直驱型风电机组在系统暂态过程中的运行分析

郑晶晶，杨 勇，陈 新，杜培东

(1.国网甘肃省电力公司电力科学研究院，兰州 730050；2.国网甘肃省电力公司，兰州730050）

0 引言

酒泉风电基地建设在甘肃电网的末梢，距主系统和负荷中心较远，网络结构相对薄弱，加之风电机组的短路特性与常规水、火电机组的短路特性差异很大，因此大规模风电场并网运行会引起明显的电网稳定性问题[1-2]。目前，国内外对风电机组并网接纳能力、风电机组对系统无功和电能质量的影响、风电机组对配网保护的影响以及低电压穿越等问题开展了较多研究[3-8]。但对风电机组在系统暂态过程中的运行特性研究还缺乏实际测试数据的支持。本文通过在风电场330kV汇集站出线处进行短路试验，对直驱型风电机组在系统发生大扰动时的暂态过程进行了测试，对其稳定运行能力进行了试验和分析。

如图1所示，某330kV风电场汇集站为四个大型风电场公用，总装机容量为600MW。每个风电场通过各自的主变（330kV/35kV）接入汇集站330kV母线，经由一条330kV出线送至750kV变电站的330kV系统。本次试验选择第二风电场的风电机组进行，主要设备参数见表1和表2。

1 试验情况介绍

1.1 试验系统及主要设备参数

图1 试验系统示意图

表1 第二风电场主变压器参数

表2 测试风电机组主要参数

1.2 试验内容

试验一：330kV出线单相瞬时性接地故障

330kV线路近端图1的k1点A相瞬时接地，保护动作后跳开A相，经延时后线路重合闸成功，风电机组保持在网运行。

试验二：330kV出线单相永久性接地故障

330kV线路远端图1的k2点C相永久接地，保护动作后跳开C相，经延时后线路重合闸于故障，出线三相跳闸切除故障，风电机组脱网。

2 暂态过程中的系统电压及风电机组电气量变化实测分析

2.1 330kV送出线路近端发生A相瞬时性接地故障

试验前系统运行工况：西北电网骨干网架全接线运行。西北电网大型火电厂均压制小方式运行，河西地区主要火电厂大型火电机组均单机运行。试验地区风电均衡开机约500MW。电网主要无功补偿装置均处于健康水平，具备随时投入和退出的条件。

图1所示系统处于稳定运行工况，某时刻在k1点发生A相瞬时性接地故障，试验过程中测得的机组各电气参数变化曲线如图2所示。

图2 单相瞬时故障时风电机组出口电气参数变化

如图2所示，系统发生A相瞬时接地故障。风电机组出口线电压Ubc由608V最低降到279V，故障切除后最高升到627V。机组B相电流Ib由1320A最高升至1902A后，故障切除后最低降至421A，故障切除后2s内恢复至故障前电流值的90%左右。有功功率由1380kW降至1144kW，故障切除后最低降至431kW，故障切除后2s内恢复至故障前有功功率的90%左右。无功功率由90kVar增至最高523kVar，故障切除后2s内恢复至100kVar左右。

2.2 330kV送出线路远端发生C相永久性接地故障

试验前系统运行工况：电网骨干网架全接线运行。西北电网大型火电厂均压制小方式运行，河西地区主要火电厂大型火电机组均单机运行。试验地区风电均衡开机约800MW。电网主要无功补偿装置均处于健康水平，具备随时投入和退出的条件。

图1所示系统处于稳定运行工况，某时刻在k2点发生C相永久性接地故障，试验过程中测得的机组各电气参数变化曲线见图3。

图3 单相永久故障时风电机组出口电气参数变化

如图3所示，在发生C相永久接地故障后，风电机组出口线电压由611V最低降到230V，线路重合于故障跳开后，最高升至901V，线路跳开8s后降为0。机组B相电流Ib在故障发生瞬时由660A升高至1309A，出线开关重合后最大达到1434A。有功功率由702kW降至267kW，线路再次跳开约1s后降为0。无功功率由54kVar升至最高388kVar，线路再次跳开后最高超过1900kVar，持续时间达1.5s左右。

2.3 直驱型风电机组在系统暂态过程中的运行特性分析

通过对风电机组在两次暂态过程中的监测分析发现，当汇集站出线发生不同类型接地故障时，风电机组电气参数变化差异较大。出线发生单相瞬时性接地故障时，机组能够实现整个暂态过程中的低电压穿越，保持连续在网运行。接地故障发生时机组出口电压瞬时跌落，故障切除后迅速恢复至额定并略微升高。故障瞬间机组出口最大相电流超出额定值，出现短时过负荷。

当出线发生单相永久性接地故障时，机组在实现一次低电压穿越后，最终由于出线跳闸而脱网。脱网后的机组各电气参数变化较为剧烈。其中机组出口电压升高至额定值的1.1倍以上持续的时间达到3s。出口电流有明显增大，从功率变化曲线上可以看出，这部分电流增量主要是提供了机组的无功输出。

比较两次暂态过程发现，机组出口电压跌落幅度越大，无功输出增加越多。说明在系统发生接地故障时，风电机组具有发出无功的能力，从而避免电压跌落过深，对系统电压提供了一定支持[9-11]。同时，机组的这种暂态过程也有一定的消极作用，在一定程度上增加了系统恢复后出现过电压的几率。尤其是当系统发生永久性故障，导致出现风电机组的二次穿越并脱网时，无功功率急剧增大，机端出现明显的持续数秒的过电压情况，最高达到了额定值的1.45倍，如图3（a）所示。直接导致Q汇集站330kV母线相电压升高，最高达到了274.55kV，如图4所示，这对机组和站内其他设备的安全运行及使用寿命造成了不利影响。

图4 出线单相永久性接地故障时Q汇集站330kV母线电压变化曲线

3 结语

经过近年来对风电机组低电压穿越能力的检测及相应改造，风电场在系统发生大扰动时的稳定运行能力得到了大幅提升。在单相瞬时接地短路试验过程中，大部分机组未发生因低电压而造成的脱网，风电场动态无功补偿装置也能够快速正确地动作于对系统电压的跟踪调节，很大程度上保证了风电场的稳定运行，同时也确保了电网的安全稳定运行。但是因系统故障导致脱网后，机组出口会出现较高的过电压，这对机组本身及相关设备会造成一定的威胁，还需对机组无功控制部分进行研究优化。

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