三相電流不平衡引起的風機脫網分析

羅揚曙

(云南電力技術有限責任公司，昆明 650217)

1 前言

某風電場安裝有UP82－1500kW高原型風電機組66臺，分兩期建設，目前都已經并網發電，風電場采用一機組一箱變 (690 V/35 kV)接線方式，并接至集電線路上，兩期各分兩回共四回集電線路接至風電場110 kV升壓站的35 kV的開關柜中，共用35 kV母線，經過110 kV主變壓器升壓后經一回110 kV線路接入附近的220 kV變電站。兩期設計均配有電容器和SVG無功補償裝置，接在35 kV母線上，裝置第一期投運正常，第二期未建設完成。

2 事件經過

對風電場送出線路對側220 kV變電站線路檢修，需要對風電場運行方式進行調整，并網點由線路檢修220 kV變電站的110 kV母線并網改為另外一個220 kV變電站的110 kV母線并網。

風電場運行中58臺風機不明原因脫網，風電場升壓站相關電氣保護未動作，各斷路器未跳閘，故障錄波裝置未啟動，電網側未發生故障，風電場升壓站綜自監控系統沒有相關報警和跳閘動作信息，只有風電場風機監控系統出現了故障報警，但報警信息報文較為混亂。

3 脫網原因分析

風電場計算監控系統一般分為兩套，一套是升壓站綜合自動化計算機監控系統，另一套是風機計算機監控系統，風機脫網時升壓站綜自監控系統沒有相關報警。

檢查各臺風機故障一覽表的信息，發現各臺風機脫網原因和脫網時間都較為混亂，有的先故障后脫網，有的先脫網后故障，58臺風機故障報文顯示的主要脫網原因有六種之多，而且風機監控系統沒有首出，也沒有能提供與實際動作定值及延時時間相吻合的報文、數據及錄波資料。加之這些故障在風機PLC和風機監控系統后臺分別報出的時間都各不相同，相差1～776分鐘不等，根本無法梳理出合理的風機故障和脫網的時間順序。

另外由于風機監控系統配置和設置原因—PLC沒有配置事件順序記錄 (SOE)卡件和對時功能未設置，風機故障時標只能由監控系統上位機給定，加之存在不同的采樣的通信延時，通過風機監控系統上位機故障一覽表無法判斷風機脫網原因。但是可以通過風機主控PLC風機故障時生成的兩個對應的文件來進行原因分析查找，正常情況下，風機故障時會生成兩個文件，其中一個是故障網頁快照文件 (實質就是首出記錄文件，整個網頁羅列全部故障原因，但是只有首出的故障原因的狀態會變化，置為ON。)，另一個文件是風機故障數據文件，為.txt文件。記錄了風機故障停機前后30 s的重要數據，采樣周期為20 ms。比風機監控系統采集的1 s間隔的數據更加精確。

為了進一步證實事故原因，對應查看了每臺風機主控PLC生成的風機故障數據文件，根據文件可以看出，停機前第－2.06 s，風機三相電流不平衡值超過了定值100 A，第0 s時刻風機保護故障觸發，此時電流已經連續2 s超過定值100 A，風機進入故障停機模式，變槳在第0.24 s時開始順漿動作，槳葉角度開始變化，走順漿停機流程。在第1.34 s時刻變流器產生報警信號，第4.74 s時刻，第二相電壓開始低于360 V主控報警，第8.76 s時刻電壓低變流器報故障，第9.44 s時刻，發電機轉速低于900 rpm，風機并網開關信號mcb_on從1變為0，風機脫網。

經過檢查多臺機數據記錄文件，引起風機停機脫網的故障都是三相電流不平衡造成的，在數據文件第0時刻啟動停機過程，停機過程中變流器的報警和故障，以及電壓低都同時在風機監控系統中報出，但是這些報警或故障都與風機脫網無關。

4 三相電流不平衡保護原理

目前，風電場主控系統采用可編程控制器(PLC)實現，本風電場風機PLC使用自帶的電量卡件對電網三相電壓、變流器并網點三相電流進行測量。其中電壓使用的是低壓側690 V電壓，經過3:1的PT折算后的電壓;電流使用的是經過2000:1的CT折算后的電流，采集電壓、電流的均為有效值;另外由于PLC采樣周期為50 Hz，與電網頻率相同，采樣頻率較低，盡管PLC可以實現電壓、電流的瞬時值采樣，但是無法滿足負序電流計算精度要求。所以，風機三相電流不平衡保護原理沒有采用國標《電能質量三相電壓不平衡》GB/T15543的負序電流法計算方法(采集三相電流，計算出正序和負序電流，再利用負序和正序電流的比值即可得到三相電流的不平衡度)，而是采用了NEMA(美國電氣制造商協會)和IEEE相關標準的電流偏差計算方法來實現，計算公式如下:

其中:LCUR%為三相電流不平衡度;

Iavg為三相電流平均值;

Ii分別對應IA，IB，IC為三相電流有效值。

根據廠家利用電流偏差計算法與負序電流法分別計算的三相電流不平衡度對比，不平衡度在8%以下時，兩種方法計算精度誤差在1%以內;大于8%～20%，誤差在2% ～4%以內。風電場電流不平衡度保護定值為4%，因此可以利用電流偏差法替代負序電流法計算三相電流不平衡度。

5 三相電流不平衡分析

首先，風電場運行一年多來，一直較為穩定，正常情況下由于變頻器控制系統調節不到位，風機存在電流不平衡的情況，短時間調節滯后或超前現象，會導致電流不平衡程度加大。

其次，風機主控沒有電流相位采集功能，三相電流不平衡不能采用負序電流不平衡度方式來計算，只能利用了簡單電流偏差法計算，只要不平衡電流 (三相電流與三相電流平均值最大差值)大于保護定值，保護動作，此方式有一定誤差存在。

第三，風電場對側變電站線路檢修，導致電網運行方式改變后，風電場并網點發生改變，并網點變電站有重載的單相整流變為當地電力機車提供負荷，造成了該區域內電網三相電流不平衡，但未超過按照國標《電能質量三相電壓不平衡》采用負序電流不平衡度計算的保護定值的允許值，電網本身未發生故障。但是由于風機保護定值設置偏小，設置不合理，風機主控保護定值未按變頻器最大承受能力統一整定保護動作定值和延時定值，加之風電場無功補償未投入，加大了風電場三相電流不平衡，導致風機在電網電流不平衡沒有超過電網要求限值時，保護動作，最終導致了風機大規模脫網。

6 整改措施

6.1 暴露的問題

1)風電場投產時，對風機設備交接驗收把關不嚴，技術監控不到位，風機監控系統未實現與GPS對時，風機PLC也沒有實現與風機監控系統數據服務器的時間同步，導致風機監控系統報警一覽表無法判斷風機脫網的真實原因。

2)現場運行維護人員技術技能欠缺，對事件應急處置能力不足。

3)風電場雖然配置了一期的無功補償裝置SVG和電容器。可以投用，但是由于管理和認識不到位，沒有投用。二期無功補償裝置系統建設滯后，未隨二期風場同時投入運行，此當并網運行方式改變后也為及時投入無功補償裝置，反從電網側倒吸無功，導致機端電壓過低，加大了兩相間電流的差值，最終導致風機大規模同時脫網。另外，此次風電場并網方式改變后，風電場并網電氣距離增長，雖然電網側110 kV電壓扔然控制在－3～+7%額定電壓的允許偏差范圍內，但是風電場再不投入無功補償裝置的情況下反從電網側倒吸無功，其風機機端電壓部分時段下降到－6～－9%額定電壓左右，在風電機負荷不變的情況下，加大了兩相電流間的差值而達到脫網定值，導致了大量風機同時脫網。

4)對風機PLC系統電氣保護項目及定值設置不清楚。

風機廠家內部定值設定雜亂，調試過程中未發現，程序設定電流不平衡報警值為100A，但是一期故障延時2 s，二期故障延時是3 s，使得風機電氣保護動作不一致。

5)運行時，調度運行方式改變后，必須注意電網某些特定區域允許較大三相電流不平衡情況的存在對風機運行影響。

6.2 整改措施

1)根據不同廠家變流器最大承受能力整定保護動作定值，電流不平衡度改為5%，計算不平衡電流動作定值以滿足電網要求，ABB變流器5%電流不平衡度對應的電流最大差值為160 A。

2)加強風電場投產調試把關工作，除了升壓站外，應特別注意是風機主控系統、風機保護、變流器調試把關工作，特殊重要項目如GPS全廠時間同步、風機保護試驗、無功控制功能進行專項驗收。

3)升級風機主控系統，完善主控系統故障網頁生成和故障分析能力，高度重視風機和風機監控系統監控的數據采集、故障報文完善、風機PLC主控時間與風電場監控系統系統GPS對時功能的完善，確保監控系統滿足正常運行信息和事故后的評估信息需求。

4)嚴格按照相關要求，加強電容器和SVG系統的管理，制定并完善無功補償裝置SVG的電容器的投運現場運行規程和SVG控制策略。正常情況下，SVG以“無功電壓控制模式”投入運行，FC電容器組處于熱備用狀態。當SVG補償容量達到容性額定值時，母線電壓仍在下降時，投入FC電容器組;當SVG補償容量大于感性4 Mvar時切除FC電容器組，確保風電場能夠控制并網點電壓在額定電壓的97%～107%范圍內，在電力系統公共連接點電壓不平衡度不超過2%，短時不超過4%的情況下風機正常運行不得脫網。SVG控制策略方面，修改增加對背景電壓不平衡度的抑制功能，改善0.5%左右的電壓不平衡度，降低風機長時間運行和瞬時的機端電壓不平衡度，滿足系統正常運行的要求。

5)加強運維人員培訓，熟悉風機主控系統設置、風機保護配置、無功控制、電網運行等相關要求。

7 結束語

通過對省內風電場大規模脫網事件分析，介紹了風電場風機故障時原因查找的方法和過程，以及三相電流不平衡保護實現原理，提出了目前風電場大規模建設暴露的一些問題及對策措施，提醒風電場建設和運行維護單位應加強風機投產驗收把關和技術培訓工作，從而提高風電場整體運行維護的水平，保證風電場安全、穩定的運行。

［1］周喜超，鄭偉，劉峻，等.電網電流不對稱引起大規模風機跳閘原因分析 ［J］.中國電力，2010，43(3):63－67.

［2］GB/T 15543－2008.電能質量－三相電壓不平衡 ［S］.