) 在风电场并网点串联注入正、负序扰动电压,扰动电压频率范围为1Hz~2000Hz,扰动电压幅值为0.5% UN∼2%UN ,扰动电压信号注入持续时间不小于10s,扰动电压频率间隔如表9所示;
| 频率 | 步长 |
| 1~30 | 1 |
| 30~70 | 0.5 |
| 70~100 | 1 |
| 100~300 | 2 |
| 300~1 000 | 5 |
| 1 000~2 000 | 10 |
d) 记录扰动注入期间风电场及风电场内风力发电机组、储能及动态无功补偿装置输出端三相电压、三相电流,判断是否不脱网连续稳定运行;
e) 计算并网点扰动电压频率对应的谐波电流含有率,判断风电场是否存在振荡风险;
f) 设置风电场输出有功功率为50% PN ,重复步骤 c) ~ e)
g) 设置风电场输出有功功率为90% PN ,重复步骤 c) ~ e) ;
h) 设置电网短路容量使风电场并网点短路比为1.2,重复步骤 b) ∼ g) 。
5.9 辅助黑启动测试
辅助黑启动应在构网型风电场可用有功功率超过20% PN 时开展现场测试,步骤如下:
a) 场站内部风电机组、储能和动态无功装置等设备全部停机,切除风电场送出线路,断开风电场与电网连接;
b) 下达风电场黑启动指令,启动风电场实现零起升压至标称电压,为场站集电线路和升压变压器等设备恢复供电;
c) 投入风电场送出线路,恢复风电场与电网连接;
d) 记录测试过程中风电场并网点及构网型设备输出端的三相电压、三相电流和黑启动时间,计算风电场并网点及构网型设备输出端电压有效值、频率,判断黑启动是否成功。
附录 A (资料性)
控制响应性能指标说明
控制系统响应性能指标如图 A.1所示。
标引符号说明:
t0 阶跃变化或事件开始时刻,单位为秒(s);
tp 滞后时间,单位为秒(s);
tr ———上升时间,单位为秒(s);
ts 调节时间,单位为秒(s);
±Δ ———允许偏差。
图 A.1 控制系统响应性能指标说明
附录 B (资料性)
阻尼比计算方法
B.1 基于超调量阻尼比计算方法
基于超调量阻尼比计算方法,按公式(B.1)计算,典型阶跃响应时域波形见图 B.1。
ζ = (- ln σ)/(√(π2 + (ln σ)2))(1)
ζ 阻尼比;
σ 超调量。
B.2 基于对数衰减率阻尼比计算方法
基于对数衰减率阻尼比计算方法,按公式(B.2)计算,典型阶跃响应时域波形见图 B.2。
ζ = 1/(√(1 + ((2 π)/(δ))2))(2)
ζ 阻尼比;
δ 对数衰减率。
对数衰减率 δ 按公式(B.3)计算:
δ = 1/n ln((Y0)/(Yn)) (3)
Y0 振荡的初始峰值与稳态值偏差;
Yn 振荡的第 个峰值与稳态值偏差。
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