大规模风电并网 电能质量问题探讨.

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1 大规模风电并网 电能质量问题探讨

2 主要内容 甘肃电网概况 酒泉千万千瓦风电基地概况 风电并网电能质量标准 风电机组及风电场电能质量测试 结论及展望

3 甘肃电网概况

4 2011年底电网主网

5 2011年新增装机容量

6 甘肃电网统调（五级调度）装机容量27941.43兆瓦，较2010年增长5919.43兆瓦。
2011年总装机容量 甘肃电网统调（五级调度）装机容量 兆瓦，较2010年增长 兆瓦。

7 2011年电网运行指标

8 2012年风电、光伏发电 2012年 装机容量 年初5703.1MW, 年底7941.1MW 光伏发电量 6.41亿 预计风速
瓜州6.8米/秒 玉门6.5米/秒 其它6.0米/秒 发电量 100亿 平均利用小时 瓜州1610 玉门1570 其它1600

9 2012年电网调峰能力 随着2012年全网峰谷差增大,全网发电装机容量 增加、大容量机组所占比例提高，但甘肃电网风电装 机容量大量增加，受风电反调峰影响，电网调峰压力 增大，甘肃电网调峰仍将面临很大的困难。 风电大量并网后，在低谷期间风电大发，高峰期 间风电全停方式下，甘肃电网调峰能力不能满足电网 调峰需要。因风力发电的不稳定性，为保证全网发用 电供需平衡，必须保证在用电负荷高峰期间无风的情 况下，留取600兆瓦或以上的火电旋转备用容量，因 此造成火电最小开机方式受限，用电负荷低谷期间， 当风电大发时，系统调峰困难，火电负荷率偏低。

10 2012年无功电压 甘肃电网内目前安装运行的动态无功补偿装置主要有三种类型：磁控电抗器（MCR）、晶闸管控制电抗器（TCR）型无功补偿器（SVC），静止无功发生器（SVG）、750kV可控电抗器（CSR）。

11 2012年无功电压 750千伏电网，无论冬大还是夏小方式下，线路充电功率都较大，感性无功补偿不足，所有联络线均反映为无功功率在线路两侧同时下网。 330千伏电网，在夏小方式下，甘宁、甘陕断面无功功率两侧同时下网，甘青断面无功功率由甘肃送向青海。冬大方式下，甘陕断面无功功率陕西送向甘肃，甘宁、甘青断面为甘肃送向宁夏与青海。 （1）加快适合调度运行体系的全网（或河西电网）AVC系统的研究工作，并尽早实施。 （2）尽快完成网内风电场动态无功补偿装置的升级改造，确保河西电网电压的稳定。 （3）尽快实现750/330千伏电网的解环运行。

12 酒泉千万千瓦风电基地概况

13 风电装机容量 风电(5703.1MW)主要分布在酒泉(瓜州、玉门)和白银。

14 千万千瓦级风电基地之一 总装机全国处于第三

15 风电总装机全国处于第三

16 风电基地风电场地理位置

17 风电接入系统输电方案示意

18 典型风电场的接线及SVC配置地点示意图

19 风电场内系统示意

20 酒泉基地风机运行情况 2012年，二期8000兆瓦开工建设。2013年预计将达到958万千瓦。2015年达到1448万千瓦 。
风电输送能力—2010年11月3日建成双回750kV输电线路，新疆与西北750kV主网相连，与原有双回330kV输电线路并列运行基本满足一期风电送出，开始建设750kV第二通道。 规划风电输送能力—±800kV特高压直流输电技术，酒泉——三华（湖南）力争2013年建成，满足二期送出 电网电压控制750kV线路距离长，充电功率大，高抗补偿度偏小，网架结构较弱，短路容量小，电压波动大。电网扰动对风电机组和风电场母线电压影响明显，当酒泉风电集中上网点附近750/330kV线路发生短路，大范围切机。

21 2011年风电场电气设备故障84次，其中电缆头制作工艺不良引起电缆头爆炸、绝缘击穿跳闸38次（占45
2011年风电场电气设备故障84次，其中电缆头制作工艺不良引起电缆头爆炸、绝缘击穿跳闸38次（占45.24%），晶闸管击穿、瓷瓶裂缝等设备故障引起跳闸24次（占28.57%），其它原因22次（26.19%）。其中造成风机大面积脱网的故障6次。 2月24日，甘肃桥西第一风电场内35千伏电缆头单相击穿后发展成三相故障，导致酒泉地区16座风电场598台机组脱网，损失出力84万千瓦，西北电网频率最低至49.854赫兹。故障原因是桥西一场35B4馈线进线柜电缆头制作工艺不良。

22 2011年2月24日实际短路 桥西升压站#1变35kV电压曲线（短路60ms）

23 桥西升压站 #1变330千伏电压曲线，204降至138（0.676PU）

24 敦煌变 #2主变330kV电压曲线，204降至154（0.755PU）

25 4月17日，甘肃干西第二风电场内35千伏两个电缆头绝缘击穿，发生三相接地短路故障，导致酒泉地区16座风电场699台机组脱网，损失风电出力100.6万千瓦，西北电网频率最低至49.815赫兹。故障原因是35C2线电缆施工工艺不良，35D2线故障电缆存在质量问题以及35千伏 I母保护出口压板未投入，低压侧后备保护定值“过流III段时限”定值现场整定错误。 4月25日，因大风影响（瞬时最大风力11级），甘肃嘉峪关变电站330千伏嘉酒二线线路侧高跨龙门架跌落到地面，造成330千伏玉门变电站失压，330千伏玉门变所接的风电场全停，共甩风机533台，损失出力47.9万千瓦。受故障冲击，瓜州地区低电压期间676台机组脱网，损失出力94.62万千瓦，风机脱网后造成局部电网电压升高，敦煌330千伏母线电压最高至370千伏，部分风机因过电压保护动作跳闸，69台机组脱网，损失出力11万千瓦。整个事故过程中共计1278台风机跳闸，损失出力153.52万千瓦,西北电网频率最低至49.765赫兹，持续5ms。

26 酒泉风电基地大规模脱网 故障情况表（出力单位：MW） 故障日期 故障前状态 故障切机 低电压切机 高电压切机 其他原因 脱网合计 脱网
率（%） 台数 出力 2.24 1226 12 18 262 359.13 300 424.21 24 36.00 598 840.43 54.40 4.3 1507 1963.0 25 30 295 415.50 67 103.00 13 19.50 400 568.00 28.94 4.17 1523 97 118.40 536 794.22 44 63.00 677 975.62 53.40 4.25 1880 1974.9 533 479 676 946.2 69 110.00 1278 1535.2 77.74

27 事故特征：首先，风电大发期间，风电场电气设备故障引发相间短路故障（以电缆馈线为主），保护动作跳闸切除故障区的风机，升压站内35千伏系统电压大幅跌落，引起系统上级电压和周边35千伏电压跌落(持续约60ms)，在此期间大量风机因各种原因而发生脱网；随后，故障切除后系统电压回升，各风电场的无功补偿装置（SVC）无法进行自动电压调整，引起系统电压大幅升高，导致部分风机因过电压保护动作脱网，部分风机由于变流器模块故障、误发频率越限信号脱网，造成事故扩大。 不是由于风电特性引起的事故！！！

28 低电压穿越 Low Voltage Ride-Through (LVRT)

29 2010年10月23日下午16时56分，750千伏敦煌至哈密输电线路7号铁塔附近。
正常风电机组运行电压范围 (未投入低电压穿越功能) 额定工作电压Un： 690V； 长期工作电压： Un≤U≤ 1.1Un； 低电压持续时间： U≤ 0.9Un 0.2s； 即 ≤ U≤ 0.9Un 0.2s； 或者： Un ≤ U≤ 0.9Un 0.2s。 2010年10月23日下午16时56分，750千伏敦煌至哈密输电线路7号铁塔附近。

30 风机大规模脱网整改措施 国家、国网系统召开了多次调查分析会，发出了一系列通报和整饬，出台了一系列措施和要求，进行了一系列的调研和督查。国家能源局连续下发两道通知“整饬”酒泉风电基地建设，起草并下发一系列标准、规定等。

31 国家电监会《关于切实加强风电场安全管理 有效遏止大规模风电机组脱网事故频发的通知》、《关于近期三期风电机组大规模脱网事故的通报》、西北电监局《西北区域风电场并网管理办法》，组织完成了全国风电安全大检查。2012年3月1日发布的《关于加强风电安全工作的意见》对风电场的设计、建设、并网、运行、调度、监管六个方面提出了明确要求。 国家电力调度通信中心于2011年4月25日发布《关于近期风电大规模脱网情况的通报》，《防止风电大规模脱网重点措施》，西北网调《关于进一步加强风电安全生产工作的通知》（西北电网调度[2011]156号），《网调直调风电场整改评价办法》（西电调字〔2011〕49号）等。

32 发挥风电机组的基本承受电压变化的能力，高低电压、高低频率 大部分风电场实现集电线路单相故障的快速切除
电缆头等施工质量的检查整改 发挥风电机组的基本承受电压变化的能力，高低电压、高低频率 大部分风电场实现集电线路单相故障的快速切除 小电流接地选线装置改造为在选线告警的基础上增加选线跳闸功能：选线告警后应经过短延时（如0.5s）直接跳该馈线开关；若未切除接地线路，母线监测到零序电压且U0＞50V，则经过较长延时(如1.0s)通过母差保护直接跳开低压母线所有支路开关。 优先选用性能优异的行波选线装置。 集电系统采用低电阻接地系统。 无功补偿设备检查及整改 LVRT改造和测试 风电场风电功率预测系统

33 系统AB故障，风电场联网线实际波形

34 2011年风能资源状况 2011年甘肃风电场风资源较差，片区间差异较大，月季间差异也较大。全网风电场平均风速6.7米/秒，同比小2.9％。

35 2011年风电运行情况 2011年受风电场来风较小、新设备调试多、风电机组多次大面积脱网、安全整改和电网检修、安全约束等因素影响，全年风电发电量指标完成情况较差，平均发电利用小时数较低。全年风电场平均发电利用小时数1640小时，同比减少242小时。风电最大发电出力（4月22日）266万千瓦，占当时全网总发电出力的21%，占当时全网用电负荷的27%，占当日全网最低用电负荷的32%。

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37 光伏发电运行

38 风电并网电能质量标准

39 GB/T 19963-2011 风电场接入电力系统技术规定 前言 1 范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 4 风电场送出线路
1 范围 规范性引用文件 3 术语和定义 风电场送出线路 5 风电场有功功率 风电场功率预测 7 风电场无功容量 风电场电压控制 风电场低电压穿越 风电场运行适应性 11 风电场电能质量 风电场仿真模型和参数 13 风电场二次系统 风电场接入系统测试 参考文献

40 风电场有功功率 有功功率控制系统，具备有功功率调节能力 风电场无功容量 适当容量的无功补偿装置，一般有滤波功能 风电场电压控制 实现对风电场并网点电压的控制 风电场运行适应性 当风电场并网点的闪变值满足GB/T 12326、谐波值满足GB/T 14549、三相电压不平衡度满足GB/T 15543等的规定时，风电场内的风电机组应能正常运行。

41 风电场电能质量（1） 电压偏差 风电场并网点电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10％，正常运行方式下，其电压偏差应在标称电压的－3％～＋7％范围内。 闪变 风电场所接入公共连接点的闪变干扰值应满足GB/T 12326的要求，其中风电场引起的长时间闪变值的限值应按照风电场装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。

42 风电场电能质量（2） 谐波 风电场所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 14549的要求，其中风电场向电力系统注入的谐波电流允许值应按照风电场装机容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。 监测与治理 风电场应配置电能质量监测设备，以实时监测风电场电能质量指标是否满足要求；若不满足要求，风电场需安装电能质量治理设备，以确保风电场合格的电能质量。

43 风电机组及风电场电能质量测试

44 风电谐波测试报告 PS—3 型电能质量分析仪 PS—6 型电能质量分析仪 U900F型电能质量测试仪 FLUCK1760电能质量测试仪
大梁风电场　大梁风电场装机容量为66×0.75=49.5MW，通过一回110千伏线路接入330kV瓜州变，导线型号为LGJ-185，线路长约12公里。 瓜大线谐波测试 接线位置及设置： 110kV瓜大线电度表屏(110kV出线)。PT取自110kV母线电压，变比为1100：1；CT取自110kV出线电流，变比为600：1。 据数据显示瓜大线传输功率变化范围为0—30MW。因此测试中选择瓜大线平均传输功率为15MW和30MW相对稳定运行阶段进行测试分析。

45 P=15MW时谐波测试 最大值 最小值 平均值 95%概率值 限值 合格率% 总电压(KV) 69.174 67.011 68.046
69.105 基波电压(KV) 69.170 67.004 68.037 69.098 电压总畸变率(%) 2.676 0.743 1.578 2.252 2.00 87.85 谐 波 电 压 含 有 率 (%) 2 0.089 0.005 0.021 0.038 0.80 100.00 3 0.361 0.008 0.172 0.322 1.60 4 0.243 0.072 0.198 5 2.606 0.114 1.438 2.180 65.30 6 0.184 0.006 0.034 0.063 7 0.673 0.119 0.396 0.590 8 0.083 0.017 0.032 9 0.489 0.012 0.183 0.356

46 参数 最大值 最小值 平均值 95%概率大值 限值 合格率% 总电流(A) 52.220 基波电流(A) 52.213 总谐波电流(A) 2.401 0.546 1.312 2.083 100.0 谐 波 电 流 (A) 2 0.715 0.060 0.297 0.556 9.62 3 1.036 0.069 0.478 0.906 3.98 4 0.479 0.033 0.147 0.378 4.81 5 2.183 0.148 0.994 1.859 4.50 6 0.270 0.025 0.111 0.233 3.21 7 0.606 0.030 0.277 0.538 3.86 8 0.125 0.066 0.095 2.40 9 0.120 0.024 0.059 0.086 2.56

47 P=30MW时谐波测试 参数 最大值 最小值 平均值 95%概率大值 限值 合格率% 总电压(KV) 67.893 66.834
67.394 67.796 基波电压(KV) 67.873 66.825 67.382 67.781 电压总畸变率(%) 3.237 0.784 1.845 2.910 2.00 59.77 　谐 波 电 压 含 有 率 (%) 2 0.079 0.006 0.023 0.034 0.80 100.00 3 0.439 0.009 0.181 0.392 1.60 4 0.228 0.007 0.082 0.149 5 3.204 0.094 1.696 2.862 46.57 6 0.128 0.005 0.031 0.064 7 0.634 0.164 0.408 0.562 8 0.066 0.004 0.016 0.030 9 0.584 0.020 0.264 0.510

48 参数 最大值 最小值 平均值 95%概率大值 限值 合格率% 总电流(A) 176.55 154.28 164.94 基波电流(A) 154.27 173.64 总谐波电流(A) 2.444 0.810 1.521 2.188 1000.0 100.0 谐 波 电 流 (A) 2 0.610 0.076 0.366 0.537 9.62 3 0.974 0.157 0.925 3.98 4 0.417 0.040 0.161 0.284 4.81 5 2.213 0.074 1.126 1.942 4.50 6 0.042 0.136 0.241 3.21 7 0.532 0.170 0.354 0.499 3.86 8 0.134 0.033 0.073 0.101 2.40 9 0.112 0.016 0.059 0.088 2.56

49 在110kV瓜大线电压5次谐波含量超标，由于瓜州变110kV母线的短路容量比较大，再加上瓜大线占总风电容量的1/4，所以测试电流值在国标范围内，但谐波的幅值上看5次谐波占主导地位。通过平均传输功率在P=15MW和P=30MW测试数据的比较，可知：随着风电机组运行数量的增多，支路中的谐波含量也越大。

50 电流不对称引起风机跳闸 JCT风电场位于甘肃电网中北部，通过单回110kV出线接入电网。风电场共安装30台单机容量为 kW的FD77A / 1500kW型风力发电机组，出口电压为0.69kV，接线方式为一机一变，所发出电量经1kV电缆引接至箱式变电站低压侧，通过箱式变压器升压至35kV，再通过3回35kV架空线路送入110kV升压站的35kV母线上，然后经主变压器升压至110kV通过架空导线并入电网。

51 30台风机的变频器大部分为CONVERTEAM公司生产，有6台风机变频器为ABB公司生产，装有CONVERTEAM变频器的风机普遍存在报“电网电流不对称”故障跳机现象，装ABB公司变频器的风机未发生跳机现象。 |Ia|-0.5×(|Ib|+|Ic|)>75A

52 跳机过程中110kV 线路电流母线电压有效值

53 风机正常运行、跳机时出口电流有效值

54 在110kV线路侧，谐波电压和电压三相不平衡度符合国家标准，主要存在17、19次谐波电流超标。从风机出口看，17、19次谐波电流含量最大为基波电流的1％，其不是构成跳机的主要原因。目前电网的运行水平能够满足风机正常运行条件，可以确定大规模风机跳机故障不是由电网的变化和风机电能质量因素引起的。 测试中每台CONVERTEAM风机都存在一定的电流不对称现象，正常运行时达到50～60A，而ABB风机正常运行时的不对称电流只有20A左右。由此可以看出，不同的风机变频控制系统对电流不对称程度影响较大。

55 结论及展望

56 结论 风电场较多地分布于距离电力主系统和负荷中心较远的戈壁或草原等风力资源丰富的地带, 与相对较为薄弱的电网相连接, 由于风能的波动性和间歇性以及风电机组本身的运行特性使风电机组的输出功率是波动的, 当风电机组并网运行时, 会给当地所在的电网可能带来较为严重的影响。

57 风电对电网稳态频率的影响 频率是全局电力平衡问题，目前问题不是很突出 当风电穿透率比较大时，大风速扰动会使系统频率产生较大影响
当系统的运行条件比较恶劣(如电压波动大)时，风电机组很容易在系统扰动或风速扰动条件下停机，或各种原因导致大面积脱网 风速达到切除风速

58 风电谐波问题 现阶段，谐波问题逐步显现，主要是5、7次等高次谐波，测试表明还不是很严重。
谐波的产生主要是由于电力系统存在铁磁饱和设备、电力电子开关设备和电弧设备等非线性设备。对于风电机组而言，谐波电流的真正来源是风电机组中的电力电子元件。 定速机组由于没有电力电子设备，机组在连续运行中基本没有谐波产生，当机组进行投入操作时，软并网状还处于工作状态，将有谐波电流产生，但由于投入过程较短，谐波注入可以忽略。 变速风电机组采用了电力电子设备。其中，双馈式异步式风电机组的发电机定子直接馈入电网，而发电机转子通过经直流环节连接的两个变流器馈入电网。永磁直驱同步风力发电机组所发电力则通过背靠背全功率变频器直接馈入电网，该背靠背全功率变频器由发电机侧变流器、直流环节和电网变流器组成。不论是哪种类型的变速风电机组，机组投入运行后变频器都将始终处于工作状态。因此变速风电机组的并网运行会引起谐波注入问题。

59 风电对电网电压的影响 电压是局部问题，目前主要是功率波动引起电网电压波动，在甘肃河西电网问题突出，试验安装了CSR。事故时由于无功补偿装置问题导致电压升高。因为在输电系统，未影响用户 风电场风速扰动除引起风电功率的波动外，还将导致电网电压的波动，特别是阵风和渐变风的影响。波动的幅度不但与风电功率大小有关，而且与风电场分布和电网特性等有关 闪变还未测试，重视不够 不对称度在正常运行时很小

60 展望 风电对电能质量的影响是多方面的，但在甘肃电网中，电压问题是主要矛盾，需要引起重视。在发挥风电机组无功调节能力的基础上，配置合理且必要的动态无功补偿，研究考虑风电机组无功能力和动态无功补偿的全网电压无功协调控制策略，即智能AVC，达到增强安全稳定性、提高电压质量与减少电能损耗的目标，不断提高可再生能源的接纳能力，保障我国第一个千万千瓦级风电基地的可持续发展和甘肃乃至西北全网的安全、优质和经济运行。

61 展望 ☆风电机组、风电场的并网点电压闪变？监测，必要性等？如果不是供用户，可以认为是电能中间产品？ ☆风电机组的暂态运行特性、暂态电能质量？
☆风电机组的运行特性，与控制策略、有无CROWBAR、是否具备LVRT有关，风机出力大小的影响，能否等值、简化？实用？不同类型、新旧机组的相互影响等 ☆与光伏电站并列运行、大容量电力储能装置逐步应用后 ☆解列为“孤岛”后频率与电压自动控制 电压、频率变化大。 ☆特高压直流送出与交流混合运行，包括VSC-HVDC应用 ☆重载高铁影响 ☆……

62 THANK YOU！