雷应山风电场机组脱网分析

雷应山风电场机组脱网分析

摘要：楚雄州预计十二五末，风电装机将达到1930.5MW。如此大规模的风电机组的加入，加上风电作为电源固有的间歇性和难以调度的特性，对整个楚雄电网的安全稳定运行提出了严峻的挑战。本文重点分析2013年5月13日110kV雷应山风电场58台风机全部脱网的原因，通过研究事件发生的原因，提出了相关建议和预防措施，对今后风电场的安全稳定运行具有参考意义。

关键词：电流不平衡 脱网

雷应山风电场安装国电联合动力技术有限公司生产的UP1500-82高原型风电机组66台，一期雷应山33台风机2012年01月07日并网发电，二期黑马井33台风机2012年12月05日并网发电。风电场采用一机组一箱变（35kV/690V）接线方式，一期雷应山将33台箱变分为2组，二期黑马井将33台箱变分为2组，每组箱变的35kV侧并联至一回35kV集电线路，4回集电线路至35kV开关柜，经110kV主变压器（SFZ11-120000/110）升压后，由一回110kV元雷线送220kV元谋变电站。

1事故过程

2013年5月13日11:14分，雷应山风电场运行的58台风机陆续脱网，分别报电网电流三相不平衡（57台），变流器跳闸（1台），故障录波装置未动作，电网未发生故障。

2系统情况

2.1电网运行情况

2013年5月13日-24日220kV和元Ⅰ回线停电，220kV元谋变由220kV谢元线单线供电，若发生220kV谢元线跳闸将造成220kV元谋变全站失压，受影响的110kV变电站将达到9个，可能造成一级事件。为分化系统运行风险，楚雄地调对相关运行方式进行了调整，调整后供电方式如图1所示。

110kV大姚变、六苴变合环调由110kV姚大线供电，大姚变110kV元大线151断路器转热备用。元谋变110kV大湾子线138断路器、110kV元大线135断路器、110kV羊臼河线132断路器、2号主变110kV侧102断路器由110kVⅡ母倒至110kVⅠ母运行，110kV元牟线133断路器由110kVⅠ母倒至110kVⅡ母运行。110kV元牟线合环调由牟定变110kV内桥185断路器运行，元谋变110kV分段112断路器转热备用。220kV元谋变正常方式下有110kV甸心牵引变、110kV羊臼河牵引变、110kV大湾子牵引变、110kV元谋牵引变4个电铁牵引变，为降

低电铁运行风险,防止出现电铁大面积停电事故，将110kV羊臼河牵引变由110kV元牟T羊线主供。其余3个牵引变由220kV元谋变电源主供。同时考虑谢家河变至元谋变供电半径过长（110kV楚牟线参数：48.3km，LGJ-185。110kV元牟线参数：55.8km，LGJ-185）。为提高元谋变110kV Ⅱ母的运行电压，以及在220kV谢元线故障情况下提高110kV系统转供电能力，故将雷应山风电场接于元谋变110kV Ⅱ母运行，此方式下雷应山风电场通过谢家河变110kV楚牟线124断路器并网。

图1 雷应山升压站方式调整后供电示意图

2.2气象及自然灾害情况

晴转阴

3风机跳闸原因分析

3.1电网侧110kV系统电压分析

2013年5月13日09:11:05，断开元谋变110kV母联112断路器，形成110kVⅠ段母线由元谋变220kV系统主供，110kVⅡ段母线由谢家河变电源110kV系统延伸供电方式。依据《电能质量 三相电压不平衡》（中国国家标准化管理委员会GB/T 15543-2008）4 电压不平衡度限值 4.1 电力系统公共连接点电压不平衡度限值为:电网正常运行时，负序电压不平衡度不超过2%，短时不得超过4%。经查询220kV谢家河变110kV系统电能质量实时记录如下图，可见，谢家河变110kV系统电压负序不平衡度在5月1日-5月15日并未超过2%的国家标准。

同时查询元谋变110kVⅡ段母线C相分钟值如图2所示，电压最低为62.051kV，110kV母线单相电压63.5kV的-3%—+7%分别为61.6kV—67.9kV，符合《电力系统电压质量和无功电力管理标准》（中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG 2 0004—2005） 4.3 电力网电压质量控制标准4.3.3 220kV变电站的220kV母线以及发电厂和变电站的110kV—35kV母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%—+7%；事故运行方式时为系统额定电压的±10%。此次风电场并网方式改变后，风电场并网电气距离增长了，电网侧110kV电压仍控制-3%～+7%额定电压的允许偏差范围内。但风电场在不投入无功补偿装置的情况下反从电网侧倒吸收收无功，其风机机端电压部分时段下降了-6～-9%额定电压，导致110kV母线C电压最低为59.408kV，如图3所示。

图2 元谋变110kVⅡ段母线C相电压分钟值

图3元谋变110kVⅡ段母线C相电压最低统计值

3.2风机跳闸数据分析

根据统计，风机有47台生成了故障网页文件确定触发故障是电流不平衡；有6台虽然没有生成故障网页文件，但生成的故障数据分析故障原因也是电流不平衡；有4台风机没有生成故障数据，根据SCADA数据分析故障原因也是电流不平衡引起的；有一台风机（A01）号报出变流器跳闸故障。所以运行中的58台风机中除了一台由变流器故障引起停机，其它57台均是由于电流不平衡故障引起风机停机。

风机电压和电流保护定值是在风机PLC程序中设定的，电流不平衡报警值为100A，延时2s（雷应山）3s（黑马井）报故障，电压低限为360V（雷应山）340V（黑马井），延时2S报故障，如表1所示。风机故障时刻PLC记录的数据采样间隔为20ms，比SCADA采集的1S间隔的数据更加精确，所以一般用风机PLC保存的数据分析更加可靠。

表1风机涉网保护定值

定值描述 保护定值 延时时间

低电压 360V（雷应山）

340V（黑马井） 2s 2s

高电压 440V 0.2s

电压不平衡 50V 2s

频率低 48.5Hz 2s

频率高 51.5Hz 2s

过电流（出口侧） 1600A 0s

电流不平衡（出口侧） 100A 2s（雷应山）

3s（黑马井）

主断路器过流值 1280A 3s

过负荷/过载 1600KW/1700kW 60s/0s

功率因数当期设定值 1

正常情况下，风机报故障时会生成两个文件，一个是故障网页快照文件，记录了故障触发时刻风机的故障信息，即风机的触发故障。一个是风机故障数据，记录了风机停机前后各30s的重要数据（采样周期20ms）。以A03风机的数据为例进行详细分析：

从A03的故障网页快照文件看，最先触发的是电流不平衡故障，故障时刻第一相电流360A，第二相电流为468A，前两相的电流差为108A，超过了风机的保护定值100A。

从下图数据可以看出，停机前2.06s，风机三相电流不平衡值就超过了100A。

0时刻为故障触发时刻，此时电流已连续2s超过100A，风机进入停机模式，变桨在0.24s时开始顺桨动作。

在第1.34s时刻变流器产生报警信号。

在第4.74s时刻，第二相电压开始低于360V主控报警值（风机已于0时刻进入停机程序）。

发电机转速低于980rpm时风机准备脱网，到第9.44s时刻，风机并网开关信号mcb_on，从1变为0，风机并网开关完全断开。

从上面分析得出，引起风机停机的触发故障为三相电流不平衡。

从变流器内部记录信息看，变流器内部时钟11:11:16触发低穿信号，8s后由于低穿时间过长，报变流器故障。（变流器时间与SCADA时间相差3分钟）

3.3低电压穿越未动作情况分析

所谓低电压穿越就是，当电网故障或扰动引起并网点的电压跌落时，在一定电压跌落的范围内，风电机组能够不间断并网运行，并且能够向电网提供一定的无功功率，支持电网恢复，直到电网电压恢复，从而“穿越”这个低电压时期。限于试验检测技术手段，目前云南已投产风电机组均没有试验验证低电压穿越能力，只能在一次次事故中“被检验”。随着风电装机规模不断增加，将对电网安全稳定运行带来一定影响。

目前国内普遍采用的低电压穿越控制曲线如图3所示，雷应山风电场也是采用此控制曲线。

a) 风电场并网点电压跌至 20％标称电压时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行625ms。

b) 风电场并网点电压在发生跌落后 2s 内能够恢复到标称电压的90％时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行。

图3 低电压穿越控制曲线

雷应山风电场低电压穿越的控制过程可以分为以下三个阶段：

1）低穿状态检测阶段:当变流器检测到电网电压低于90%额定电压值时，变流器把低穿标志位置1发给主控。

2）电压跌落过程的控制阶段:当主控接收到低穿标志位为1后，主控进入低穿控制阶段。通过控制变流器的转矩，以保证风机低穿过程的稳定运行；通过控制变桨角度，以保证叶轮不超速；对检测信号进行处理，以保证风机不会因为低电压引起的故障切出电网。

3）电压跌落后的恢复阶段:当变流器检测到电压重新回到90%以上时, 变流器把低穿标志位置0发给主控，此时低穿过程进入恢复阶段。

由风机跳闸数据可以看出，在第4.74s时刻，B相电压开始低于360V主控报警值，但风机已于0时刻进入停机程序，所以可以看出本次雷应山风电场58台风机在报三相电流不平衡故障停机前未检测到电压低于360V，所以风机未启动低电压动作过程。

4事故原因

根据以上分析可以看出，雷应山风电场随配置有无功补偿装置SVG和电容器组但均不投运，此次并网方式改变后也未及时投入无功补偿装置，未对系统电压起到电压支撑的作用，反从电网侧倒吸收无功，导致110kVⅡ段母线电压过低，在风机负荷不变的情况下，加大了两相电流间的差值而达到脱网定值，最终导致大量风机脱网。

5结语与建议

1）重视风电场无功补偿装置的管理

要求雷应山风电场加强对新能源电场动态无功补偿装置的管理及维护，确保各无功补偿设备可用。在无功补偿设备故障的情况下报调度备案，并及时对故障设备进行维修。

在正常运行方式下要求各风电场的动态无功补偿装置投入系统运行。 对不按要求投入动态无功补偿装置的电厂按违反调度协议进行通报并考核。

在风电场接入系统分析时即考虑并网点电网负荷特性，并在动态无功补偿的逻辑中考虑加入该判别条件。

2）调整SVG控制策略，改善风机机端运行系统电能质量

由以上统计数据可以看出，并网点谢家河变110kV母线电压在额定电压的97%～107%范围内，电压不平衡度不超过1.6%。雷应山风电场虽配置有无功补偿装置SVG和电容器组，此次并网方式改变后未及时投入无功补偿装置，反从电网侧倒吸收收无功，导致风机机端电压过低、加大了两相电流间的不平衡度。雷应山风电场梳理无功补偿设备SVG的投运情况和策略，确保能够控制并网点电压在额定电压的97%～107%范围内，在电力系统公共连接点电压不平衡度不超过2%，短时不超过4%的情况下风机正常运行不得脱网。

3）加强相关人员的培训

针对此次脱网事故进行分析、总结。加强现场人员的技术培训，提高对事故查找、判断、分析和处理的能力。

参考文献：

【1】《电能质量 三相电压不平衡》中国国家标准化管理委员会GB/T 15543-2008

【2】《风电场接入电力系统技术规定》GB/T 19963-2011