西北电网公司—河西风电脱网事故分析报告.pptVIP

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。 * 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。 * 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。 * 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。 * 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。 * 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。已在桥东一场、三场得到证实存在此种现象。 * 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。 * 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。 * 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。 * 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。 * 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。 * 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。 * 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。 * 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