風電場短路試驗與風電短路特性分析

曹增功，牟宏，王春義，趙鵬，徐志，王洪濤

（1．國網山東省電力公司，濟南250001；2．國網山東省電力公司電力科學研究院，濟南250002；3．山東大學電氣工程學院，濟南250061）

·試驗研究·

風電場短路試驗與風電短路特性分析

曹增功1，牟宏1，王春義1，趙鵬2，徐志3，王洪濤3

（1．國網山東省電力公司，濟南250001；2．國網山東省電力公司電力科學研究院，濟南250002；3．山東大學電氣工程學院，濟南250061）

為驗證風電高集中匯集在電網故障時的短路特性和對電網的影響，山東電網開展了接入榮成站110 kV風電場送出線路單相接地短路和風電場35kV饋線三相短路試驗。依據短路故障錄波數據，分析比較不同類型風電機組的短路電流特性，分別得出了含鼠籠型、雙饋型和直驅型風機的風電場在不同短路條件下短路電流的特性規律，對于今后實際電網中風電集中接入下短路電流水平的評估具有重要的指導意義。

風機；風電場；短路試驗；短路特性

0 引言

山東省風能資源豐富，近年來風電裝機一直保持較快增長速度。山東電網共有84座并網風電場，裝機容量582.3萬kW，占全省統調機組總容量的9.47%。2014年1月到9月，山東電網共接納風力發電63.95億kWh，同比增長7.91%。據山東電力工業“十二五”規劃和山東省千萬千瓦級風電基地規劃報告顯示，山東省初步規劃了魯北、萊州灣、渤中、長島、半島北和半島南六大百萬千瓦級海上風電基地，山東風電將迎來新一輪的快速發展。

隨著山東電網中風電場裝機容量的增加，大規模風電接入系統對電力系統電能質量影響較大，風電所占系統容量份額增加的同時，向系統提供的短路電流也越來越大，由不同風電機組組成的風電場對電網的影響也不同。因此，研究不同風電機組組成的風電場的短路特性是非常必要的。到目前為止，國內外許多專家對電網發生故障時對風電場的影響及不同類型風機的短路特性進行了研究。

文獻［1-2］通過實際算例說明風電場接入系統后增加了鄰近母線的短路電流，文獻［3］比較了異步定速風電機組與雙饋變速發電機組的短路電流波形，指出雙饋變速風電機組的短路電流特性與轉子側變流器的轉子短路器保護設置相關。當轉子短路器動作將機組轉子短路后，機組的短路電流特性與固定轉速風電機組類似，呈現出很快的衰減特性。文獻［4］對三相對稱短路故障情況下風力發電機組的運行特性進行了研究，表明采用全功率變頻器的直驅式風電機組在三相對稱短路故障情況下，變頻器可以實現故障的有效隔離，其注入電網的短路電流是可以控制的。文獻［5］通過建立D-PMSG和DFIG風電機組詳細的電磁暫態模型，仿真分析了D-PMSG和DFIG風電機組在單相、三相短路故障下的故障特性，指出D-PMSG在電網發生故障時能向電網提供幾乎恒定的持續故障電流和一定的無功支持，DFIG在電網發生故障時能提供持續的故障電流，但故障電流呈衰減特性。文獻［6］在MATLAB/Simulink環境下分別搭建了由雙饋異步風電機組、普通異步風電機組和直驅永磁同步風電機組組成的單機無窮大系統，仿真得到了相同容量的3種風電機組在不同故障下的短路電流，分析了其短路特性及對所接入電網電流保護的影響。文獻［7］建立了D-PMSG的模型，提出了網側逆變器附加暫態電壓控制器以及直流電壓耦合控制系統以增強機組的暫態電壓穩定性，分析了雙饋風電機組與直驅風電機組的風電場短路電流特性。文獻［8］分析了D-PMSG在系統電壓降落和風電場鄰近母線單相、三相短路故障時的暫態運行特性。

為準確把握風電高集中接入對于山東電網安全穩定運行的影響，調查電網故障時不同類型風機的短路電流特性，在制訂了嚴密措施的前提下，2014年6月12日在山東電網風電場成功開展了人工短路試驗，完成了35 kV三相完全金屬性接地短路試驗和110 kV單相短路試驗。基于現場實測數據，分析不同類型風機及風電場在電網故障期間和故障切除后的動態特性。

1 榮成電網概況

榮成電網位于威海市東部，通過220 kV威海電廠—榮成I、II線，以及昆崳—榮成、石島線路接入威海電網。目前已形成以220 kV榮成站、石島站為主供電源，以110 kV、35 kV、10 kV為配電線路的輻射形供電網絡。榮成電網地理接線如圖1所示。

截至2013年底，榮成電網有220kV變電站2座，變電容量600 MVA；110 kV公用變電站11座，容量698MVA；35kV公用變電站27座，容量320.55MVA；地方公用小火電站4座，裝機容量總計69 MW。

圖1 榮成電網地理接線

榮成220 kV變電站安裝2臺主變，220 kV側并列運行，110 kV、35 kV側分列運行：1號主變120 MVA、2號主變150 MVA，110 kV雙母線接線，主變分段運行。榮成站110 kV規劃出線9回，現有出線6回：至港中、俚工、國華風電、蜊江、崖頭、崖西各1回，其中，1號主變、國華風電、俚工站在同一段母線（1號母線）；2號主變、港中、蜊江、崖頭站、崖西風電在同一段母線（2號母線）。1號主變所帶母線已接入風電147.75 MW，即國華1～3期；2號主變所帶母線已接入風電168 MW，即華能中電風電和崖西風電。榮成變電站接線如圖2所示。

圖2 榮成變電站接線圖

2 試驗風電場機組

電網分別接入鼠籠異步風電機組、雙饋異步風電機組和永磁直驅風電機組成的風電場，當電網發生故障時，由于不同機組具有不同的動態特性，對系統暫態特性的影響也不同。

榮成電網并網風電場基于多種風機類型，其中國華二、三期和崖西二、三期風電場均采用永磁直驅風力發電機組，總裝機容量為198 MW；國華一期風電場采用鼠籠異步風力發電機組，總裝機容量為48.75 MW；華能中電威海風電場采用雙饋異步風力發電機組，總裝機容量為75 MW。本次人工短路試驗將故障點設置在110 kV榮華線上，將對周圍基于不同類型風機的風電場造成不同影響，不同風電機組也將表現出不同的短路特性，對電網的影響也將不同。

2.1 永磁直驅風電機組

國華二、三期和崖西二、三期風電場均采用永磁直驅風力發電機組，風電場風機采用金風直驅型風機，單個機組滿發功率為1.5 MW。風力發電機組均采用一機一變單元接線方式，經箱式變壓器升壓后接至35 kV集電線路后，分別經2回35 kV集電線路匯接至風電場110 kV升壓變電站35 kV母線，通過2臺主變升壓后經1回110 kV榮華線接至220 kV榮成站。

永磁直驅風電機組（D-PMSG）的基本結構如圖3所示，主要包括風輪機、永磁同步發電機、全功率變流器。直驅式永磁同步風力發電機是由永磁體直接勵磁的多極同步直驅風電機組，發電機通過全載的變流器與電網連接。變流器由通過IGBT控制的發電機側變流器和電網側變流器組成，發電機側變流器采用雙環（即電壓環和電流環）控制，電壓外環的作用是控制PWM的直流側電壓udc和交流側電壓uac，電流內環的作用是按電壓外環輸出的電流參考值來控制變流器的有功功率和無功功率。電網側變流器通過其電流在d、q軸的分量控制變流器與電網之間交換的有功功率與無功功率。

風電場出口發生三相短路故障時，變流器控制出口電壓跟蹤電網電壓下降，而由于風力機和發電機的慣性，發電機的輸入功率基本保持不變，如果要保持功率平衡，則流過變流器的電流將顯著增大，巨大的短路電流將損壞變流器的功率器件，因此逆變器一般都裝有限流環節，使得流過變流器的電流一般不超過1.5倍額定值，而將多余的能量存儲于風力機和發電機轉子中，或通過卸流環節消耗或釋放掉。由此可見，由于變頻器限流環節的作用，使得D-PMSG風電場對附近節點短路容量的影響較小，粗略計算情況下甚至可以忽略，即不考慮D-PMSG向電網提供的短路電流。

圖3 基于雙PWM變流器的永磁直驅風力發電系統結構

2.2 鼠籠異步風電機組

國華一期風電場采用鼠籠異步風電機組，單個機組滿發功率為1.25 MW。風力發電機組均采用一機一變單元接線方式，經箱式變壓器升壓后接至35 kV集電線路后，分別經1回35 kV集電線路匯接至110 kV成山變電站35 kV母線，通過1臺主變升壓后經1回110 kV榮工線接至220 kV榮成站。鼠籠異步電機的結構如圖4所示。

圖4 鼠籠異步電機的結構

大規模直接并網的鼠籠異步風力發電系統由4部分組成：風速、風力機、異步發電機和補償電容器組。風力機通過傳動機構與異步發電機相耦合，由于異步機轉子的旋轉速度與風輪的轉速相差很大，所以傳動機構是必不可少的。此外，發電機的定子繞組直接與電網相連，定子繞組頻率等于電網頻率，而發電機的滑差率一般小于5%，因此發電機轉子軸的轉速實際上是不變化的（即使有速度變化，其范圍大概1%～2%），故此種類型的風力發電機組也叫做“恒速”型風力機。異步發電機消耗無功功率，當風力發電機組的容量較大或者是風力機系統是與“弱電網”相連接的時候，需要接入補償電容器組來增加異步發電機的勵磁電流，提高整個風力發電系統的功率因數。

鼠籠異步風力發電機沒有勵磁回路，只能通過外部電源進行勵磁。在給定轉速的條件下感應發電機的電磁轉矩Te與機組出口電壓U的平方成正比，即有

式中：K為與發電機參數有關的常數；s為發電機轉差率。

異步發電機的轉子運動方程為

式中：J為發電機旋轉模塊的轉動慣量；Tm為作用在與發電機相連的風機轉子上的機械轉矩；ω為發電機轉子轉速。

電網發生故障使機端電壓降低時發電機的輸出轉矩減小，在機械轉矩保持不變的情況下，發電機電磁轉矩的減小會造成轉子加速。在切除電網故障后的系統電壓恢復過程中，發電機要從電網中吸收大量無功電流以重建發電機內部電磁場，這樣就導致了電網中出現較大的沖擊電流，并在風電機組（或風電場）和與其相連的變電站的聯絡線上產生很大電壓降，從而進一步降低了風電機組（或風電場）出口電壓。

2.3 雙饋異步風電機組

港西華能一、二期風電場采用雙饋異步電機，單個機組滿發功率為1.5 MW。風力發電機組均采用一機一變單元接線方式，經箱式變壓器升壓后接至35 kV集電線路后，分別經1回35 kV集電線路匯接至風電場110 kV升壓變電站35 kV母線，通過1臺主變升壓后通過1回110 kV榮港線接至220 kV榮成站。

雙饋異步風力發電機是以雙饋異步電機作為發電機的風電機組，與定速感應風電機組不同的是，雙饋發電機的轉子通過一個背靠背的部分負載變流器（變流器容量為發電機額定容量的25%～30%）與電網相連。變流器由通過絕緣柵雙極晶體管控制的轉子側變流器和電網側變流器組成。雙饋異步風力發電系統結構如圖5所示。

圖5 雙饋異步風力發電系統結構

轉子側變流器利用轉子電流在同步旋轉坐標系d軸、q軸上的分量控制定子繞組的有功功率和無功功率，從而實現了發電機有功功率和無功功率的解耦控制。電網側變流器通過電網電流在d軸、q軸上的分量控制電網側變流器與電網之間交換的有功功率與無功功率，并通過有功電流控制直流電壓，通過無功電流控制交流側電壓與電流的相位。故障切除后機組利用重新啟動的變流器控制有功功率和無功功率，減小了發電機磁場重建時所造成的電網沖擊電流以及機組出口的電壓降，另外通過變流器還可以控制雙饋感應風電機組的轉速。可見在外部條件相同的情況下，與恒速風電機組相比雙饋機組提高了系統的穩定性。

為保障轉子回路四象限功率變流器的安全運行，雙饋異步風電機組中的雙饋感應發電機配置了撬棒保護。撬棒保護啟動后，轉子三相繞組被短接，四象限變流器被旁路。由于撬棒保護動作快速（μs級），定子并網接觸器尚未跳閘前，DFIG將存在短時鼠籠異步運行狀態，這樣將導致雙饋感應風電機組需從電網吸收無功功率，從而可能影響接入點電壓水平，當吸收無功功率很大時，甚至可能危及電網電壓穩定。

3 風電場短路電流特性分析

110 kV榮華線C相接地短路期間，榮成變電站及輸電線路上的短路電流變化如表1所示，其中榮成站2號主變110 kV側電流由故障前的0.065 kA增加至1.9 kA，增加幅度達到29倍；匯接至榮成220 kV變電站的榮華線、國華線、榮港線等110 kV風電場送出線的三相電流同步變大，C相故障電流變化最顯著；匯接至榮成220 kV變電站的榮蜊線等110 kV非風電場送出線路電流變化較小。

表1 110kV單相短路故障線路電流

3.1 含永磁直驅風機的風電場短路電流特性

國華榮成二、三期風電場與國華崖西二、三期風電場，風機類型、風機數量、風電場裝機容量完全一致。并且，在短路故障時，兩個風電場出力非常接近，都在23 MW左右，約為額定出力的23%。

榮華線國華榮成二、三期風電場側母線電壓及短路電流如圖6所示，110kV榮華線C相接地短路發生后，國華榮成二、三期風電場升壓站高壓側C相電壓由故障前的66.7kV跌落至12.5 kV，跌落深度達到81%；A相和B相電壓略微下降，跌落深度分別為8%和12%。榮華線的國華榮成二、三期風電場側的C相短路電流由故障前的0.12 kA增加至1.02 kA，增加幅度達到8.5倍，短路電流在故障期間并未發生衰減現象，在短路切除瞬間，短路值仍然維持在1.09 kA的幅值。約76.67 ms后榮成站110 kV榮華線線路保護動作，線路切除，風電場110 kV電壓進入暫態過程，電壓、頻率振蕩變化，7 100 ms后三相電壓跌落至零。

圖6 榮華線國華榮成二、三期風電場側母線電壓及短路電流

國華線崖西二、三期風電場側母線電壓及短路電流如圖7所示，110 kV榮華線C相接地短路發生后，崖西二、三期風電場升壓站高壓側C相電壓由故障前的66.3 kV跌落至40.88 kV，跌落深度達到38%；A相和B相電壓略微下降，跌落深度都為8%。國華線的崖西二、三期風電場側的C相短路電流由故障前的0.12 kA增加至0.19 kA，增加幅度達到1.6倍，短路電流在故障期間并未發生衰減現象，在短路切除瞬間，短路值仍然維持在0.19 kA的幅值。約76.67 ms后榮成站110 kV榮華線線路保護動作，故障線路切除，國華崖西二、三期風電場的輸出電壓、電流和功率恢復正常。

圖7 國華線崖西二、三期風電場側母線電壓及短路電流

通過相同機型、容量和出力的兩個風電場在短路故障中電流波形圖可以看出，直驅型風機由于通過全功率變流器與電網相連，其故障電流受全功率變流器控制，在故障前后具有保持恒定輸出功率的特性，因此隨著短路電流與母線電壓呈反比，風電場越接近短路點，母線電壓下降幅度越大，直驅型風機提供的短路電流越大。在短路期間，風機輸入功率即風速可認為保持不變，從而風機輸出的短路電流沒有衰減現象，一直保持在同一幅值水平。通過理論分析，還可以得出直驅型風機所提供的短路電流將受全功率變流器容量和安全約束的限制，最大限值為1.5 pu。隨著短路點位置前移更靠近風電場時，將使風機機端電壓進一步下降，直驅風機提供的短路電流將呈反比上升，直到穩定至全功率變流器的輸出上限1.5倍額定電流為止。

3.2 含鼠籠異步風機的風電場短路電流特性

成山國華一期風電場采用鼠籠異步風電機組，經2回35 kV出線接入110 kV成山站。以35 kV 1號出線為例，在110 kV榮華線C相接地短路發生后，C相電壓由故障前的21 kV跌落至16.26 kV，跌落深度達到21.18%，A相和B相電壓略微下降，跌落深度都為5.58%；C相短路電流由故障前的0.10 kA增加至0.30 kA，增加幅度達到3倍，短路電流在故障期間發生快速衰減現象，在短路切除瞬間，短路電流值已降至0.08 kA，如圖8所示。

圖8 成山國華一期風電場35 kV 1號出線電壓及電流變化

對比國華一期風電場和國華崖西二、三期風電場的母線電壓、短路電流波形可以看出，故障前國華一期風電場和國華崖西二、三期風電場送出線的電流相同，升壓站母線電壓相近；單相短路故障期間，國華一期風電場和國華崖西二、三期風電場的升壓站母線電壓變化情況基本相同，但短路電流有較大的差別：成山國華一期風電場35 kV 1號出線C相短路電流增至3倍，故障期間存在快速衰減現象；國華線的國華崖西二、三期風電場側的C相短路電流增至1.6倍，故障期間并未發生衰減。

通過理論分析，在同一短路故障導致母線電壓跌落至同一水平時，鼠籠型風電機組將會提供相當于直驅式永磁風電機組2倍的短路電流，故障清除后快速衰減。

3.3 含雙饋異步風機的風電場短路電流特性

港西華能風電場采用雙饋異步風電機組，如圖9所示，在110 kV榮華線C相接地短路故障發生后，港西華能風電場升壓站高壓側C相電壓由故障前的66.1 kV跌落至41.57 kV，跌落深度達到36.5%；A相和B相電壓略微下降，跌落深度都為6.1%。榮港線的港西華能風電場的C相短路電流由故障前的0.02 kA增加至0.21 kA，增加幅度達到10倍，短路電流在故障期間發生衰減現象，在短路切除后73 ms，短路電流逐漸衰減，最終恢復至正常值。

圖9 港西華能風電場榮港線電壓及出線電流

3.4 三種類型風電場短路電流特性對比分析

對比港西華能風電場（雙饋異步風電機組）、國華一期風電場（鼠籠異步風電機組）和國華崖西二、三期（永磁直驅風電機組）風電場的母線電壓、短路電流波形可以看出，故障前三個風電場升壓站母線電壓基本相同，但由于輸電線功率不同，港西華能風電場出線電流在故障前數值較小，單相短路故障期間，3個風電場的升壓站母線電壓變化情況基本相同，但短路電流變化有較大差別。其中含雙饋異步風機的港西華能風電場短路電流增至故障前的10倍以上，增幅較大；含鼠籠異步風電機組的國華一期風電場短路電流增加幅度達到3倍；而含永磁直驅風電機組的崖西二、三期風電場短路電流增加幅度為到1.6倍。試驗表明，在同一短路故障導致母線電壓跌落至同一水平時，不同類型的風電機組的短路特性有較大差別，且短路電流的幅值增加倍數與故障前風機的出力水平直接相關。其中短路故障期間，雙饋異步風電機組將提供較大的短路電流，且逐漸衰減，故障切除后經較長時間恢復至穩態值；鼠籠異步風電機組提供的短路電流小于雙饋風機，大于直驅風機，短路電流衰減較快；永磁直驅風電機組提供的短路電流較小，且故障期間基本不衰減，理論分析表明直驅式風機短路電流受全功率變流器的控制，短路電流的上限被限定為1.1～1.5倍額定電流。

4 結語

為驗證山東榮成電網風電高集中接入榮成站的風電場在電網故障時的短路特性及對電網的影響，于2014年6月12日組織開展了風電場送出線路單相接地短路和三相短路試驗。依據短路故障錄波數據，分析比較不同類型風電機組的短路電流特性，分別得出了含鼠籠型、雙饋型和永磁直驅型風機的風電場在不同短路條件下短路電流的特性規律。

當外部條件相同時，當電網中某點發生短路故障時，分別由永磁直驅、雙饋感應和鼠籠異步風電機組組成的風電場的短路特性不同，對電網穩定性的影響不同；短路故障期間，雙饋感應風電機組將提供較大的短路電流，且逐漸衰減，故障切除后經較長時間恢復至穩態值；鼠籠異步風電機組提供的短路電流小于雙饋風機，大于直驅風機，短路電流衰減較快；永磁直驅風電機組提供的短路電流較小，且故障期間基本不衰減。直驅式風機短路電流受全功率變流器的控制，短路電流的上限被限定為1.1～1.5倍倍額定電流。

［1］CHAI C I，LEE W J，FUANGFOO P，et al.System impact study for the interconnection of wind generation and utility system［J］.IEEE Transactions on Industry Application，2005，41（1）：163-168.

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［3］關宏亮，趙海翔，劉燕華，等.風力發電機組對稱短路特性分析［J］.電力自動化設備，2008，28（1）：61-64.

［4］栗然，高起山，劉偉.直驅永磁同步風電機組的三相短路故障特性［J］.電網技術，2011，35（10）：153-158.

［5］石巖，李鳳婷，蔣燕.直驅與雙饋風電機組的故障特性對比分析［J］.生能源，2012，30（8）：53-58.

［6］劉闖，晁勤，袁鐵江，吐爾遜·依布拉音.不同風電機組的短路特性及對接入網繼電保護的影響［J］.可生能源，2013，31（2）：24-29.

［7］張梅.直驅永磁同步風電機組建模及其控制系統仿真研究［D］.西安：西安理工大學，2008.

［8］董桐宇.直驅式風力發電機的建模與并網仿真分析［D］.太原：太原理工大學，2011.

Tests and Characteristics Analysis of Wind Farm Short Circuit

CAO Zenggong1，MU Hong1，WANG Chunyi1，ZHAO Peng2，XU Zhi3，WANG Hongtao3
（1.State Grid Shandong Electric Power Company，Jinan 250001，China；2.State Grid Shandong Electric Power Research Institute，Jinan 250002，China；3.School of Electrical Engineering，Shandong University，Jinan 250061，China）

In order to verify the wind farm short circuit current characteristic and its influence on power grid due to large scale wind farms integration on Rongcheng power station，Shandong electric power company organizes three-phase and single-phase short circuit tests.By comparing the short circuit current characteristics of different type wind turbines with the field test data from the digital fault recorder，the wind turbine’s contributions to the system short circuit current are determined with squirrelcage induction generator（SCIG），doubly fed induction generator（DFIG）and permanent magnet synchronous generator（PMSG）. In addition，the short circuit current characteristics of wind farm are summarized and deepen understood from the field test data. With the analysis result，Shandong Rongcheng wind farm short circuit field test would have very good reference and directive significance for large scale wind power centralized integration to the actual power grid.

wind turbine；wind farm；short-circuit test；short-circuit current characteristic

TM713

A

1007－9904（2015）02－0008－07

2015-12-10

曹增功（1963），男，高級工程師，主要從事電網規劃和電力系統運行分析工作；

牟宏（1968），男，高級工程師，主要從事電網規劃和電力系統運行分析工作；

王春義（1980），男，高級工程師，主要從事電網規劃和電力系統運行分析工作；

趙鵬（1985），男，工程師，主要從事新能源并網、電力系統安全與穩定研究工作。