摘要：随着风电机组的大规模并网，机组脱网问题逐渐凸显，对电网的安全稳定运行产生了较大威胁。结合风电机组脱网实例，分析了脱网原因及内在机理，揭示了风电设备在安全性能、技术指标及运行管理等方面存在的若干问题．提出了改善和解决风电机组脱网问题的措施和建议。
    关键词：风力发电；风电机组；脱网；低电压芽越；安全稳定；无功补偿；电压控制
0  引言
目前，风电作为****规模化开发和商业化发展前景的新型清洁能源．越米越受到世界各国的重视。大规模风电在中国的迅速发展给电力系统安全运行带来了新的挑战和研究课题。自2011年以来出现的风电机组脱网情况，反映出机组在技术标准、设计、制造、运行及管理等方面存在的问题。风电机组脱网及对电网安全的影响已经成为风电发展中较为突出且最受关注的问题之一。
    本文总结了当前风电机组脱网的典型案例，分析了脱网原因及内在机理，归纳了风电设备在安全性能、技术指标及运行管理等方面存在的问题，提出了改善和解决风电机组脱网问题的措施和建议。
    1  大规模风电汇集系统特点
风电场接人输电_矧一般有分散接人和集中接入这2种方式。从风电运行情况来看，集中接人方式对风电的技术指标和运行控制要求更高。
    华北电网范围内风力资源丰富，风电增长迅猛。
    至2010年底，华北电网风电装机容最达到12 463 mw，同比增长55％；京津唐电网风电装机容量达到3 693mw，同比增长107％。至2011年7月底，华北电网风电装机容量达到14 339 mw，京津唐电网风电装机容量达到4 1 90 mw。
    京津唐电网风力资源主要集中在张家口和承德地区，风电接人为典型的集中接人方式。张家口地区汇集在500 kv沽源站下的风电装机窬量达到1 500mw，现有风电场1 3座。各风电场通过220 kv和110 kv线路接人风电汇集站(义缘站、白龙…站、恒泰站、察北站、沽源站)，再经2台750 mva主变压器并人500 kv电网。沽源地区风电接线如图1所示。
    从风电接人系统结构来看，张家口沽源风电汇集地区送电距离长．汇集系统的所有线路总长度超过600 km，各风电场送出线路长度为7～70 km，该地区无负荷接入。系统短路容量较小，义缘站220 kv三相短路电流为2～3 ka，察北站220 kv三相短路电流为5～6 ka。在电力系统中，相同无功功率变化引起的电压变化与系统短路容量成反比，该地区无功功率变化对汇集系统电压的影响明显大于常规220 kv电网。
    在义缘站或直接汇入该站的风电场内投切10 mvar无功功率，引起义缘站及直接汇入该站的风电场220 kv母线的电压波动约5 kv，引起察北站及直接汇人该站的风电场电压波动约3 kv。在察北站或直接汇入该站的风电场内投切10 mvar无功功率，引起义缘站及直接汇人该站的风电场220 kv母线的电压波动约3 kv，引起察北站及直接汇入该站的风电场电压波动约2 kv。
    风力发电具有随机性和间歇性，风电机组有功出力随风速随机变化，风电汇集系统有功潮流变化幅度较大，引起汇集系统较大幅度的无功损耗变化和电压变化。随着电压的大幅波动，各风电场相继对其无功设备进行投切或调整操作，可能引起风电汇集系统电压继续大幅波动．运行控制难度较大。
    2风电机组脱网案例分析
日2011年2月以来，京津唐电网出现了风电机组脱网情况，对系统造成了不同程度的影响。大规模的风电机组脱网，将造成系统较大的有功功率缺额，影响电网频率稳定。风电机组脱网后的电压大幅波动还可能影响地区电压稳定和电网设备安全。
    如果在电j列其他故障情况下，叠加风电机组大规模脱网，事故影响将进一步扩大。风电机组脱网主要由设备故障和汇集地区风电场调压能力不足引起。
    2011年4月1 7日l0：29：oo，张北地_x风电大发，220 kv沽察线汇集的9个风电场有功出力共计854 mw(约占风电机组装机容最的81．5％)。张家口佳鑫风电场35 kv电网4号母线的8号风电机组出线，因大风导致bc相问短路故障，318开关过流，t段保护动作跳闸，切除17台风电机组。故障持续约82 ms后切除。录波数据显不，故障期间，佳鑫220 kv母线电压跌至6l％u(u为额定电压)，35 kv77线电压跌至42％u，义缘站220 kv母线电压跌至61％u。
    脱网第1阶段：佳鑫风电场．35 kv 汇集线发生b(：相间短路故障期问，系统电压降低，直接汇人义缘220 kv变电站的麒麟山佳鑫、乌登山、韩家庄风电场(距离佳鑫风电场较近的风电场)的风电机组因不具备低电压穿越能力而发生脱网。
    脱网第2阶段：直接汇入义缘站的4个并网风电场的风电机组脱网后，系统出现大量过剩无功功率(支撑风电大发时的电压，补偿送出线路的无功损耗)，风电场动态无功补偿装置不能按照要求快速自动调整，引起系统电压迅速升高，义缘站220 kv电压****升至262 kv。接于220 kv察北站的宏达、坝头、友谊、牧场、鹿原风电场的风电机组，在佳鑫风电场故障切除后约300 ms开始陆续脱_硐。这些风电场的风电机组均由于过电压保护动作而被切除。
    风电机组脱网时序如图2所示。
    在此次风电机组脱网事故中，故障切除及脱网风电机组共计6d4台，损失功率共计854 mw。,lxl。
    电机组脱网的起因是桂鑫风电场内35 kv汇集线发生b(：相间短路故障。发生第l阶段风电机组脱网的主要原因：佳鑫风电场临近的义缘站所接风电场巾的大部分风电机组不具备低电压穿越能力。发生第2阶段风电机组脱网的主要原因：大量风电机组脱网后，由于风电场内动态无功补偿装置没有进行自动电压调整，大量富余无功补偿容量仍在网运行，系统电压大幅升高．引起察北站所接风电场的风电机组因过电压脱网。
    另一个风电机组脱网实例为冈风电场无功调压能力不足而引起的张北沽源地区风电机组脱网。风电机组脱网前，该地区风电大发．各风电场动态无功补偿装置基本处于手动控制状态，无功电压调整不及时，系统电压偏低。个别风电场通过调整场内升压变压器分接头(减小主变j卡器变比)提高35 kv母线电压，而不是通过无功补偿装置自动调整无功输出来控制电压。当系统220 kv和11o kv电压整体偏低时，此风电场内的35 kv母线电压正常。
    当各风电场开始投入容性兀功补偿容量提高系统电压后，调整分接头的风电场35 kv母线电压偏高．但风电场未及时将分接头渊回，对应的风电机组机端电压超ⅲ风电机组过电上蔓保护动作定值，导致风电机组脱_矧。风电机组脱网前．该风电场并网点电压在正常范围内。
    个别风电场风电机组脱网后，由十动态无功补偿装置蒯压不及时，引起风电汇集系统电压继续升高。当系统电压和风电场并网点电压未超出额定电压的土l 0％时。由于一风电场升压变压器与箱式变压器分接头位置不配合，且风电机组涉_矧保护设置小满足电网正常运行要求(风电机组保护设定范围较窄，且部分风电机绀变频器的保护设定较风电机组自身保护设定更严格)，这些风电场的风电机组机端电压因超出其过电压保护定值范围相继脱网。
    这些风电机组脱刚后，系统电压继续升高且超…正常运行范同，引发其他风电机组冈过电压脱网。
    通过督促风电场普查并调整主变压器、箱式变压器分接头位置，加强汇集系统无功电压协调控制，因系统电压波动引发的风电机组脱网得到了有效抑制。但因风电场动态无功调节不及时(无功补偿装置配置不满足运行要求)引起事故后汇集系统电压升高的问题仍然存在,风电场动态无功调整能力小符合要求仍是引起风电机组不同程度脱网的主要原因之一．
3风电机组脱网暴露的问题
2011年上半年发生的风电机组脱网事件，是近几年来风电持续快速发展中共性、普遍性问题积累后的集一}|爆发，对电网安全稳定运行造成较大影响，所暴露的主要问题如下。
    1)风电机组普遍不具备低电压穿越能力，这是引发风电机组大规模脱网的主要原冈。目前，绝大部分在运风电机组均不具备低电压穿越能力。故障过程中，在系统电压仅降至额定电¨{的70％左右时，就有大量风电机组脱网。在承诺具备低电压穿越能力的风电场中，风电机组低电压穿越能力未经过调试丌放，且均未经过资质机构的检测认证，在故障过程中仍出现脱网情况。
    2)风电机组不具备动态无功调节能力，动态无功补偿装置调节响应时间多在分钟级以上，不满足电网正常运行的要求。部分风电机组冈低电压穿越失败而脱网后，系统电压飙升，造成大量风电机组因过电压保护动作脱网，扩大了故障影响。绝大部分风电场的风电机组不具备动态无功调节能力，风电机组目前大都为定功率因数运行状态，风电汇集系统的无功电压调整主要依赖于无功补偿装置。大部分风电场配置的动态无功补偿装置容量及调节速率不满足电网的运行需要，很多风电场配置的磁抗电抗器(mcr)型态无功补偿装置的动态调节速率在100 ms以l，不满足快速调压土要求。绝大部分风电场的动态无功补偿装置感性容量配置不足，不能实现快速连续的尤功渊节。
    3)风电机组的电网适应性不满足正常运行需要。一方面，风电机组涉例保护配置及定值整定不满足正常运行需要，风电机组、变流器等设备性能参差不齐。风电机绀涉网有关异常保护定值的设定．考虑风电机组本身的安全多于考虑系统的安全，部分厂家对风电机组变频器的保护设定较风电机组的保护设定更严。风电机组的主控定值和变流器定值等与低电压穿越功能不配合，风电机组涉网保护与电网护不协调，在运风电机组抵御扰动的能力偏低。另一方面，风电场的升压变压器与箱式变压器分接头位置不尽合理，不能相互匹配。当风电场并网点电压在标称电压的土10％范围内时，不能保证各台风电机组的机端电压在额定电压的±10％范围内(风电场内各台风电机组冈地理位置、接线形式等原因，可能造成的风电机组机端电压偏差电席综合考虑)。
    4)风电场35 kv系统单相故障不能快速切除．导致事故扩大，风电机组脱网容量增加。
    5)风电场建设及运行管理水平亟待提升。一方面，风电场在设计、施工、监理、调试、运行等环节与常规电源相比．还存在较大差距。风电场电气部分设计不规范，设汁原则和深度不统一，风电场同类故障反复发牛。近期90％以上的风电机组脱网是由风电场内的设备故障引起的。另一方面．风电场运行人员列风电场内各种设备性能、保护配置等的了解有待进一步加强。
    4应对措施
针对风电运行、管理存在的问题，为提高风电场和电网的安全运行水平，考虑以下几个方而的主要技术措施。
    1)应确保风电场内的风电机组具备合格的低电压穿越能力。幽家能源局[2011]182号文件提出了明确要求：对已并网且承诺具备合格低电压穿越能力的风电机组，要求风电场在2011年底完成调试、低电压穿越能力的开放和现场检测工作，并向调度机构提交有资质的检测单位的检测验证合格报告；对已并网但不具备合格低电压穿越能力的风电机组，要求风电场在2012年上半年前完成改造和现场检测，并向调度机构提交有资质的检测单位的检测验证合格报告。
    2)提高风电场动态无功补偿装置的性能，确保其容量配置及响应速率满足要求。各风电场应全面检查_尢功补偿装置的配置及性能，动态无功调节能力不满足要求的风电场应尽快实施整改。动态无功补偿装置可连续输出的****容性、感性无功容量应依据无功分层分区平衡原则并经过专题分析确定，且动态调节的响应时间不大于30 ms。无功补偿装置的动态部分应自动调节，同时确保电容器、电抗器支路在紧急情况下能被快速、正确地投切。装置不仅应平抑正常情况下因风电出力变化大而引起的系统电压波动．在电网发生故障、并网点电压出现跌落时，装置还应充分发挥快速的电压调整作用，配合系统将并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内。装置的响应速度应与风电机组高电压穿越能力相匹配，确保在调节过程中风电机组不冈高电压而脱网。
    3)风电场需全面提升风电机组对电网的适应性能力。风电场需全面检查风电机组的主控定值、变流器定值是否与低电压穿越功能相酉己合，低电压保护、过电压保护和频率保护等是否与电网保护相防调，进行必要的调整，全面提高风电机组对电网的适应性能力。仝面梳理并优化调整各风电场升压变压器、箱式变压器分接头的位置，使升压变乐器和箱式变压器的分接头相互配合。保证风电场并网点电压在正常范围内时，风电机组机端电压也在正常范围内，提高风电机组对系统正常电压波动的适应性，减少风电机组由于系统电压波动而脱网的情况。
    4)建发风电汇集地区的自动电』卡控制(avc)系统．有效抑制风电汇集地区的电压波动和风电机组脱网。完全依靠人工的无功协渊控制已不能满足风电大规模汇集地区的无功电压控制要求和风电机组的正常运行需要，建设风电汇集地区的avc系统显得非常必要。风电汇集地区的avc系统包括调度端avc主站及风电场avc予站，系统可根据风电出力情况自动进行风电场无功补偿设备、变电站无功补偿以及风电机组无功出力的整体协调控制，优化风电地区的运行电压，减小正常及故障情况下系统的电压波动，有效抑制风电机组脱网。在avc系统建设完成前，强化电压协调控制，将风电汇集站和风电场的无功设备调整统一管理、协调控制。
    5)加快开展风电场汇集系统小电流接地系统的研究和完善改造。风电场需完善改造风电场内汇集系统35 kv及10 kv小电流接地系统，实现风电场汇集线单相故障的快速切除，避免故障的扩大。
    6)严格准人条件，尽早出台风电入网的行业技术标准和国家标准，明确风电涉网设备配置、定值及安全性能要求。
    上述技术措施的落实需要各风电场、风电机组设备制造厂家、电网企业、科研单位、电力监管部门等各有关方面开展相应的工作，协调配合，共同推动风电的健康发展。

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