風電場機組設備涉網性能的檢測

秦睿，曹銀利，楊萍

(1.甘肅省電力科學研究院，蘭州市，730050;2.甘肅省電力公司，蘭州市，730050)

0 引言

甘肅河西地區風力資源豐富，已被國家批準建設千萬千瓦級風電基地。目前并入甘肅電網的風電裝機容量為4 167 MW，機組為2 984臺;最大出力為2 660 MW，達當日全網最高出力的22%;日最大發電量為5 519萬kW·h，占當日全網總發電量的18.4%［1-3］。大規模風電并網給甘肅電網的安全運行帶來了隱患，尤其是在風場單條集中饋線和電網出現故障時，風電場的暫態響應情況將對電網安全有重要影響。2010年初，依據國家能源局有關規定［4］，在甘肅各風電場開展了風電機組的涉網性能和無功補償裝置性能的檢測，為分析研究運行風電場對電網的影響積累了實測數據。

1 檢測內容

1.1 檢測項目

依據國家能源局和國家電網公司有關風電場管理規定［5］，涉網性能檢測項目主要包括有功和無功控制能力、電能質量、單個風電機組低電壓穿越能力的測試，基于仿真的風電場低電壓穿越能力的驗證等。其中，有功控制能力主要檢測有功功率設定值控制和最大有功功率變化;電能質量主要檢測電壓偏差、三相電壓不平衡度、三相電壓畸變率、電壓波動與閃變、諧波電壓、諧波電流等;風電場無功補償裝置性能測試主要檢測風電場升壓站主變高低壓側的電壓、調節支路的有功和無功功率運行參數。

1.2 檢測情況

實際風電場涉網性能檢測工作中采用專用設備檢測了4個風電場(以下用A、B、C、D表示)的有功控制能力和電能質量;低電壓穿越能力項目測試利用新疆與西北750 kV聯網中330、750 kV線路單相接地試驗機會，對B風電場的有功功率變化進行實測，綜合另外2個風電場升壓站現場相量測量裝置(phasor measurement unit，PMU)記錄，采用分析法判斷電網線路單相接地過程中風電場的暫態響應情況和機組低電壓穿越能力［6-9］;無功補償裝置性能測試檢測了9個風電場升壓站磁控電抗器(magnetic control reactor，MCR)、晶閘管控制電抗器(thyristor controlled reactor，TCR)、靜止無功發生器(static var generator，SVG)三類補償裝置的運行性能。

2 檢測結果及分析

2.1 有功控制能力測試

根據4個運行風電場實際情況，進行了風電場有功控制能力測試，結果如表1所示。

表1 有功控制能力測試結果Tab.1 Test results for active control

2.2 電能質量測試

4個運行風電場電能質量的測試點均選擇在風電場并網點，根據電能質量測試規定，測試時間均在12 h以上，測試期間風電場的總負荷均高于風電場總裝機容量的80%，連續記錄了風電場正常運行時的電壓和電流，測試結果如表2所示。

表2 電能質量測試結果Tab.2 Test results for power quality

根據國家標準［11-12］，由表2可看出測試的4個風電場中，A、D風電場電能質量所有測試項目指標均合格;B風電場2次諧波電流和C風電場電壓波動與閃變超標，其他測試項目指標合格。

2.3 風電場動態響應特性和電壓測試

2.3.1 接地試驗概況

人工短路試驗共進行了3次，具體為330 kV線路單相接地、750 kV線路單回運行單相接地、750 kV線路雙回運行單相接地。3次試驗中實測了B風電場并網點電壓和風電場有功變化情況。在第3次接地過程中隨機選擇該風場1臺風電機組測試出機組口電壓和有功出力變化的情況。

2.3.2 330 kV線路單相接地試驗

330 kV線路單相接地后，故障持續40 ms，B風電場的并網點母線電壓下降與有功出力下降情況如表3所示，該風電場MCR未投運，從表3中可看出由于并網點電壓跌落，造成風電場有功功率降低，母線三相電壓嚴重不平衡。根據現場記錄，風電場共有7臺風機報故障后瞬間脫網，故障類型為“變流器反饋丟失”和“直流電壓高_主控”。

小流域河（溝）道以生態修復為主，生態修復應符合以下多目標要求：在防洪上，應該以防洪空間作為實現該目標的首要條件，應達到防洪標準要求，且規劃設計后防洪空間只能擴大，不能減少；在水質上，應達到Ⅲ類或好于Ⅲ類；在生態上，規劃設計河（溝）道段的水文形態等級只能提高，不能降低；在休閑娛樂方面，配置步道、訂步、停車場等措施，發揮河（溝）道非汛期低水位時的休閑娛樂功能。

表3 330 kV線路單相接地B風電場電壓和負荷變化Tab.3 Voltage and load variations in wind farm B for 330 kV line single-phase grounding

2.3.3 750 kV線路單回運行單相接地試驗

750 kV線路單相接地后，故障持續40 ms，B風電場的并網點母線電壓與有功出力下降情況如表4所示，該升壓站MCR未投運，從表4中可看出由于并網點電壓跌落，同時造成風電場有功功率降低，母線三相電壓嚴重不平衡。根據現場記錄，該風電場共有13臺風機報故障后瞬間脫網，故障類型為“變流器反饋丟失”和“直流電壓高_主控”。

表4 750 kV線路單回單相接地B風電場負荷變化Tab.4 Load variations in wind farm B for 750 kV line single circuit and single-phase grounding

2.3.4 750 kV線路雙回運行單相接地試驗

750 kV線路雙回運行發生單相接地后，故障持續40 ms，B風電場的電壓下降與負荷下降情況如表5所示，該升壓站MCR未投運，從表5中可看出由于并網點電壓跌落，跌落時間約40 ms，同時造成風電場有功功率降低，母線三相電壓嚴重不平衡。根據現場記錄，風電場共有15臺風機報故障后瞬間脫網，故障類型為“變流器反饋丟失”和“直流電壓高_主控”。

2.3.5 選測風電機組在750 kV線路雙回運行單相接地時的響應

圖1為隨機選擇的1臺風電機組在750 kV線路雙回運行單相接地時的響應界面，從圖1中可以看出，單臺機組電壓跌落與風電場電壓跌落趨勢相同，選測機組機端電壓跌落時間也大約是40 ms，在電壓跌落過程中，機組出力減小，同時直流母線的電壓升高，這驗證了切出機組報“直流電壓高_主控”故障的原因。

表5 750 kV線路雙回單相接地B風電場負荷變化Tab.5 Load variations in wind farm B for 750 kV line double-circuit and single－phase grounding

圖1 750 kV線路雙回運行單相接地時的響應界面Fig.1 Response interface for 750 kV line double-circuit and single-phase grounding

2.3.6 小結

從測試數據和其他風電場現場收集的PMU記錄數據看出，3種類型的單相接地故障，造成的電壓跌落時間均為40 ms左右，電壓跌落幅度小于80%，風電場有功出力大幅降低。電網故障造成風電場有功降低主要有2方面原因:(1)大部分風電機組不具備低電壓穿越能力，當電壓降低時與電網解列，主要是變槳距雙饋型機組;(2)當電壓降低時，由于部分風電機組具有勵磁功能，電壓降低時會失速但不脫網，只是有功出力減小，主要是定速定槳距型機組。另外，現場PMU記錄曲線反映出在線路單相接地過程中風電場運行機組的低電壓保護均動作。

2.4 風電場動態無功補償裝置性能測試

風電場動態無功補償裝置性能主要實測升壓站動態無功補償裝置最大感性運行和最大容性運行范圍、階躍響應時間，實測結果如表6所示。

從9個風電場的測試結果來看，各風電場配置的無功補償裝置基本上都能夠按照相關要求進行設計制造［13］，關鍵指標均在標準要求范圍內。由于風電基地是一個較為特殊的運行環境，檢測中發現動態無功補償裝置在性能和功能設置方面還存在下列問題。

表6 動態無功補償裝置性能實測結果Tab.6 Performance testing results for dynamic reactive power compensation devices

(1)采用靜止無功發生器SVG型無功補償裝置的風電場，響應速度快，調節支路可實現快速連續的最大容性與最大感性之間的調節，調節過程無諧波含量變化。具有恒電壓閉環和恒無功開環2種調節模式可選，具備自動投切電容器組的功能。

(2)采用晶閘管控制電抗器TCR型無功補償裝置的風電場，響應速度較快。由于TCR是通過調整晶閘管觸發角改變電抗器電流，其電流波形存在畸變，測試結果也表明其自身產生了較大3、5、7次諧波電流。具有恒電壓閉環和恒無功開環2種調節模式可選，具備同站多臺裝置平均分配負荷的協調手段。

(3)采用磁控電抗器MCR無功補償裝置的風電場，由于MCR利用改變電抗器鐵心勵磁，調整電抗器飽和度的方法改變接入系統的等效電阻，因此其響應時間長，超出電網調度的要求，但電能質量表現較好。具有恒電壓模式與綜合模式2種模式可選，過載與過壓能力較強，但無電網要求的恒功率因數或恒無功調節模式。

(4)部分風電場采用的補償裝置不具備恒電壓調節模式，具備恒電壓調節模式的調節電壓目標值未按調度要求整定;有的補償裝置不具備電容器自動投切功能;大多數風電場都不具備多臺補償裝置設備間的協調功能。

(5)測試的各風電場風電機組選用恒功率因數(cosφ=1)模式，未開放其他模式，在電網需要風電場調節無功時無法參與動態調節，無法發揮風電機組自身的無功補償能力。

(6)所有風電場升壓站尚未實現向調度上傳動態無功補償裝置的運行狀態數據的功能。

3 對策

(1)風電場產生的諧波引起的諧振對場內設備的安全穩定運行影響大，已多次發生35 kV并網電纜頭被擊穿，導致大規模風機脫網，影響電網的安全穩定運行。應要求各風電場評估諧波對場內設備安全運行影響，開展場內諧波水平測試。

(2)當系統故障時部分風機低壓保護動作脫網，系統電壓隨之升高，會造成其他風機因過電壓脫網的連鎖反應，而運行風電機組全選用恒功率因數(cosφ=1)模式，加大了系統無功調節的難度。風電機組設計制造時應考慮將功率因數設定在 ±0.95的可調范圍內。

(3)風電場均未配置無功功率控制系統，無法實現對風電場內無功能力的控制，而升壓站動態無功補償裝置故障率高，無法最大限度地參與電網無功調節。電網調度部門應規范風電場動態無功補償裝置的管理，對其主要設置參數的管理應與繼電保護與自動裝置的定值管理同等。動態無功補償裝置應實現運行狀態信息向調度上傳，風機和動態無功補償裝置應開放無功控制模式和控制策略設置，風機和無功補償裝置具備遠程參數設置。

(4)3次電網人工短路試驗造成的風電場并網點電壓跌落值均在風電場低電壓穿越能力范圍之內，但均出現了較明顯的出力減少和切機現象，表明風電機組和風電場的低電壓穿越能力存在不足。應組織開展風電機組低電壓穿越能力的現場驗證，結合仿真分析方法，建立風電場的低電壓穿越模型，系統研究風電場低電壓穿越能力。

(5)各風電場安裝的電能質量在線監測裝置，均未接入電網電能質量監測系統，數據無法上傳。各風電場應將電能質量在線監測信息接入電網電能質量監測系統，從而全面掌握風電場對電網電能質量的影響，同時對風電場的電能質量在線監測裝置進行入網鑒定。

4 結語

通過對風電場機組設備涉網性能的檢測和試驗測試結果的分析，可以看出甘肅河西風電基地現運行的風電場有功控制能力、電能質量部分不符合并入電網的規定;大部分風電機組不具備低電壓穿越能力;風電場對電網電能質量的影響程度較輕，升壓站動態無功補償措施的性能不滿足電網對無功控制的要求。各風電場業主應對風電機組變漿控制系統、變流器、旁路系統等進行改造，使其具備低電壓穿越能力;電網調度管理要加強對電能質量和動態無功補償措施的管理，督促完善無功補償設備功能，提高其性能，并建立與電網調度機構共享設備參數和運行狀態信息的系統。

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