楊大業(yè)，宋瑞華，項祖濤，劉 冬，晁武杰，閻越圣

（1. 中國電力科學研究院有限公司,北京市 100192；2. 浙江省新能源投資集團股份有限公司,浙江省杭州市 310000；3. 國網福建省電力有限公司電力科學研究院,福建省福州市 350007）

0 引言

目前,中國海上風電場主要以交流方式接入電網,已投運及在建風電場單回電纜長度最長已接近100 km,主要集中在江蘇、浙江、福建等東部沿海省份。“十四五”期間,海上風電場建設規(guī)模將保持快速增長,并向深遠海發(fā)展。

相同長度和電壓等級的交流電纜對地電容約為陸上架空線路的20～40 倍［1］。電網中大規(guī)模電纜的應用較大程度上降低了接入電網的自然諧振頻率,在諧波源的作用下易引發(fā)諧波諧振,嚴重情況下會出現(xiàn)高幅值諧振過電壓,危及電網安全穩(wěn)定運行。

國內陸上電網中典型的諧振過電壓事件為二次諧波諧振引發(fā)的青藏直流閉鎖故障［2］；國外也存在多場景下的諧波過電壓問題［3］。針對交流海上風電送出系統(tǒng)的諧振過電壓事件國內尚未見報道,僅有少數(shù)文獻報道了諧波諧振引發(fā)的電能質量問題。文獻［1］對國內某海上風電場送出系統(tǒng)引起諧波諧振放大現(xiàn)象的產生機理及治理方案進行了研究。

國內外針對多場景下系統(tǒng)諧振過電壓問題的研究內容較多。系統(tǒng)諧振過電壓發(fā)生場景主要有:高壓直流輸電送端系統(tǒng)、高壓電纜接入系統(tǒng)和電力系統(tǒng)故障恢復初期弱系統(tǒng)［3-5］。引發(fā)諧振過電壓的操作主要有:甩負荷、故障清除、空載線路合閘、空載變壓器合閘［6-8］。系統(tǒng)諧振過電壓應考慮的主要因素有:接入主網的網架結構及強度、變壓器磁飽和特性、負荷、線路模型、避雷器等［9-13］。系統(tǒng)諧振過電壓的抑制措施主要有:改變系統(tǒng)運行方式、斷路器加裝合閘電阻、斷路器加裝選相合閘裝置、并聯(lián)濾波器［14-21］。系統(tǒng)諧振現(xiàn)象由自然諧振頻率、阻抗幅值、阻尼和諧波源等因素共同決定。然而,與其相關的諸如電網運行方式、變壓器磁飽和特性、負荷特性及諧波源特性等均難以確定,給諧振過電壓風險評估帶來了挑戰(zhàn)［22］。

2021 年浙江某海上風電場進行合空載變壓器（空變）、合空載線路（空線）試驗過程中出現(xiàn)了嚴重諧振過電壓問題,最大相電壓峰值達1.96 p.u.,最長持續(xù)時間達14 s,造成鄰近風機及靜止無功發(fā)生器（SVG）跳閘、海纜盆式絕緣子受損、部分低壓設備損壞。這是國內海上風電場送出系統(tǒng)首次出現(xiàn)的高幅值諧振過電壓現(xiàn)象,國外相關文獻報道的相似的諧振過電壓,其過電壓水平較低且持續(xù)時間較短。針對這一現(xiàn)象,本文通過理論計算及仿真研究了現(xiàn)場諧振過電壓的特性及產生機理,采用PSCAD/EMTDC 仿真軟件進行了復現(xiàn)及分析,并提出相應的措施建議?，F(xiàn)場試驗驗證了所提措施的有效性。

1 送出系統(tǒng)諧振過電壓機理分析

圖1（a）所示為海上風電場典型交流送出系統(tǒng)接線圖。忽略各支路電阻,海纜按π 型電路等效,海上升壓變壓器（升變）按T 型電路等效,考慮風電機組、SVG 支路未運行,送出系統(tǒng)等效電路如圖1（b）所示。圖中:Lps為計量站C 看向電網的等值電感；Lm和LT分別為風電場海上升壓變勵磁電感、漏電感；Lline和Ccable分別為風電場海纜電感、對地電容；Lshunt1和Lshunt2分別為海纜兩側并聯(lián)電抗器電感。

圖1 典型送出系統(tǒng)接線及電路圖Fig.1 Typical transmission system wiring and circuit diagrams

對于圖1（b）所示的送出系統(tǒng)電路圖,做如下簡化:電纜的單位長度電感值一般為同電壓等級架空線路的一半左右,在進行定性分析時,可以先將其設定為零。得到海上風電場經高壓海纜并網時的簡化等效電路如圖1（c）所示。設定Ltrans滿足:

式中:Ltrans為變壓器勵磁電感與二分之一漏電感之和；Lshunt為等效并聯(lián)電抗；λ為系數(shù)。其中,λ在變壓器穩(wěn)態(tài)運行期間取值很大,可忽略變壓器支路；在變壓器暫態(tài)運行且出現(xiàn)飽和時,λ的取值變小,此時變壓器支路不能忽略。

在圖1（c）中,設定高抗對電纜的容抗進行80%補償,即Lshunt滿足式（2）。

式中:ω為系統(tǒng)角頻率。

由式（3）可知,當系統(tǒng)角頻率ω>ω0（λ取值遠大于1,即忽略變壓器支路）時,ZWF均呈現(xiàn)容性。設等效電容值為Ceq,則上述系統(tǒng)自然諧振頻率fres為:

由于海纜對地電容較大,則Ceq較大,隨海纜數(shù)量及長度增加,則上述系統(tǒng)自然諧振頻率變小。

考慮暫態(tài)過程中空變飽和的影響,即λ減小,則Ceq減小,系統(tǒng)自然諧振頻率fres增大（若ZWF為感性,則不會引起發(fā)系統(tǒng)諧振,所以分析該系統(tǒng)諧振問題時可假設ZWF呈現(xiàn)容性,即λ減小未引起ZWF中電抗符號發(fā)生變化）。

當自然諧振頻率與系統(tǒng)中擾動量頻率相接近且回路阻尼不足時,則會發(fā)生較嚴重的諧振過電壓現(xiàn)象。

2 現(xiàn)場系統(tǒng)諧振特點及原因分析

2.1 某海上風電場送出系統(tǒng)結構

浙江某海上風電場A、B 臨時送出系統(tǒng)見圖2。

圖2 海上風電場A、B 臨時送出系統(tǒng)接線圖Fig.2 Wiring diagram of temporary transmission system of offshore wind farm A and B

風電場A 裝機容量為400 MW,風電場側配置2 臺額定容量為240 MV·A 的變壓器升壓至220 kV,經兩回長度為47.3 km 的220 kV 海纜（其中一回臨時送出階段尚未投運）接入計量站C,且每回海纜兩側均裝設有額定容量為37 Mvar 的高壓電抗器。風電場B 裝機容量為300 MW,風電場側配置兩臺額定容量為180 MV·A 的變壓器升壓至220 kV,經兩回長度為32.2 km 的220 kV 海纜接入計量站C,且每回海纜計量站側裝設有額定容量為35 Mvar 的高壓電抗器。計量站C 配置一臺額定容量為98 MV·A的聯(lián)絡變降壓至110 kV,經一回110 kV 架空線路接入本地110 kV 主網。

2.2 現(xiàn)場合空變引起的諧振過電壓特性分析

操作前海上風電場B 的2 回海纜及2 臺升壓變均在運行；海上風電場A 的1 回海纜運行,兩風電場風電機組均未運行,海上風電場B 的2 組SVG 在運行。在上述運行條件下開展海上風電場A 的1 臺升壓變帶電試驗。海上風電場A 合空變過程中海上升壓站側220 kV 母線電壓、單組SVG 電流、變壓器勵磁涌流故障錄波見圖3。由圖可知,合空變后約129 ms,計量站2 組SVG 跳閘,370 ms 后,系統(tǒng)電壓出現(xiàn)持續(xù)約3.3 s 的振蕩現(xiàn)象,220 kV 母線相電壓有效值最大升高至216 kV（合閘前為133 kV）,峰值最大值為1.96 p.u.（基準值為（252/ 3）× 2 kV）,隨后系統(tǒng)恢復穩(wěn)態(tài)（220 kV 母線相電壓降為137.6 kV）。勵磁涌流產生后先衰減,但在370 ms 后由衰減趨勢轉變?yōu)樵龃筅厔?并出現(xiàn)持續(xù)時間約3.3 s 的振蕩現(xiàn)象,隨后系統(tǒng)恢復穩(wěn)態(tài),勵磁涌流最大值出現(xiàn)在C相（不考慮發(fā)生振蕩時段）,為1.036 kA。

圖3 海上風電場A 合空載變壓器故障錄波Fig.3 Fault recording of energizing no-load transformer in offshore wind farm A

附錄A 圖A1 為220 kV 母線C 相電壓頻譜圖,可知電壓諧波成分以2 倍頻為主,且幅值超過了基波分量,出現(xiàn)了明顯的二次諧波諧振。對海纜電流波形進行分析可得到同樣的結果。

2.3 現(xiàn)場合空線引起的諧振過電壓特性分析

操作前海上風電場B 一回海纜及1 臺升壓變在運行,計量站SVG 與風電場A、B 機組均未運行。

計量站C至海上風電場A海纜線路的計量站C 側合空線操作,計量站C 的220 kV 母線電壓故障錄波見附錄A 圖A2,操作后約100 ms 時系統(tǒng)電壓出現(xiàn)持續(xù)約14 s 的振蕩,220 kV 系統(tǒng)相電壓峰值最大值升至1.68 p.u.,隨后系統(tǒng)電壓恢復至正常運行范圍。合空變、合空線過程現(xiàn)場試驗波形數(shù)據(jù)已共享,見支持數(shù)據(jù)。

對220 kV 母線B 相電壓進行頻譜分析,其電壓諧波分量以2 倍頻為主,出現(xiàn)了明顯的二次諧波諧振。對海纜電流進行分析可得到同樣的結果。

2.4 現(xiàn)場諧振過電壓產生原因分析

2.4.1 基于阻抗理論的合空變諧振過電壓分析

在2.2 節(jié)系統(tǒng)運行工況下,不考慮主變飽和特性,從計量站C 側220 kV 母線看入的海上風電送出系統(tǒng)阻抗特性如圖4 所示。從圖4 中可以看出,合空變后的海上風電送出系統(tǒng)在88 Hz 處存在自然諧振點。進一步考慮海上升壓變的勵磁飽和特性,即主變等效勵磁電抗減小,約為漏抗的27 倍時,系統(tǒng)的自然諧振頻率為100 Hz,該諧振特性進一步降低了合空變勵磁涌流中2 倍頻分量的阻尼水平［23］。

圖4 海上風電送出系統(tǒng)阻抗特性Fig.4 Impedance characteristics of offshore wind power transmission system

分析得到現(xiàn)場合空變諧振過電壓產生原因:海上風電場A 合空變操作時,當升壓變的磁路飽和程度使得勵磁電抗約為升壓變漏抗的27 倍時,系統(tǒng)的自然諧振點頻率為100 Hz,與勵磁涌流2 倍頻分量的合拍作用下,系統(tǒng)出現(xiàn)電氣諧振現(xiàn)象。隨著主變磁飽和程度變化及勵磁涌流分量衰減,諧振消失。

2.4.2 基于阻抗理論的合空線諧振過電壓分析在2.3 節(jié)系統(tǒng)運行工況下,不考慮主變磁飽和特性影響,經系統(tǒng)阻抗頻率特性分析,合空線后形成的系統(tǒng)在97 Hz 處存在自然諧振點。另外,合空線前系統(tǒng)處于輕載狀態(tài),合空線操作使得計量站聯(lián)絡變飽和,產生2 倍頻諧波分量。

現(xiàn)場合空線諧振過電壓產生機理:合空線后所形成的系統(tǒng)在穩(wěn)態(tài)下存在97 Hz 的自然諧振頻率；合空線過程中的暫態(tài)過電壓使得處于輕載狀態(tài)下的聯(lián)絡變、海上風電場B 升壓變一定程度上進入飽和,使得系統(tǒng)諧振頻率進一步接近2 倍頻,并激發(fā)變壓器涌流,在涌流2 倍頻分量的作用下,系統(tǒng)出現(xiàn)諧振現(xiàn)象,隨著涌流衰減,諧振消失。

3 現(xiàn)場系統(tǒng)諧振現(xiàn)象仿真復現(xiàn)

3.1 仿真模型

在PSCAD 平臺上建立了如圖2 所示的海上風電場送出系統(tǒng)電磁暫態(tài)仿真模型。圖2 中,從計量站C 的110 kV 母線看入的110 kV 系統(tǒng)等值阻抗為（0.50+j9.93）Ω。表1 給出了海上升壓變、計量站聯(lián)絡變主要技術參數(shù)。表2 給出了海上風電場A、B 所采用220 kV 海纜的序參數(shù)。

表1 海上升壓變和聯(lián)絡變主要技術參數(shù)Table 1 Main technical parameters of offshore step-up transformer and interconnecting transformer

表2 220 kV 海纜序參數(shù)Table 2 Sequence parameters of 220 kV submarine cable

風電場A 升壓變模型中采用的勵磁曲線見附錄B 圖B1,海纜采用頻率相關模型。海纜線路兩側及220 kV 母線均配置額定電壓為216 kV 的避雷器。

2.2 節(jié)及2.3 節(jié)中諧振過電壓事件發(fā)生時,兩風電機組均未運行,表明風電機組不參與諧振過電壓的產生。因此,仿真建模中未考慮風電機組及其35 kV 集電線路。

3.2 合空變過電壓仿真復現(xiàn)

對所建立的海上風電送出系統(tǒng)電磁暫態(tài)模型進行時域仿真,在107 ms 時,海上風電場A 升壓變進行空載合閘操作,在207 ms 時計量站SVG 跳閘。海纜海上升壓站側電壓及升壓變勵磁涌流仿真波形如圖5 所示。由圖5 可知,送出系統(tǒng)電壓、電流出現(xiàn)持續(xù)約為1 700 ms的振蕩,電壓最大峰值為2.05 p.u.,勵磁涌流最大值為608 A（不考慮發(fā)生振蕩時段）。電壓、電流中主要諧波為2 倍頻分量,仿真波形與現(xiàn)場錄波基本一致。隨著勵磁涌流逐漸衰減,系統(tǒng)電壓恢復至正常運行狀態(tài)。

圖5 海纜電壓仿真波形及變壓器勵磁涌流Fig.5 Simulation waveforms of submarine cable voltage and inrush current of transformer

3.3 合空線過電壓仿真復現(xiàn)

利用上述海上風電送出系統(tǒng)電磁暫態(tài)模型進行計量站至風電場A 的海纜計量站側合空線時域仿真,附錄B 圖B2 為計量站220 kV 母線電壓,對A 相電壓在1.5～2 s 時段內的諧波頻譜進行分析可知,合空線后計量站側220 kV 母線電壓最大峰值為2.05 p.u.,諧波以2 倍頻分量為主,且幅值超過了基波分量,與現(xiàn)場錄波基本一致。

4 系統(tǒng)諧振過電壓抑制措施及試驗驗證

4.1 系統(tǒng)諧振過電壓抑制措施

從轉移該送出系統(tǒng)2 倍頻自然諧振點的角度出發(fā),可采用的方法有改變海纜投運數(shù)量和改變陸上系統(tǒng)阻抗。為保證海上風電場A、B 均能完成啟動調試及正常送電,海上風電場海纜投運方式有2 種:3 回海纜均運行和風電場A、B 各1 回海纜運行。海纜數(shù)量減少會使送出系統(tǒng)自然諧振頻率變大。

與計量站C 連接的電網側220 kV 變電站D 配置了3 臺主變。正常運行時,變電站D 內3 臺主變110 kV 側分列運行,其中一臺主變?yōu)橛嬃空綜 及部分負荷供電。通過改變3 臺主變110 kV 側運行方式,即2 臺主變110 kV 側并列運行,共同為計量站C及部分負荷供電,電網側等值阻抗將減小,使送出系統(tǒng)自然諧振頻率變大。

表3 給出了3 種不同工況下系統(tǒng)在2 倍頻附近的自然諧振點。從表中自然諧振頻率可以看出,變電站D 的2 臺主變作為電源為計量站C 供電（從計量站C 的110 kV 母線看入的110 kV 系統(tǒng)等值阻抗為（0.39+j7.72）Ω,海上風電場A、B 各1 回海纜運行時,系統(tǒng)諧振頻率超過了2 倍頻,再考慮到操作過程變壓器飽和會使系統(tǒng)自然諧振頻率進一步變大,該方式對抑制諧振過電壓有利。

表3 不同運行方式下送出系統(tǒng)自然諧振頻率Table 3 Natural resonant frequency of transmission system in different operation modes

另外,從現(xiàn)場錄波波形可知,SVG 運行有利于抑制諧振過電壓,但SVG 在暫態(tài)過程中存在跳閘風險；投入負荷有利于提高系統(tǒng)阻尼［11］。在抑制措施中同時考慮上述2 種因素。

考慮2 臺主變作為電源為計量站C 供電、海上風電場A、B 各1 回海纜運行、SVG 投入（合空變操作后60 ms 閉鎖）及變電站D的110 kV 側帶100 MW負荷（50%恒阻抗負荷+50%電動機負荷）,海上風電場A 合空變操作時計量站C 的220 kV 母線電壓如圖6 所示。仿真結果表明,所提出的聯(lián)合抑制措施可以明顯抑制系統(tǒng)諧振過電壓。

圖6 220 kV 母線電壓仿真波形Fig.6 Simulation waveforms of 220 kV bus voltage

4.2 抑制措施現(xiàn)場實施效果

綜上分析,為了抑制2 倍頻諧波諧振,現(xiàn)場海上風電場A 合空線、合空變操作前采取相應措施:1）變電站D 的2 臺主變110 kV 母線并列運行作為啟動試驗電源；2）變電站D 的2 臺主變110 kV 母線帶負荷約為100 MW；3）計量站C 的2 組SVG 運行,且對SVG 保護定值進行了合理修改,以提高其抗擾動能力。

現(xiàn)場風電場A 進行了合空線、合空變操作,附錄C 圖C1 為海上升壓站A 合空線、合空變過程中計量站C 的220 kV 母線電壓故障錄波。由圖可知,操作后系統(tǒng)未出現(xiàn)2 倍頻諧波諧振現(xiàn)象,操作過電壓最大峰值分別為1.09、1.08 p.u.。試驗結果驗證了本文所提抑制措施的有效性。

5 結語

1）相同長度和電壓等級海纜電容是架空線路的20 倍以上,使得海上風電場送出系統(tǒng)自然諧振頻率減小,當諧振頻率接近倍頻（尤其是2、3 倍頻）時,風電場合空線、合空變等操作易引發(fā)系統(tǒng)短時諧振,危及設備安全和影響海上風電送出系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

2）由于合空變過程中勵磁阻抗變化較大,對處于暫態(tài)過程中的送出系統(tǒng)自然諧振頻率的影響較大。變壓器磁飽和使得勵磁阻抗減小,從而增大自然諧振頻率,暫態(tài)過程中送出系統(tǒng)諧振點在一定范圍內變化,更易引發(fā)系統(tǒng)短時諧振。

3）從轉移系統(tǒng)諧振點、增加系統(tǒng)阻尼等角度考慮,可采用操作前調整系統(tǒng)運行方式、投入SVG 和投入負荷等方法抑制諧振過電壓。

4）其他應對海上風電場送出系統(tǒng)諧振過電壓的措施建議:海上風電接入系統(tǒng)較弱（臨時接入低電壓等級電網、電網黑啟動等情況）或規(guī)模化接入時,需開展諧振過電壓專題研究,若存在風險,可采用改變接入方案、加裝全波過電壓保護等諧振過電壓應對措施。

本文重點針對海上風電場220 kV 主設備啟動帶電過程開展研究,未考慮35 kV 集電線路電纜及風電機組特性的影響,這是考慮海上風電送出系統(tǒng)不同運行階段時需要研究的問題之一。另外,諧振頻率點附近系統(tǒng)阻尼是影響諧振過電壓的重要因素之一,需針對復雜系統(tǒng)開展阻尼定量研究,提出相應指標,以便更準確地評價系統(tǒng)諧振過電壓風險。

本文相關試驗波形數(shù)據(jù)已共享，可在本刊網站支撐數(shù)據(jù)處下載（http://www.aeps-info.com/aeps/article/abstract/20220126001）。

附錄見本刊網絡版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網絡全文。