大規模風電脫網事故的幾點思考

張琳，仇衛東

(國網北京經濟技術研究院，北京市，100052)

0 引言

我國風電建設“十一五”期間快速發展，連續5年實現翻番。2010年底，我國風電裝機總容量達到44.733 GW，風電并網容量達到了29.56 GW［1-2］。然而風電產業在經過“十一五”期間的快速發展后，潛在的問題開始集中爆發［3-4］。由于風電機組低電壓穿越能力的普遍缺失、風電場無功控制不到位、場內設備存在缺陷、風電場運行管理等方面存在的諸多問題致使風機脫網事故頻繁發生。自2011年初以來，西北甘肅風電基地、華北張北風電基地相繼發生大規模風電脫網事故，對風電場和電網的安全運行帶來了嚴重影響［5-6］。

1 事故概況

1.1 西北“2.24”事故

2011年2月24日，甘肅電網橋西第一風電場場內升壓站35kV饋線電纜頭發生故障。

事故發生期間，甘肅風電基地風電機組脫網598臺，損失出力共計840MW，事故未對西北主網產生明顯影響。

1.2 西北“4.3”事故

2011年4月3日，甘肅電網橋東第二風電場場內升壓站35kV饋線電纜頭發生故障。

事故發展過程與“2.24”事故類似，故障期間，系統低電壓時，由于風電機組不具備低電壓穿越能力，造成風電機組脫網320臺，損失出力445.5MW;故障切除后，電壓升高，高電壓期間風電機組脫網67臺，損失出力103MW。整個事故風電機組共脫網400臺，損失出力568MW，事故未對西北主網產生大的影響。

1.3 西北“4.17”事故

2011年4月17日，干西330kV變電站35kV母線開關發生故障，導致系統電壓跌落，敦煌750kV變電站330kV母線電壓最低跌至283kV。

事故期間，低電壓導致536臺風電機組發生脫網，損失出力794MW;高電壓導致44臺風電機組脫網，損失出力63MW。整個事故風機脫網677臺，損失出力975MW。

1.4 西北“4.25”事故

2011年4月25日，嘉峪關330kV變電站330kV嘉酒Ⅱ線線路側高跨龍門架跌落到地面，造成嘉峪關330kV變電站3號主變、330kV 1號母線、嘉酒Ⅱ線、嘉玉Ⅰ、Ⅱ線相繼跳閘。330kV嘉玉雙回線路停運后造成玉門330kV變電站失壓，玉門電網孤網運行。

事故造成玉門330kV變電站所接風電場風電機組全部停運，共計533臺，損失出力479MW;受故障沖擊的瓜州地區風電低電壓期間脫網745臺，損失出力1 056MW，高電壓期間風機脫網69臺，損失出力110MW。

整個事故過程中風機共脫網1 278臺，損失出力1 535.2MW，西北電網頻率最低至49.765 Hz，頻率越限時間為5 s，此次事故對西北電網的安全運行產生了一定影響。

1.5 張北“4.17”事故

2011年4月17日，張北佳鑫風電場場內風電機組側箱變35kV送出架空B相引線與35kV匯集線路C相搭接，引起BC相間短路故障，如圖1所示。

圖1 風電場相間故障Fig.1 Diagram of phase to phase fault

在故障低電壓期間317臺風機脫網，損失出力420MW。義緣站并網風電場風機脫網后，由于系統大量無功過剩，系統電壓迅速升高，高電壓期間風機脫網310臺，損失風電電力共計412MW。

察北站所接風電場風機脫網后，系統電壓大幅抬升，220kV義緣站電壓最高達到262kV(1.19 pu)，地區220kV站電容器過電壓保護動作切除電容器。

故障共引起沽源地區220kV察北和義緣變電站所帶9座風電場發生風機脫網共627臺，故障切除及脫網風電機組共計644臺、損失功率854MW，約占裝機容量的81.5%。

2 脫網事故分析

幾次大規模風電脫網事故的起因有一定相似性，突出反映了目前風電場建設中存在的共性問題。

(1)故障期間，低電壓階段，由于風電機組普遍不具備低電壓穿越能力，導致大量風電機組低電壓脫網;由于風電場無功控制存在問題，導致低電壓階段大量風電機組脫網后，系統電壓迅速抬升，造成成功穿越低電壓的風電機組高電壓脫網，加重了事故，擴大了脫網的風電機組數量和范圍。

(2)在目前風電機組低電壓穿越能力普遍缺失的情況下，電網或風電場短路故障造成大面積風機脫網不可避免。

(3)幾次事故均表明，事故前多個風電場無功補償裝置感性支路未投入或未執行恒電壓控制模式，導致低電壓風電機組脫網后，電容器組繼續掛網運行引起風電場側大量無功富余，造成系統電壓急劇攀升，大量風電機組因系統電壓升高而脫網。

(4)現有風電機組均有無功調節功能，在運行時根據系統情況調節風電機組的無功出力可以有效解決事故后的無功調節問題。

3 脫網事故暴露的主要問題

縱觀上述幾次大規模風電機組脫網事故，除西北“4.25”事故系統變電站是因惡劣天氣導致事故外，其余幾次均為風電場內部設備存在缺陷或保護存在問題導致，集中暴露了當前風電場在建設、運行、維護等方面存在的問題。

(1)風電場設備存在較大安全隱患。在幾次事故中，故障設備涉及風電場場內的架空線、電纜、電纜頭以及母線電壓互感器等，且故障均為相間故障，充分說明了風電場內的設備質量及施工工藝存在較大問題，導致風電場內故障頻發，給風電場和電網的安全運行帶來了較大隱患。

(2)風電機組普遍不具備低電壓穿越能力。從多次事故看，多數脫網風機是由于不具備低電壓穿越能力造成的。亟需對各風電場風電機組進行低電壓穿越能力改造工作。“4·17”事故中有部分完成低電壓穿越改造的風電機組未脫網，從側面說明風機低電壓穿越能力改造的必要性和迫切性。目前，風電機組生產廠商正進行在運風電機組的低電壓穿越能力改造工作。

(3)風電相關技術標準與風電機組制造存在脫節問題。Q/GDW392—2009《風電場接入電網技術規定》要求風電場內的風電機組具有在電網短暫故障時保持并網運行0.625 s的低電壓穿越能力。但在運的大多數風電機組均不具備低電壓穿越能力，與風電場接入電網技術規定要求相差甚遠，也是造成大規模風電機組脫網事故的主要原因之一。

目前，國內一些風電設備廠商尚未掌握風電機組核心技術，尤其是變頻器部件及其控制系統，均需從國外進口，其核心技術為國外風機制造廠商掌控。擺脫風機制造核心技術受制于人的局面，國內的風機廠商還有較長的路要走。

(4)風電場繼電保護裝置未按規定整定或投入。在西北“4.17”事故中，干西變及干西第二風電場母差保護、主變低壓側后備保護未按規定整定或投入，致使故障時間延長、故障范圍擴大。

目前，大多風電場低壓側采用不接地運行方式，單相故障不能快速切除，也是導致故障惡化、事故擴大的主要因素之一。

(5)風電場無功電壓控制方面需進一步加強。從后期幾次事故看，較前期“2.24”事故，因過電壓脫網風電機組比例有明顯減少，表明調度部門和風電場運行部門在事故后加強了對風電場的無功電壓控制方面的工作。下一步還需進一步加強風電場內的無功補償裝置在事故過程中的調壓能力。

(6)風電場運行維護水平有待提高。現階段，部分風電場運行人員水平達不到調度運行的要求，技術培訓、典型事故應急預案等針對性不強。事故表明，風電場的運行水平和管理水平都有待提高，設備檢修應進一步規范和加強。

4 中外風電技術對比分析

鑒于2011年幾次大規模風電脫網事故均與風電機組不具備低電壓穿越能力、風電機組無功控制等因素相關，因此有必要對中外風電機組的風機制造技術和相關性能進行分析對比。

4.1 風機制造

目前，我國整機制造大多是引進技術，消化吸收，實現批量化生產，但風電機組控制器、變流器等關鍵部件及其控制技術仍掌控在國外廠商手中，仍需進口。從整機制造看，可分為3類:購買國外成熟的風電技術，取得生產許可后在國內生產;與國外設計技術公司聯合設計，在國內進行試制和生產;與國外公司合資，引進國外的技術在國內進行生產［7］。此外，還有部分廠家自主研發，自行制造。

我國風電機組制造商的技術研發能力有待提高，目前尚未完全掌握風電機組控制器、變流器等關鍵部件的電氣參數，無法提供其研發的風電機組模型和參數，現運行的風機絕大多數不具備有功功率控制能力、無功功率調節能力和低電壓穿越能力，而國外風電機組制造商通常出于技術保密等原因也不愿意提供相關的技術模塊。因此，亟需加強研究設計單位與風電制造商的合作，盡快提高我國風電機組的生產技術水平。

4.2 風機性能

(1)低電壓穿越能力。歐美各國依據各自電網、電源及接入條件，對風機的低電壓穿越能力要求有所不同。德國對風電機組的低電壓穿越要求時限為1.5 s，電壓跌落程度較輕;丹麥對低電壓穿越要求規定從標稱電壓的20% ～75%開始，持續10 s;美國對于風機的低電壓穿越能力要求如圖2［8］所示。

圖2 低電壓穿越要求(美國)Fig.2 Low voltage ride-through requirements(USA)

當電網發生故障時，在曲線上方，風機須保持不脫網連續運行。低電壓穿越的參數要求是，電網電壓跌落深度為15%額定電壓時，風機能夠保持0.625 s不脫網，電壓恢復至90%額定電壓的時間要求是在3 s以內。

目前，我國大多數在運風電機組不具備低電壓穿越0.625 s的能力，不滿足Q/GDW 392—2009《風電場接入電網技術規定》要求，風電機組生產廠商正進行在運風機的低電壓穿越能力改造工作。自2010年底，我國三大風機制造商已研發出具備低電壓穿越能力的風電機組，并有部分機型已通過風電檢測機構的風機低電壓穿越能力測試。

從歐美各國對風機低電壓穿越方面的要求看，其要求高于目前我國對風機低電壓穿越性能的相關技術規定，因歐美風電大多為分散式電源，單個風電場裝機規模適中，且接入配電網，與我國風電集中大規模開發，遠距離外送有著明顯差異。風電的大規模集中式開發對電網的沖擊和影響遠大于分散式接入電網，因此，有必要對我國風電的相關技術規定進行重新審視，以適應我國風電發展現狀，確保風電、電網的協調發展，保證風電、電網安全穩定運行。

(2)無功功率控制。德國要求新建風電場所有風電機組均有無功功率調節能力，無功功率因數要求在0.95(超前)至0.925(滯后)之間，陳舊風電機組必須經過技改實現無功功率調節;丹麥要求風電場需要安裝足夠的無功補償容量，功率因數控制范圍原則上在0.995(超前)到0.995(滯后)之間，風電場應裝備無功補償裝置以保證10 s的無功功率平均值處于控制區域范圍內;美國要求風電場能夠運行在功率因數為0.95(超前)到0.95(滯后)之間，在零功率時可以實現一定的電壓調節，另外，美國并不要求所有的風電場都具有動態無功調節的能力，應視具體的電網結構而定。

我國目前的風機類型主要為雙饋風機和直驅風機，理論上，這類風機在正常運行時可以發出一定的無功功率。但是由于一些風機技術性能及變頻器容量限制等原因，目前我國絕大多數風電場都將風機的功率因數設定為1，不具備在線調整功率因數的能力，無法充分利用風電機組的無功容量，實現無功電壓快速調節。

因此，亟需風機廠商加強在風機無功控制方面的研究和攻關，盡快打破技術壁壘，實現風機的無功控制，同時對現有不具備無功控制的風機設備進行改造。

5 結論及建議

(1)全面梳理風電場風機的低電壓穿越能力，對于低電壓穿越能力不合格的風電機組，在技術可行的前提下，應由風電場制定切實可行的整改計劃，并盡快實施。

(2)加強風電場無功補償裝置運行管理，督促風電場投入SVC等動態無功補償設備的自動調整功能，并確保發生故障時電容器支路和電抗器支路能正確投切。

(3)風電場應開展場內低壓側保護的深入研究和完善改造，實現風電場匯集線單相故障的快速切除，避免故障擴大化。

(4)盡快出臺《風電場接入系統設計內容深度規定》行業標準，重點細化風電場電能質量、無功電壓控制、風機匯集側線路保護等方面的要求，在接入系統設計階段要求風電場業主同期委托有設計資質的研究單位或設計單位進行電能質量、無功電壓控制專題研究，并通過電網主管部門組織的評審。

(5)開展風電基地風電接入規模及送出等方面的深化研究，確定風電基地風電場接入系統原則等。

(6)加強大風期間風電大發時，整個系統的運行監視與分析，優化電網運行方式，制定合理的反事故預案，確保電網安全穩定運行。

(7)針對風電場低電壓穿越能力，無功補償設備的運行控制策略，場內35kV匯集系統的接地方式、保護，電纜頭質量等突出問題，進行專題研究，制定合理的技術解決方案，避免風電大規模脫網事件的頻繁發生，保證電網和風電場的安全穩定運行。

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