風電場接入對高壓送出線路重合閘的影響

李斌，李明浩，趙黎麗，王欣

（1.天津大學智能電網教育部重點實驗室，天津300072；2.貴州電網公司電力調度控制中心，貴陽550002）

風電場接入對高壓送出線路重合閘的影響

李斌1，李明浩1，趙黎麗2，王欣1

（1.天津大學智能電網教育部重點實驗室，天津300072；2.貴州電網公司電力調度控制中心，貴陽550002）

風電場接入對高壓送出線路的重合閘配置具有重要影響。針對送出線路發(fā)生故障后風電場的故障特性，分析了風電場對不同重合閘方式、時間定值和檢定方式的影響，提出適用于風電送出線路的重合閘方案。以雙饋風機為例，結合現場錄波數據，研究了送出線路發(fā)生單相故障和相間故障后風電場的故障特征，并仿真驗證了故障特征的正確性。在此基礎上對比分析了單重方式和三重方式的優(yōu)缺點，得到了220 kV及以上送出線路應優(yōu)先采用綜合重合閘的結論；分析了單相重合閘及三相重合閘時間定值的整定依據，并且對不同風電場的三相重合閘檢定方式進行了研究，提出了一種“持續(xù)檢母線無壓”的新型檢定方式，使送出線路發(fā)生瞬時性故障時能夠在最短時間內重合成功，實現風電場快速并網發(fā)電。

風電場；送出線路；重合閘；重合時間；檢定方式

隨著風電的快速發(fā)展，風機容量不斷增加，大規(guī)模風電場接入電網后對電力系統的影響值得關注[1]。風電場通過超高壓送出線路對電網輸電，目前送出線路采用的保護配置及重合閘方式直接采用常規(guī)超高壓線路的常用方案，并沒有完全解決風電場接入后的適應性問題，難以同時保證風電場的經濟性和電網的穩(wěn)定可靠性[2-3]。

文獻[4]對故障時風電并網電壓進行理論計算，結合故障時的實際錄波結果，論證了在風電場送出線路投入單相重合閘的可行性。文獻[5]指出風電場并網聯絡線發(fā)生故障時風場側采用“檢同期”方式難以重合成功。文獻[6]分析了自動重合閘重合永久性故障時系統電壓兩次跌落造成風電場連鎖脫網的機理，提出了使用改變重合閘功能配置以及延長重合時間等方法。文獻[7-9]對雙饋風機的低電壓穿越策略進行了研究，指出撬棒電路的投入方式會影響低電壓穿越的動態(tài)特性。文獻[10-13]分析了不同風機的控制方式和暫態(tài)特性，并通過仿真建模加以驗證。文獻[14-15]分析了風電場的無功補償問題，驗證了故障時SVG能為風電場提供一定的電壓支撐，防止大量風機脫網，提高風電場并網運行的穩(wěn)定性。

大規(guī)模風電場往往經超高壓聯絡線接入電網。當風電場送出線路發(fā)生故障時保護動作，由于風電場故障特性有別于傳統電廠，在故障期間對保護動作性能將產生重要影響。而且，在保護動作后的三相跳閘或單相跳閘后，風電場的運行特性是否能夠保證重合閘成功、快速恢復風電并網運行是必須研究解決的問題。本文系統分析了風電場接入對高壓送出線路重合閘方式、時間定值、檢定方式的影響，通過故障錄波與仿真加以驗證，最后提出了適用于風電送出線路的重合閘方案。

表1 風電場送出線路重合閘方式Tab.1Reclosing mode of transmission lines with wind

1 風電場對送出線路重合閘方式的影響

超高壓輸電線路的重合閘方式可采用單相重合閘、三相重合閘或綜合重合閘方式。其中綜合重合閘方式是指在發(fā)生單相接地故障時采用單相重合閘方式，而發(fā)生相間短路時采用三相重合閘方式。在考慮高壓輸電線路的故障概率、系統過電壓等技術問題的基礎上，通常只投入單相重合閘功能。對于強調瞬時性故障情況下快速恢復供電或聯網運行的輸電線路，通常采用綜合重合閘方式。然而，風電場在故障跳閘后的運行特性、重合后的恢復并網過程都與傳統發(fā)電系統有本質區(qū)別。因此，對于風電場送出線路的重合閘方式需要結合風電場自身特性進行研究論證。目前，我國一些省區(qū)的風電場并網線路重合閘方式如表1所示。

1.1 風電場送出線路的單相重合閘

220 kV及以上風電場送出線路發(fā)生單相接地故障時，風電機組為防止轉子變流器過流過壓，將投入撬棒電路對風機進行保護并實現低電壓穿越功能。當保護跳開線路故障相而進入非全相運行階段后，由于健全相仍然與風電場保持電氣聯系，因此風電機組始終保持并網運行狀態(tài)，因此可以認為經過短延時后瞬時性故障消失，單相重合閘成功重合，恢復風電場運行。

與常規(guī)電源不同的是，風電場機組在單相故障發(fā)生時會投入撬棒電路而進入異步運行狀態(tài)。不同風機撬棒電路投入的時刻、持續(xù)時間等控制方式可能不同。異步運行狀態(tài)使得風電場從系統吸收大量無功，如果風電場容量較大，則會引起無功不足，造成系統電壓下降，引發(fā)風電場送出線路出現振蕩現象。因此風電場側應提供足夠容量的動態(tài)無功補償裝置，或者改善雙饋風機轉子側變流器的無功控制策略，以保證風電場送出線路成功的完成單相重合閘操作。

1.2 風電場送出線路的三相重合閘

當送出線路發(fā)生相間故障時，斷路器三相跳閘，風電場將與系統失去聯絡，此時風電場與本地負荷存在孤島運行的可能，如圖1所示。而雙饋風機自身不具備調頻能力，因此風場出力與負荷的不匹配極易導致風電機組的電壓保護或頻率保護動作切機。

圖1 風電場孤網運行示意Fig.1Diagram of the wind farm in islanding operation

在并網開關斷開前，系統內應滿足功率守恒，假設風電場與電網之間沒有無功交換，其公式為

式中：Pw為風電機組輸出的有功功率；Qw為風電機組輸出的無功功率；PLoad為負載的需求有功功率；QLoad為負載的需求無功功率；PGrid為風電機組向電網輸出的有功功率。

對于并聯的RLC本地負載，可得

式中：UPCC為風機系統進入微電網孤島系統穩(wěn)態(tài)時公共耦合點處的電壓有效值；ω為公共耦合點處的電壓角頻率。

聯立式（1）和式（2），可得

式中：λ=RC/L ，為并聯的本地RLC負載的品質因數；ω0=1/LC ，為并聯的本地RLC負載的諧振角頻率。

基于式（2）和式（3）分析，可得出風電場孤島系統穩(wěn)定運行時電壓的幅值特征和頻率特征：

（1）風電場孤島系統內風機輸出的有功功率影響孤島系統的電壓幅值。即孤島系統的電壓水平取決于系統內有功功率的匹配程度；

（2）風電場孤島系統穩(wěn)定后風機輸出的有功功率與無功功率比值影響系統內的電壓頻率，同時，該頻率也受負載品質因數和負載諧振角頻率的影響。

以我國某省的風電場為例，其送出線路拓撲結構如圖2所示。

圖2 某風電場及送出線路示意Fig.2Diagram of wind farms and their transmission lines

220 kV送出線路因相間故障而三相跳閘后，風電場進入孤島運行狀態(tài)。由以上分析可知PGrid變?yōu)?，Pw-PGrid顯著增大，電壓上升。式（3）中ω關于Pw-PGrid是增函數，隨著Pw-PGrid增加，頻率上升。

圖2所示風電場送出線路三相跳閘后，其頻率錄波和電壓錄波變化如圖3和圖4所示。根據《GBT 19963—2011風電場接入電力系統技術規(guī)定》可知并網風力發(fā)電機的電壓和頻率保護定值設定，在圖3和圖4的變化條件下，風電場內的風機必然快速脫網，隨后電壓和頻率逐漸下降至0。

圖3 送出線路三跳后風電場35 kV母線電壓頻率變化Fig.3Voltage frequency of 35 kV bus in the wind farm when the three-phase circuit breaker of the transmission line trips

圖4 送出線路三跳后風電場35 kV母線三相電壓變化Fig.4Voltage of 35 kV bus in the wind farm when the three-phase circuit breaker of the transmission line trips

2 風電場送出線路的重合閘設置

2.1 風電場送出線路的重合閘方式

對于風電場接入的送出線路，單相重合閘的優(yōu)點在于單相瞬時性故障率高，采用單相重合閘可以保證風電場在非全相運行時保持并網運行狀態(tài)，隨后恢復風電場正常并網發(fā)電。三相重合閘方式優(yōu)點在于當線路發(fā)生瞬時性相間故障時，220 kV三相跳閘，風電場母線電壓能在重合閘動作后迅速恢復，脫網后的風電機組自動檢測到系統電壓及頻率正常后，在風速滿足條件的情況下自動并網，投入發(fā)電，從而提高了風電場的發(fā)電效益。

對于僅投入單相重合閘方式的輸電線路，瞬時性相間故障時線路三相跳閘不重合。按照電網運行規(guī)程和恢復供電的管理流程，輸電線路需要在確定故障位置、進行故障處理并檢查無誤后，由調度部門下令合閘恢復供電。這樣一來，風電場送出線路的停電時間必然很長，使風電場損失了大量的發(fā)電量，影響經濟性。容量較大的風電場長時間不能并網還會導致電網有功缺額，造成系統頻率下降，增加系統其他電源的調峰深度，大規(guī)模風電脫網還會導致系統崩潰。對于僅投入三相重合閘的輸電線路，瞬時性單相故障時會導致線路三相跳閘，使得風電機組全部脫網，大大降低了供電可靠性。

我國風電場送出線路較多的采用了單相重合閘方式。但目前風電場利用小時數低，發(fā)電效益欠佳，如何從保護控制技術出發(fā)保障風電場的長期安全可靠工作就顯得意義重大。

綜合重合閘方式同時具備以上兩種重合閘的優(yōu)點，既能在送出線路發(fā)生單相瞬時性故障時實現快速重合，保證風電機組不脫網，又能在瞬時性相間故障后自動重合故障線路，使脫網的風電機組迅速并網發(fā)電。因此風電場220 kV及以上送出線路可考慮采用綜合重合閘方式。

2.2 風電場送出線路的重合閘時間定值

對于單相重合閘，當發(fā)生單相故障時保護動作，線路跳開單相，此時風電場仍能短時間內正常運行，因此單相重合閘時間定值應盡可能小，以便線路快速恢復三相供電。該延時主要考慮瞬時性故障時故障點絕緣強度恢復時間，保證熄弧和設備的安全。因此單相重合時間定值一般不超過1 s。

對于三相重合閘，當送出線路發(fā)生相間故障時保護動作，斷路器跳開三相，一般來說，風電場有功出力與負荷不匹配，風機因電壓保護或頻率保護動作而在線路三跳后迅速脫網。因此風電場送出線路的三相重合閘延時設置需要較長時間，以躲過風機可能出現的最長低電壓穿越時間，一般該延時可設置為3 s或以上。這樣可以保證送出線路三相跳閘后風機和風場內的無功補償設備退出運行，避免三相重合時對風電場的站內設備造成影響。

2.3 風電場送出線路的重合閘檢定方式

三相重合閘有以下幾種檢定方式：檢無壓方式、檢同期方式以及不檢而直接重合方式。傳統火電、水電廠往往采用大電源側“檢無壓”、小電源側“檢同期”的做法。盡管與電網容量相比，風電屬于小電源，但風電場送出線路的重合閘檢定方式卻不適合上述方法。以圖2所示的風電場送出線路為例，當線路上發(fā)生相間故障而三相跳閘后，風電場側的風電機組將陸續(xù)全部脫網。此時風電場側重合閘無法滿足“檢同期”條件，導致重合不成功。因此，風電場送出線路的風電場側重合閘方式不宜采用“檢同期”方式。

對于風電場送出線路三相重合閘，系統側可以通過“檢無壓”后成功合閘，風電場側可以通過“不檢定”的方式隨后重合。為了避免風電場側三相重合時風機尚未脫網而產生沖擊，如圖5所示，送出線路3發(fā)生相間故障后，在三相跳閘的同時聯切A風場側開關，使風電場脫網。該方案可以保證風電場內設備不受到重合閘影響，但風電場重新恢復運行需要調度部門對聯切的風場側開關發(fā)送合閘命令，耗費時間長，影響風電場經濟性。

圖5 重合閘不檢定時的風電場切除方案Fig.5Removal scheme of wind farms when the reclosing is not verified

為避免出現上述問題，如圖5所示，可采用在三相跳閘的同時遠切B風電場主變開關的方法使風電機組脫網。這種方法的優(yōu)點在于風電場內工作人員可通過手合開關對主變斷路器進行合閘，使風電場快速恢復供電，不需要一直等待調度命令，提升了風電場的經濟性。但此過程需要人工操作，仍不能保證風電場在最短時間內恢復運行。

為了保證風電場送出線路的風場側三相重合時風機已全部脫網，也可以考慮采用“檢母線無壓線路有壓”方式。斷路器三相跳開后，如果風電場無法孤網運行，風電機組全部脫網，母線電壓逐漸下降至零，因此送出線路風場側重合閘可以在滿足“檢母線無壓線路有壓”方式后重合。如果風電場能夠在短時間內孤網運行，母線電壓保持額定，檢母線無壓失敗，重合閘不會動作，避免了非同期合閘。該方案已經應用于一些110 kV風電送出線路中。

上述方案仍然存在一定問題，由于風電機組全部脫網后的電壓變化速度與投入風機臺數和本地負荷有關，不同工況下母線電壓滿足檢無壓條件的所用時間不相同，因此“檢母線無壓線路有壓”的時間定值難以確定。如果時間定值設置過小，母線電壓仍未衰減至滿足檢無壓條件，重合閘檢定失敗。風場側斷路器需要等待調度部門發(fā)送合閘命令，這又延長了風電場的并網時間。

根據風電場無法孤網運行的特點，風場側重合閘可采用“持續(xù)檢母線無壓”的方式。如圖6所示，假設送出線路發(fā)生相間故障，保護動作并使斷路器三相跳閘。對系統側斷路器而言，延時t1后系統側首先檢無壓重合，如果重合于永久性故障則系統側斷路器再次三相跳閘；如果重合于瞬時性故障則重合成功。對風電場側而言，延時t2后檢線路有壓條件是否滿足，如果滿足則證明對側重合成功，啟動持續(xù)檢母線無壓（t2～t3），一旦線路有壓和母線無壓條件同時滿足，風電場側的重合閘即刻重合，風電場可迅速并網發(fā)電。這種檢定方法大大提高了重合閘成功率和風電場的經濟效率。

圖6 風電場重合閘動作時序Fig.6Reclosure sequence diagram of wind farm

應注意在風場側投入“持續(xù)檢母線無壓”的同時還要投入“檢同期”方式，保證風場在不脫網的情況下與電網同期并網。

3 仿真驗證

仿真系統如圖2所示，風電場由198臺1.5 MW雙饋風機組成，雙饋發(fā)電機定子電阻0.005 5 Ω，定子漏抗0.054 Ω，轉子電阻0.003 8 Ω，轉子漏抗0.075 Ω，勵磁電抗3.33 Ω。雙饋風機通過三組升壓變壓器接入220 kV母線，主變容量100 MW，空載損耗284.7 kW，負載損耗54.7 kW，短路電壓百分比為6%。風場內有功負荷1.5 MW，無功負荷1 Mvar。風場通過220 kV送出線路與無窮大電網相連，線路全長22 km，其中線路正序電阻1.76 Ω，正序電抗9.47 Ω，零序電阻7.96 Ω，零序電抗21.99 Ω。

3.1 風電場送出線路的單相重合閘仿真

風電場輸出功率為297 MW，風電送出線路出口在0.1 s時發(fā)生A相瞬時性接地故障，之后A相被保護快速切除。經過單相重合閘1 s延時后重合成功，線路恢復運行。

由圖7可知雙饋風機可以在單相重合閘期間實現低電壓穿越而不脫網。重合閘動作后線路恢復正常運行，三相電流小幅震蕩。這是因為風電場滿發(fā)運行，對無功需求較大，而單相重合閘動作后風機由非全相運行狀態(tài)恢復正常運行狀態(tài)，會從電網吸收無功，如果風電場容量較大，會造成系統電壓下降，引發(fā)震蕩問題。因此風電場側應提供足夠容量的動態(tài)無功補償裝置。

圖7 單相重合閘動作時送出線路三相電流波形Fig.7Three-phase current waveform of transmission lines when single-phase reclosing acts

3.2 風電場送出線路的三相重合閘仿真

風電場輸出功率為150 MW，場內無負荷。3 s時風電場出口線路發(fā)生三相接地故障，0.05 s后保護動作，斷路器三跳。在PSCAD環(huán)境下搭建模型進行仿真，得到35 kV側母線電壓和頻率變化如圖8和圖9所示。

圖8 送出線路三跳后風電場35 kV母線三相電壓波形Fig.8Voltage frequency of 35 kV bus in the wind farm when the three-phase circuit breaker of the transmission line trips

如圖8、圖9所示，斷路器三相跳閘后風電場進入孤島運行狀態(tài)，風電場輸出功率遠大于場內負荷，有功富裕，母線電壓和頻率均上升，無論是電壓保護還是頻率保護，都最終會使風機脫網，這與第1.2節(jié)中分析一致。

圖9 送出線路三跳后風電場35 kV母線電壓頻率波形Fig.9Voltage of 35 kV bus in the wind farm when the three-phase circuit breaker of the transmission line trips

4 結論

（1）雙饋風機可以在單相重合閘期間實現低電壓穿越而不脫網。單相重合閘動作后風機由非全相運行狀態(tài)恢復正常運行狀態(tài)，會從電網吸收無功，造成系統電壓下降，引發(fā)震蕩問題。因此風電場側應提供足夠容量的動態(tài)無功補償裝置。

（2）送出線路斷路器三相跳閘后風電場進入孤島運行狀態(tài)。風場出力大于本地負荷時母線電壓與頻率均上升，故障錄波與仿真均表明頻率保護優(yōu)先于電壓保護動作，風電機組全部脫網。

（3）單相重合閘的優(yōu)點在于能在風電場送出線路發(fā)生單相瞬時性故障時實現故障相快速重合，風機不脫網。三相重合閘的優(yōu)點在于重合于瞬時性相間故障后風電場母線電壓能迅速恢復，風電場自動并網發(fā)電而無需等待調度命令，提高了風場的經濟性。綜合重合閘擁有以上兩種優(yōu)點，風電場送出線路優(yōu)先配置綜合重合閘。

（4）單相重合時間定值設置較小以便線路快速恢復三相供電。而三相重合時間定值設置較大是為了確保風機和無功補償設備退出運行，避免重合時對風電場站內設備造成影響。

（5）針對風電場側“檢同期”方式無法重合的情況，提出了一種“持續(xù)檢母線無壓”的檢定方式。風場側重合閘能夠在風電機組全部脫網后迅速重合，使風電場并網發(fā)電。

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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，研究方向為電力系統保護

與控制。Email：libin_tju@126.com

李明浩（1990—），男，通信作者，碩士研究生，研究方向為電

力系統保護與控制。Email：lmh_tju@126.com

趙黎麗（1975—），女，博士，高級工程師，主要從事電網繼電保護整定計算、運行管理方面的工作。Email：lilizhao09@126.com

2015-04-29；

2015-06-27

國家自然科學基金資助項目（51277130）；貴州電網公司科技項目（K-GZ2014-075）；天津市科技計劃項目（13TXSYJC40400）