三相电流不平衡引起的风机脱网分析

2014-06-23罗扬曙

云南电力技术 2014年1期

罗扬曙

(云南电力技术有限责任公司，昆明 650217)

1 前言

某风电场安装有UP82－1500kW高原型风电机组66台，分两期建设，目前都已经并网发电，风电场采用一机组一箱变 (690 V/35 kV)接线方式，并接至集电线路上，两期各分两回共四回集电线路接至风电场110 kV升压站的35 kV的开关柜中，共用35 kV母线，经过110 kV主变压器升压后经一回110 kV线路接入附近的220 kV变电站。两期设计均配有电容器和SVG无功补偿装置，接在35 kV母线上，装置第一期投运正常，第二期未建设完成。

2 事件经过

对风电场送出线路对侧220 kV变电站线路检修，需要对风电场运行方式进行调整，并网点由线路检修220 kV变电站的110 kV母线并网改为另外一个220 kV变电站的110 kV母线并网。

风电场运行中58台风机不明原因脱网，风电场升压站相关电气保护未动作，各断路器未跳闸，故障录波装置未启动，电网侧未发生故障，风电场升压站综自监控系统没有相关报警和跳闸动作信息，只有风电场风机监控系统出现了故障报警，但报警信息报文较为混乱。

3 脱网原因分析

风电场计算监控系统一般分为两套，一套是升压站综合自动化计算机监控系统，另一套是风机计算机监控系统，风机脱网时升压站综自监控系统没有相关报警。

检查各台风机故障一览表的信息，发现各台风机脱网原因和脱网时间都较为混乱，有的先故障后脱网，有的先脱网后故障，58台风机故障报文显示的主要脱网原因有六种之多，而且风机监控系统没有首出，也没有能提供与实际动作定值及延时时间相吻合的报文、数据及录波资料。加之这些故障在风机PLC和风机监控系统后台分别报出的时间都各不相同，相差1～776分钟不等，根本无法梳理出合理的风机故障和脱网的时间顺序。

另外由于风机监控系统配置和设置原因—PLC没有配置事件顺序记录 (SOE)卡件和对时功能未设置，风机故障时标只能由监控系统上位机给定，加之存在不同的采样的通信延时，通过风机监控系统上位机故障一览表无法判断风机脱网原因。但是可以通过风机主控PLC风机故障时生成的两个对应的文件来进行原因分析查找，正常情况下，风机故障时会生成两个文件，其中一个是故障网页快照文件 (实质就是首出记录文件，整个网页罗列全部故障原因，但是只有首出的故障原因的状态会变化，置为ON。)，另一个文件是风机故障数据文件，为.txt文件。记录了风机故障停机前后30 s的重要数据，采样周期为20 ms。比风机监控系统采集的1 s间隔的数据更加精确。

为了进一步证实事故原因，对应查看了每台风机主控PLC生成的风机故障数据文件，根据文件可以看出，停机前第－2.06 s，风机三相电流不平衡值超过了定值100 A，第0 s时刻风机保护故障触发，此时电流已经连续2 s超过定值100 A，风机进入故障停机模式，变桨在第0.24 s时开始顺浆动作，桨叶角度开始变化，走顺浆停机流程。在第1.34 s时刻变流器产生报警信号，第4.74 s时刻，第二相电压开始低于360 V主控报警，第8.76 s时刻电压低变流器报故障，第9.44 s时刻，发电机转速低于900 rpm，风机并网开关信号mcb_on从1变为0，风机脱网。

经过检查多台机数据记录文件，引起风机停机脱网的故障都是三相电流不平衡造成的，在数据文件第0时刻启动停机过程，停机过程中变流器的报警和故障，以及电压低都同时在风机监控系统中报出，但是这些报警或故障都与风机脱网无关。

4 三相电流不平衡保护原理

目前，风电场主控系统采用可编程控制器(PLC)实现，本风电场风机PLC使用自带的电量卡件对电网三相电压、变流器并网点三相电流进行测量。其中电压使用的是低压侧690 V电压，经过3:1的PT折算后的电压;电流使用的是经过2000:1的CT折算后的电流，采集电压、电流的均为有效值;另外由于PLC采样周期为50 Hz，与电网频率相同，采样频率较低，尽管PLC可以实现电压、电流的瞬时值采样，但是无法满足负序电流计算精度要求。所以，风机三相电流不平衡保护原理没有采用国标《电能质量三相电压不平衡》GB/T15543的负序电流法计算方法(采集三相电流，计算出正序和负序电流，再利用负序和正序电流的比值即可得到三相电流的不平衡度)，而是采用了NEMA(美国电气制造商协会)和IEEE相关标准的电流偏差计算方法来实现，计算公式如下:

其中:LCUR%为三相电流不平衡度;

Iavg为三相电流平均值;

Ii分别对应IA，IB，IC为三相电流有效值。

根据厂家利用电流偏差计算法与负序电流法分别计算的三相电流不平衡度对比，不平衡度在8%以下时，两种方法计算精度误差在1%以内;大于8%～20%，误差在2% ～4%以内。风电场电流不平衡度保护定值为4%，因此可以利用电流偏差法替代负序电流法计算三相电流不平衡度。

5 三相电流不平衡分析

首先，风电场运行一年多来，一直较为稳定，正常情况下由于变频器控制系统调节不到位，风机存在电流不平衡的情况，短时间调节滞后或超前现象，会导致电流不平衡程度加大。

其次，风机主控没有电流相位采集功能，三相电流不平衡不能采用负序电流不平衡度方式来计算，只能利用了简单电流偏差法计算，只要不平衡电流 (三相电流与三相电流平均值最大差值)大于保护定值，保护动作，此方式有一定误差存在。

第三，风电场对侧变电站线路检修，导致电网运行方式改变后，风电场并网点发生改变，并网点变电站有重载的单相整流变为当地电力机车提供负荷，造成了该区域内电网三相电流不平衡，但未超过按照国标《电能质量三相电压不平衡》采用负序电流不平衡度计算的保护定值的允许值，电网本身未发生故障。但是由于风机保护定值设置偏小，设置不合理，风机主控保护定值未按变频器最大承受能力统一整定保护动作定值和延时定值，加之风电场无功补偿未投入，加大了风电场三相电流不平衡，导致风机在电网电流不平衡没有超过电网要求限值时，保护动作，最终导致了风机大规模脱网。

6 整改措施

6.1 暴露的问题

1)风电场投产时，对风机设备交接验收把关不严，技术监控不到位，风机监控系统未实现与GPS对时，风机PLC也没有实现与风机监控系统数据服务器的时间同步，导致风机监控系统报警一览表无法判断风机脱网的真实原因。

2)现场运行维护人员技术技能欠缺，对事件应急处置能力不足。

3)风电场虽然配置了一期的无功补偿装置SVG和电容器。可以投用，但是由于管理和认识不到位，没有投用。二期无功补偿装置系统建设滞后，未随二期风场同时投入运行，此当并网运行方式改变后也为及时投入无功补偿装置，反从电网侧倒吸无功，导致机端电压过低，加大了两相间电流的差值，最终导致风机大规模同时脱网。另外，此次风电场并网方式改变后，风电场并网电气距离增长，虽然电网侧110 kV电压扔然控制在－3～+7%额定电压的允许偏差范围内，但是风电场再不投入无功补偿装置的情况下反从电网侧倒吸无功，其风机机端电压部分时段下降到－6～－9%额定电压左右，在风电机负荷不变的情况下，加大了两相电流间的差值而达到脱网定值，导致了大量风机同时脱网。

4)对风机PLC系统电气保护项目及定值设置不清楚。

风机厂家内部定值设定杂乱，调试过程中未发现，程序设定电流不平衡报警值为100A，但是一期故障延时2 s，二期故障延时是3 s，使得风机电气保护动作不一致。

5)运行时，调度运行方式改变后，必须注意电网某些特定区域允许较大三相电流不平衡情况的存在对风机运行影响。

6.2 整改措施

1)根据不同厂家变流器最大承受能力整定保护动作定值，电流不平衡度改为5%，计算不平衡电流动作定值以满足电网要求，ABB变流器5%电流不平衡度对应的电流最大差值为160 A。

2)加强风电场投产调试把关工作，除了升压站外，应特别注意是风机主控系统、风机保护、变流器调试把关工作，特殊重要项目如GPS全厂时间同步、风机保护试验、无功控制功能进行专项验收。

3)升级风机主控系统，完善主控系统故障网页生成和故障分析能力，高度重视风机和风机监控系统监控的数据采集、故障报文完善、风机PLC主控时间与风电场监控系统系统GPS对时功能的完善，确保监控系统满足正常运行信息和事故后的评估信息需求。

4)严格按照相关要求，加强电容器和SVG系统的管理，制定并完善无功补偿装置SVG的电容器的投运现场运行规程和SVG控制策略。正常情况下，SVG以“无功电压控制模式”投入运行，FC电容器组处于热备用状态。当SVG补偿容量达到容性额定值时，母线电压仍在下降时，投入FC电容器组;当SVG补偿容量大于感性4 Mvar时切除FC电容器组，确保风电场能够控制并网点电压在额定电压的97%～107%范围内，在电力系统公共连接点电压不平衡度不超过2%，短时不超过4%的情况下风机正常运行不得脱网。SVG控制策略方面，修改增加对背景电压不平衡度的抑制功能，改善0.5%左右的电压不平衡度，降低风机长时间运行和瞬时的机端电压不平衡度，满足系统正常运行的要求。

5)加强运维人员培训，熟悉风机主控系统设置、风机保护配置、无功控制、电网运行等相关要求。