大规模风电脱网事故的几点思考

张琳，仇卫东

(国网北京经济技术研究院，北京市，100052)

0 引言

我国风电建设“十一五”期间快速发展，连续5年实现翻番。2010年底，我国风电装机总容量达到44.733 GW，风电并网容量达到了29.56 GW［1-2］。然而风电产业在经过“十一五”期间的快速发展后，潜在的问题开始集中爆发［3-4］。由于风电机组低电压穿越能力的普遍缺失、风电场无功控制不到位、场内设备存在缺陷、风电场运行管理等方面存在的诸多问题致使风机脱网事故频繁发生。自2011年初以来，西北甘肃风电基地、华北张北风电基地相继发生大规模风电脱网事故，对风电场和电网的安全运行带来了严重影响［5-6］。

1 事故概况

1.1 西北“2.24”事故

2011年2月24日，甘肃电网桥西第一风电场场内升压站35kV馈线电缆头发生故障。

事故发生期间，甘肃风电基地风电机组脱网598台，损失出力共计840MW，事故未对西北主网产生明显影响。

1.2 西北“4.3”事故

2011年4月3日，甘肃电网桥东第二风电场场内升压站35kV馈线电缆头发生故障。

事故发展过程与“2.24”事故类似，故障期间，系统低电压时，由于风电机组不具备低电压穿越能力，造成风电机组脱网320台，损失出力445.5MW;故障切除后，电压升高，高电压期间风电机组脱网67台，损失出力103MW。整个事故风电机组共脱网400台，损失出力568MW，事故未对西北主网产生大的影响。

1.3 西北“4.17”事故

2011年4月17日，干西330kV变电站35kV母线开关发生故障，导致系统电压跌落，敦煌750kV变电站330kV母线电压最低跌至283kV。

事故期间，低电压导致536台风电机组发生脱网，损失出力794MW;高电压导致44台风电机组脱网，损失出力63MW。整个事故风机脱网677台，损失出力975MW。

1.4 西北“4.25”事故

2011年4月25日，嘉峪关330kV变电站330kV嘉酒Ⅱ线线路侧高跨龙门架跌落到地面，造成嘉峪关330kV变电站3号主变、330kV 1号母线、嘉酒Ⅱ线、嘉玉Ⅰ、Ⅱ线相继跳闸。330kV嘉玉双回线路停运后造成玉门330kV变电站失压，玉门电网孤网运行。

事故造成玉门330kV变电站所接风电场风电机组全部停运，共计533台，损失出力479MW;受故障冲击的瓜州地区风电低电压期间脱网745台，损失出力1 056MW，高电压期间风机脱网69台，损失出力110MW。

整个事故过程中风机共脱网1 278台，损失出力1 535.2MW，西北电网频率最低至49.765 Hz，频率越限时间为5 s，此次事故对西北电网的安全运行产生了一定影响。

1.5 张北“4.17”事故

2011年4月17日，张北佳鑫风电场场内风电机组侧箱变35kV送出架空B相引线与35kV汇集线路C相搭接，引起BC相间短路故障，如图1所示。

图1 风电场相间故障Fig.1 Diagram of phase to phase fault

在故障低电压期间317台风机脱网，损失出力420MW。义缘站并网风电场风机脱网后，由于系统大量无功过剩，系统电压迅速升高，高电压期间风机脱网310台，损失风电电力共计412MW。

察北站所接风电场风机脱网后，系统电压大幅抬升，220kV义缘站电压最高达到262kV(1.19 pu)，地区220kV站电容器过电压保护动作切除电容器。

故障共引起沽源地区220kV察北和义缘变电站所带9座风电场发生风机脱网共627台，故障切除及脱网风电机组共计644台、损失功率854MW，约占装机容量的81.5%。

2 脱网事故分析

几次大规模风电脱网事故的起因有一定相似性，突出反映了目前风电场建设中存在的共性问题。

(1)故障期间，低电压阶段，由于风电机组普遍不具备低电压穿越能力，导致大量风电机组低电压脱网;由于风电场无功控制存在问题，导致低电压阶段大量风电机组脱网后，系统电压迅速抬升，造成成功穿越低电压的风电机组高电压脱网，加重了事故，扩大了脱网的风电机组数量和范围。

(2)在目前风电机组低电压穿越能力普遍缺失的情况下，电网或风电场短路故障造成大面积风机脱网不可避免。

(3)几次事故均表明，事故前多个风电场无功补偿装置感性支路未投入或未执行恒电压控制模式，导致低电压风电机组脱网后，电容器组继续挂网运行引起风电场侧大量无功富余，造成系统电压急剧攀升，大量风电机组因系统电压升高而脱网。

(4)现有风电机组均有无功调节功能，在运行时根据系统情况调节风电机组的无功出力可以有效解决事故后的无功调节问题。

3 脱网事故暴露的主要问题

纵观上述几次大规模风电机组脱网事故，除西北“4.25”事故系统变电站是因恶劣天气导致事故外，其余几次均为风电场内部设备存在缺陷或保护存在问题导致，集中暴露了当前风电场在建设、运行、维护等方面存在的问题。

(1)风电场设备存在较大安全隐患。在几次事故中，故障设备涉及风电场场内的架空线、电缆、电缆头以及母线电压互感器等，且故障均为相间故障，充分说明了风电场内的设备质量及施工工艺存在较大问题，导致风电场内故障频发，给风电场和电网的安全运行带来了较大隐患。

(2)风电机组普遍不具备低电压穿越能力。从多次事故看，多数脱网风机是由于不具备低电压穿越能力造成的。亟需对各风电场风电机组进行低电压穿越能力改造工作。“4·17”事故中有部分完成低电压穿越改造的风电机组未脱网，从侧面说明风机低电压穿越能力改造的必要性和迫切性。目前，风电机组生产厂商正进行在运风电机组的低电压穿越能力改造工作。

(3)风电相关技术标准与风电机组制造存在脱节问题。Q/GDW392—2009《风电场接入电网技术规定》要求风电场内的风电机组具有在电网短暂故障时保持并网运行0.625 s的低电压穿越能力。但在运的大多数风电机组均不具备低电压穿越能力，与风电场接入电网技术规定要求相差甚远，也是造成大规模风电机组脱网事故的主要原因之一。

目前，国内一些风电设备厂商尚未掌握风电机组核心技术，尤其是变频器部件及其控制系统，均需从国外进口，其核心技术为国外风机制造厂商掌控。摆脱风机制造核心技术受制于人的局面，国内的风机厂商还有较长的路要走。

(4)风电场继电保护装置未按规定整定或投入。在西北“4.17”事故中，干西变及干西第二风电场母差保护、主变低压侧后备保护未按规定整定或投入，致使故障时间延长、故障范围扩大。

目前，大多风电场低压侧采用不接地运行方式，单相故障不能快速切除，也是导致故障恶化、事故扩大的主要因素之一。

(5)风电场无功电压控制方面需进一步加强。从后期几次事故看，较前期“2.24”事故，因过电压脱网风电机组比例有明显减少，表明调度部门和风电场运行部门在事故后加强了对风电场的无功电压控制方面的工作。下一步还需进一步加强风电场内的无功补偿装置在事故过程中的调压能力。

(6)风电场运行维护水平有待提高。现阶段，部分风电场运行人员水平达不到调度运行的要求，技术培训、典型事故应急预案等针对性不强。事故表明，风电场的运行水平和管理水平都有待提高，设备检修应进一步规范和加强。

4 中外风电技术对比分析

鉴于2011年几次大规模风电脱网事故均与风电机组不具备低电压穿越能力、风电机组无功控制等因素相关，因此有必要对中外风电机组的风机制造技术和相关性能进行分析对比。

4.1 风机制造

目前，我国整机制造大多是引进技术，消化吸收，实现批量化生产，但风电机组控制器、变流器等关键部件及其控制技术仍掌控在国外厂商手中，仍需进口。从整机制造看，可分为3类:购买国外成熟的风电技术，取得生产许可后在国内生产;与国外设计技术公司联合设计，在国内进行试制和生产;与国外公司合资，引进国外的技术在国内进行生产［7］。此外，还有部分厂家自主研发，自行制造。

我国风电机组制造商的技术研发能力有待提高，目前尚未完全掌握风电机组控制器、变流器等关键部件的电气参数，无法提供其研发的风电机组模型和参数，现运行的风机绝大多数不具备有功功率控制能力、无功功率调节能力和低电压穿越能力，而国外风电机组制造商通常出于技术保密等原因也不愿意提供相关的技术模块。因此，亟需加强研究设计单位与风电制造商的合作，尽快提高我国风电机组的生产技术水平。

4.2 风机性能

(1)低电压穿越能力。欧美各国依据各自电网、电源及接入条件，对风机的低电压穿越能力要求有所不同。德国对风电机组的低电压穿越要求时限为1.5 s，电压跌落程度较轻;丹麦对低电压穿越要求规定从标称电压的20% ～75%开始，持续10 s;美国对于风机的低电压穿越能力要求如图2［8］所示。

图2 低电压穿越要求(美国)Fig.2 Low voltage ride-through requirements(USA)

当电网发生故障时，在曲线上方，风机须保持不脱网连续运行。低电压穿越的参数要求是，电网电压跌落深度为15%额定电压时，风机能够保持0.625 s不脱网，电压恢复至90%额定电压的时间要求是在3 s以内。

目前，我国大多数在运风电机组不具备低电压穿越0.625 s的能力，不满足Q/GDW 392—2009《风电场接入电网技术规定》要求，风电机组生产厂商正进行在运风机的低电压穿越能力改造工作。自2010年底，我国三大风机制造商已研发出具备低电压穿越能力的风电机组，并有部分机型已通过风电检测机构的风机低电压穿越能力测试。

从欧美各国对风机低电压穿越方面的要求看，其要求高于目前我国对风机低电压穿越性能的相关技术规定，因欧美风电大多为分散式电源，单个风电场装机规模适中，且接入配电网，与我国风电集中大规模开发，远距离外送有着明显差异。风电的大规模集中式开发对电网的冲击和影响远大于分散式接入电网，因此，有必要对我国风电的相关技术规定进行重新审视，以适应我国风电发展现状，确保风电、电网的协调发展，保证风电、电网安全稳定运行。

(2)无功功率控制。德国要求新建风电场所有风电机组均有无功功率调节能力，无功功率因数要求在0.95(超前)至0.925(滞后)之间，陈旧风电机组必须经过技改实现无功功率调节;丹麦要求风电场需要安装足够的无功补偿容量，功率因数控制范围原则上在0.995(超前)到0.995(滞后)之间，风电场应装备无功补偿装置以保证10 s的无功功率平均值处于控制区域范围内;美国要求风电场能够运行在功率因数为0.95(超前)到0.95(滞后)之间，在零功率时可以实现一定的电压调节，另外，美国并不要求所有的风电场都具有动态无功调节的能力，应视具体的电网结构而定。

我国目前的风机类型主要为双馈风机和直驱风机，理论上，这类风机在正常运行时可以发出一定的无功功率。但是由于一些风机技术性能及变频器容量限制等原因，目前我国绝大多数风电场都将风机的功率因数设定为1，不具备在线调整功率因数的能力，无法充分利用风电机组的无功容量，实现无功电压快速调节。

因此，亟需风机厂商加强在风机无功控制方面的研究和攻关，尽快打破技术壁垒，实现风机的无功控制，同时对现有不具备无功控制的风机设备进行改造。

5 结论及建议

(1)全面梳理风电场风机的低电压穿越能力，对于低电压穿越能力不合格的风电机组，在技术可行的前提下，应由风电场制定切实可行的整改计划，并尽快实施。

(2)加强风电场无功补偿装置运行管理，督促风电场投入SVC等动态无功补偿设备的自动调整功能，并确保发生故障时电容器支路和电抗器支路能正确投切。

(3)风电场应开展场内低压侧保护的深入研究和完善改造，实现风电场汇集线单相故障的快速切除，避免故障扩大化。

(4)尽快出台《风电场接入系统设计内容深度规定》行业标准，重点细化风电场电能质量、无功电压控制、风机汇集侧线路保护等方面的要求，在接入系统设计阶段要求风电场业主同期委托有设计资质的研究单位或设计单位进行电能质量、无功电压控制专题研究，并通过电网主管部门组织的评审。

(5)开展风电基地风电接入规模及送出等方面的深化研究，确定风电基地风电场接入系统原则等。

(6)加强大风期间风电大发时，整个系统的运行监视与分析，优化电网运行方式，制定合理的反事故预案，确保电网安全稳定运行。

(7)针对风电场低电压穿越能力，无功补偿设备的运行控制策略，场内35kV汇集系统的接地方式、保护，电缆头质量等突出问题，进行专题研究，制定合理的技术解决方案，避免风电大规模脱网事件的频繁发生，保证电网和风电场的安全稳定运行。

［1］王承煦，张源.风力发电［M］.北京:中国电力出版社，2003:10-12.

［2］王仲颖，时璟丽，李俊峰.《可再生能源法》与我国的风电发展战略［J］.中国风能，2005，7(1):46-49.

［3］芮晓明，康传明.对我国风电产业发展中存在问题的分析与思考［J］.太阳能，2005，32(6):17-20.

［4］王朝旭，唐田.考察德国丹麦风电的体会和建议［J］.福建能源开发与节约，2002，5(2):41-42.

［5］许洪华，郭金东，鄂春良.世界风电技术发展趋势和我国未来风电发展探讨［J］.电力设备，2005，10(6):22-25.

［6］王承煦.世界风电发展及我国风电发展面临的机遇与问题［J］.电器工业，2002(9):43-46.

［7］谢宏文.德国未来风电的发展及其影响［J］.国际电力，2005，9(6):17-19.

［8］盛大凯，仇卫东，齐立忠.实现风电发展“五个转变”的有效途径［J］.电力建设，2011，32(11):1-4.