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
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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：
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Leabharlann Baidu、无功功率较大幅度的波动。 2.2变频器DCLink频谱
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）。
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
发表时间：2020-03-16T15:23:27.667Z 来源：《电力设备》2019年第21期 作者： 田军 丁国俊 [导读] 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。
（中船重工海为（新疆）新能源有限公司 830001） 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。
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。
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
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：
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Leabharlann Baidu、无功功率较大幅度的波动。 2.2变频器DCLink频谱
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）。
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
发表时间：2020-03-16T15:23:27.667Z 来源：《电力设备》2019年第21期 作者： 田军 丁国俊 [导读] 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。
（中船重工海为（新疆）新能源有限公司 830001） 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。
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。
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