1 甘肃新能源发展概况

图1 酒泉风电送出750 kV 电网接线示意图

　　作为我国风能、太阳能资源富集地的甘肃，近年来新能源发展迅猛，截至2016年3月底全省新能源装机高达1862万千瓦，装机位居全国第三。酒泉地区是我国最早批准的千万千瓦风电基地之一，甘肃的大部分风电场都在酒泉，如图1所示风电主要通过河西电网输送到主网。但新能源的快速发展，也带来了电网安全、调峰调频和电量消纳等方面的突出问题。

　　一是，电网安全风险大。

　　酒泉地区新能源场站数量多，新能源占当地装机比例高达72%，运行控制难度大。位于电网末端，缺乏强电源支撑，无功电压控制十分困难。

　　二是，调峰调频能力不足。

　　仅新能源并网容量就高达省内统调最大负荷的1.37倍，大用户直供电及自备电厂电量置换使电网运行特性发生较大变化。

　　三是，并网消纳矛盾突出。

　　新能源装机持续增加，而用电负荷呈现出下降趋势。火电利用小时数低，火电机组及供热机组轮停问题进一步加剧。

　　1.1 风能发电情况

　　2015年甘肃风电场风力风能较好，平均风速6.1m/s，同比大0.4m/s，相当于风能增加22.6%;年累有效风速时间6261小时，同比增加248小时。其中8月风资源状况最好，平均风速7.7m/s;12月最差，平均风速4.9m/s。瓜州地区平均风速6.2m/s，同比大0.5m/s;玉门地区平均风速6.5m/s，同比大0.5m/s，白银地区平均风速5.4m/s，同比大0.3m/s。

　　1.1.1 调度运行情况

　　2015年甘肃电网风电发电量126.3亿千瓦时。风电最大出力达到4119MW(8月12日)，占当时全网发电出力和用电负荷的比例分别为30.3%、35.05%。风电最大日发电量7510万千瓦时(8月11日)，占当日全网总发电量的25.6%，占当日全网用电量的28.4%;最小日发电量为662万千瓦时(1月11日)。

　　1.1.2 发电特性

　　全网风电1min、5min、15min最大出力变化速率月最大年平均值分别为302、711、1701MW。 全网风电发电同时率为0.32，其中，瓜州0.34、玉门0.35、白银0.49。不同出力出现时间频率：全网风电出力主要集中在0-30%装机容量区间，其中5%以下为23.5%，30%以下为89.7%，60%以下为100%。 2015年甘肃风电全部表现为反调峰特性，风电反调峰率为64%。

　　1.2 太阳能发电情况

　　2015年甘肃光伏电站平均辐照量6095MJ/m2，其中4月~8月辐照强度较大。平均年累计日照时间3791小时，地面平均平均风速2.8m/s，环境平均温度13℃。全年日照强度最大值出现在2-3月的13:00左右;日照时间开始最早的是5月~6月的6:00，结束最晚的是6月~7月20:30;日照时间最长的是6月，达15小时。月典型日光伏功率曲线见图2所示。

图2 月典型日光伏功率曲线

　　1.2.1 调度运行情况

　　光伏发电量58.45亿千瓦时，发电利用小时数1067小时。光电年最大出力2751MW(6月21日)，占当时全网发电出力和用电负荷的比例分别为19.9%、23.3%。光伏最大日发电量为2587万千瓦时(8月14日)，占当日全网总发电量的9.33%，占当日全网用电量的9.85%。

　　1.2.2 发电特性

　　全网光伏电站月均日最大同时率为0.40，其中酒泉、张掖为0.41、武威金昌为0.49、白银为0.69。光伏1min、5min、15min出力最大变化分别为238MW、292MW、485MW。

　　1.3 弃风弃光原因分析

　　根据国家能源局发布的《2015年风电产业发展情况》， 2015年，全国风电产业继续保持强劲增长势头，全年风电新增装机容量3297万千瓦，新增装机容量再创历史新高，累计并网装机容量达到1.29亿千瓦，占全部发电装机容量的8.6%。2015年，风电发电量1863亿千瓦时，占全部发电量的3.3%。2015年，全国风电平均利用小时数1728小时，同比下降172小时，利用小时数最高的地区是福建2658小时，利用小时数最低的地区是甘肃1184小时。2015年，风电弃风限电形势加剧，全年弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均弃风率15%，同比增加7个百分点，其中弃风较重的地区是内蒙古(弃风电量91亿千瓦时、弃风率18%)、甘肃(弃风电量82亿千瓦时、弃风率39%)、新疆(弃风电量71亿千瓦时、弃风率32%)、吉林(弃风电量27亿千瓦时、弃风率32%)。甘肃弃风率最高，主要原因一是由于市场消纳能力不足和电网电力电量平衡困难;二是由于电网安全保障约束条件限制;三是由于电网计划检修和社会重大工程配合。另外，风电场资产设备故障检修等内部原因也造成大量弃风。弃光也很严重，原因与风电类似。图3为在弃风弃光条件下的风电、光伏电站现场运行监控画面。

图3 风电光伏电站现场监控画面

　　2 新能源场站测试情况

　　2015年全年共有13家风电场完成26台SVG试验;14家光伏电站完成19台SVG试验，12家光伏电站完成电能质量测试，9家光伏电站完成无功功率控制能力测试。

　　表1 风电场试验完成情况

　　表2 光伏电站试验完成情况

　　2.1 大唐玉门昌马(北/东)风电场一期无功调节能力与并网点电能质量测试情况

　　大唐玉门昌马(北/东)风电场位于酒泉玉门市西南约15km，装机容量为96MW，采用华锐SL3000/113/HH90风电机型，共32台;风电场一期通过SZ10-50000/110有载调压变压器由35kV升压到110kV。110kV主接线为单母线接线，出线1回至110kV玉门镇变。

　　2.1.1 有功、无功功率相对于电压变化测试

图4 有功功率相对于电压变化曲线

　　由测试结果可见，风电场有功功率在0~80%额定变化过程中，无功功率在-1.5263Mvar~ 1.8422Mvar之间变化，电压保持在额定电压101.72%~ 102.83%之间，有功功率相对于电压变化曲线见图4，无功功率相对于电压变化曲线见图5所示。

图5 无功功率相对于电压变化曲线

　　2.1.2 风电场长时闪变测试

　　对于每个10min数据集按照GB/T12326标准计算短时闪变。根据GB/T12326标准计算长时闪变，以最长时闪变作为风电场投入运行时的闪变

　　表3

　　2.1.3 谐波电流电压测试

　　表4 背景谐波电压

　　表5 谐波电流

　　表6 谐波电压

　　2.1.3 测试总结

　　本次测试进行了大唐玉门昌马(北/东)风电场一期无功功率调节能力与并网点电能质量两项测试。测试数据及本报告只在本次特定测试条件环境下有效。风电场的实际并网状况发生变化，比如更换风电机组的关键电气部件(包括发电机，变流器和主控系统)等，会对风电场的电气性能(闪变、谐波)产生影响的需要重新测试。

　　2.2 中广核东大滩光伏电站动态无功补偿装置测试

　　中广核东大滩50 MW光伏电站位于金昌市西坡光伏园区，110kV升压站出线1回至110kV锦泰汇集站再送到330kV东大滩变电站。

　　2.2.1 SVG性能测试

　　光伏电站的动态无功补偿装置(SVG)能够起到调压、改善静态和动态稳定性等作用。对SVG稳态特性，动态特性及电能质量进行测试，能够全面得了解SVG各项性能指标，为系统稳定分析、电网日常生产调度及SVG优化运行提供准确的计算数据。中广核东大滩光伏电站110kV升压站装设1套静止无功发生器(RSVG-15/35-TAY)型动态无功补偿装置，能够快速连续地提供容性和感性无功功率，实现适当的电压和无功功率控制。

图6 SVG装置最大允许范围

图7 SVG装置动态响应曲线

　　SVG装置最大允许范围、动态响应曲线分别见图6、7，根据试验数据，可得出SVG性能测试结论见表7。

　　表7

　　2.2.2 电能质量测试

　　在光伏电站并网点采集三相电流、三相电压，采样频率为50kHz。测试期间光伏电站满负荷运行。测试周期48小时。光伏电站输出功率从0到额定功率的100%，以10%的额定功率为区间，每个功率区间、每相至少收集光伏电站并网点2个10min时间序列瞬时电流测量值和瞬时电压测量值。

　　在光伏电站停运时，测量24小时的并网点的电压总谐波畸变率、频率偏差、电压偏差、三相电压不平衡度。

　　表8

　　表9

　　2.2.3 测试总结

　　本次测试进行了中广核东大滩光伏电站并网点电能质量测试。测试数据及报告只在本次特定测试条件下有效。光伏电站的实际并网状况发生变化，如更换逆变器、主变的关键电气部件等，会对光伏电站的电气性能(闪变、谐波)产生影响的需要重新测试。

　　3 新能源场站故障分析

　　3.1 风电大规模脱网事故

　　大规模风电基地一期刚投运的2011年元月一日至九月底，风电基地各风电场因电缆头等电气故障造成风机馈线跳闸70多次。其中第一次事故发生在2011年2月24日。当时甘肃桥西第一风电场内35kV电缆头单相击穿后发展成三相故障，导致酒泉地区16座风电场598台机组脱网，损失出力84万千瓦，西北电网频率最低至49.854赫兹。故障原因是桥西一场35B4馈线进线柜电缆头制作工艺不良，见图8所示。

图8 桥西一场35B4馈线进线柜故障位置

图9 2011年2月24日录波及故障电缆损坏情况

图10 桥西升压站1#变35kV电压故障曲线

图11 敦煌变1#变330kV电压故障曲线，204降至138(0.676pu)

图12 敦煌变2#主变330kV电压故障曲线，204降至154(0.755PU)

　　风电大规模脱网事故特征：首先，风电大发期间，风电场电气设备故障引发相间短路故障(以电缆馈线为主)，保护动作跳闸切除故障区的风机，升压站内35kV系统电压大幅跌落，引起系统上级电压和周边35kV电压跌落(持续约60ms)，在此期间大量风机因各种原因而发生脱网;随后，故障切除后系统电压回升，各风电场的无功补偿装置无法进行自动电压调整，引起系统电压大幅升高，导致部分风机因过电压保护动作脱网，部分风机由于变流器模块故障、误发频率越限信号脱网，造成事故扩大。

　　3.2 新能源场站事故分析

　　大规模集群风电场光伏电站可以看作是电力系统的主力电源之一，且大部都集中接入高压超高压输电网。随着超高压电网建设的推进，电网越来越坚强，抵御干扰的能力也越来越坚强。同时新能源场站按国家能源局要求进行了整改，新投设备满足《风电场接入电力系统技术规定》(GB/T 19963-2011)、《光伏发电站接入电力系统技术规定》(GB/T 19964-2012)等有关标准，2012年以来再没有发生风电等新能源大规模脱网事故。但新能源(风电、光伏发电)场站电缆头制作工艺不良引起电缆头爆炸、绝缘击穿跳闸;保护故障、误动引起跳闸;大风将异物刮至运行设备或雷击等天气因素引起跳闸;晶闸管击穿、瓷瓶裂缝等其它设备故障引起跳闸;外力破坏引起跳闸;人员责任引起跳闸等事故有逐年上升的趋势，见表10，必须要引起高度重视。

　　表10 新能源故障

　　3.3 桥湾第三风电场3#主变35kV侧3503断路器跳闸分析

　　3.3.1 故障前风场及变电站运行情况

　　2011年11月25日，桥湾330kV升压站330kV敦桥线运行，玉桥线备用，330kVⅠ母、Ⅱ母固定方式运行，#3主变接于330kVⅠ母运行，35kVⅢ母带35kV D母，35kV D母带35D1至35D6共6条馈线运行。3#SVC接于35kVⅢ母并联运行。平均风速12.1m/s，全场负荷6.7万kW。,

　　3.3.2 故障情况

　　11月25日17:30，桥湾330KV升压站3#主变35KV侧3503断路器、35D1、35D2、35D3、35D4、35D5、35D6馈线断路器跳闸。

　　桥湾第三风电场D2线检查：D2-08B箱变高压操作室门变形，门上有一冲击孔洞，开门检查C相高压侧熔断器安装处有变色的油迹，箱变封堵底板掉到电缆。

图13

　　桥湾330kV升压站3#配电室：打开配电室门后共箱母线处有烟雾，伴有刺鼻的焦糊味气体。打开共箱母线箱体检查，在穿墙套管处共箱母线A、B两相拐弯接头处，绝缘护套熏黑，打开绝缘护套检查，内有熔渣且接头熏黑严重。

图14

　　(1)对升压站一次设备#3主变压器、SVC装置、断路器、电容器详细全面检查，未发现异常情况。

　　(2)检查35kV户外PT发现A、B两相保险熔断，对熔断PT进行更换。

　　(3)检查35kV户内PT正常。

　　(4)除D2-08箱变外，对桥湾第三风电场其它箱变及电缆等元件详细排查，未发现异常。

　　(4)故障发生后调取故障录波情况，发现录波器无反应，重新启动后录波文件最近一次记录为7月19日停电预试时录波数据，本次故障，装置未启动，已联系厂家人员前来检查故障录波器未动作原因。

　　3.3.3 原因分析

　　(1)D2-08B箱变(型号：YB6-40.5/0.69(F.R)/T)分析为内部短路故障，变压器油分解膨胀，致使高压侧熔断器爆裂，箱变内部短路后产生的巨大冲击力将C相熔断器的绝缘杆弹出，将箱变柜门击穿，箱变门锁脱落，35-D2馈线过流I段(速断)保护动作。

　　(2)D2-08B箱变内部短路故障瞬时故障电流达到3.15kA，35kV共箱母线排接头处螺栓不够紧固，AB相螺栓松动对箱体放电造成弧光短路，引起35kV母线差动保护动作，3503断路器35D1-35D6断路器跳闸。

　　3.3.4 整改措施

　　(1)断开D2-08B箱变高压侧隔离刀闸，隔离故障箱变。对D2-08B箱变故障原因进行试验分析，立即联系箱变厂家派人员到场检查分析故障原因。

　　(2)将35kV母线转“检修”状态，对35kV D母共箱母线及开关柜内的母线进行全面检查和母线压接头螺栓紧固，对母线做耐压试验，试验合格。

　　(3)加强电气设备红外成像巡视，发现问题及时整改。

　　(4)为了防止类似设备故障发生，利用无风时段申请停电对桥湾第四风电场35kV共箱母线进行全面检查，防止类似事件出现。同时对其它电气设备也进行扩大检查，发现问题及时整改。

　　3.4 110kV凉州光伏汇集升压站1113 汇皇线10月24日跳闸分析

　　3.4.1 故障跳闸简述

　　(1) 2013年10月24日04时20分，110kV凉州光伏汇集升压站1113汇皇线保护装置发“电流差动保护动作”，开关跳闸。

　　(2)2013年10月24日04时20分，35kV中节能光伏电站二期3506开关保护装置发“过流I段动作”，开关跳闸。

图15

　　3.4.2 跳闸前运行方式

　　(1)升压站：110kV凉州光伏汇集升压站110kVⅠ母带1#主变及35kVⅠ母运行、110kVⅡ母带2#主变及35kVⅡ母运行，35kVⅡ母带汇中三线3522、汇中二线3524、2#接地变3552运行。

　　(2)光伏站：35kV中节能光伏电站中汇二线3524带3504开关、3505开关、3506开关(2#1-25#发电子系统)、3507开关运行。

　　3.4.3 故障情况

　　3.4.3.1 升压站侧

　　(1)汇皇线1113保护装置报文显示：

　　•2013-10-24 04：20：38：989ms

　　•0000ms保护启动;

　　•0005ms电流差动保护出口，故障选相B相，短路位置0000.0km，故障相电流000.00安，零序电流000.00安，最大差动电流7.91安。

　　(2)2#主变低后备保护装置报文显示：

　　•2013-10-24 04：20：39：183ms保护启动

　　(3)2#主变高后备保护装置报文显示：

　　•2013-10-24 04：20：39：187ms保护启动

　　(4)2#主变差动保护装置报文显示：

　　•2013-10-24 04：20：39：190ms保护启动

　　(5)汇中二线3524保护装置报文显示：

　　•2013-10-24 05：07：30：352msTV三相失压

　　(6)2#接地变3552保护装置烧毁。

　　(7)2#消弧线圈THT-XHC型微机控制消弧线圈自动跟踪补偿装置烧毁。

　　3.4.3.2 光伏站侧

　　• 3506保护装置报文显示：

　　• 2013-10-24 04：19：55：382ms

　　• 0000ms保护启动;

　　• 0028ms过流I段动作，Imax=13.17A.

　　3.4.4 保护动作分析

　　3.4.4.1 光伏站侧

　　(1)2013年10月24日03时10分左右，3506高压开关柜下侧21号箱变B相高压电缆头绝缘层开始烧毁，由于与箱变外壳距离很近(小于0.6米的安全距离)，于是对地逐渐发生单相弧光短路。

　　(2)2013年10月24日04时19分55s382ms，3506开关保护装置发“过流I段动作”，开关跳闸(动作值是13.17A，大于过流I段定值3.2A)。

　　线路发生单相弧光接地后，可继续运行1~2小时。大约1小时后，3506开关保护动作，开关跳闸，属正确动作。

　　3.4.4.2 升压站侧

　　(1)03时10分左右，3552开关端子箱内一根至消弧线圈的控制电缆(10×1.5mm2，接公共端801和非电量信号)屏蔽层由于只有一端接地、未敷设二次等电位接地网、且接地电阻(为5.8Ω)严重超标(大于0.5Ω的规程值)等原因存在，于是系统内发生故障时，在该根电缆头处出现暂态电压。随着故障持续时间长且越来越严重，暂态电压也越来越大，随之将该根电缆头处的铜芯绝缘皮烧焦，导致绝缘破损，铜芯裸露出来，其中裸露出来的铜芯公共端801(带110V正电)与端子箱铁皮发生接地短路，导致3552保护装置电源空开跳开(保护装置电源空开下端110V正电源、至保护装置110V正电源、801三根线在3552保护屏端子排上接在一起)，使3552失去保护。该根控制电缆与另外几根控制电缆挤靠固定在一起，又导致这几根控制电缆头处铜芯绝缘皮烧毁。其中有一根控制电缆来自CTA相，于是电流流经801，将3552保护装置烧毁。(现场检查发现与801相连的设备绝大部分烧毁。)

　　(2)该35kV架空线路和电缆线路对地电容很大，系统发生单相接地故障后，流经接地点的容性电流很大，此时消耗线圈应自动切换分接头，进行调档，以改变电感电流的大小，与电容电流相抵消，进行补偿。但由于消耗线圈自动装置失电，无法进行自动调档以便补偿容性电流，导致消弧线圈阻尼烧毁。

　　3.4.5 故障巡视简要经过及设备损坏情况

　　2013年10月24日04时20分后，组织人员对各光伏电站及升压站一二次设备和输电线路进行巡视检查，发现损坏设备有：

　　110kV凉州光伏汇集升压站3552开关端子箱;

　　110kV凉州光伏汇集升压站3552消弧线圈阻尼箱;

　　110kV凉州光伏汇集升压站3552消弧线圈自动调档装置;

　　110kV凉州光伏汇集升压站3552保护装置;

　　35kV中节能光伏电站二期3506开关下侧21号箱变B相电缆头。

　　3.4.6 故障暴露问题

　　验收把关不细;

　　运维能力不足。

　　3.4.7 防范措施

　　• 加强运维人员培训，遇有故障时能迅速处理;

　　• 加大对设备的监控力度。

图16 事故图片

　　4 结论与展望

　　4.1 结论

　　(1)大规模脱网事故基本杜绝，但电缆头故障、绝缘损坏、保护误动仍较多，需要引起高度重视，加大专业人员培训力度;

　　(2)SVG/SVC等电气设备事故较多，而且面临新能源场站自身无功调节能力发掘的挑战，必须需进一步提高质量及性能;

　　(3)由于新能源场站的特殊性，偏僻、艰苦，运行、维修及专业人员奇缺，维修成本高，设备运行环境恶劣，客观上对新能源相关产品质量提出了更高要求。

　　4.2 展望

　　(1)新能源仍将持续发展，运行水平将逐步提高。发展新能源是我国应对化石能源枯竭的危机和环境污染的重大战略决策，也是我国经济社会可持续发展的客观要求。国家发改委已经发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，有利于短期内减少弃风、弃光的现象，稳定新能源发展态势;未来，协调新能源、常规发电、调峰电源及电网建设，配套长期利好政策，伴随我国经济的企稳回升，新能源必将稳定发展;

　　(4)新能源相关新技术逐步得到推广应用。由于新能源场站的特殊性，新能源场站的无(少)人运行(值班)，基于CC(云计算)、BD(大数据)的新能源设备及网络状态监测及预警，电网友好型新能源场站、光热电站，针对现场安装调试问题预制式变电站、免维护技术等将逐步应用及推广;

　　(5)全球能源互联网实践将助力甘肃新能源发展。甘肃省的资源禀赋、地理位置和电力系统特性，与全球能源互联网的关键要素高度契合。首先省内清洁能源开发规模大，其次是清洁能源输送距离远，第三是甘肃省位于“丝绸之路经济带”的黄金通道。依托能源互联网，将甘肃大规模清洁能源外送至我国中东部乃至周边各国，既能够解决甘肃清洁能源的消纳问题，也能够对全球能源互联网建设起到示范作用。