关于哈密风电基地某风场次同步振荡事件的原因分析及处理论文_田军,丁国俊

摘要：密风电基地某风场次同步振荡属于系统稳定性问题，在许多大规模新能源系统中都检测到次同步振荡现象。本文首先对密风电基地某风场次同步振荡的事件经过及数据进行介绍，包括风电场电网录波数据和风电机组数据等。在此基础上，探讨密风电基地某风场次同步振荡设备配置及参数，包括风电机组、SVG及AVC系统。最后针对相关问题提出整改措施。

关键词：哈密风电基地某风场；次同步振荡事件；原因分析及处理

2019年03月18日02：27：02，某风电场发生电网振荡现象，在约25s之后，220kV风电汇集站稳控装置启动，发出指令切除全场6条35kV集电线路。

一、事件经过及数据分析：

1、风电场电网录波数据分析

1.1 对110kV母线电压实时波形进行FFT分析，见图1。可看出110kV母线包含29.2Hz/70.8Hz谐波分量。

图1

对110kV母线电压有效值波形进行分析，如图2。可看出振荡前母线电压有较大幅度波动。当110kV母线电压被调整到较低值约1s后，波形发散，电网开始振荡。

图2

注：红色曲线为AVC调控母线电压目标值，蓝色曲线为实际110kV母线电压

1.2对35kV线路及各支路电流电压实时波形进行FFT分析，如图3。可看出35kV线路依然包含29.25Hz/70.75Hz谐波分量（因数据分辨率不同，略有差异）。

图3

2、风电机组数据分析

某风场共计50台风电机组，各机组数据基本一致，提取35kV集电四线B10号机组数据分析如下：

2.1 电网数据

图4

从图4可看出，电网振荡时，电网电压约370V（0.925Pu），处于较低值。

图5

从图5可看出，在电网电压降至370V后约1s，出现电网电压和电流、有功功率、无功功率较大幅度的波动。

2.2变频器DCLink频谱

图6

从图6可看出，变频器直流母线上包含次同步振荡分量。

2.3 转速频谱

图7

从图7可以看出，发电机转速上包含次同步振荡分量。

3 设备配置及参数

3.1风电机组

除风轮直径外，风电机组配置、变频器硬件、软件与周边某风电场机组配置一致（周边某电场曾2017年发生过类似事件）。

检查机组变频器参数，涉及到次同步振荡的参数6个，其中网侧变频器参数2个与周边某风电场参数一致。而机侧变频器4个参数中，有2个参数不同，即：其中参数4233 CONTROL：Istator_r cntrlKp（机侧无功电流控制Kp）参数值0.4，周边某电场设置为0.6；另一参数4238 CONTROL：Istator_a cntrlKp（机侧有功电流控制Kp）设置为0.4，周边某电场设置为0.6。

3.2 SVG及AVC系统

场内配置两台SVG，每台SVG容量为+/-12MVar，SVG工作模式为恒功率模式。AVC系统设置为人工手动控制模式，设定目标电压为恒定118kV，AVC系统通过调整机群无功功率控制110kV母线电压。AVC系统主要参数如下表：

4 原因分析

4.1 电网次同步振荡原因

4.1.1本次电网次同步/超同步振荡与发生在周边某电场的电网振荡频率点接近，前两次发生的振荡频率为32.1Hz~37.5Hz/63.8Hz~67.9Hz，本次发生的电网振荡频率为29.2Hz/70.8Hz，本次电网振荡与前期发生的振荡现象基本一致。

4.1.2本次电网振荡的主要因数是，由于工作人员疏忽，机组变频器参数在调试机组时未完全按照最新版本进行更改，只修改了网侧参数，未完全修改机侧参数。

4.1.3本次电网振荡的机理为，在变频器参数未完全修改的情况下，当机组满功率发电时，由于电网电压调控原因，使机端电网电压较低，输出电流增大，致使并网点短路比进一步降低，变频器特性阻抗与低短路比下电网特性阻抗相互作用导致电网振荡。

4.2 110kV母线在振荡前电压波动较大的原因

风电场由AVC子站通过调整全场机群无功功率控制110kV母线电压。AVC将无功调控指令发送到风机能量管理平台，再由能量管理平台下发至各机组。

AVC调控110kV母线电压情况如图9（结合图2）。

图9（AVC无功功率指令为绿色，全场实际无功功率为橙色）

从图9可看出，全场机群无功功率未能较好跟随AVC无功指令导致110kV母线电压波动较大。

风电机组单机无功指令及实际无功功率如图10：

图10

从图10可看出，当机组接收到的无功指令小于-700kVar时，机组的实际无功功率会调整到0。查看机组主控系统软件代码，发现在主控系统接收到超过限制值的无功指令后，主控系统认为该指令非法，并将发送到变频器的无功指令设置为0，从而出现接收到无功指令小于-700kVar时，机组实际无功功率会降低到0的情况。这将使全场无功功率大幅度降低，不能跟随AVC无功调控指令。

检查风场能量管理平台参数设定，发现“无功功率逻辑”设定为“试用版”，该选项不具备无功功率调节功能。

5 整改措施

5.1借鉴周边前事故风电场实际确定的参数进行变频器参数修改，避免在特定工况下，变频器容性特性阻抗与电网感性特性阻抗相互作用造成的电网振荡。

5.2修改机组主控系统非法无功指令控制策略。即当主控系统接收到超过调节指令时，按照上次指令执行，避免出现极限或反向调节，以解决110kV母线电压波动较大的问题。

5.3修改能量管理平台“无功功率逻辑”为“改进版”。“改进版”满足电网AVC系统所需的调节功能。

5.4修正AVC系统安全校核条件及调节步长，防止出现调节未达到指令目标时再次下达过大调节指令。

结束语

综上所述，哈密风电基地某风场次同步振荡问题较为复杂，通过对其类型和特点进行分析，可以为振荡问题原因分析及抑制措施选择提供依据。在此基础上，通过对次同步振荡影响进行评估，根据实际应用需要，采用次同步振荡抑制技术，可以有效降低次同步振荡发生概率，提高电网运行稳定性。

参考文献：

[1]刘吉臻，王玮，胡阳，等.密风电基地某风场控制与优化[J].控制理论与应用，2016，33（12）：1555-1561.

[2]曾博，杨雍琦，段金輝，等.密风电基地某风场中需求侧响应关键问题及未来研究展望[J].电力系统自动化，2015，39（17）：10-18.

论文作者:田军,丁国俊

论文发表刊物:《电力设备》2019年第21期

论文发表时间:2020/3/16

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