动态补偿消弧线圈在大型风电场灭弧中的应用

姚天亮，杨德洲，郑昕

(1.甘肃省电力设计院，兰州市 730050;2.甘肃省电力公司，兰州市 730050)

0 引言

2011年甘肃酒泉风电基地多次发生因35 kV汇集线路发生弧光接地引发区域内风电机群连锁脱网事故。主要原因是1期风电场采用直接非接地系统，非故障相过电压导致设备烧毁、诱发复杂故障后，低电压穿越能力较弱的风电机组相继脱网。大型风电场的单相接地故障灭弧问题成为并网技术审查的重点问题。目前，35 kV电力系统常见接地方式有:消弧线圈［1］、小电阻、消弧柜场地。3种接地方式消弧原理不同且各有优缺点，甘肃酒泉1期风电场全部采用35 kV电缆，容性电流较大，采用在升压站35 kV母线直接安装消弧柜的消弧方案，经实践证明动作不理想，文献［2］在事故分析后推荐采用经小电阻接地以限制过电压，同时配置快速选线装置切除故障线路。

但是，经小电阻接地将非金属性接地转变为金属性接地故障，故障相电压较低，加大了三相电压不平衡度，不利于风电机组低电压穿越，并且小电阻选线［3-4］准确率不高，如不能快速切除故障线容易造成事故扩大。

本文结合近几年风电设计和实际运行经验，对酒泉一期风电并网系统进行优化设计，提出将分档可调或自动补偿式消弧线圈应用于大型风电场的灭弧，并就风电场设计和运行提出相关建议，有利于风电场的稳定运行。

1 动态补偿工作原理

1.1 风电场单相接地故障

大型风电场内部35 kV线路(架空线或电缆)较长，对地分布电容大，单相接地故障时汇集系统呈现典型的大容性电流效应，故障点易形成弧光接地并不能自熄。

正常运行时，系统三相电压保持对称，中性点电流和为0。故障时接地相电压大幅降低，中性点产生不对称零序电压，经接地阻抗形成电气回路，回路中流过零序电流，而中性点漂移将导致非故障相电压的升高，造成内部过电压。

风电场35 kV系统单相接地故障等值模型如图1所示，图1中为零序电压为零序电流。

图1 单相接地故障等值模型Fig.1 Equivalent model of single phase grounding fault

1.2 动态补偿消弧线圈工作原理

目前，动态补偿消弧线圈产品类型［5-9］主要有调匝式、偏磁式、调可控硅式。

常规消弧线圈补偿容性电流基本工作原理如图2所示。调匝式和偏磁式基本原理相似，都是属于随动补偿模式，通过动态调整电感值改变电感电流实现对接地容性电流的补偿，降低故障点电流以熄灭电弧。

图2 补偿容性电流等值电路Fig.2 Equivalent circuit of compensation capacitive current

调可控硅式消弧线圈［10-13］是应用电力电子可控硅技术的一种新型消弧线圈，工作原理如图3所示，图3中XL为串联电感值。调可控硅式消弧线圈的工作原理是通过在0°～180°之间触发2个反向连接的可控硅，改变故障回路的短路阻抗，能够快速准确补偿容性电流。

图3 可控硅式消弧线圈原理Fig.3 Principle of SCR arc suppression coil

2 消弧线圈在大型风电场中的应用

2.1 大型风电场的灭弧要求

大型风电场35 kV系统为典型的大容性电流系统，单相接地故障的弧光间断性反复接地容易诱发复杂的相间故障，造成设备毁坏、区域风电机群低电压穿越失败大面积脱网。

电网事故的治理要求:风电场发生单相接地故障时，要求控制系统能够迅速降低接地电流，消除瞬时接地故障。若转化成永久故障，则必须通过小电流选线装置准确跳开故障集电线路，避免发生连锁反应，扩大风机脱网事故。

但如何解决降低接地电流和小电流可靠选线之间的矛盾，成为风电场35 kV系统接地方式选择需要权衡考虑的问题。减小零序电流，虽然可以降低中性点位移电压，有利于抑制过电压，但必然影响小电流选线装置的动作灵敏度。要保证零序保护选线的准确度，零序电流必须大于门槛值，但故障点的残流较大，不利于电弧的熄灭。

2.2 动态补偿技术比较

(1)可调匝式消弧线圈与常规消弧线圈相比，采用了有载调匝开关实现了消弧容量可调，但属于离散的分档调节，补偿效果不佳，其谐振补偿原理从根本上无法解决过电压问题，需要串联电阻以限制谐振稳态过电压，但动态过电压问题仍然不可避免。

(2)偏磁式消弧线圈虽然可以实现电控连续动态可调，带电压调节速度为ms级。原理上避免了补偿系统串联谐振过电压与最佳补偿之间的相互矛盾问题，但需要独立直流静态励磁结构，控制系统复杂、运行维护难、投资较大。

(3)可控硅式消弧线圈充分利用电子开关的动作速度和可控硅的伏安特性，可动态连续输出0%～110%额定电流的补偿电流，实现大范围精确补偿。

上述3种可调消弧线圈都可以应用在大型风电场中快速灭弧，可灵活应用于同一升压站汇集多个风电场的情况，同时大容量消弧线圈先期低档运行，可以为后续工程预留消弧容量，通过运行调节即可满足不同阶段消弧容量的需求，相对电力系统常规消弧线圈需要停电调整有明显的技术优势。

2.3 消弧线圈灭弧优势

相对于经小电阻接地，风电场经消弧线圈接地的优点有:(1)接地点故障电流较小，故障相电压跌幅小，减小了中性点位移电压和非故障相过电压;(2)系统三相电压不平衡度小，有利于直驱风电机组的正常运行和低电压穿越过程，避免风机群连锁脱网;(3)有利于改善并网点电压平衡、谐波等电压质量，减小了风电注入公网谐波;(4)可带故障运行2 h，瞬时故障可能自动消失，无需切机后再并网，减小了运行人员的工作量和风机启动用电，而且增加了风电电量;(5)故障恶化发展时，故障电流增大，可辅助小电流接地选线装置检除故障线路，或由运行人员排除故障线路，有利于风电场与电网保持稳定运行。

2.4 风电场消弧线圈安装方式

我国大规模风电基地采用“大基地融入大电网、集中外送”的并网模式，出于风电汇集方案经济性的考虑，通常采用35 kV直接升压至330 kV或110 kV电压等级送出，因此风电汇集升压站电压等级有330/35 kV或110/35 kV 2种情况，而电网侧330 kV和110 kV电压等级为中性点直接接地系统，均采用星形接线，因此风电场35 kV侧接线方式必须为三角形，三角形接线没有引出中性点，无法直接安装中性点接地设备，需要增加投资。

在酒泉一期380万kW风电设计中，选用35 kV母线直挂消弧柜的方案，但实际运行效果不理想，目前正在进行整改为“经接地变+消弧线圈”或“经接地变+小电阻柜”。

在酒泉二期风电设计过程中，结合近几年风电并网设计经验和运行反馈意见，对大型风电场升压系统用进行优化设计，风电场升压站电气主接线如图4所示。

图4 风电场升压站电气主接线Fig.4 Main electrical wiring of wind farm booster station

升压站设备选型主要考虑以下方面:

(1)35 kV侧采用星形接线，引出中性点用以连接消弧线圈，无需增加接地设备，既节省投资，又实现了中性点可靠接地，有利于发生单相故障时灭弧，改善中性点电压漂移及非故障相过电压问题。

(2)增加10 kV平衡绕组，提高升压系统运行的稳定性。10 kV侧设计为非全容量绕组，通常取30%额定容量，可以不引出，也可引出用以安装动态无功补偿装置，相对35 kV直挂型SVG可以降低投资，并且对暂态过程中SVG提供的瞬时容性电流起到隔离作用。

(3)10 kV侧采用三角形接线，为偶数次电压和电流谐波提供环流通道，减轻谐波污染，避免因谐波过电压损坏设备，同时可以起到平衡绕组的作用。

酒泉二期风电最终选用三绕组变压器，主变压器抽头电压为363±8×1.25%/35/10.5 kV，接线组别为YN、yn0、d11，风电场35 kV中性点消弧接地方式选择为经自动补偿消弧线圈接地。

3 结论

(1)大型风电场35 kV汇集系统属于大容性电流系统，产生单相接地故障时，中性点需要选择可靠接地的消弧方式，因此经消弧线圈接地是理想方案之一。

(2)调匝式、偏磁式、可控硅式等带动态补偿技术的消弧线圈都能应用于大型风电场灭弧，可以满足风电场不同建设时期的消弧容量需求。建议优先使用自动跟踪、调节速度快的消弧线圈。

(3)风电场升压站电气主接线优化后采用三绕组变压器，35 kV中性点引出有利于消弧线圈的装设，有利于风电场的安全可靠运行。

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