大唐陕西发电有限公司新能源分公司 张 鹏

1 引言

在分析风电系统继电保护的保护故障时，应结合系统的实际运行情况，以减少故障为首要原则，结合系统的实际情况，合理设置继电保护的接线方式。目前，一些新投用的风电场的设计和安装必须与风电场的实际安装位置和风力条件相结合。如果系统的安装没有提供接地方式，为了考虑设备的安全，可以设置微机小电流接地选线装置[1]。如果很难通过小型微机接地选线装置解决系统继电保护问题，也可采用故障隔离法消除系统故障。此外，还可以利用相功率测量系统、故障录波装置等监测设备，可以实时监测风力发电系统中各设备的运行情况。还可以进行电力系统的数据收集获取、分析和处理，作出系统和设备的运行状态反馈。如果当风电场中出现集群线路问题时，系统母线和风力发电机组之间的将会出现电压差的大幅度偏差，并且会随着故障时间的推移很难消除故障，最终将对风电场实际运行的可靠性产生极大地影响，甚至出现了系统大规模瘫痪。

为了消除随着时间的推移这类型的故障，有必要通过继电保护准确定位故障点并进行隔离故障。继电保护自动化系统可以实时监测电网的实际运行情况，记录和分析系统中的参数，诊断系统故障，发现系统故障及时采取隔离和报警措施。为了考虑大规模风电接入对继电保护的适应性等问题，需建立多站联合控制的连接策略。这样可以合理地防止由于风电场的不稳定而导致电网系统瘫痪，从而建立完善合理的继电保护系统。为此，本文中大规模风电接入对继电保护的等问题进行了分析与研究。

2 现状分析

目前，由于风电项目投资和装机容量规模较大，但风力发电输出的电量不到区域能耗的1%，在起初设计过程中，风力发电仅用作为输电线路中单一负荷使用。但随着风力发电装机容量的加大，原来所设计的继电保护装置不能满足现运行的要求，所以必须根据风电场运行中的实际情况的适应性进行评估：

由于风电场在风力发电过程中的输出电量与电网的实际情况有关。风力发电过程中的其电流具有双向性，可以来自电网系统也可以来自生风电场产生。特别是在风电机组开始工作时，如果在此过程中电流和电压的流向发生变化，很容易引起继电保护装置的反馈误差，导致系统负载误差和风电机组故障。传统意义上的电网继电保护装置设计简单，大多采用三级电流保护，在中间段是缺少具有方向的继电保护元件。因此，原有设计的继电保护装置无法满足现在大规模风电接入电力系统适应性的要求。

大规模的风电接入电力系统对继电保护装置也产生一定的影响。由于风电系统在实际运行过程中，其系统中的变压器时有会发生接地故障，导致保护装置发零序保护动作不间歇的作出响应，这种长期响应会对继电保护装置的灵敏度产生不同程度的影响。

目前，由于各种不可控原因风电场在实际运行中的时有发生短路现象，若发生短路故障时且故障点难于准确测距的情况下，其短路电流会间歇性波动。此时继电保护装置难于对整个系统进行采取继电保护作用，来避免故障事件的扩大。同时，还难以结合系统的现状，采取从整体到局部进行分析和解决。

3 风电系统继电保护的特征

由于大规模风电系统接入电力系统，导致原有的继电保护装置在发生的故障特征响应动作难于适应现有的风电系统。而目前现有的大规模风电系统在继电保护故障特征有如下特点：

风力发电的弱反馈导致了升流保护原理的局限性。然而，无论功率特性发生什么变化，系统网络参数都相对稳定。因此，基于系统网络参数的保护原则，用于参数识别和模型识别的原则，仍然可以把风能接入电力系统。

由于风能具有谐波特性和频偏特性会影响工频采集的准确性，从而影响频域保护的性能。因此，基于频域保护的性能原理可能更适合风电系统接入电网。

由于风电系统的阻抗具有不稳定，导致正、负序阻抗值不相等，适用于风电连接线路的保护原则应基于总故障量的保护原则[2]。

重合闸的使用不仅会对继电保护功能产生重大影响，还会对风能的获取产生重大影响。当故障发生时，将极大地影响风电接入保护的效率。因此，及时处理故障恢复是非常重要的。当风电场未能准确检测到继电保护装置的故障时，即使系统的实际电压值非常小，系统也会因电压参数异常而导致重合闸失败，但LVRT功能保持不变。系统可以使用多个零电压穿越，使系统的穿越时间小于90ms/次。结合系统运行情况，交叉时间也可设置为120ms/次。

综上所述，基于网络拓扑参数、时域和总故障量的保护原理能够适应风电系统的故障特征，可以成为风电系统继电保护研究的主要方向。

4 风电系统接入对继电保护影响分析

风电机组故障电流受电力电子设备耐受过流能力和控制策略影响，幅值受限、相角受控，与常规同步发电机存在本质区别，其短路电流受不同控制参数及控制策略影响，无法提供持续且稳定的工频分量，幅值受限且呈现强非线性，同时风电接入配电网，潮流双向流动且变化范围大，拓扑结构变化复杂，传统配电网配置的保护及整定计算方法可能存在无法适用的情况。

4.1 过流保护

随着大规模风电的增多，将对各级线路过流保护的配合及整定计算带来挑战。大规模风电接入辐射式配网，下游线路故障时的电流助增作用可能引起下游过流保护误动，外汲电流可能引起上游过流保护拒动；相邻线路故障时，大规模风电向上游保护提供反向故障电流，可能引起上游过流保护误动。

改进方案：以环网为例，阶段式电流保护难以适应分布式新能源接入，可考虑自适应电流保护与加速判据配合。将故障后保护安装处的电压引入判据，构建自适应正序电流速断保护。同时，利用对端保护先动作后，本侧保护测得正序电流的变化量进行保护加速，实现了限时电流速断保护的加速动作。

4.2 距离保护

大规模风电接入导致保护测量阻抗变化，尤其当故障点过渡电阻较大时，可能导致保护不能正确动作。

风电接入多级串供线路如图1所示。当DG1电流超前系统侧电流时，DG1会使保护1的测量阻抗增大；当DG1电流滞后系统侧电流的角度大于阻抗角时，DG1会使保护1的测量阻抗减小。

图1 风电接入多级串供线路图

4.3 差动保护

故障期间由于电力电子设备短路电流幅值受限且相角受控，护灵敏度降低。当分布式新能源占比较高时带来差动保护。

当接入强电网时，电网侧提供短路电流远大于分布式新能源侧提供短路电流，差动保护灵敏度基本符合标准要求，动作性能基本不受影响；当接入弱电网时，电网侧和大规模风电侧提供短路电流均有限，差动保护灵敏度降低。

图3 电流二次谐波含量变化图

改进方案：一般情况下传统的电流差动保护能够满足要求，在一些灵敏度不足的地方为保证快速且具有选择性的切除故障段，可考虑采用自适应调节的差动保护。可利用故障分量电流幅值特性构造自适应制动系数，随系统运行状态自适应调节制动系数，在保证区外故障选择性的同时，采用更低的制动系数，增大保护的灵敏性，提升保护可靠性。

4.4 重合闸

故障时风电将向故障点持续提供短路电流，造成故障点无法熄弧，影响重合闸动作，同时新能源机组孤岛运行后将失步，为避免重合失败以及风电系统非同期合闸，现阶段在重合前切除新能源机组。

4.5 备自投

风电系统的电压支撑作用，对故障后备自投动作产生影响。如图2接入风电机组的110kV/10kV终端示意图中，当变压器T1发生故障，跳开QF4，由于分布式新能源接入10kV I母线，导致母线电压未跌落至0.2pu以下，QF6备自投将失败（备自投检测母线电压低于0.2pu时动作）。

图2 接入风电机组的110kV/10kV终端示意图

4.6 谐波相关

随着风电容量逐步提升，交流系统故障后接入电网的风电系统会产生大量谐波，导致系统中谐波相关保护出现拒动和误动风险。变压器保护区内故障后二次、三次谐波分量大于20%,造成差动保护误闭锁，电流二次谐波含量变化图如3所示。

综上所述，在大规模风电接入电力系统后，针对过流保护性能下降、差动保护灵敏度降低等问题，需要提升电力系统的安全水平及供电可靠性，其中提高可靠性继电保护配置方案如表1所示。

表1 提高可靠性继电保护配置方案

5 结语

大规模风电接入接入电力提系统并高度渗透，配电网功率双向流动，其故障电流分布特点与传统配电网相比有很大变化，对配电网继电保护有多方面的影响。其中潮流变化对保护的影响表现在：使传统电流保护、距离保护不正确动作；影响保护定值整定策略。短路电流受控对保护的影响表现在：短路电流幅值、相位受控，DG接入点、接入容量影响保护灵敏度。影响安全自动装置表现在：重合闸、备自投等可能动作不成功，影响瞬时性故障恢复供电能力。