王 進，張 健，苗偉威，喬立同，王 茗，張 超

（1.山東電力調(diào)度控制中心，山東 濟南 250001；2.山東科技大學，山東 青島 266590）

0 引言

近年來，我國風電產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)出爆發(fā)式增長態(tài)勢，我國擁有世界1／3 以上的風電裝機容量，已成為世界風電領(lǐng)域的領(lǐng)導者。截至2019 年底，全國并網(wǎng)風電裝機容量210.05 GW，較上年末增長14.0%，占全國總發(fā)電裝機容量的比例已超過10%［1］。

由于風力發(fā)電在電力系統(tǒng)中的占比逐年增大，其對電網(wǎng)安全運行的影響愈發(fā)突出。近幾年風電場的現(xiàn)場運行數(shù)據(jù)表明，隨著并網(wǎng)風電場容量的增加，以及風電機組區(qū)別于傳統(tǒng)同步發(fā)電機組的運行及故障特性，風電場大規(guī)模并網(wǎng)給旨在確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的繼電保護裝置可靠運行帶來極大挑戰(zhàn)。

近年來，國內(nèi)外有大量學者開始關(guān)注并探討風電接入后的電力系統(tǒng)繼電保護問題，文獻［2］根據(jù)實際風場故障數(shù)據(jù)分析大規(guī)模風機脫網(wǎng)事故的原因，提出相應的機組電壓保護、風電無功補償?shù)鹊母纳拼胧?；文獻［3］仿真雙饋式風場接入無窮大系統(tǒng)暫態(tài)特征，指出風電保護的動作性能隨故障類型、位置發(fā)生變化；文獻［4］研究了異步風電場對輸電線路距離Ⅲ段動作特性的影響；文獻［5］研究了風電場短路電流特征，并給出風電保護整定原則；文獻［6］仿真雙饋風電場短路特性以及對保護整定的影響。大量文獻表明，對于集中式接入的風電場，必須深入研究其對電力系統(tǒng)繼電保護的影響。

以一起220 kV 風電場并網(wǎng)線路實際接地故障為例，詳細分析了風電場故障特征的特殊性，并對故障過程進行仿真分析，對風電場接入電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行及繼電保護可靠動作起到有益指導作用。

1 一起220 kV 風場并網(wǎng)線接地故障

某日09∶15∶54，某地區(qū)風電場220 kV 并網(wǎng)線路發(fā)生B 相接地故障，線路兩端故障電壓、電流的錄波圖分別如圖1 和圖2 所示。

根據(jù)故障錄波圖可知，當線路發(fā)生B 相接地時，系統(tǒng)端B 相電壓跌落，故障電壓為事故前的30%，非故障相電壓基本不變；B 相電流瞬時增大，一次有效值達18.57 kA，非故障相電流略有增加。

對于風場端，故障相電壓大幅跌落，故障電壓僅為事故前的4%，非故障相電壓基本不變；而故障電流A、B、C 三相幅值、相位幾乎完全一致，電流幅值均在0.75～0.76 kA，零序電流達2.27 kA。

圖1 系統(tǒng)端故障電壓、電流錄波

圖2 風場端故障電壓、電流錄波

可見，風電場并網(wǎng)線路發(fā)生接地故障時，系統(tǒng)端電壓、電流特性與傳統(tǒng)線路單相接地故障象征相同，而風場端故障特性與傳統(tǒng)故障象征有較大差別。在我國西北某些地區(qū)，已經(jīng)出現(xiàn)過由于風電故障特殊性導致繼電保護選相錯誤等情形，需要引起足夠重視［7］。

2 故障理論分析

我國并網(wǎng)風電場多采用集中式接入系統(tǒng)方式。風電場在規(guī)劃及建設(shè)時，考慮風電場地形以及風電機組的布局、單機容量等因素，將7～8 臺風機組成一組，發(fā)出的電能經(jīng)過低壓集電線路匯集到風場低壓母線，經(jīng)風場主變壓器升壓，最后由高壓并網(wǎng)線路輸送至電力系統(tǒng)［8-10］。集中式風電場接入電力系統(tǒng)如圖3 所示。

當風電場并網(wǎng)線路發(fā)生單相接地故障時，利用對稱分量法對其進行故障分析［11］。分別做出正、負、零序等值網(wǎng)絡(luò)，如圖4 所示。

圖4 中，XFG1、XXB1、XJD1、XT1、XL1、X′L1、XS1分 別 為風電機組、箱式變壓器、集電線、主變壓器、故障點兩端線路以及所接入系統(tǒng)的正序等效阻抗；XFG2、XXB2、XJD2、XT2、XL2、X′L2、XS2分別為風電機組、箱式變壓器、集電線、主變壓器、故障點兩端線路以及所接入系統(tǒng)的負序等效阻抗；XT0、XL0、X′L0、XS0分別為風場主變壓器、故障點兩端線路以及所接入系統(tǒng)的零序等效阻抗。

圖3 集中式風電場并網(wǎng)

圖4 故障復合序網(wǎng)絡(luò)

故障點兩端總等效正、負、零序等效阻抗分別為：

式中：X∑G1、X∑G2、X∑G0分別為風場側(cè)正、負、零序等效阻抗；X∑S1、X∑S2、X∑S0分別為系統(tǒng)側(cè)正、負、零序等效阻抗。

由于風電場的容量相對所接入系統(tǒng)較小，一般小于接入系統(tǒng)短路容量的5%～10%，可認為風電場端的正、負序等效阻抗遠遠大于系統(tǒng)端的等效阻抗，即X∑G1＞＞X∑S1、X∑G2＞＞X∑S2。由于風電場主變壓器一般為Yn／d 接線（高壓側(cè)中性點直接接地），因此并網(wǎng)線路接地故障時，風場端的零序等效阻抗只包含風場主變壓器以及線路的零序阻抗，與系統(tǒng)端零序等效阻抗相差不大，即X∑G0與X∑S0相差不大。

對于并網(wǎng)線路單相接地故障，復合序網(wǎng)為正、負、零序網(wǎng)絡(luò)的串聯(lián)，所以故障點處正、負、零序電流相同，即圖4 中根據(jù)正、負、零序網(wǎng)絡(luò)各自的分流效應，流過風場端及系統(tǒng)端正、負、零序電流分別為：

由于X∑G1＞＞X∑S1、X∑G2＞＞X∑S2，X∑G0與X∑S0相差不大，故，即風電場流過的故障電流中正、負序分量遠遠小于零序分量，從而出現(xiàn)風電場端故障電流三相幅值、相位均近乎相同的情況，與圖2 實際故障錄波圖一致。而系統(tǒng)端流過的故障電流中正、負、零序分量大小相當，故經(jīng)過3 個序分量合成后，三相電流故障象征正常。

3 仿真驗證

對該故障現(xiàn)象進一步仿真驗證，在PSCAD／EMTDC 平臺中建立圖3 所示的風電場接入系統(tǒng)仿真模型。風電場裝機25 臺、單機容量4 MW，總?cè)萘?00 MW。仿真t=2 s 時，220 kV 風電場并網(wǎng)線上發(fā)生B 相接地故障，故障持續(xù)50 ms，仿真得到系統(tǒng)端及風場端電壓、電流波形，分別如圖5 和圖6 所示。

圖5 系統(tǒng)端電壓、電流仿真波形

圖6 風場端電壓、電流仿真波形

由仿真波形看出，220 kV 風場并網(wǎng)線發(fā)生B 相接地故障時，系統(tǒng)端故障相電壓跌落，故障相電流劇增，最大瞬時值約25 kA，非故障相電壓、電流變化不大；風場端故障相電壓跌落、非故障相電壓變化不大，而三相電流出現(xiàn)幅值、相位近似一致的情況，與前文理論分析一致。

4 結(jié)語

以一起220 kV 風電場送出線路接地故障為例，分析了風電場并網(wǎng)線路接地故障特性，在PSCAD／EMTDC 平臺建立實際風場接入系統(tǒng)模型，對該故障進行了仿真再現(xiàn)。結(jié)果表明，風電場側(cè)保護因為流過幾乎全部為零序故障電流，從而會出現(xiàn)三相電流幅值、相位均近似一致的情況。該問題為集中式接入風電場的典型問題，與風電機組自身類型無關(guān)，需引起足夠重視。