乌江源风电场2014年8月电网故障情况分析报告剖析

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TOC\o"1-5"\h\z一、 乌江源风电场本场故障情况 31、 8月10日重合闸启动分析 31） 故障发生的原因 32） 故障影响情况 33） 故障发生后米取的措施 42、 8月11日远切乌江源故障分析 41） 故障发生的原因 42） 故障影响情况 53） 故障发生后米取的措施 53、 8月12日机组故障脱网分析 61） 故障发生的原因 62） 故障影响情况 63） 故障发生后米取的措施 74、 8月12日乌威线失电故障分析 71） 故障发生的原因 82） 故障影响情况 93） 故障发生后米取的措施 10二、 威宁地区其它风场因电网故障受损情况 101、 乌江源风电场与龙源风电场故障情况分析 102、 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 131、 加强与调度机构的沟通 132、 提升机组安全稳定运行性 133、 加强运行人员培训管理工作 144、加强升压站设备治理及隐患排查工作 145、 加强与周边风电场的联系 14乌江源风电场一、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， 因此该次故障乌江源风电场未给我风电场带来任何经济上的损失。3）、故障发生后米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18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开关跳闸乌江源风电场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）、故障发生后米取的措施3.1、1#主变、2#主变开关跳闸采取的措施、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，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。、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、机组故障停机米取的措施乌江源风电场321、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322、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，其中三期乌江源风电场（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，累计损失电量约8.3万千瓦时。3）、故障发生后米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乌江源风电场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TOC\o"1-5"\h\z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，毕节地调以及龙源马摆大山风电场在未经查实威马线跳闸原因的情况下， 对威马线进行了复电工作，由于此时龙源机组迅速起机， 又导致黄滥线负荷迅速上升，虽然调度方面对盘县电厂以及盘北电厂负荷进行了下调，为此给风电场预留更大的出力， 但黄滥线潮流还是不断攀升，调度机构为保证电网正常运行，紧急情况下于 15时40分向威宁变下令将220kV乌威线威宁变侧201开关断开，因此导致我风电场全场失压，全部机组因低电压脱网。2）、故障影响情况该次故障造成我风电场全部机组发生脱网事故，乌威线出力

由106万kW瞬间降至0万kW于16时10分经调度批准重新恢复送电，18时00分全部机组恢复运行。此处事故造成我乌江源风电场停电约0.5小时，虽然对机组进行了故障复位， 但由于野水线故障仍未消除，负荷仍然只能从黄滥线送出。 因此虽然当时出力约可以达到15万千瓦，但由于电网潮流影响，调度下令将乌江源风电场出力限制在12万千瓦以内，导致我风电场机组不乌江源风电场能全功率运行。至8月16日12时18分，调度机构下令乌江源风电场机组保持全功率运行，不再限制出力。我乌江源风电场因此累计限电时间达到75.8小时，因电网故障限电损失电量566.19万千瓦时。3）、故障发生后米取的措施我风电场运行人员冷静处理，及时汇报，积极与调度方面沟

通，及时恢复风电场复电，减少了停电时间，有效提高了发电量。

同时积极向调度机构询问本次故障以及限制负荷的原因， 并跟踪询问事故处理工作进展情况。在事故得到妥善处置后积极与主机厂家、电网公司以及公司领导进行相关数据分析， 避免在今后同类事件发生后造成更大损失，有力为电网稳定运行提供可靠保证。二、威宁地区其它风场因电网故障受损情况1、乌江源风电场与龙源风电场故障情况分析2014年08月10019时23分乌江源风电场因乌威线瞬时性单相接地引起单相重合闸启动，此次龙源风电场未收到任何影响；2014年08月11002时29分水威线故障中，乌江源风电场因进行过远切改造，因此出现主变高压侧开关跳闸， 但龙源马摆大山以及龙源麻窝山风电场未投入远切， 因此其升压站在此时事故中无任何设备跳闸或失电；2014年08月12013时52分野水线故障引起电网波动的事故中，我乌江源风电场49台机组发生脱网事故，但龙源的马摆大山风电场以及麻窝山风电场均正常运行； 2014年08

月12月12日15时40分，由于黄滥线负荷增加，乌江源风电场因此为保证电网安全稳定运行，15时40分调度下令将乌江源风电场场乌威线威宁变侧201开关断开，导致我风电场失电，此次未对龙源马摆大山及麻窝山风电场进行任何操作，因此龙源的两个风电场未发生停电事故。2、乌江源风电场与龙源风电场因电网故障受损情况比较在2014年8月12日由于野水线故障，威宁地区的乌江源风电场以及龙源的马摆大山、麻窝山三个风电场负荷只能从黄滥线送出，但由于龙源马摆大山风电场（15万千万容量）以及龙源麻窝山风电场（10万千瓦容量）装机容量均较小，因此在故障发生后受到限负荷情况相对乌江源风电场较轻。 2014年8月电网故障威宁地区风电场限电情况如表5所示表5、2014年威宁地区乌江源及龙源风电场限电情况表2014年威宁地区乌江源及龙源风电场限电情况统计表乌江源风电场龙源马摆大山风电场龙源麻窝山风电场停电时间负荷升降情况停电时间负荷升降情况停电时间负荷升降情况2014.08.122014.08.122014.08.1215：:0015万02万21:189.5万J5万10:407万；4万21:0012万J10万21:355万J3万11:004万J1万22:3010万J5万23:003万J0万0:151万J0万损失电量61.65万千瓦时损失电量28万千瓦时18万千瓦时

乌江源风电场2014.08.132014.08.132014.08.132:005万J0万8:000万T7万11:000万T2万8:000万佢万8:107万；2万23:002万J0万9:002万T4万9:002万T4万9:154万T6万9:154万T6万10:356万J3万10:006万J5万17:153万T5万10:305万J4.5万17:305万J3万11:004.5万T5万21:003万J1万13:305万T6万21:571万J0万18:004万J2万22:002万J0万损失电量325.41万千瓦时损失电量81万千瓦时104万千瓦时2014.08.142014.08.142014.08.147:100万T2万7:170万T2万7:100万T1万8:182万T4万8:384.3万J3.5万损失电量60.36万千瓦时57.29万千瓦时16万千瓦时2014.08.152014.08.152014.08.150:572万J0万0:563.5万J0万10:101万T3万7:000万T2万8:150万T1万10:403；2.521:306万J5万10:351万T2.8万11:002.5；1.522:405.5万J4.5万11:002.8万J1.8万12:001.5；0.523:004.5万J3万11:201.8万T2万23:243.3万J2万19:452万T3.5万0:003.5万J1万损失电量9.5万千瓦时53万千瓦时23万千瓦时2014.08.162014.08.162014.08.16乌江源风电场0:042万J1万1:491万J0万1:500.5J01:421.1万J0万6:090万T1万6:300万T1万6:160万T1万7:10未限6:501万T2.5万6:401万T2万12:00降至1万7:502.5T36:502万T3万12:22恢复全场出力8:003T47:453万T4万9:104T77:534万T6万10:147万T9万8:446万T9万13:00恢复全场出力12:18恢复全场出力损失电量109.27万千瓦时23.35万千瓦时18万千瓦时累计损失电量566.19万千瓦时242.64152万千瓦时三、乌江源风电场今后采取的整体