酒泉风电集中并网对电网安全稳定的影响

周吉安

(甘肃省电力公司，甘肃 兰州 730050)

1 基本情况

甘肃电网位于西北电网中心，是跨省水火互济、潮流交换的枢纽，在保证西北电网安全稳定运行方面承担着重要责任。几十年以来，甘肃电网在维持西北电网安全稳定运行方面发挥了重要作用。随着750kV新疆联网工程的竣工投产，在实现西北5省区联网的同时，也形成了超过2000 km双回750kV线路、串联7个变电站的典型弱电网结构，甘肃电网安全稳定运行的压力大幅度增加。

酒泉风电基地是国家批准开工建设的第1个千万千瓦风电基地。截至2011年4月，酒泉风电基地已经完成吊装的风电机组容量达550万kW，其中已经并网投产的有387.4kW。2011年上半年已经完成吊装的风电机组若全部并网投产，届时酒泉风电基地将成为全世界集中并网规模最大的风电基地。由于当地负荷消纳能力有限，酒泉风电基地大规模上网的电量几乎完全需要输送到1000 km以外的兰州负荷中心。通过弱电网远距离送出大范围波动性的风电带来了一系列技术问题，甘肃电网安全稳定运行的风险进一步增加。

在正常运行情况下，风电大规模集中并网就存在调频调峰、送出、消纳和系统稳定等技术问题，增加了电网运行管理与控制的难度。在风电或电网事故情况下，风电不仅不具备常规电源的紧急控制能力，反而会导致风电机组大规模集中脱网，严重影响电力系统安全稳定运行。2011-02-24以来，酒泉风电基地频繁发生风电机组大面积脱网事故，引起河西地区乃至甘肃电网系统电压、频率大幅度波动，对甘肃电网安全稳定运行构成了严重威胁。

2 风电场接入系统情况

酒泉风电基地的一期工程主要集中在玉门、瓜州2个区域内，一期工程550万kW电量分为2部分接入系统：其中140万kW通过110kV电压等级线路汇集后分别接入330kV瓜州变、玉门变；另外410万kW分别通过7座330kV升压站接入系统，每个330kV升压站汇集2～3个20万kW风电场电量后，再通过一回330kV电压等级线路送入750kV变电站汇入750kV电网，大部分风电电量通过2010年建成投产的750kV武胜—河西—酒泉—敦煌输变电工程送到兰州负荷中心。

目前已经建成投产了5座330kV升压站、14台主变，投产的330kV升压站变电总容量336万kVA。酒泉风电基地已经有25座风电场、2776台风电机组建成投产，并网风电总装机容量达到387.4万kW。酒泉风电基地电量分别在750kV敦煌和酒泉变电站上网，其中瓜州地区262万kW风电通过4座风电330kV升压站和330kV瓜州变汇集到750kV敦煌变上网；玉门地区126万kW风电通过1座330kV升压站和330kV玉门变汇集到750kV酒泉变电站上网。除了河西5地市能够消纳小部分风电以外，酒泉风电大部分通过河西750kV双回、330kV双回线路送往甘肃主网，从750kV敦煌变电站至兰州的输电距离达到1000 km。

根据统计，2011-04-10，甘肃省风电日发电量达到5519万kW•h，占当日甘肃省统调用电量的24.51 %。2011-04-22，甘肃省风电最大发电出力达266.7万kW，占当日甘肃省最低用电负荷的32 %，风电总出力占当时风电总装机容量的65 %。伴随着酒泉风电基地投产容量的不断增加，风电对甘肃省电力电量平衡的影响越来越大，电网调峰和运行控制的压力也随之大幅度增加。

3 风电场事故

2011年以来酒泉风电基地风电场累计发生各类事故53次，明显进入了风电场事故的高峰期。除了“4.25”事故是电网事故波及到风电场以外，其他事故均是风电场事故影响到电网；其中发生风电机组脱网超过100台、影响范围较大的故障就有7次。“2.24”事故以来连续发生多起甩风电出力超过80万kW的严重脱网事故，近期连续2次事故更是不断刷新了风电机组脱网记录，不仅导致电力系统电压、频率大幅度波动，而且直接威胁到电力系统的安全稳定运行。

3.1 典型故障分析（“2.24”事故)

2011-02-24T00:36，330kV桥西升压站第一风电场35B4馈线开关柜下侧电缆头发生C相击穿，后发展为三相短路故障，导致系统电压大幅跌落，敦煌变330kV母线电压最低跌至272kV，298台风机因不满足低电压穿越能力的要求而脱网，共甩出力约41万kW。同时，由于瓜州地区大部分风电场升压站集中安装的动态无功补偿设备(TCR、MCR或SVG)大部分均未投入，或者仅投入了容性无功补偿设备(FC滤波支路)，伴随着大量风电机组脱网以后的电压升高，无法自动切除滤波支路调整无功补偿容量，导致风电场继续向电网注入大量容性无功，使得电网系统电压快速升高到额定电压的110 %以上(最高达到115 %左右)。其中750kV敦煌变330kV母线电压瞬间达到365kV、最高达到380kV，750kV母线电压瞬间达到800kV、最高达到808kV。由于母线电压超过额定工作电压，导致瓜州地区还在运行的另外6座风电场的300台、42.5万kW风电机组脱网。整个事故过程中共导致598台、84万kW风电机组脱网，敦煌750kV变电站母线电压短时间在67 %～110 %的额定电压范围内大幅度波动，并造成西北主网频率最低降至49.854Hz，直接影响到该地区用户的电能质量。

该事故引起了国内广泛的关注，国家电监会专门成立了事故调查组开展事故调查，并面向全国公布了事故调查报告。

3.2 其他主要故障

2011-03-11T17:44，昌马西第一风场电缆头故障，导致玉门地区8座风电场171台风电机组脱网，甩出力约23万kW。

2011-03-24T07:27，桥西一风电场电缆头故障，导致桥西一、二、三风电场141台机组因低压脱网，甩出力22.6万kW。

2011-03-25T17:38，昌西一风电场电缆头故障，导致350台机组脱网。

2011-04-03T09:31，桥东第二风电场电缆头故障，导致9座风电场389台机组脱网，甩出力56.5万kW。

2011-04-17T04:51，酒泉风电基地风电场电缆头故障，导致瓜州地区700台风电机组脱网，甩出力92.8万kW。

2011-04-25，超强风意外将330kV嘉峪关变电站330kV出线门型架刮倒，不仅导致330kV玉门变电站失电，玉门地区所有风电场脱网、甩出力47.9万kW；同时引起瓜州地区风电机组脱网、甩出力105.6万kW。整个事故（“4.25”事故)导致酒泉风电基地超过1278台风电机组脱网、甩出力153.5万kW，不仅创造了多项风电集中脱网记录，而且对电网的安全稳定运行造成巨大的冲击。

4 酒泉风电集中并网对电网安全稳定的影响

4.1 电力系统电压控制问题

4.1.1 风电机组低电压穿越能力问题

尽管接入系统审查意见明确提出了酒泉风电基地风电机组必须具备低电压穿越能力的要求，风机制造企业也做出具备低电压穿越能力的承诺，但2011年的事故证明酒泉风电基地绝大多数风电机组不具备低电压穿越能力。由于风电场不具备低电压穿越能力，在临近风电场事故导致系统电压短时间跌落时大量风电机组脱网，导致河西电网有功功率、无功功率大幅度波动，严重威胁了电网的安全稳定运行。

4.1.2 电力系统电压控制问题

酒泉风电基地位于甘肃电网最西端，属于典型的弱电网结构，本身电压控制的难度就比较大，张掖电厂、酒钢电厂对河西电网电压支撑作用较为明显。随着酒泉风电基地装机容量的不断增加，为了满足风电送出的需要，不得不改变张掖、酒钢电厂的开机方式，相应地对系统的电压控制能力降低；风电具有波动性、随机性，伴随着有功出力的大幅度变化，电网电压也相应大幅度变化，使得河西电网电压控制难度明显增加。2011-02-24以来的多次事故中，河西电网电压大幅度波动是风电对于电力系统电压影响的典型案例，不仅大幅度增加了系统电压控制的难度，而且直接威胁到电力系统的安全稳定。

4.2 系统无功协调控制

4.2.1 风电机组的无功控制

酒泉风电基地主要采用双馈型和永磁直驱型风电机组。风电机组理论上应该具有无功控制能力，但目前几乎所有风电场的风电机组均按照恒功率因数方式投入运行，功率因数设定为1，关闭了风电机组发无功的能力，使风电机组不具备在线调整功率因数的能力。尽管提出了酒泉风电基地的机组必须采用恒电压控制方式，从而释放风电机组的无功容量的技术要求，但至今酒泉风电机组仍无法满足无功控制的要求。

4.2.2 电力系统的无功需求及存在的问题

随着风速变化，必然引起风电场无功需求及输电线路无功损耗大幅度变化；但由于风电机组不具备无功出力自动调整能力，电力系统的无功、电压必然大幅度变化。由于风电有功出力预测预报精度不高，电压波动幅度及时刻也难以准确预测，因此，固定无功补偿装置已不能满足风电场的运行要求，必须采用足够容量的静止无功补偿设备(SVC、SVG)调节风电场的无功。酒泉风电基地尽管安装了静止无功补偿设备，但2011-02-24以来多次事故所暴露出的问题说明，静止无功补偿设备的可靠性和主要性能对于电力系统安全稳定影响巨大。另外，分散在风电场的静止无功补偿设备没有实现集中控制，也增加了电力系统调度处理事故的难度。

4.3 电网频率稳定影响

2010年酒泉风电基地典型日出力爬坡率最大约为总装机容量的10 %，发电同时率平均在0.8左右。2011年550万kW风电机组全部投产后，受到分散性及互补性的影响，风电出力爬坡率和同时率均将下降，风电场出力每分钟最大变化应不超过300MW，在正常状态下以水电为主、火电为辅的调节方式完全能够满足风电波动引起的电网一次调频要求。但河西750kV电网是典型的远距离、大容量、弱联系同步输电系统，当位于电网末端的酒泉风电基地发生事故时，将导致系统频率大幅度波动。受风电场控制能力不足的制约，2011-02-24以来连续3次事故状态下均导致电力系统频率越限，风电基地频率稳定控制的风险增加。

5 应对措施与建议

(1) 在远离负荷中心建设大规模风电基地，风电集中接入系统不仅增加了正常运行管理的难度，在事故状态下系统无功电压和频率等方面的控制难度更大，电力系统安全稳定运行的风险大幅度增加。

(2) 酒泉风电机组的低电压穿越、有功控制、无功控制等性能对于电力系统安全稳定运行影响巨大，大规模集中并网的风电场必须加强风电机组选型及功能配置的管理，使得大规模集中并网的风电机组主要性能技术满足电力系统的需求。

(3) 加快风电场集群控制系统的研究与开发，提高酒泉风电基地风电场运行控制的能力和水平；完善风电机组、无功补偿装置等关键设备的运行控制手段，提高风电场正常控制、紧急安全稳定控制能力，降低大规模风电集中并网对于电力系统安全稳定的风险。

(4) 研究针对风电场低压馈线网络的中性点接地方式，开发相应的继电保护装置，当低压馈线发生单相接地故障时，直接跳开故障线路，防止长期接地造成事故扩大而影响电网的安全稳定运行。

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