风电场机组设备涉网性能的检测

秦睿，曹银利，杨萍

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

0 引言

甘肃河西地区风力资源丰富，已被国家批准建设千万千瓦级风电基地。目前并入甘肃电网的风电装机容量为4 167 MW，机组为2 984台;最大出力为2 660 MW，达当日全网最高出力的22%;日最大发电量为5 519万kW·h，占当日全网总发电量的18.4%［1-3］。大规模风电并网给甘肃电网的安全运行带来了隐患，尤其是在风场单条集中馈线和电网出现故障时，风电场的暂态响应情况将对电网安全有重要影响。2010年初，依据国家能源局有关规定［4］，在甘肃各风电场开展了风电机组的涉网性能和无功补偿装置性能的检测，为分析研究运行风电场对电网的影响积累了实测数据。

1 检测内容

1.1 检测项目

依据国家能源局和国家电网公司有关风电场管理规定［5］，涉网性能检测项目主要包括有功和无功控制能力、电能质量、单个风电机组低电压穿越能力的测试，基于仿真的风电场低电压穿越能力的验证等。其中，有功控制能力主要检测有功功率设定值控制和最大有功功率变化;电能质量主要检测电压偏差、三相电压不平衡度、三相电压畸变率、电压波动与闪变、谐波电压、谐波电流等;风电场无功补偿装置性能测试主要检测风电场升压站主变高低压侧的电压、调节支路的有功和无功功率运行参数。

1.2 检测情况

实际风电场涉网性能检测工作中采用专用设备检测了4个风电场(以下用A、B、C、D表示)的有功控制能力和电能质量;低电压穿越能力项目测试利用新疆与西北750 kV联网中330、750 kV线路单相接地试验机会，对B风电场的有功功率变化进行实测，综合另外2个风电场升压站现场相量测量装置(phasor measurement unit，PMU)记录，采用分析法判断电网线路单相接地过程中风电场的暂态响应情况和机组低电压穿越能力［6-9］;无功补偿装置性能测试检测了9个风电场升压站磁控电抗器(magnetic control reactor，MCR)、晶闸管控制电抗器(thyristor controlled reactor，TCR)、静止无功发生器(static var generator，SVG)三类补偿装置的运行性能。

2 检测结果及分析

2.1 有功控制能力测试

根据4个运行风电场实际情况，进行了风电场有功控制能力测试，结果如表1所示。

表1 有功控制能力测试结果Tab.1 Test results for active control

2.2 电能质量测试

4个运行风电场电能质量的测试点均选择在风电场并网点，根据电能质量测试规定，测试时间均在12 h以上，测试期间风电场的总负荷均高于风电场总装机容量的80%，连续记录了风电场正常运行时的电压和电流，测试结果如表2所示。

表2 电能质量测试结果Tab.2 Test results for power quality

根据国家标准［11-12］，由表2可看出测试的4个风电场中，A、D风电场电能质量所有测试项目指标均合格;B风电场2次谐波电流和C风电场电压波动与闪变超标，其他测试项目指标合格。

2.3 风电场动态响应特性和电压测试

2.3.1 接地试验概况

人工短路试验共进行了3次，具体为330 kV线路单相接地、750 kV线路单回运行单相接地、750 kV线路双回运行单相接地。3次试验中实测了B风电场并网点电压和风电场有功变化情况。在第3次接地过程中随机选择该风场1台风电机组测试出机组口电压和有功出力变化的情况。

2.3.2 330 kV线路单相接地试验

330 kV线路单相接地后，故障持续40 ms，B风电场的并网点母线电压下降与有功出力下降情况如表3所示，该风电场MCR未投运，从表3中可看出由于并网点电压跌落，造成风电场有功功率降低，母线三相电压严重不平衡。根据现场记录，风电场共有7台风机报故障后瞬间脱网，故障类型为“变流器反馈丢失”和“直流电压高_主控”。

小流域河（沟）道以生态修复为主，生态修复应符合以下多目标要求：在防洪上，应该以防洪空间作为实现该目标的首要条件，应达到防洪标准要求，且规划设计后防洪空间只能扩大，不能减少；在水质上，应达到Ⅲ类或好于Ⅲ类；在生态上，规划设计河（沟）道段的水文形态等级只能提高，不能降低；在休闲娱乐方面，配置步道、订步、停车场等措施，发挥河（沟）道非汛期低水位时的休闲娱乐功能。

表3 330 kV线路单相接地B风电场电压和负荷变化Tab.3 Voltage and load variations in wind farm B for 330 kV line single-phase grounding

2.3.3 750 kV线路单回运行单相接地试验

750 kV线路单相接地后，故障持续40 ms，B风电场的并网点母线电压与有功出力下降情况如表4所示，该升压站MCR未投运，从表4中可看出由于并网点电压跌落，同时造成风电场有功功率降低，母线三相电压严重不平衡。根据现场记录，该风电场共有13台风机报故障后瞬间脱网，故障类型为“变流器反馈丢失”和“直流电压高_主控”。

表4 750 kV线路单回单相接地B风电场负荷变化Tab.4 Load variations in wind farm B for 750 kV line single circuit and single-phase grounding

2.3.4 750 kV线路双回运行单相接地试验

750 kV线路双回运行发生单相接地后，故障持续40 ms，B风电场的电压下降与负荷下降情况如表5所示，该升压站MCR未投运，从表5中可看出由于并网点电压跌落，跌落时间约40 ms，同时造成风电场有功功率降低，母线三相电压严重不平衡。根据现场记录，风电场共有15台风机报故障后瞬间脱网，故障类型为“变流器反馈丢失”和“直流电压高_主控”。

2.3.5 选测风电机组在750 kV线路双回运行单相接地时的响应

图1为随机选择的1台风电机组在750 kV线路双回运行单相接地时的响应界面，从图1中可以看出，单台机组电压跌落与风电场电压跌落趋势相同，选测机组机端电压跌落时间也大约是40 ms，在电压跌落过程中，机组出力减小，同时直流母线的电压升高，这验证了切出机组报“直流电压高_主控”故障的原因。

表5 750 kV线路双回单相接地B风电场负荷变化Tab.5 Load variations in wind farm B for 750 kV line double-circuit and single－phase grounding

图1 750 kV线路双回运行单相接地时的响应界面Fig.1 Response interface for 750 kV line double-circuit and single-phase grounding

2.3.6 小结

从测试数据和其他风电场现场收集的PMU记录数据看出，3种类型的单相接地故障，造成的电压跌落时间均为40 ms左右，电压跌落幅度小于80%，风电场有功出力大幅降低。电网故障造成风电场有功降低主要有2方面原因:(1)大部分风电机组不具备低电压穿越能力，当电压降低时与电网解列，主要是变桨距双馈型机组;(2)当电压降低时，由于部分风电机组具有励磁功能，电压降低时会失速但不脱网，只是有功出力减小，主要是定速定桨距型机组。另外，现场PMU记录曲线反映出在线路单相接地过程中风电场运行机组的低电压保护均动作。

2.4 风电场动态无功补偿装置性能测试

风电场动态无功补偿装置性能主要实测升压站动态无功补偿装置最大感性运行和最大容性运行范围、阶跃响应时间，实测结果如表6所示。

从9个风电场的测试结果来看，各风电场配置的无功补偿装置基本上都能够按照相关要求进行设计制造［13］，关键指标均在标准要求范围内。由于风电基地是一个较为特殊的运行环境，检测中发现动态无功补偿装置在性能和功能设置方面还存在下列问题。

表6 动态无功补偿装置性能实测结果Tab.6 Performance testing results for dynamic reactive power compensation devices

(1)采用静止无功发生器SVG型无功补偿装置的风电场，响应速度快，调节支路可实现快速连续的最大容性与最大感性之间的调节，调节过程无谐波含量变化。具有恒电压闭环和恒无功开环2种调节模式可选，具备自动投切电容器组的功能。

(2)采用晶闸管控制电抗器TCR型无功补偿装置的风电场，响应速度较快。由于TCR是通过调整晶闸管触发角改变电抗器电流，其电流波形存在畸变，测试结果也表明其自身产生了较大3、5、7次谐波电流。具有恒电压闭环和恒无功开环2种调节模式可选，具备同站多台装置平均分配负荷的协调手段。

(3)采用磁控电抗器MCR无功补偿装置的风电场，由于MCR利用改变电抗器铁心励磁，调整电抗器饱和度的方法改变接入系统的等效电阻，因此其响应时间长，超出电网调度的要求，但电能质量表现较好。具有恒电压模式与综合模式2种模式可选，过载与过压能力较强，但无电网要求的恒功率因数或恒无功调节模式。

(4)部分风电场采用的补偿装置不具备恒电压调节模式，具备恒电压调节模式的调节电压目标值未按调度要求整定;有的补偿装置不具备电容器自动投切功能;大多数风电场都不具备多台补偿装置设备间的协调功能。

(5)测试的各风电场风电机组选用恒功率因数(cosφ=1)模式，未开放其他模式，在电网需要风电场调节无功时无法参与动态调节，无法发挥风电机组自身的无功补偿能力。

(6)所有风电场升压站尚未实现向调度上传动态无功补偿装置的运行状态数据的功能。

3 对策

(1)风电场产生的谐波引起的谐振对场内设备的安全稳定运行影响大，已多次发生35 kV并网电缆头被击穿，导致大规模风机脱网，影响电网的安全稳定运行。应要求各风电场评估谐波对场内设备安全运行影响，开展场内谐波水平测试。

(2)当系统故障时部分风机低压保护动作脱网，系统电压随之升高，会造成其他风机因过电压脱网的连锁反应，而运行风电机组全选用恒功率因数(cosφ=1)模式，加大了系统无功调节的难度。风电机组设计制造时应考虑将功率因数设定在 ±0.95的可调范围内。

(3)风电场均未配置无功功率控制系统，无法实现对风电场内无功能力的控制，而升压站动态无功补偿装置故障率高，无法最大限度地参与电网无功调节。电网调度部门应规范风电场动态无功补偿装置的管理，对其主要设置参数的管理应与继电保护与自动装置的定值管理同等。动态无功补偿装置应实现运行状态信息向调度上传，风机和动态无功补偿装置应开放无功控制模式和控制策略设置，风机和无功补偿装置具备远程参数设置。

(4)3次电网人工短路试验造成的风电场并网点电压跌落值均在风电场低电压穿越能力范围之内，但均出现了较明显的出力减少和切机现象，表明风电机组和风电场的低电压穿越能力存在不足。应组织开展风电机组低电压穿越能力的现场验证，结合仿真分析方法，建立风电场的低电压穿越模型，系统研究风电场低电压穿越能力。

(5)各风电场安装的电能质量在线监测装置，均未接入电网电能质量监测系统，数据无法上传。各风电场应将电能质量在线监测信息接入电网电能质量监测系统，从而全面掌握风电场对电网电能质量的影响，同时对风电场的电能质量在线监测装置进行入网鉴定。

4 结语

通过对风电场机组设备涉网性能的检测和试验测试结果的分析，可以看出甘肃河西风电基地现运行的风电场有功控制能力、电能质量部分不符合并入电网的规定;大部分风电机组不具备低电压穿越能力;风电场对电网电能质量的影响程度较轻，升压站动态无功补偿措施的性能不满足电网对无功控制的要求。各风电场业主应对风电机组变浆控制系统、变流器、旁路系统等进行改造，使其具备低电压穿越能力;电网调度管理要加强对电能质量和动态无功补偿措施的管理，督促完善无功补偿设备功能，提高其性能，并建立与电网调度机构共享设备参数和运行状态信息的系统。

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［12］GB/T 20298—2006静止式无功补偿装置(SVC)功能特性［S］.北京:中国标准出版社，2006.

［13］GB/T 12326—2008电能质量:电压波动与闪变标准［S］.北京:中国标准出版社，2008.