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1、 乌江源风电场乌江源风电场2014年8月电网故障情况分析报告编写人：詹 彪审核人：彭永春2014年8月 目 录一、 乌江源风电场本场故障情况3 1、8月10日重合闸启动分析3 1）故障发生的原因3 2）故障影响情况3 3）故障发生后采取的措施4 2、8月11日远切乌江源故障分析4 1）故障发生的原因4 2）故障影响情况5 3）故障发生后采取的措施5 3、8月12日机组故障脱网分析6 1）故障发生的原因6 2）故障影响情况6 3）故障发生后采取的措施7 4、8月12日乌威线失电故障分析7 1）故障发生的原因8 2）故障影响情况9 3）故障发生后采取的措施10二、 威宁地区其它风场因电网故障受损情
2、况10 1、乌江源风电场与龙源风电场故障情况分析10 2、乌江源风电场与龙源风电场因电网故障受损情况比较11三、乌江源风电场今后采取的整体措施13 1、加强与调度机构的沟通13 2、提升机组安全稳定运行性13 3、加强运行人员培训管理工作14 4、加强升压站设备治理及隐患排查工作14 5、加强与周边风电场的联系14一、乌江源风电场本场故障情况 乌江源风电场2014年8月10日至12日共受电网故障影响4次，其分别为乌威线A相瞬时性接地跳闸引起乌江源线路保护装置重合闸动作一次；水威线故障远切乌江源风电场1号主变、2号主变一次；六盘水电网野水线（野马寨电厂至六盘水电网220kV线路）A相接地故障引起
3、电网波动一次；六盘水电网野水线故障导致黄水（黄家山变电站至滥坝变电站线路）线超负荷并由威宁变断开乌威线201开关一次。四次故障具体情况如下：1、8月10日重合闸启动分析表1、 乌江源风电场8月10日重合闸动作情况统计表乌江源风电场2014年8月10日重合闸动作情况统计表故障发生时间故障结束时间故障持续时间（小时）故障损失电量（万千瓦时）备注8月10日19时23分8月10日 19时23分001）、故障发生的原因 2014年8月10日19时23分，乌江源风电场区域受强雷暴天气影响，在乌威线5.4kM处发生A相瞬时性接地故障，引起A相单跳并重合闸成功，此次未造成机组脱网停机事故。2）、故障影响情况
4、虽然该次故障原因为线路单相接地故障，但故障性质为瞬时性故障，且我乌江源风电场重合闸保护成功动作，因此该次故障未给我风电场带来任何经济上的损失。3）、故障发生后采取的措施故障发生后，运行值班人员立即对乌江源各保护装置动作情况进行了全面检查，并将检查情况及时向贵州电网调度机构及风电场场长汇报。在故障彻底消除后，风电场运行人员及时对保护装置详细动作报告，故障录波装置报告等进行了分析，并确定了故障详细情况。同时乌江源风电场要求运行值班人员加强在恶劣天气下的值班力度，随时掌握风电场运行方式、机组运行情况以及电网运行情况。2、8月11日远切乌江源故障分析表2、乌江源风电场8月11日远切乌江源主变情况统计表
5、 乌江源风电场2014年8月11日远切乌江源主变情况统计表故障发生时间故障结束时间故障持续时间（小时）故障损失电量（万千瓦时）备注8月11日2时29分8月11日03时50分1.31.21）、故障发生的原因8月11日02时29分左右，贵州六盘水市以及威宁县区域发生强雷暴天气，引起水威线B、C相瞬时性短路故障。应贵州调度要求，我乌江源风电场于2012年6月10日进行了远切乌江源风电场1号、2号主变的改造，因3号主变于2013年9月新投产，未进行远切改造。因此该次故障造成我乌江源风电场1号主变高压侧211开关以及2号主变高压侧212开关跳闸2）、故障影响情况 该次故障造成我乌江源风电场1号主变、2号
6、主变因远切保护动作跳闸，3号主变因未进行远切改造未跳闸，同时造成我风电场正常运行的188台风电机组脱网，正常投运的1号SVG因低电压保护动作跳闸，风电场发生机组脱网事故时出力约为0.4万Kw。至2014年08月11日03时26分乌江源风电场1#主变、2#主变及所有风机馈线送电成功，03时50分所有机组恢复运行并上报贵州中调。该事故持续时间约为1.3小时，由于当时风况较差，损失电量约1.2万千瓦时。3）、故障发生后采取的措施3.1、1#主变、2#主变开关跳闸采取的措施 3.1.1、运行人员立即将相关情况向运行值班长、风电场场长以及调度机构进行汇报，及时查看主变故障录波装置报告，查清开关跳闸原因，
7、现场实际检查主变完好后，并联系贵州中调，经贵州中调电话告知以及主变故障录波分析得知故障实际发生的准确原因为水威线B、C相瞬时性短路照成，并已重合闸成功。 3.1.2、经故障原因分析后，确认1#、2#主变高压侧211、212开关跳闸不是我场内故障原因导致跳闸，运行人员向贵州中调汇报并申请送电，经贵州中调同意后我场即刻送电，至2014年08月11日03时26分乌江源风电场1#主变、2#主变及所有风机馈线送电成功，03时50分所有机组投入并上报贵州中调。3.2、机组故障停机采取的措施3.2.1、在风机馈线恢复送电后，及时对前四期所有风机采取远程故障复位启机，对因雷击故障的风机通知风机厂家加快处理，我
8、风场分派人员及车辆协助主机厂家处理故障，减少停运机组的数量。3.2.2、增加恶劣天气运行人员值班力度，要求对发生的故障及时汇报值班领导，并积极与调度方面沟通，及时掌握故障发生的原因。3、8月12日机组故障脱网分析 表3、 乌江源风电场8月12日脱网故障情况统计表乌江源风电场2014年8月12日脱网故障情况统计表故障发生时间故障结束时间故障持续时间（小时）故障损失电量（万千瓦时）备注8月11日13时52分8月11日18时00分4.18.31）、故障发生的原因 8月12日13时52分，六盘水电网野水线（野马寨电厂至水城变电站220kV线路）A相接地故障引起电网波动。由于明阳机组刚完成风机并网断路器
9、加装接触器的整改工作，整改后机组的控制程序还不成熟，虽然主机厂家一直有研发人员在我现场进行程序研发，但一直无符合我现场实际情况的更完善的程序。因此导致我乌江源风电场明阳部分机组不具备低电压穿越能力。2）、故障影响情况 在该次电网波动中，引起明阳共计49台机组脱网，其中三期（百草坪）脱网20台，四期（大法）脱网25台，五期（高峰）脱网4台。导致我风电场出力从15.7万kW迅速降低至10.7万kW，引起5万kW负荷的波动。由于此次风机脱网台数较多，且当时风速为10米左右，机组所带负荷较高，风电场机组于16时10分恢复运行，至18时我风电场运行人员全部将机组就地起机时，机组累计故障时间约为4.1小时
10、，累计损失电量约8.3万千瓦时。3）、故障发生后采取的措施 机组发生脱网以后，我风电场及时向公司领导以及电网公司调度机构进行汇报。由于程序的缺陷，脱网机组需就地复位启动，我风电场立即出动所有运行人员，配合主机厂家进行机组故障复位起机工作。 风电场及时进行事故分析与处理，并向公司领导以及电网公司汇报，同时积极配合厂家进行故障风机的就地复位工作。要求明阳主机厂家及时对机组不具备低电压穿越能力的情况进行分析，同时要求明阳主机厂家相关领导赶至现场进行原因分析及事故处理的领导安排工作。并于8月14日由公司安生部联合主机厂家、设备供货厂家一同到电网公司对此次机组脱网事件进行分析讨论和说明。4、8月12日乌
11、威线失电故障分析表4、 乌江源风电场8月12日乌威线失电故障情况统计表乌江源风电场2014年8月12日乌威线失电情况统计表日期故障发生时间故障结束时间故障持续时间（小时）故障限负荷损失电量（万千瓦时）8月12日15时40分 24时00分 661.658月13日00时00分 24时00分 24325.418月14日00时00分 24时00分 2460.368月15日00时00分 24时00分 9.59.58月16日00时00分 12时18分 12.3109.27合计 75.8566.191）、故障发生的原因 8月12日15时40分，六盘水电网野水线故障，因此导致乌江源风电场、龙源马摆大山风电场以及龙源麻窝山风电场负荷送出只由黄滥线（黄家山变电站至滥坝变电站线路）送出，本次故障相关电网地理接线如图1所示。图1、故障相关电网地理接线 由于当时风况比较好，乌江源风电场以及龙源马摆大山风电场、龙源麻窝山风电场所带负荷均比较高（其中我乌江源风电场所带负荷约为106万千瓦）。由于外送线路只有黄滥线一条，且当时风电场出力较大，导致黄滥线过负荷，因此威宁变曾于14时38分由于安稳装置动作跳开威马线（威宁变至马摆大山风电场110kV线路），用于较少黄滥线负荷（此时乌江源风电场未接收到调度方面的任何限电通知）。据贵州中调告知，
