《西北电网公司--河西风电脱网事故分析报告.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《西北电网公司--河西风电脱网事故分析报告.ppt（57页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、21 1、事故概况、事故概况2 2、事故诱因、事故诱因3 3、低电压脱网分析、低电压脱网分析4 4、高电压脱网分析、高电压脱网分析5 5、事故跳闸差异性分析、事故跳闸差异性分析6 6、事故暴露的主要问题、事故暴露的主要问题7 7、反事故措施、反事故措施概况截止2011年4月底，甘肃河西地区并网风电场达到25座，装机容量近400万千瓦；酒泉风电基地I期工程累计投产285万千瓦，均通过330千伏线路接入750千伏主网运行。酒泉风电通过大容量、远距离方式送出。如此大规模的风电集中接入末端电网，举世罕见，电网调度运行面临空前巨大的压力。3概况2011年以来，发生了多起电缆设备故障，引发了“2.24”、
2、“4.3”、“4.17”三起大规模风机脱网事故，同时由于恶劣天气引起输变电设备损坏，引发了“4.25”风机脱网事故。事故暴露出酒泉风电场在工程建设、运行管理等方面的诸多问题。也充分反映出大规模风电并网后，风机缺乏低电压穿越能力、风电场无功控制不到位而对电网运行产生的影响。通过详细的事故分析，形成本报告。4概况5河西风电脱网事故分析报告2-24事故报告4-3事故报告4-17事故报告4-25事故报告一、事故概况2月24日00:34桥西一场35B4馈线开关柜下侧电缆头发生C相击穿，经过约11秒后发展成三相短路，35B4开关过流I段保护动作，60毫秒后开关跳闸。62.242.24事故事故一、事故概况事
3、故期间，系统电压大幅跌落，风电机组不具备低电压穿越能力脱网274台，降出力377.13MW，故障切除后，系统电压回升，而各风电场升压站的SVC装置电容器支路因无自动切除功能而继续挂网运行，引起系统电压升高。部分风电机组高电压保护动作解列，脱网300台机组，降出力424.21MW，此外，24机组因频率越限而脱网（后查为变频器模块故障导致误码）损失出力35MW。72.242.24事故事故一、事故概况整个事故脱网风机598台，损失出力共计840.43万千瓦，西北电网频率最低至49.854Hz，未对西北主网产生明显影响。经检查发现：桥西一场35B4馈线进线柜电缆头故障原因系制作工艺不良。82.242.
4、24事故事故一、事故概况4月3日09:31:13桥东二风场35F4进线柜电缆头A相击穿，经过48秒左右，35F4开关柜着火，发展成三相接地短路，70毫秒后35F4开关跳闸。94.34.3事故事故一、事故概况事故发展过程与2.24事故类似，低电压320台风机发生脱网，损失出力445.5MW；高电压脱网67台，损失出力103MW；因频率越限13台风机脱网，损失出力19.5MW。整个事故脱网400台，损失出力568MW，系统频率最低降至48.847Hz，经检查发现，桥东二风场35F4进线柜电缆头故障原因系制作工艺不良。104.34.3事故事故一、事故概况4月17日4:51:46，干西二风场35D2
5、-10箱变电缆三相连接处击穿，35C2-09箱变高压侧电缆头C相击穿，35D2、35C2两条馈线相继跳闸，带跳干西二场25台风机，损失出力30.6MW，系统电压最低约至326kV，未对主网产生影响。4:59:46干西变3502开关跳闸（35kV II母PT着火），导致系统电压跌落，敦煌变330kV母线电压最低跌至283kV。114.174.17事故事故一、事故概况事故中，低电压导致536台风机发生脱网，损失出力794.223MW；高电压脱网44台，损失出力63MW。整个事故风机脱网677台，损失出力975.623 MW，事故中系统频率最低降至49.815Hz124.174.17事故事故一、事故
6、概况检查发现：35C2线电缆C相故障原因为施工工艺不良；35D2线故障电缆存在质量问题；35kV I母保护出口压板未投入，导致母差保护未动作；#2B RCS-978CN低压侧后备保护定值“过流III段时限”定值单要求为0.3秒，现场整定为1.5秒，导致故障未及时切除，主变低后备过流I段动作，370毫秒后故障切除。134.174.17事故事故一、事故概况4月25日14:15，嘉峪关变电站330kV嘉酒二线线路侧高跨龙门架跌落到地面，事故中，330kV嘉峪关变电站#3主变、330kV I母、嘉酒II线、嘉玉I、II线相继跳闸。330kV嘉玉双回线停运后造成330kV玉门变电站失压。330kV玉门变
7、所接的风电场全停，共甩风机533台，损失出力479MW。144.254.25事故事故一、事故概况受故障冲击瓜州地区风电低电压期间脱网745台，损失出力1056.2MW，高压阶段共计损失风机为69台，损失出力110MW。整个事故过程中风机跳闸1278台，损失出力1535.2MW，西北电网频率最低至49.765Hz，越限时间为5秒。154.254.25事故事故一、事故概况16时间事故前风电低电压切机高电压切机频率异常切机损失出力合计脱网率台数出力（MW）台数容量（MW）台数容量（MW）台数容量（MW）台数容量（MW）2月24日12261544.83274377.13300424.212436598
8、840.4354.40%4月3日15071963320445.5671031319.540056828.94%4月17日15231826.87536794.223446300677975.623 53.40%4月25日18801974.97451056.2691100012781535.277.74%二、事故诱因桥西一场35B4馈线进线柜电缆头故障原因系制作工艺不良，导致桥西一场35B4馈线开关柜下侧电缆头发生C相击穿，经过约11秒后发展成三相短路，保护动作跳闸。172.242.24事故事故二、事故诱因桥东二风场35F4进线柜电缆头故障原因系制作工艺不良，电缆头A相击穿48秒左右，35F4开关
9、柜着火，发展成三相接地短路，开关过流I段跳闸。184.34.3事故事故二、事故诱因35C2线电缆C相故障原因为施工工艺不良；35D2线故障电缆存在质量问题；35kV II母PT C相绝缘不良；35kV I母保护出口压板未投入，导致母差保护未动作；#2B RCS-978CN低压侧后备保护定值“过流III段时限”定值单要求为0.3秒，现场整定为1.5秒，导致故障未及时切除；主变低后备过流I段动作，370毫秒后故障切除。194.174.17事故事故二、事故诱因该事故诱因为恶劣天气导致输变电设备受损，主网在15秒内先后受到5次冲击，风电脱网规模为历次之最。204.254.25事故事故二、事故诱因1）、
10、各330kV升压站距750千伏敦煌变电气距离：330千伏桥西变为23km；330千伏桥东变为47km；330千伏干西变为55km。因此，同为风电场近35kV母线侧相间故障，造成系统电压跌落程度不同，距离最近的桥西变发生故障，系统电压跌落程度最深。21事故诱因分析结论事故诱因分析结论二、事故诱因2）、“2-24”事故与“4-3”事故期间，相关继电保护装置及时、准确动作，系统低电压维持在100毫秒左右；而4-17事故期间，相关保护装置未按规定投入或整定，导致继电保护越级动作，切除故障时间较长，系统低电压持续370毫秒左右，造成的场外风机脱网台数、容量及脱网率均明显高于前两次事故。22事故诱因分析结
11、论事故诱因分析结论三、低电压脱网分析23日期变电站故障前电压故障期间最低电压最低电压/额定电压低电压脱网台数低电压脱网容量低电压脱网容量/总脱网容量2-24敦煌变35227282.42%274377.1344.87%4-335228486.06%320445.578.43%4-1735228385.76%536794.22381.41%4-2535324774.85%7451056.290.56%三、低电压脱网分析1）、2-24事故所在的风电场距750千伏敦煌变最近，因此在前三次事故中，该次事故系统电压跌落程度最深；而4-17事故切除故障时间最长，因此前三次事故中，该次事故低电压脱网容量最多。
12、24三、低电压脱网分析2）、前三次事故故障点均在风电场35千伏侧，对系统冲击相对较小，系统电压跌落幅度为20%以内，最后一次事故故障点在主网330千伏侧，导致系统电压跌落幅度最大，且冲击次数多达5次， 导致风机低电压脱网规模为历次最多。25三、低电压脱网分析3）、四次事故中，低电压脱网容量占全部脱网容量的比例逐次增加，从侧面反映出高电压脱网比例逐次减小，也反映出风电场无功管理得到了加强和改善。26三、低电压脱网分析1）、在目前风机低电压穿越能力普遍缺失的情况下，电网或风电场短路故障造成大面积风机脱网不可避免。风机低电压穿越改造是解决该问题的根本措施。 2）、系统发生故障时，各风电场35kV母线
13、电压跌落在75%以下，跌落程度相对较重。27相关结论三、低电压脱网分析3）、风电场内部发生35kV母线故障，故障风电场电压几乎降为0，与其为同一升压站接入的相邻风电场35kV母线电压跌至65%-70%之间，造成相邻风电场风机脱网；而其他升压站所接入的风电场35kV母线电压跌落至75%-85%之间，电压跌落程度相对较轻。鉴于此，建议在低电压穿越改造完成之前，各风电场低电压保护进一步开放至0.8pu,100ms，以减少类似事故引起的低电压风机脱网率。28相关结论三、低电压脱网分析4）、河西电网正常运行时短路比较低，35kV侧短路容量约为1200-1300MVA,330kV侧短路容量约为4500-5
14、000MVA，因此SVC等无功元件的投、退及运行对电网的无功/电压冲击较大（现场实测：某风电场投入1组20Mvar电容器，330千伏系统电压升高1.5千伏），鉴于此，建议充分利用风电机组无功调节能力，使无功补偿装置快速释放容性部分，为系统电压降低提供阻尼，将系统电压抬高至80%以上，配合风机保护进一步开放至0.8pu,100ms, 减少类似事故引起的低电压风机脱网率。29相关结论四、高电压脱网分析30日期变电站故障前电压故障期间最高电压最高电压/额定电压高电压脱网台数高电压脱网容量高电压脱网容量/总脱网容量2-24敦煌变352380115.15%300424.2150.48%4-3352370
15、.7112.33%6710318.13%4-17352366110.91%44636.46%4-25353370112.12%691109.43%四、高电压脱网分析2-24事故系统电压升高程度最大，原因为事故前多个风电场无功补偿装置感性支路未投入或未执行恒电压控制模式，风机脱网后，电容器组继续挂网运行引起风电场侧大量无功富余，造成系统电压飙升，大量风机因系统电压高而脱网，也是历次事故高电压脱网之最。31基本情况四、高电压脱网分析四次事故中，风机高电压脱网率逐次程下降趋势，反映出风电场无功管理得到了加强和改善。需要说明的是：4-25事故中，尽管直调风电场动态无功补偿装置整体感性调节裕度充足，但由
16、于玉门风电场升压站失压及瓜州风电场低电压期间脱网的容量较多，造750千伏系统有功突变大，系统瞬间无功富余较多，引起部分风电机组高电压脱网。32基本情况四、高电压脱网分析1）、风电场动态无功补偿装置的合理投运对抑制风机脱网后的系统电压升高作用明显，其运行方式对抑制低电压后的风电连锁事故至关重要，必须保证各风电场无功补偿装置的SVG/TCR/MCR支路（感性支路）投运，使整个装置具备充足的感性调节裕度。33初步结论四、高电压脱网分析2）、对于330kV桥东变而言，SVG感性支路总容量均为-40Mvar，容性支路总容量为+40Mvar，均可自动调节，固定电容支路（滤波支路）总容量为86Mvar，可自
17、动投切，桥东变3台无功补偿装置各支路均投入运行后，调节范围为+46Mvar+126Mvar，即只能程容性，当大量损失有功出力而电容器支路不能及时切除时，会发生无功过剩，电压升高的情况。34初步结论四、高电压脱网分析3）、现有风电机组均有无功调整功能，在运行时通过系统情况调整风电机组的无功出力能有效的解决事故后的无功调整困难。35初步结论五、事故跳闸差异性分析1、风机出力的差异性由于风场位置的分布、风况及尾流影响，同一时刻，风机出力不尽相同，出力较大的风机，在低电压过程因为需要释放较大的能量，不具备低电压穿越能力将脱网，而出力较小的风机低电压过程不需要释放较大的能力，能够实现自然穿越。已在桥东一
18、场、三场得到证实存在此种现象。36五、事故跳闸差异性分析2、风机机端电压的差异性由于风机位置分布不同，风机电压分布也可能随线路阻抗分布不均，“4-3”事故后，实地考察干东一场，A2_11F与A1_01F风机同一时间的机端电压相差16V，达到风机额定电压的2%；此外风机箱变抽头位置对机端电压影响较大，如“2-24”事故前，干东一场箱变抽头所在的位置由于调试而不一致，造成运行风机机端电压不同，进而造成风机个体在低电压及高电压脱网的差异性。37五、事故跳闸差异性分析3、风机硬件系统的差异性由于风机电气元件由于供货厂家不同（如同一风电场，同一型号机组轮毂、叶片采用不同厂家的，同一型号变流器，有原装进口
19、的，有国产仿制的），质量参差不齐，造成对故障的反应速度和准确度存在细微差异；同时，即使所有元器件均采用相同厂家制造，但由于风机数量多，相同厂家部件的差异性概率也就较大；以上原因造会成场内相同机组的脱网存在差异。38五、事故跳闸差异性分析4、风机低电压穿越性能的差异性一些风场对部分机组低电压穿越功能进行开放调试，低电压期间，由于功能开放的差异性，导致机组个体不一致的表现行为；同时由于一些风场实现了部分机组部分低电压穿越能力的改造（如变桨、冷却、变流），也会造成低电压期间表现不一致。39五、事故跳闸差异性分析5、距离故障点远近的差异性电网发生故障瞬间，电网电压跌落，机组因过流原因切出电网，故障点短
20、路电流由电网及相连线路馈输送，远离故障点的机组电流没有超出故障限值，维持运行。40五、事故跳闸差异性分析6、干西三场频率异常脱网“2-24”与“4-3”事故期间，干西三场均因频率保护动作而导致风机脱网，经现场进一步确认，为变流器硬件存在问题，目前已经联系华锐厂家进行改造，需要改造52台，已经全部改造完毕。 41六、事故暴露的主要问题1、风电场设备故障率高在本次事故中，故障设备涉及了架空线电缆、电缆头以及母线PT，且故障均为相间故障。综合本次事故及前期的风场事故，充分说明现场设备质量及施工工艺较差，故障频发，给电网运行带来了安全隐患。42六、事故暴露的主要问题2、风电场继电保护装置未按规定整定或
21、投入在4.17事故中，干西变及干西二场母差保护、主变低后备保护未按规定整定或投入，致使故障时间延长、障范围扩大。将立即组织风电场进行输变电设备涉网保护的全面自查，调度机构将组织专门的核查。43六、事故暴露的主要问题3、风电机组不具备低电压穿越能力从多次事故看，多数脱网风机是由于不具备低电压穿越能力造成的。网调将继续督促直调各风电场按计划完成风电机组低电压穿越能力整改工作。4.17事故中桥东一场6台完成低电压穿越改造的金风1.5MW机组在本次事故中未发生脱网，后续将继续观察改造效果。44六、事故暴露的主要问题4、SVC/SVG运行管理仍有改进空间从数次事故看，较前期224事故相比，因过电压脱网风
22、机比例有明显改善，后续事故仍有不少的风机由于过电压脱网，后续网调将继续加强SVC/SVG的管理，优化运行方式，进一步加强其无功补偿装置的在电网事故过程中的调压能力。45六、事故暴露的主要问题5、风电场35kV系统结线方式不合理风电场35kV系统结线方式不合理，单相故障不能快速切除，是导致故障恶化、事故扩大的主要因素之一。46六、事故暴露的主要问题6、风电场运行维护水平有待提高现阶段，部分风电场运行人员配置达不到调度要求，技术培训、典型事故预案等针对性不强。事故表明，风电场的运行水平和管理水平都有待提高，设备检修应进一步规范和加强。47七、反事故措施一、各直调风电场应尽快落实35千伏集电线路单相
23、故障快速切除的措施。有三种可选方案：一是利用小电流选线保护快速切除故障线路，若小电流选线选择错误或选线失败，则通过跳开主变低压侧开关的方式切除故障；二是发现地故障后，利用小电流选线保护直接跳开主变低压侧开关，达到隔离故障的目的；三是加装接地变，实现单相故障快速切除。各单位可根据实际情况，在充分论证的基础上，选择具体实施方案。选择前两种方案的，要求一个月内完成；选择第三种方案的，要求半年之内完成，但过渡期须采取必要的安全措施。48七、反事故措施二、扎实开展低电压穿越能力改造。各单位要会同风机制造厂商制定切实可行的整改计划，凡不具备低电压穿越能力的风电机组应逐台进行改造。具有低电压穿越能力的要尽快
24、开放其功能。在低电压穿越改造完成之前，应进一步开放风机低电压保护定值至0.8倍的机端额定电压，延时至少0.1秒。低电压穿越能力改造计划请于5月10日前报网调。49七、反事故措施三、加强风机涉网保护定值管理。风电机组应在500.5Hz频率范围内连续正常运行；过压电压保护定值设置要大于1.1倍的机端额定电压，延时不少于2秒。50七、反事故措施四、提高动态无功补偿装置（SVC/SVG）的可用率。动态无功补偿装置应完好可用，且具备自动调节功能，无功电流控制响应时间不大于75ms，无功支撑的持续时间不少于550ms。51七、反事故措施五、加强对电缆头、过压保护器等重点部位监视与巡检工作。对因场内电缆、过
25、压保护器等设备故障引起场外风机大规模脱网的风电场，要待整改完成、经检测合格后，方可并网。52七、反事故措施六、新并网的风电场必须同时具备以下三个条件：一是并网机组具备低电压穿越能力；二是具备快速切除35kV集电线路单相故障的可靠措施；三是通过电监机构组织的并网安全性评价。否则不予安排并网。53七、反事故措施七、加强开放风电机组发无功能力研究，动态参与电网无功调整，加强各种调压手段之间的配合，提高电压动态响应能力。54七、反事故措施八、各风电场应配置风电功率预测系统，具备0-72小时短期风功率预测以及15min-4h超短期预测功能，并可向调度机构自动上传预测数据。该项工作两个示范风电场要求6月底完成，其他风电场要求9月底完成。55七、反事故措施九、网调将在瓜州设立整改督查工作组，督促、检查、协调和落实相关整改工作。同时，制定整改评价办法，根据整改得分情况，动态安排各发电场发电功率。5657
