一起220kV风电场并网线路接地故障分析

王 进，张 健，苗伟威，乔立同，王 茗，张 超

（1.山东电力调度控制中心，山东 济南 250001；2.山东科技大学，山东 青岛 266590）

0 引言

近年来，我国风电产业呈现出爆发式增长态势，我国拥有世界1／3 以上的风电装机容量，已成为世界风电领域的领导者。截至2019 年底，全国并网风电装机容量210.05 GW，较上年末增长14.0%，占全国总发电装机容量的比例已超过10%［1］。

由于风力发电在电力系统中的占比逐年增大，其对电网安全运行的影响愈发突出。近几年风电场的现场运行数据表明，随着并网风电场容量的增加，以及风电机组区别于传统同步发电机组的运行及故障特性，风电场大规模并网给旨在确保电网安全稳定运行的继电保护装置可靠运行带来极大挑战。

近年来，国内外有大量学者开始关注并探讨风电接入后的电力系统继电保护问题，文献［2］根据实际风场故障数据分析大规模风机脱网事故的原因，提出相应的机组电压保护、风电无功补偿等的改善措施；文献［3］仿真双馈式风场接入无穷大系统暂态特征，指出风电保护的动作性能随故障类型、位置发生变化；文献［4］研究了异步风电场对输电线路距离Ⅲ段动作特性的影响；文献［5］研究了风电场短路电流特征，并给出风电保护整定原则；文献［6］仿真双馈风电场短路特性以及对保护整定的影响。大量文献表明，对于集中式接入的风电场，必须深入研究其对电力系统继电保护的影响。

以一起220 kV 风电场并网线路实际接地故障为例，详细分析了风电场故障特征的特殊性，并对故障过程进行仿真分析，对风电场接入电力系统安全稳定运行及继电保护可靠动作起到有益指导作用。

1 一起220 kV 风场并网线接地故障

某日09∶15∶54，某地区风电场220 kV 并网线路发生B 相接地故障，线路两端故障电压、电流的录波图分别如图1 和图2 所示。

根据故障录波图可知，当线路发生B 相接地时，系统端B 相电压跌落，故障电压为事故前的30%，非故障相电压基本不变；B 相电流瞬时增大，一次有效值达18.57 kA，非故障相电流略有增加。

对于风场端，故障相电压大幅跌落，故障电压仅为事故前的4%，非故障相电压基本不变；而故障电流A、B、C 三相幅值、相位几乎完全一致，电流幅值均在0.75～0.76 kA，零序电流达2.27 kA。

图1 系统端故障电压、电流录波

图2 风场端故障电压、电流录波

可见，风电场并网线路发生接地故障时，系统端电压、电流特性与传统线路单相接地故障象征相同，而风场端故障特性与传统故障象征有较大差别。在我国西北某些地区，已经出现过由于风电故障特殊性导致继电保护选相错误等情形，需要引起足够重视［7］。

2 故障理论分析

我国并网风电场多采用集中式接入系统方式。风电场在规划及建设时，考虑风电场地形以及风电机组的布局、单机容量等因素，将7～8 台风机组成一组，发出的电能经过低压集电线路汇集到风场低压母线，经风场主变压器升压，最后由高压并网线路输送至电力系统［8-10］。集中式风电场接入电力系统如图3 所示。

当风电场并网线路发生单相接地故障时，利用对称分量法对其进行故障分析［11］。分别做出正、负、零序等值网络，如图4 所示。

图4 中，XFG1、XXB1、XJD1、XT1、XL1、X′L1、XS1分 别 为风电机组、箱式变压器、集电线、主变压器、故障点两端线路以及所接入系统的正序等效阻抗；XFG2、XXB2、XJD2、XT2、XL2、X′L2、XS2分别为风电机组、箱式变压器、集电线、主变压器、故障点两端线路以及所接入系统的负序等效阻抗；XT0、XL0、X′L0、XS0分别为风场主变压器、故障点两端线路以及所接入系统的零序等效阻抗。

图3 集中式风电场并网

图4 故障复合序网络

故障点两端总等效正、负、零序等效阻抗分别为：

式中：X∑G1、X∑G2、X∑G0分别为风场侧正、负、零序等效阻抗；X∑S1、X∑S2、X∑S0分别为系统侧正、负、零序等效阻抗。

由于风电场的容量相对所接入系统较小，一般小于接入系统短路容量的5%～10%，可认为风电场端的正、负序等效阻抗远远大于系统端的等效阻抗，即X∑G1＞＞X∑S1、X∑G2＞＞X∑S2。由于风电场主变压器一般为Yn／d 接线（高压侧中性点直接接地），因此并网线路接地故障时，风场端的零序等效阻抗只包含风场主变压器以及线路的零序阻抗，与系统端零序等效阻抗相差不大，即X∑G0与X∑S0相差不大。

对于并网线路单相接地故障，复合序网为正、负、零序网络的串联，所以故障点处正、负、零序电流相同，即图4 中根据正、负、零序网络各自的分流效应，流过风场端及系统端正、负、零序电流分别为：

由于X∑G1＞＞X∑S1、X∑G2＞＞X∑S2，X∑G0与X∑S0相差不大，故，即风电场流过的故障电流中正、负序分量远远小于零序分量，从而出现风电场端故障电流三相幅值、相位均近乎相同的情况，与图2 实际故障录波图一致。而系统端流过的故障电流中正、负、零序分量大小相当，故经过3 个序分量合成后，三相电流故障象征正常。

3 仿真验证

对该故障现象进一步仿真验证，在PSCAD／EMTDC 平台中建立图3 所示的风电场接入系统仿真模型。风电场装机25 台、单机容量4 MW，总容量100 MW。仿真t=2 s 时，220 kV 风电场并网线上发生B 相接地故障，故障持续50 ms，仿真得到系统端及风场端电压、电流波形，分别如图5 和图6 所示。

图5 系统端电压、电流仿真波形

图6 风场端电压、电流仿真波形

由仿真波形看出，220 kV 风场并网线发生B 相接地故障时，系统端故障相电压跌落，故障相电流剧增，最大瞬时值约25 kA，非故障相电压、电流变化不大；风场端故障相电压跌落、非故障相电压变化不大，而三相电流出现幅值、相位近似一致的情况，与前文理论分析一致。

4 结语

以一起220 kV 风电场送出线路接地故障为例，分析了风电场并网线路接地故障特性，在PSCAD／EMTDC 平台建立实际风场接入系统模型，对该故障进行了仿真再现。结果表明，风电场侧保护因为流过几乎全部为零序故障电流，从而会出现三相电流幅值、相位均近似一致的情况。该问题为集中式接入风电场的典型问题，与风电机组自身类型无关，需引起足够重视。