风电场接入对高压送出线路重合闸的影响

李斌，李明浩，赵黎丽，王欣

（1.天津大学智能电网教育部重点实验室，天津300072；2.贵州电网公司电力调度控制中心，贵阳550002）

风电场接入对高压送出线路重合闸的影响

李斌1，李明浩1，赵黎丽2，王欣1

（1.天津大学智能电网教育部重点实验室，天津300072；2.贵州电网公司电力调度控制中心，贵阳550002）

风电场接入对高压送出线路的重合闸配置具有重要影响。针对送出线路发生故障后风电场的故障特性，分析了风电场对不同重合闸方式、时间定值和检定方式的影响，提出适用于风电送出线路的重合闸方案。以双馈风机为例，结合现场录波数据，研究了送出线路发生单相故障和相间故障后风电场的故障特征，并仿真验证了故障特征的正确性。在此基础上对比分析了单重方式和三重方式的优缺点，得到了220 kV及以上送出线路应优先采用综合重合闸的结论；分析了单相重合闸及三相重合闸时间定值的整定依据，并且对不同风电场的三相重合闸检定方式进行了研究，提出了一种“持续检母线无压”的新型检定方式，使送出线路发生瞬时性故障时能够在最短时间内重合成功，实现风电场快速并网发电。

风电场；送出线路；重合闸；重合时间；检定方式

随着风电的快速发展，风机容量不断增加，大规模风电场接入电网后对电力系统的影响值得关注[1]。风电场通过超高压送出线路对电网输电，目前送出线路采用的保护配置及重合闸方式直接采用常规超高压线路的常用方案，并没有完全解决风电场接入后的适应性问题，难以同时保证风电场的经济性和电网的稳定可靠性[2-3]。

文献[4]对故障时风电并网电压进行理论计算，结合故障时的实际录波结果，论证了在风电场送出线路投入单相重合闸的可行性。文献[5]指出风电场并网联络线发生故障时风场侧采用“检同期”方式难以重合成功。文献[6]分析了自动重合闸重合永久性故障时系统电压两次跌落造成风电场连锁脱网的机理，提出了使用改变重合闸功能配置以及延长重合时间等方法。文献[7-9]对双馈风机的低电压穿越策略进行了研究，指出撬棒电路的投入方式会影响低电压穿越的动态特性。文献[10-13]分析了不同风机的控制方式和暂态特性，并通过仿真建模加以验证。文献[14-15]分析了风电场的无功补偿问题，验证了故障时SVG能为风电场提供一定的电压支撑，防止大量风机脱网，提高风电场并网运行的稳定性。

大规模风电场往往经超高压联络线接入电网。当风电场送出线路发生故障时保护动作，由于风电场故障特性有别于传统电厂，在故障期间对保护动作性能将产生重要影响。而且，在保护动作后的三相跳闸或单相跳闸后，风电场的运行特性是否能够保证重合闸成功、快速恢复风电并网运行是必须研究解决的问题。本文系统分析了风电场接入对高压送出线路重合闸方式、时间定值、检定方式的影响，通过故障录波与仿真加以验证，最后提出了适用于风电送出线路的重合闸方案。

表1 风电场送出线路重合闸方式Tab.1Reclosing mode of transmission lines with wind

1 风电场对送出线路重合闸方式的影响

超高压输电线路的重合闸方式可采用单相重合闸、三相重合闸或综合重合闸方式。其中综合重合闸方式是指在发生单相接地故障时采用单相重合闸方式，而发生相间短路时采用三相重合闸方式。在考虑高压输电线路的故障概率、系统过电压等技术问题的基础上，通常只投入单相重合闸功能。对于强调瞬时性故障情况下快速恢复供电或联网运行的输电线路，通常采用综合重合闸方式。然而，风电场在故障跳闸后的运行特性、重合后的恢复并网过程都与传统发电系统有本质区别。因此，对于风电场送出线路的重合闸方式需要结合风电场自身特性进行研究论证。目前，我国一些省区的风电场并网线路重合闸方式如表1所示。

1.1 风电场送出线路的单相重合闸

220 kV及以上风电场送出线路发生单相接地故障时，风电机组为防止转子变流器过流过压，将投入撬棒电路对风机进行保护并实现低电压穿越功能。当保护跳开线路故障相而进入非全相运行阶段后，由于健全相仍然与风电场保持电气联系，因此风电机组始终保持并网运行状态，因此可以认为经过短延时后瞬时性故障消失，单相重合闸成功重合，恢复风电场运行。

与常规电源不同的是，风电场机组在单相故障发生时会投入撬棒电路而进入异步运行状态。不同风机撬棒电路投入的时刻、持续时间等控制方式可能不同。异步运行状态使得风电场从系统吸收大量无功，如果风电场容量较大，则会引起无功不足，造成系统电压下降，引发风电场送出线路出现振荡现象。因此风电场侧应提供足够容量的动态无功补偿装置，或者改善双馈风机转子侧变流器的无功控制策略，以保证风电场送出线路成功的完成单相重合闸操作。

1.2 风电场送出线路的三相重合闸

当送出线路发生相间故障时，断路器三相跳闸，风电场将与系统失去联络，此时风电场与本地负荷存在孤岛运行的可能，如图1所示。而双馈风机自身不具备调频能力，因此风场出力与负荷的不匹配极易导致风电机组的电压保护或频率保护动作切机。

图1 风电场孤网运行示意Fig.1Diagram of the wind farm in islanding operation

在并网开关断开前，系统内应满足功率守恒，假设风电场与电网之间没有无功交换，其公式为

式中：Pw为风电机组输出的有功功率；Qw为风电机组输出的无功功率；PLoad为负载的需求有功功率；QLoad为负载的需求无功功率；PGrid为风电机组向电网输出的有功功率。

对于并联的RLC本地负载，可得

式中：UPCC为风机系统进入微电网孤岛系统稳态时公共耦合点处的电压有效值；ω为公共耦合点处的电压角频率。

联立式（1）和式（2），可得

式中：λ=RC/L ，为并联的本地RLC负载的品质因数；ω0=1/LC ，为并联的本地RLC负载的谐振角频率。

基于式（2）和式（3）分析，可得出风电场孤岛系统稳定运行时电压的幅值特征和频率特征：

（1）风电场孤岛系统内风机输出的有功功率影响孤岛系统的电压幅值。即孤岛系统的电压水平取决于系统内有功功率的匹配程度；

（2）风电场孤岛系统稳定后风机输出的有功功率与无功功率比值影响系统内的电压频率，同时，该频率也受负载品质因数和负载谐振角频率的影响。

以我国某省的风电场为例，其送出线路拓扑结构如图2所示。

图2 某风电场及送出线路示意Fig.2Diagram of wind farms and their transmission lines

220 kV送出线路因相间故障而三相跳闸后，风电场进入孤岛运行状态。由以上分析可知PGrid变为0，Pw-PGrid显著增大，电压上升。式（3）中ω关于Pw-PGrid是增函数，随着Pw-PGrid增加，频率上升。

图2所示风电场送出线路三相跳闸后，其频率录波和电压录波变化如图3和图4所示。根据《GBT 19963—2011风电场接入电力系统技术规定》可知并网风力发电机的电压和频率保护定值设定，在图3和图4的变化条件下，风电场内的风机必然快速脱网，随后电压和频率逐渐下降至0。

图3 送出线路三跳后风电场35 kV母线电压频率变化Fig.3Voltage frequency of 35 kV bus in the wind farm when the three-phase circuit breaker of the transmission line trips

图4 送出线路三跳后风电场35 kV母线三相电压变化Fig.4Voltage of 35 kV bus in the wind farm when the three-phase circuit breaker of the transmission line trips

2 风电场送出线路的重合闸设置

2.1 风电场送出线路的重合闸方式

对于风电场接入的送出线路，单相重合闸的优点在于单相瞬时性故障率高，采用单相重合闸可以保证风电场在非全相运行时保持并网运行状态，随后恢复风电场正常并网发电。三相重合闸方式优点在于当线路发生瞬时性相间故障时，220 kV三相跳闸，风电场母线电压能在重合闸动作后迅速恢复，脱网后的风电机组自动检测到系统电压及频率正常后，在风速满足条件的情况下自动并网，投入发电，从而提高了风电场的发电效益。

对于仅投入单相重合闸方式的输电线路，瞬时性相间故障时线路三相跳闸不重合。按照电网运行规程和恢复供电的管理流程，输电线路需要在确定故障位置、进行故障处理并检查无误后，由调度部门下令合闸恢复供电。这样一来，风电场送出线路的停电时间必然很长，使风电场损失了大量的发电量，影响经济性。容量较大的风电场长时间不能并网还会导致电网有功缺额，造成系统频率下降，增加系统其他电源的调峰深度，大规模风电脱网还会导致系统崩溃。对于仅投入三相重合闸的输电线路，瞬时性单相故障时会导致线路三相跳闸，使得风电机组全部脱网，大大降低了供电可靠性。

我国风电场送出线路较多的采用了单相重合闸方式。但目前风电场利用小时数低，发电效益欠佳，如何从保护控制技术出发保障风电场的长期安全可靠工作就显得意义重大。

综合重合闸方式同时具备以上两种重合闸的优点，既能在送出线路发生单相瞬时性故障时实现快速重合，保证风电机组不脱网，又能在瞬时性相间故障后自动重合故障线路，使脱网的风电机组迅速并网发电。因此风电场220 kV及以上送出线路可考虑采用综合重合闸方式。

2.2 风电场送出线路的重合闸时间定值

对于单相重合闸，当发生单相故障时保护动作，线路跳开单相，此时风电场仍能短时间内正常运行，因此单相重合闸时间定值应尽可能小，以便线路快速恢复三相供电。该延时主要考虑瞬时性故障时故障点绝缘强度恢复时间，保证熄弧和设备的安全。因此单相重合时间定值一般不超过1 s。

对于三相重合闸，当送出线路发生相间故障时保护动作，断路器跳开三相，一般来说，风电场有功出力与负荷不匹配，风机因电压保护或频率保护动作而在线路三跳后迅速脱网。因此风电场送出线路的三相重合闸延时设置需要较长时间，以躲过风机可能出现的最长低电压穿越时间，一般该延时可设置为3 s或以上。这样可以保证送出线路三相跳闸后风机和风场内的无功补偿设备退出运行，避免三相重合时对风电场的站内设备造成影响。

2.3 风电场送出线路的重合闸检定方式

三相重合闸有以下几种检定方式：检无压方式、检同期方式以及不检而直接重合方式。传统火电、水电厂往往采用大电源侧“检无压”、小电源侧“检同期”的做法。尽管与电网容量相比，风电属于小电源，但风电场送出线路的重合闸检定方式却不适合上述方法。以图2所示的风电场送出线路为例，当线路上发生相间故障而三相跳闸后，风电场侧的风电机组将陆续全部脱网。此时风电场侧重合闸无法满足“检同期”条件，导致重合不成功。因此，风电场送出线路的风电场侧重合闸方式不宜采用“检同期”方式。

对于风电场送出线路三相重合闸，系统侧可以通过“检无压”后成功合闸，风电场侧可以通过“不检定”的方式随后重合。为了避免风电场侧三相重合时风机尚未脱网而产生冲击，如图5所示，送出线路3发生相间故障后，在三相跳闸的同时联切A风场侧开关，使风电场脱网。该方案可以保证风电场内设备不受到重合闸影响，但风电场重新恢复运行需要调度部门对联切的风场侧开关发送合闸命令，耗费时间长，影响风电场经济性。

图5 重合闸不检定时的风电场切除方案Fig.5Removal scheme of wind farms when the reclosing is not verified

为避免出现上述问题，如图5所示，可采用在三相跳闸的同时远切B风电场主变开关的方法使风电机组脱网。这种方法的优点在于风电场内工作人员可通过手合开关对主变断路器进行合闸，使风电场快速恢复供电，不需要一直等待调度命令，提升了风电场的经济性。但此过程需要人工操作，仍不能保证风电场在最短时间内恢复运行。

为了保证风电场送出线路的风场侧三相重合时风机已全部脱网，也可以考虑采用“检母线无压线路有压”方式。断路器三相跳开后，如果风电场无法孤网运行，风电机组全部脱网，母线电压逐渐下降至零，因此送出线路风场侧重合闸可以在满足“检母线无压线路有压”方式后重合。如果风电场能够在短时间内孤网运行，母线电压保持额定，检母线无压失败，重合闸不会动作，避免了非同期合闸。该方案已经应用于一些110 kV风电送出线路中。

上述方案仍然存在一定问题，由于风电机组全部脱网后的电压变化速度与投入风机台数和本地负荷有关，不同工况下母线电压满足检无压条件的所用时间不相同，因此“检母线无压线路有压”的时间定值难以确定。如果时间定值设置过小，母线电压仍未衰减至满足检无压条件，重合闸检定失败。风场侧断路器需要等待调度部门发送合闸命令，这又延长了风电场的并网时间。

根据风电场无法孤网运行的特点，风场侧重合闸可采用“持续检母线无压”的方式。如图6所示，假设送出线路发生相间故障，保护动作并使断路器三相跳闸。对系统侧断路器而言，延时t1后系统侧首先检无压重合，如果重合于永久性故障则系统侧断路器再次三相跳闸；如果重合于瞬时性故障则重合成功。对风电场侧而言，延时t2后检线路有压条件是否满足，如果满足则证明对侧重合成功，启动持续检母线无压（t2～t3），一旦线路有压和母线无压条件同时满足，风电场侧的重合闸即刻重合，风电场可迅速并网发电。这种检定方法大大提高了重合闸成功率和风电场的经济效率。

图6 风电场重合闸动作时序Fig.6Reclosure sequence diagram of wind farm

应注意在风场侧投入“持续检母线无压”的同时还要投入“检同期”方式，保证风场在不脱网的情况下与电网同期并网。

3 仿真验证

仿真系统如图2所示，风电场由198台1.5 MW双馈风机组成，双馈发电机定子电阻0.005 5 Ω，定子漏抗0.054 Ω，转子电阻0.003 8 Ω，转子漏抗0.075 Ω，励磁电抗3.33 Ω。双馈风机通过三组升压变压器接入220 kV母线，主变容量100 MW，空载损耗284.7 kW，负载损耗54.7 kW，短路电压百分比为6%。风场内有功负荷1.5 MW，无功负荷1 Mvar。风场通过220 kV送出线路与无穷大电网相连，线路全长22 km，其中线路正序电阻1.76 Ω，正序电抗9.47 Ω，零序电阻7.96 Ω，零序电抗21.99 Ω。

3.1 风电场送出线路的单相重合闸仿真

风电场输出功率为297 MW，风电送出线路出口在0.1 s时发生A相瞬时性接地故障，之后A相被保护快速切除。经过单相重合闸1 s延时后重合成功，线路恢复运行。

由图7可知双馈风机可以在单相重合闸期间实现低电压穿越而不脱网。重合闸动作后线路恢复正常运行，三相电流小幅震荡。这是因为风电场满发运行，对无功需求较大，而单相重合闸动作后风机由非全相运行状态恢复正常运行状态，会从电网吸收无功，如果风电场容量较大，会造成系统电压下降，引发震荡问题。因此风电场侧应提供足够容量的动态无功补偿装置。

图7 单相重合闸动作时送出线路三相电流波形Fig.7Three-phase current waveform of transmission lines when single-phase reclosing acts

3.2 风电场送出线路的三相重合闸仿真

风电场输出功率为150 MW，场内无负荷。3 s时风电场出口线路发生三相接地故障，0.05 s后保护动作，断路器三跳。在PSCAD环境下搭建模型进行仿真，得到35 kV侧母线电压和频率变化如图8和图9所示。

图8 送出线路三跳后风电场35 kV母线三相电压波形Fig.8Voltage frequency of 35 kV bus in the wind farm when the three-phase circuit breaker of the transmission line trips

如图8、图9所示，断路器三相跳闸后风电场进入孤岛运行状态，风电场输出功率远大于场内负荷，有功富裕，母线电压和频率均上升，无论是电压保护还是频率保护，都最终会使风机脱网，这与第1.2节中分析一致。

图9 送出线路三跳后风电场35 kV母线电压频率波形Fig.9Voltage of 35 kV bus in the wind farm when the three-phase circuit breaker of the transmission line trips

4 结论

（1）双馈风机可以在单相重合闸期间实现低电压穿越而不脱网。单相重合闸动作后风机由非全相运行状态恢复正常运行状态，会从电网吸收无功，造成系统电压下降，引发震荡问题。因此风电场侧应提供足够容量的动态无功补偿装置。

（2）送出线路断路器三相跳闸后风电场进入孤岛运行状态。风场出力大于本地负荷时母线电压与频率均上升，故障录波与仿真均表明频率保护优先于电压保护动作，风电机组全部脱网。

（3）单相重合闸的优点在于能在风电场送出线路发生单相瞬时性故障时实现故障相快速重合，风机不脱网。三相重合闸的优点在于重合于瞬时性相间故障后风电场母线电压能迅速恢复，风电场自动并网发电而无需等待调度命令，提高了风场的经济性。综合重合闸拥有以上两种优点，风电场送出线路优先配置综合重合闸。

（4）单相重合时间定值设置较小以便线路快速恢复三相供电。而三相重合时间定值设置较大是为了确保风机和无功补偿设备退出运行，避免重合时对风电场站内设备造成影响。

（5）针对风电场侧“检同期”方式无法重合的情况，提出了一种“持续检母线无压”的检定方式。风场侧重合闸能够在风电机组全部脱网后迅速重合，使风电场并网发电。

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Impact of Wind Farm Integration on the Reclosing of High-voltage Transmission Lines

LI Bin1，LI Minghao1，ZHAO Lili2，WANG Xin1
（1.Smart Grid Key Laboratory of Ministry of Education，Tianjin University，Tianjin 300072，China；2.Electric Power Dispatching Control Center of Guizhou Power Grid Company，Guiyang 550002，China）

Wind farm integration into the power grid has a great impact on the reclosing setting of high-voltage transmission lines.Aiming at the feature of wind farm breakdown caused by transmission line failures，this paper analyzes the influence of this feature on different reclosing modes，reclosing time and test modes，and proposes a new reclosing scheme which can apply to wind power transmission lines.Taking the DFIG as an example，and with the help of the oscilloscope data collected on site，the feature of wind farm breakdown caused by single-phase failure and phase-tophase failure of the transmission line is investigated.The assumption on the breakdown feature is verified by simulation. The advantages and disadvantages of single-phase reclosing mode and three-phase reclosing mode are also analyzed，and the conclusion is drawn that composite auto is preferred in transmission lines with the voltage of 220 kV and above. Lastly，the thesis analyzes the basis for setting the reclosing time of single-phase reclosing and three-phase re-closing，as well as the test method for three-phase reclosing in different wind farms.On the basis of the above research，“Lowvoltage Reclosing of Bus Line Continuously”，a new test mode is proposed，which enables transmission line to reclose in the shortest time after the transient fault occurs，thus the wind farm is quickly connected to the grid.

wind farm；transmission line；reclosing；reclosing time；reclosing test mode

TM614

A

1003-8930（2015）12-0023-07

10.3969/j.issn.1003-8930.2015.12.05

李斌（1976—），男，博士，教授，研究方向为电力系统保护

与控制。Email：libin_tju@126.com

李明浩（1990—），男，通信作者，硕士研究生，研究方向为电

力系统保护与控制。Email：lmh_tju@126.com

赵黎丽（1975—），女，博士，高级工程师，主要从事电网继电保护整定计算、运行管理方面的工作。Email：lilizhao09@126.com

2015-04-29；

2015-06-27

国家自然科学基金资助项目（51277130）；贵州电网公司科技项目（K-GZ2014-075）；天津市科技计划项目（13TXSYJC40400）