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1、 1 2 3、 、故障形式及原因 故障形式及原因故障形式及原因故障形式及原因 5 月 13 日 8 点 30 分左右 ，国电龙源川井风电场 35kV#2 母 B2 线 B2-181 风机处 C 相电缆引下线断裂 ，搭在横担上造成反复间歇性接地 ，对系统造成以下影响： （1）引起电压谐振 ，造成谐振过电压 ； （2）35kV 中性点经消弧线圈接地而非直接接地 。C 相接地时 ，造成 A 相、B相相电压升高 ； （3）#3 电容器投运 ，放大了谐波分量 ，其中 PT 二次侧三次谐波测量值为4.48V，5 次谐波测量值 2.28V，7 次谐波测量值 1.49V。 以上影响共同作用 ，造成 PT 二次
2、侧 A 相电压上升到 97.42V，B 相电压上升到 91.82V（额定相电压为 57.7V）， #2 母与 #3 母之间 323 分段开关柜内绝缘击穿 ，引起三相短路 ，#2 主变保护低压复合电压方向过流保护动作 ，动作时限 901 毫秒，切除 #2 主变及所带全部风机 。 4、 、各风电场机组跳闸及自并网情况 各风电场机组跳闸及自并网情况各风电场机组跳闸及自并网情况各风电场机组跳闸及自并网情况 （1）国电龙源川井风电场 ：事故前 Gamesa850 风机运行 116 台，联合动力1500 风机运行 33 台，总出力 85MW。323 开关柜发生三相短路 ，持续时间 901ms后，#2 主变
3、保护动作跳闸 ，#2 变及所带 45MW 负荷全甩 ，#1 变所带 58 台风机有4 台低电压保护动作跳闸 ，其余 54 台同时报超过最大风速切除 。4 分钟后 #1 主变侧风大切除的风机自动并网 ，低电压保护动作的风机就地复位并网 。 （2）漳泽川井风电场 ：事故前金风 750 风机运行 65 台，总出力 34MW。事故发生后风机低电压保护动作 ，65 台风机全跳 ，甩负荷 34MW。机组跳闸后 2 分钟内工作人员手动停机禁止自启动 ，8 点 50 分，风电场工作人员检查系统电压正常，并征得调度同意后 ，手动起机并网 。 （3）京能伊力更风电场 ：事故前金风 1500 风机运行 194 台，
4、总出力 150MW。事故发生后风机低电压保护动作 ，153 台风机跳闸 ，甩负荷 108MW。风电场工作人员手动复位故障后 ，风机在 3-5 分钟内陆续并网恢复正常运行 。 （4）国华川井风电场 ：事故前金风 1500 风机运行 4 台，总出力 6MW。事故发生后风机低电压保护动作 ，4 台风机全跳 ，甩负荷 6MW。机组跳机后 10 分钟自动复位并网 。 3 （5）鲁能川井风电场 ：事故前运达 750 风机运行 99 台，总出力 57MW。事故发生后风机过电压保护动作 ，99 台风机全跳 ，甩负荷 57MW。该风机过电压停机后，无法自启动 ，必须进行人工启动 。 （6）图古日格风电场 ，当日
5、风电全部处于停机状态 。 二二二 二、 、 、包头地区风 包头地区风包头地区风包头地区风 电场风机跳闸情况电场风机跳闸情况电场风机跳闸情况电场风机跳闸情况 1、 、包头地区风电场概况 包头地区风电场概况包头地区风电场概况包头地区风电场概况 包头地区有风电场 6 座，接入 220kV 系统 5 座，为：宏腾百灵庙风电场 ，容量49.5MW；华能茂明风电场 ，容量 49.5MW；国电龙源包头巴音风电场 ，容量 201MW；漳泽达茂风电场 ，装机容量 49.5MW；金风达茂风电场 ，装机容量 49.5MW。接入110kV 系统 1 座，为鲁能白云鄂博风电场 ，容量 45MW。以上风电场除宏腾百灵庙风
6、电场接入红塔变外 ，其余均接入望海变 。 2、 、事故前电网运行方式 事故前电网运行方式事故前电网运行方式事故前电网运行方式 事故发生前 ，望海变 151 开关望达线带达茂变全站负荷和巴音变全站负荷运行。其中巴音变 T 接于 望达线 ，带巴音变 #1、#2 母及 #2 主变运行 ，#2 主变带巴音变 35kV 母线运行 。 3、 、故障形式及原因 故障形式及原因故障形式及原因故障形式及原因 2010 年 5 月 13 日 18 点 06 分左右 ，巴音变 35kV321 开关出线所带用户变压器三相熔断器爆炸造成三相短路 ，321 开关拒动 ，#2 主变高后备保护出口 ，952开关跳开 ，但 3
7、52 开关 、110 开关由于存在缺陷未动 ，事故越级至望达线 ，望达线 151 开关距离 III 段保护延时 2.1 秒动作跳闸 ，后该线路重合闸动作 ，重合不成功 ，再次跳开 。 4、 、各风电场机组跳闸及自并网情况 各风电场机组跳闸及自并网情况各风电场机组跳闸及自并网情况各风电场机组跳闸及自并网情况 （1）鲁能白云鄂博风电场 ：事故前上海电气 1250 风机运行 36 台，总出力38MW。事故发生后风机过电压保护动作 ，36 台风机全跳 ，甩负荷 38MW。3 分钟后该风场风机自动并网 。 （2）漳泽达茂风电场 ：事故前 广东明阳 1500 风机运行 33 台，总出力 37.7MW。事故
8、发生后风机低电压保护动作 ，33 台风机全跳 ，甩负荷 38MW。机组跳机后不自启动 ，风电场工作人员检查系统电压正常 ，并征得调度同意后 ，手动起机并网 。 （3）华能茂明风电场 ：事故前东方电气 1500 风机运行 33 台，总出力 40MW。 4 事故发生后低频率保护动作跳机 2 台，变频器故障跳机 11 台，甩负荷约 15MW。华能茂明机组低电压 保护动作时限为 3 秒，而系统短路故障持续时间为 2.1 秒，本次由变频器过流引起风机跳闸 ，而不是由于低压保护使风机跳闸 。 （4）金风达茂风电场 ：事故前金风 750 风机运行 66 台，总出力 35MW。事故发生后风机低电压保护动作 ，
9、66 台风机全跳 ，甩负荷 35MW。10 分钟后 ，电压恢复，风机陆续并网恢复正常运行 。 （5）国电龙源巴音风电场 ：事故前金风 1500 风机运行 134 台，总出力 143MW。事故发生后风机低电压保护动作 ，134 台风机全跳 ，甩负荷 143MW。机组跳机后10 分钟自动复位并网 。 （6）宏滕百灵庙风电场 ，当日风机全 部处于停机状态 。 三三三 三、 、 、事故总结及问题分析 事故总结及问题分析事故总结及问题分析事故总结及问题分析 1、乌拉特中旗地区风电大规模跳闸的原因是系统发生单相间歇性接地并引发三相短路故障 ，共有 5 座风电场跳机 ，甩负荷约 290MW。其中 ，京能伊力
10、更风电场跳机 153 台，继续挂网运行 41 台，其余风电场机组全跳 。 2、包头地区风电大规模跳闸由于系统发生三相短路故障引起 ，共有 5 座风电场跳机 ，共甩负荷约 270MW。其中 ，华能茂明风电场跳机 13 台，继续挂网运行 20 台，其余风电场机组全跳 。 3、这两次事故引起风电机组的主要原因为低电压保护动作 ，但是也有报告为过电压 、低频率 、变频器故障及风 速过大引起的风机切出 。两次事故风机跳闸出口原因存在多样性 。 4、国电龙源川井风电场 35kV 馈线保护 、主变低压侧时限电流速断保护 、主变低压侧后备保护定值未按调通中心要求进行整改 ，导致与 2009 年 11 月 17
11、 日相同类型的事故再次发生 。 5、调查发现 目前风电机组全部不具备低电压穿越能力 ，金风 1500MW 机组正在做低电压穿越能力试验 ，目前该机组低电压穿越硬件条件已经具备 ，但是若要实现此功能 ，还需要对变频器的控制逻辑进行修改 。 6、大部分风电场仍采用风机自动并网功能 。上海电气 1250 风机 、东方电气1500 风机自动复位并 网约 23 分钟 ；金风 750 机组 、金风 1500 机组约在 10 分钟后自动复位并网 。金风 1500 机组若采用手动复位后 5 分钟内就能自动并网 。 5 本次事故调查中仅 漳泽川井和漳泽达茂风电场完全按照 200959 号文件要求进行了整改 ，取
12、消自动并网功能 ，风机故障跳闸后 ，又手动停机禁止自启动 ，并在征得调度部门同意后 ，采用手动并网 。 四四四 四、 、 、进一步加强风电场运行管理的要求 进一步加强风电场运行管理的要求进一步加强风电场运行管理的要求进一步加强风电场运行管理的要求 1、 、继电保护管理要求 继电保护管理要求继电保护管理要求继电保护管理要求 （1）由于目前风电机组不能满足低电压穿越的要求 ，为降低故障风电场对周围正常运行风电场以及大规模风电机组脱网对系统的影响 ，对 35kV 风电场汇集线 路，重点强调保护动作的可靠性和快速性 。要求风电场升压站 35kV 集电线路电流速断保护对全线路具有不低于 2.0 的灵敏度
13、 。后备过流时间级差按 0.2秒设置 。 （2）为降低主变低压侧母线短路延时跳闸造成局域大量风机低电压脱网 ，风电场升压站主变低压侧时限电流速断保护可不带时限或带 100ms 时限 ，但应保证对低压母线短路具有不低于 2.0 的灵敏度 。允许在出线出口短路时 ，主变低压侧断路器跳闸 。主变低压侧后备保护动作时限最长不得超过 0.6 秒。另外 ，风电场升压站主变低压侧母线可增配弧光保护以快速切除故障点 。 （3）在风电场升压站的设计中 ，宜选择主变 35kV 中性点经电阻接地方式 。由零序保护瞬时切除 35kV 系统单相接地故障 ，尽可能避免相间短路的发生 。 （4）要求风电场进一步联系制造商
14、，研究风机本体保护配置 ，探讨延长风机本体保护动作时限的可行性 。 2、 、运行方式管理要求 运行方式管理要求运行方式管理要求运行方式管理要求 （1）要求并网风电机组具备低电压穿越能力 。并网风电场应继续进行低电压穿越功能的技术改造 ，实现低电压穿越功能 ，低电压穿越能力要满足 国家电网公司风电场接入电网技术规定 的要求 。 （2）要求并网风电机组进行自并网功能整改 。风电机组由于频率或电压原因导致跳闸 时，应自动或手动闭锁风机自动并网功能 ，并在征得调度同意后起机并网 。 （3）要求并网风电机组按恒电压控制方式调节风电机组无功出力 。新并网风电机组在并网前要满足无功功率恒电压控制方式要求 ，
15、已并网风电机组要进行机组恒电压控制方式改造 ，满足电网调压要求 。 6 （4）要求风电场动态无功补偿装置按恒电压控制方式动态调节高压侧母线电压 。新建风电场动态无功补偿装置在并网前要满足控制方式要求 ；已并网风电场要按照调通中心要求 ，继续落实风电场动态无功补偿装置调节方式整改工作 。 （5）要求风电场协调控制风电机组和站内无功补偿装置出力 ，保证风电场高压母线电压满足调通中心下达的电压曲线要求 。要求风电场开展配置无功电压控制系统工作 ，逐渐实现风电机组和无功补偿装置无功出力的自动协调控制 。 （6）要求风电场继续进行风电建模工作 ，向调通中心提供可用于 PSD-BPA程序仿真计算的数学模型
16、和实测参数 ，包括风电机组叶片 、轮毂 、齿轮箱 、发电机、励磁控制系统 、有功和无功控制系统 、变浆系统 、变频系统的整套数学模型和实测参数 ，用于风电场并网安全稳定计算 。 要求各风电场于 2010 年 7 月 10 日前完成整改工作 。请各供电单位将此文转发至地调风电场 ，并负责调度范围内风电场 的整改工作 ，按相应时间向调通中心汇报和备案 。 以下附件列出这两次事故所涉及风电场及风电机组的信息 。 附件 1：风电场向详细信息 附件 2：风电机组低电压穿越 （LVRT）能力及保护设置 附件 3：风电机组无功控制方式 附件 4：风电场无功补偿情况 联系人 ：单广忠 ，0471-6221736， ； 齐军 ，0471-6221019， 7 附件 1：风电场详细信息 变电站 风电场 机型 台数 类型 出力 /MW 跳闸风电机组 Games
