风力发电机集团式接入电力系统的故障特征分析.pdf

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1、第 36 卷 第 7 期 电 网 技 术 Vol.36 No.7 2012 年 7 月 Power System Technology Jul.2012 文章编号：1000-3673（2012）07-0176-08 中图分类号：TM 615；TM 743 文献标志码：A 学科代码：4704054 风力发电机集团式接入电力系统的故障特征分析 张保会1，王进1，李光辉1，郝治国1，薄志谦2（1西安交通大学 电气工程学院，陕西省 西安市 710049；2阿尔斯通输配电有限公司，英国 斯坦福德市 ST17 4LX）Analysis on Fault Features of Wind Turbine G

2、enerators Concentratedly Connected to Power Grid ZHANG Baohui1,WANG Jin1,LI Guanghui1,HAO Zhiguo1,BO Zhiqian2(1.School of Electrical Engineering,Xian Jiaotong University,Xian 710049,Shaanxi Province,China;2.ALSTOM T&D Automation,Stafford ST17 4LX,UK)ABSTRACT:Most wind farm in China are connected to

3、power grid in concentratedly way,so the grid-connected wind farms affects both secure operation of power grid and correct action of protective relayings more and more evidently.Due to relatively small capacities of wind farms and low terminal voltage of wind turbine generators,so relative to the hig

4、h voltage side of power grid,the assembly of wind turbine generators,package transformers and low voltage cables is equivalent to a current-limiting reactor with high impedance,i.e.,the equivalent positive-and negative-sequence impedances are far higher than equivalent impedance at grid side,however

5、,due to direct grounding of main transformer neutrals in wind farm,so the equivalent zero-sequence impedance at wind farm side during faults only includes zero-sequence impedances of transmission lines and main transformers,thus the positive-and negative-sequence impedances at the back side of prote

6、ctions of wind farm is far higher than zero-sequence impedance,and for this reason the wind farm belongs to typical weak power-feed system,and the fault current felt by protections of wind farm is almost the total zero-sequence component of the fault current,meanwhile the currents of non-fault phase

7、s are almost the same as the current of fault-phase,so that the correct action of protection of wind farm will be greatly affected.Taking the fault occurred in outgoing line of a certain wind farm as example,the phenomenon that after the connecting the wind farm to power grid the maloperation of pro

8、tections of wind farm occurred due to the felt current was very near to the total zero-sequence current is analyzed,and a model of the actual wind farm is built by PSCAD/EMTDC for the reappearance of the fault,and by use of the built model the 基 金 项 目：国 家 重 点 基 础 研 究 发 展 计 划 项 目(973 项 目)(2009CB21970

9、4)。The National Basic Research Program(973 Program)(2009CB219704).influencing factors of this phenomenon are analyzed.KEY WORDS:fault feature;wind turbine generator;concentrated grid-connection;PSCAD/EMTDC 摘要：我国风电场多为集团式接入电力系统，风电场并网对系统安全运行及继电保护正确动作的影响越来越突出。由于风电场的容量相对较小，而且风机出口电压很低，从高压侧来看，风力发电机、箱式变压器及相

10、应低压电缆相当于一个很大的限流电抗，即风电场侧的正负序等值阻抗远远大于系统侧的等值阻抗；对于零序网络，风电场主变压器的中性点直接接地，故障期间风电场侧的零序等值阻抗仅包括输电线路与主变的零序阻抗。因此风电场侧保护背侧的正负序阻抗远大于零序阻抗，属于典型的弱馈电源系统，风电场侧保护感受到的故障电流几乎全部为零序分量，非故障相电流在幅值与相位上均与故障相电流近乎相同，使保护的正确动作受到很大影响。以某风电场送出线故障为例，对风电场接入后，风电场侧保护感受到几乎全部零序故障电流而不正确动作的现象进行了分析，并在 PSCAD/EMTDC 下建立了实际风电场模型，对这一现象进行了仿真再现，并对其影响因素

11、进行了分析。关键词：故障特征；风力发电机；集团式接入；PSCAD/EMTDC 0 引言 随着风力发电技术的不断进步，单台风机的容量越来越大。目前，世界上主流风电机组的额定容量一般为 12.5 MW，有些机组的最大额定容量已经达到 56 MW，因此风电场也正在逐渐具有更大的装机容量1-2。随着并网运行风电场容量的不断增加，风电场对电网运行的影响也越来越突出3-6。当有风电场接入电力系统时，系统发生故障时，风电场所提供的故障电流是不容忽略的，并且具有不同第 36 卷 第 7 期 电 网 技 术 177 于普通同步发电机故障电流的特点，对于电力系统中现有的继电保护以及安全自动装置的正确动作有很大的影

12、响7-12。风电场并网方式一般有 2 种方式：分散式接入和集团式接入。分散式接入是传统并网方式，风电场容量比较小，作为一种分布式电源，分散接入地区配电网络，以就地消纳为主；集团式接入是在风能资源丰富区集中开发风电基地，通过输电通道集中外送，以异地消纳为主，接入电压等级较高。欧美发达国家风电场大多采用分散式接入，除近期规划中的海上风电采用高电压远距离输送外，风电大多分散式接入，就地消纳。而我国风能资源主要分布于“三北”及东南沿海地区13，大多远离负荷中心，风电场多为大规模、集团式接入。如我国正在开发的内蒙古、甘肃、江苏沿海等千万 kW级风电基地14。我国现有集团式风电场的典型接线方式为风电机组通

13、过单机单变，将出口电压(一般为 0.69 kV)升高到中压(一般为 10 kV 或 35 kV)，多台风电机组汇集到一个中压母线(10 kV 或 35 kV)，通过风电场主变升高到更高的电压等级，并通过风电场送出线并入系统。由于风机出口电压很低，当系统发生故障时，从高压侧等值电路来看，风力发电机、箱式变压器及相应低压电缆相当于一个很大的限流电抗，而风电场主变高压侧中性点一般直接接地(或者间隙接地，在故障瞬间被击穿)，并且有一绕组接成三角形，从而造成故障期间风电场送出线保护背侧的正负序阻抗较零序阻抗(只有风电场主变阻抗)非常大，属于典型的弱馈电源系统，风电场送出线保护感受到的故障电流几乎全部为零

14、序分量，非故障相电流在幅值和相位上都近似和故障相电流相同，使保护的正确动作受到很大影响。在实际风电场运行时，由于上述现象造成保护不正确动作的情况经常发生。本文以某风电场送出线故障为例，对该现象进行分析，并在 PSCAD/EMTDC 下搭建风力发电机模型，进而建立实际风电场模型，对这一现象进行仿真再现。1 某风电场送出线故障分析 某风电场总装机容量为 50 MW，风机型号S64-1250 型，发电机为鼠笼异步型，单台风机容量1 250 kW，共装设 40 台风机，每 10 台风机“T”接在一条集电线路上，风电场内通过 4 条集电线路将风机发出的电能收集并输送至风电场变电站，通过220 kV 高压

15、输电线路接入系统。风电场系统接线示意如图 1 所示。其中，风电场主变 220 kV 侧中性点经间隙接地运行，系统故障时中性点被击穿，系统侧中性点直接接地运行。2010 年 7 月 19 日 15:24，在高压输电线路上发生 a 相瞬时性接地故障，系统侧保护正确动作，对应断路器 a 相跳闸并重合成功；风电场侧保护不正确动作，对应断路器三相跳闸未重合(线路投单相重合闸)。风电场侧保护动作异常，通过其保护动作报告发现，在线路瞬时性单相故障情况下，纵联距离保护有三跳出口报告。10台10台10台10台35 kV汇流母线220 kV母线机端母线机端母线机端母线机端母线风电场主变系统输电线路风电场侧保护系统

16、侧保护0.69 kV0.69 kV0.69 kV0.69 kV 图 1 某风电场系统接线示意 Fig.1 Scheme of the wind farm 风电场侧故障录波图如图 2 所示，图中分别示出了故障前后三相电流、零序电流、三相电压以及零序电压的二次值波形。根据风电场侧故障录波图，在故障期间，非故障相(b、c 相)电流在幅值和相位上和故障相(a 相)电流近乎相同；对于电压，故障相电压跌落，非故障相电压变化不大。2010 年 3 月 20 日 04:39，该风电场送出线也曾有类似的事故发生，限于篇幅，录波图略。对录波图中标线所示时刻故障数据进行向量分析和序分量分析，分别如表 1、2 所示。

17、可以发现，在故障期间，非故障相电流与故障相电流在幅值和相位上非常接近，最大相差不超过20%。通过序分量分析，风电场侧保护感受到的零序分量电流约为正负序分量电流的 10 倍，而电压序分量则无特殊分布。178 张保会等：风力发电机集团式接入电力系统的故障特征分析 Vol.36 No.7 0 40 80 120 t/ms a 相电流/A 5.49 5.89 0 5.19 0 5.22 5.30 0 4.95 16.43 0 15.43 b 相电流/A c 相电流/A 零序电流 3Io/A 91.81 0 91.85 89.34 0 96.64 90.26 0 87.31 79.01 0 77.32

18、a 相电压/V b 相电压/V c 相电压/V 零序电压 3Uo/V 160 图 2 某风电场侧故障录波图 Fig.2 Faults recorder wave of wind farm side 表 1 故障数据向量分析 Tab.1 Vector analysis of fault data 电流或电压 瞬时值 有效值 相角/()Ia Ib Ic 3I0 Ua Ub Uc 3.918 9 A 4.324 3 A 3.702 7 A 11.864 9 A 6.189 8 V 76.023 9 V 72.378 4 V 3.514 9 A 3.246 3 A 3.163 2 A 9.872 7

19、A 10.845 0 V 63.476 4 V 60.136 9 V 107.215 0 93.764 2 89.295 6 96.932 6 152.006 8 58.421 7 300.752 8 3U0 9.835 3 V 54.949 5 V 7.802 7 表 2 故障数据序分量分析 Tab.2 Sequence component analysis of fault data 电流或电压 瞬时值 正序有效值负序有效值 零序有效值Ia Ib Ic Ua Ub 3.918 9 A 4.324 3 A 3.702 7 A 6.189 8 V 76.023 9 V 0.340 4 A 0.

20、340 4 A 0.340 4 A 44.433 1 V 44.433 1 V 0.320 9 A 0.320 9A 0.320 9 A 16.690 6 V 16.690 6 V 3.278 3 A 3.278 3 A 3.278 3 A 18.300 2 V 18.300 2 V Uc 72.378 4 V 44.433 1 V 16.690 6 V 18.300 2 V 2 风力发电机建模及暂态特性分析 2.1 风力发电机建模 为了研究该现象的普遍性和影响因素，需要在仿真软件中对风电场上述现象进行仿真再现，首先要建立正确的风力发电机电磁暂态模型，研究其电磁暂态特性，这是进行风电场保护分析

21、的基础。由于结构简单、投资小、运行维护方便等原因，鼠笼式风力发电机在实际中得到了广泛应用。为了与实际风电场对应，本文以鼠笼式风机为例，建立风力发电机模型。鼠笼式风力发电系统可分为 5 个部分，本文基于 PSCAD/EMTDC 软件平台，建立了风速模型、气动模型、机械传动模型、鼠笼发电机模型及桨距角控制系统模型15-17。风能作用于风力机的叶片上，作为风力发电机的原动力，风力机吸收风能产生的机械功率与风速有关。因此风速是计算风功率乃至进行整个风电系统并网分析的基础。气动模型模拟风力机桨叶将风能转变为机械能。捕获的机械转矩是风速，叶片桨距角以及风轮转速的复杂函数。机械传动部分模拟包括低速轴、齿轮箱

22、、高速轴在内的传动环节。当风速大于额定风速时风机恒速运行，桨距角控制系统工作，通过调节叶片桨距角以维持捕获功率为额定功率。系统整体结构如图 3 所示。桨距角控制系统风速模型气动模型u机械 模型 鼠笼电机rot Pref传动 式发PgenPgenrotTmec Trot gen gen 图 3 鼠笼式风电系统模型总体结构 Fig.3 Overall structure of squirrel-cage wind generator model 稳态运行时，鼠笼式发电机的 T 型等效电路如图 4 所示。其中：ssjRX为定子阻抗；mX为激磁 电抗；rX 为转子电抗；r1sRs为模拟电阻；以上 所有

23、转子量均为折算到定子侧的数值；模拟电阻上的电功率代表着机械功率，当s0时，模拟电阻吸收功率为正，表示为电动机状态，吸收功率的大小与转差率有关18。Us.s 1s IsImXm XsRsXr Rr Ir Rr.图 4 鼠笼式发电机 T 型等效电路 Fig.4 T type equivalent circuit of squirrel-cage generator 第 36 卷 第 7 期 电 网 技 术 179 定子侧看进去的鼠笼机等值阻抗的表达式为 mrrssrmrj(/j)j/j()XRsXZRXRsXX 2mrs222rmr22mrmrmrs222rmr()()j()sX RRRXXsX

24、RX XXXsXRXXs 可以看出，鼠笼机等值阻抗受转差率的影响，分别作出鼠笼机等值电阻、电抗和阻抗大小随转差率变化的特性曲线如图5所示。0.3 0.2 0.1 0 2 0 2 4 sR Z 阻抗/pu X 图 5 鼠笼机阻抗转差率特性曲线 Fig.5 The characteristic curve of squirrel-cage generator impedance versus slip ratio 当转差率较小时，阻抗变化很快，而当转差率在数值上增加到一定值后，可以认为阻抗保持不变，此时电阻几乎为零，阻抗近似为恒定电抗，即为鼠笼机的暂态电抗：mrsmrX XXXXX 当电力系统发生

25、故障时，表征系统运行状态的各种电磁参数都要发生急剧的变化。在机电暂态下，以定子量表示的鼠笼发电机三阶数学模型如下：ds dqdqs qdqd0dq00qq0qd00dJmed()2dd()2dddUR IX IEUR IX IEETEXX IsTf EtETEXX IsTf EtsTTTt 其中：X为鼠笼机暂态电抗；dE为d轴暂态电势；qE为q轴暂态电势；0T为定子绕组开路时的转子绕组时间常数；JT为惯性时间常数。2.2 风力发电机暂态特性分析 为分析实际风电场的故障特性，首先建立简单的单机通过联络线接入无穷大系统，研究鼠笼式风力发电机的暂态特性。与电力系统中的同步电源相比，鼠笼式风力发电机在

26、外部电网发生短路故障时具有不同的特征。PSCAD/EMTDC搭建风机模型参数如下：鼠笼发电机的额定功率为1 250 kW；额定电压为0.69 kV；定子阻抗RsjXs0.017 5j0.257 1；转子阻抗RrjXr0.019+j0.295；激磁电抗Xm6.921；惯性时间常数TJ1.9914s。其中所有电阻和电抗均为以鼠笼机自身额定值为基值的标幺值。1）三相短路。在故障瞬间，在定子绕组将产生很大的短路电流，但会迅速衰减。这是由于鼠笼式发电机没有独立的励磁绕组，当风机机端发生三相短路时，机端电压迅速衰减，如果故障一直未清除，风机出口处短路电流将衰减为零，如图6所示，在t2 s时刻风机机端发生三

27、相短路。a 相电流/kA 0.1000.000b 相电流/kA 0.1000.000c 相电流/kA 0.1000.0001.902.10 2.30 时间/s 图 6 三相短路电流 Fig.6 Three-phase short circuit current 故障后定子电流由衰减的直流分量和交流分量构成，直流分量的衰减规律主要取决于定子侧看进去的等值电路，定子交流分量的衰减规律主要取决于转子侧看进去的等值电路19。2）不对称短路。与三相短路风机短路电流会逐步衰减为零不同，当发生不对称故障时，风电场出口能维持一定的短路电压和短路电流。对于不对称故障，类似于同步机，可以采用对称分量法进行分析，但

28、这里需注意鼠笼机正负序阻抗的变化。当发生短路故障时，鼠笼式风力发电机转子电磁功率会减小，电磁转矩也会随之减小。在此过程中，由于机械变化的时间要比电磁变化慢得多，因此可以看成风机的机械转矩保持不变，转子产生不平衡转矩，鼠笼式发电机转子加速，转差率s在数180 张保会等：风力发电机集团式接入电力系统的故障特征分析 Vol.36 No.7 值上增加。由于故障前s较小，由图5可知，此时正序阻抗对转差率变化敏感，所以故障期间，鼠笼机正序阻抗将发生较大变化，随着转差率s在数值上的增大，正序阻抗迅速减小，当s增大到一定值时，正序阻抗值基本保持不变。对于其负序阻抗，假设鼠笼机转差率为s，则转子对负序磁通的转差

29、率为2s。因此，鼠笼机的负序参数可以按转差率2s来确定。虽然故障期间，s在数值上会增大，但2s一直较大，由图5可知，负序阻抗在故障期间基本不变，即为X。至于其零序电抗，由于鼠笼机三相绕组通常接成三角形或不接地的星形，因而即使在其端点施加零序电压，定子绕组中也没有零序电流流通，即零序电抗为无穷大20。以单相接地短路为例，在t2 s时刻风机机端发生a相接地短路，仿真得到风机出口处不对称短路电流如图7所示。a 相电流/kA 0.100 0.000 b 相电流/kA 0.100 0.000 c 相电流/kA 0.100 0.000 1.90 2.10 2.30 时间/s 0.100 0.100 0.1

30、00 图 7 不对称短路电流 Fig.7 Asymmetric short circuit currents 故障相在短路瞬间可以提供一个较大的电流，但会发生衰减。对非故障相电流，由于回路等值阻抗(正序阻抗)的减小会有一逐渐增大过程。最终，鼠笼机正序阻抗会减小至一恒定值，而故障相与非故障相都有一恒定的短路电流，并且非故障相电流有可能超过故障相电流。3 故障仿真与分析 3.1 仿真系统 在PSCAD/EMTDC下搭建鼠笼式风力发电机的基础上，建立50 MW风电场模型。与图1实际风电场接线对应，系统接线如图8所示。其中，系 40台220 kV T1风机系统220 kV35 kV50 km L1 5

31、0 kmL2 T235/242 kV 60 MVA Uk(%)=10.5 1 250 kW0.69 kV50 MW风场0.69/38.5 kV1.5 MVAUk(%)=10.5Xs=0.01X10=0.80/km ig isf(1)X11=X12=0.40/km 图 8 风电场仿真接线图 Fig.8 Simulation circuit diagram of wind farm 统参数示于图中，风机参数与2.2节相同。由于风电场内的集电线路一般采取电缆方式连接，线路距离较短，其阻抗较风机及其箱变阻抗很小，可以将其阻抗忽略，近似认为40台风机及箱变直接接入35 kV汇流线。3.2 单相接地仿真

32、与实际故障对应，仿真在t2 s时，在高压输电线路中点处发生a相接地故障，故障持续时间为 50 ms，得到风电场提供的短路电流二次波形(CT变比为800 A/1 A)和风电场220 kV母线电压二次波形(PT变比为220 kV/100 V)，如图9所示。a 相电流/A b 相电流/A c 相电流/A 零序电流/A 0.06.06.00.06.06.00.06.06.00.012.012.0t/s1.9502.0002.0502.100 a 相电压/V b 相电压/V c 相电压/V 零序电压/V 0 100 100 t/s 1.950 2.000 2.0502.1000 100 100 0 10

33、0 100 0 100 100 (a)电流 (b)电压 图 9 单相接地风电场侧短路电流与风电场母线电压 Fig.9 Wind farm side short circuit current and wind farm bus voltage in case of single-phase ground fault 可以看出，在故障期间，故障相电流衰减与非故障相电流增大的特性和2.2节的分析是一致的。但此时更加明显的现象是，风电场侧非故障相电流的幅值和相位与故障相电流近似相同，风电场侧电流几乎全为零序分量，而故障相电压跌落，非故障相电压变化不大，这与图2实际风电场故障录波图的规律是一致的。3.

34、3 分析与计算 对系统不对称故障采用对称分量法进行分析，第 36 卷 第 7 期 电 网 技 术 181 首先计算各元件序阻抗。取基准功率SB100 MVA，基准电压UBUav，计算各序网络等值参数。根据2.2节的讨论，在故障期间，鼠笼机转差率会发生变化，使得电机正序阻抗变化。仿真得到故障前s0.016，求得以鼠笼机自身额定值为基准的XG10.716，化为系统标幺值为1.431(下文计算结果皆为系统标幺值)；故障期间，转差率在数值上一直增大，故障消失时刻，s0.023，求得XG11.252。负序电抗基本不发生变化，XG2X 1.08。分别作出各序等值网络，如图10所示。.f1U0.03780.

35、03780.1750.175XG1.f1I鼠笼机0.01系统T1T2L2L1(a)正序网络.f2U0.03780.03780.1750.175.f2I鼠笼机0.01系统T1T2L2L11.08(b)负序网络.f0U0.075 60.075 60.175.f0I0.01系统T2L2L1(c)零序网络 图 10 正序、负序和零序等值网络 Fig.10 The positive sequence,negative sequence and zero sequence network 风电场侧正负零序阻抗分别如下：X1从1.818 8减小至1.639 8，X21.467 8，X00.250 6；系统侧

36、如下：Xs10.047 8，Xs20.047 8，Xs00.085 6。对于单相接地故障，复合序网为正负零序3个序网的串联，所以故障点处正负零序电流相同，图 10中f1f 2f0III。考虑正负零序各自分流效应，风电场侧正序电流s1f1s11XIXX，从0.025 6f1I增大至0.028 3f1I，负序电流s2f 2s22XIXX=0.031 5f 2I，零序电流s0f0s00XIXX=0.254 6f0I。零序电流分量为正负序分量的8、9倍之多，因此，经过序分量合成后，风电场侧提供的故障电流零序分量占绝大部分，因而出现了风电场侧三相电流幅值和相位近似一致的情况。3.4 影响因素分析 1）变

37、压器接线方式。由于风电场主变一般为Yn/接线，使得风电场送出线保护背侧的零序阻抗只有风电场主变的阻抗，而正负序阻抗则为风电场主变、风机、箱变以及集电电缆线路的阻抗，而且风机出口电压较低，折算到高压侧相当于很大的限流阻抗。如果风电场主变没有接地点，则风电场侧无零序通路，不会出现风电场侧三相电流幅值和相位近似相同的情况。实际风电场主变高压侧为中性点直接接地(或经间隙接地，但故障瞬间被击穿)，低压侧接成三角形；或者是三绕组变压器，有一平衡绕组接成三角形，低压为高阻接地，这样都会使风电场侧零序通路经由风电场主变直接接地，致使风电场侧正负序阻抗远大于零序阻抗。2）故障类型。对于两相短路接地，也会出现风电

38、场侧三相电流近乎相同的情况。仿真在t=2 s时，在高压输电线路中点处发生bc两相接地故障，故障持续时间50 ms，仿真结果如图11所示。a 相电压/V b 相电压/Vc 相电压/V 零序电压/V 0 100 100 t/s1.950 2.000 2.0502.1000 100 100 0 100 100 0 100 100 a 相电流/A b 相电流/A c 相电流/A 零序电流/A 0.06.06.00.06.06.00.06.06.00.012.012.0t/s1.9502.0002.0502.100 (a)电流 (b)电流 图 11 两相接地风电场侧短路电流与风电场母线电压 Fig.11

39、 Wind farm side short circuit current and wind farm bus voltage in case of two-phase ground fault 此时，各序网络与单相接地时相同，复合序网为正、负、零序3个序网在故障点处并联，所以故 障点处正负零序电压相同，即图10中f1f2UU f0U，由于风电场侧正负序阻抗较零序阻抗大很多，也会出现风电场侧零序电流比重很大的情况。由于复合序网为3个序网的并联，故障点处零 序电流f0I为正序电流f1I分流的一部分。同样考虑 各序电流的分流作用可知，较单相接地故障，两相接地故障零序分量电流所占比例要低。对于不接地

40、故障，由于不存在零序电流通路，182 张保会等：风力发电机集团式接入电力系统的故障特征分析 Vol.36 No.7 不会出现故障电流三相近似相同的现象。3）风电场与系统容量比。当风电场容量越小或系统容量越大，相应风电场侧阻抗越大，系统侧阻抗越小，这造成故障时风电场侧正负序阻抗较零序阻抗越大，零序电流分量分流的比例就会越大，故障电流三相近似相同的现象越明显。4）接地点位置。接地点位置同样影响风电场侧与系统侧阻抗的分配。接地故障点越靠近风电场，风电场侧正负序阻抗均减小。由于风电场侧零序阻抗较小，对其影响较大，使得风电场侧零序电流分量会更大，故障电流三相近似相同的现象越明显。4 结论 本文对某风电场

41、送出线故障进行分析，并在PSCAD/EMTDC软件下建立了实际风电场模型，进行仿真再现，证明了仿真结果的正确性，指出风电场接入后，风电场侧保护感受到几乎全部为零序故障电流而不正确动作的问题为集团式接入风电场典型问题。我国风电已由发展初期的小规模、分散接入转变为大规模、集团式接入。对于集团式风电场接入电力系统，风电场主变一般为Yn/接线，并且风机出口电压很低，风电场侧保护背侧的正负序阻抗较零序阻抗非常大，属于典型的弱馈电源系统。当系统发生接地故障时，风电场侧保护感受到的故障电流几乎全部为零序分量，非故障相电流与故障相电流近乎相同，使保护的正确动作受到很大影响，其受风电场主变接线方式、故障类型、风

42、电场与系统容量比、接地故障位置等因素的影响。致 谢 本文的研究工作得到了Vestas公司的支持。感谢该公司的研究人员给本文提供的诸多宝贵资料和建议。参考文献 1 迟永宁大型风电场接入电网的稳定性问题研究D北京：中国电力科学研究院，2006 2 刘万琨，张志英，李银凤，等风能与风力发电技术M北京：化学工业出版社，2007 3 雷亚洲与风电并网相关的研究课题J电力系统自动化，2003，27(8)：84-89 Lei YazhouStudies on wind farm integration into power systemJAutomation of Electric Power System

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