1、第 36卷 第 10期 电 网 技 术 V ol. 36 No. 10 2012年 10月 Power System Technology Oct. 2012 文章编号：1000-3673（2012）10-0076-05 中图分类号：TM 714.2 文献标志码：A 学科代码：4704051 2011年西北电网风机脱网事故分析及启示 孙华东 1 ，张振宇 2 ，林伟芳 1 ，汤涌 1 ，罗旭之 1 ，王安斯 1（1中国电力科学研究院，北京市 海淀区 100192；2西北电网有限公司，陕西省 西安市 710048） Analysis on Serious Wind Turbine Generat
2、ors Tripping Accident in Northwest China Power Grid in 2011 and Its Lessons SUN Huadong 1 , ZHANG Zhenyu 2 , LIN Weifang 1 , TANG Yong 1 , LUO Xuzhi 1 , WANG Ansi 1(1. China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192, China; 2. Northwest China Grid Corporation Limited, Xian
3、710048, Shaanxi Province, China) ABSTRACT: On February 24, 2011, equipment fault occurred at 35kV side of Qiaoxi substation connected with the first wind farm of Gansu province, and this fault caused a serious wind turbine generators tripping accident, so that 598 wind power generators were tripped
4、off and the lost output of the wind farm was 837.34MW during the fault period because the wind turbine generators did not possess low voltage ride-through ability and the reactive power compensator of the wind farm did not possess the ability of automatic regulation. Operational condition of Northwe
5、st China power grid before the accident is presented in detail and detailed description of occurrence, expansion and restoration of the fault are given, and the reappearance of the fault is carried out by simulation. Experiences and lesson of the fault are summarized. To prevent the recurrence of su
6、ch a serious wind turbine generators tripping accident and to ensure the secure and stable operation of power grid, following suggestions are proposed: strengthening the maintenance of protective relayings; enhancing low voltage ride-through ability of wind turbine generators; improving the renovati
7、on and management of reactive power compensation devices of wind farms; standardizing the operation of wind power generation units under the 1.1 time of rated voltage; directly switching out the 35kV feeder, in which single-phase short-circuit fault occurs. KEY WORDS: Northwest China wind farm；wind
8、turbine generator tripping；security and stability；preventive measures 摘要： 2011年 2月 24日， 连接甘肃第一风电场的桥西变 35kV 设备故障， 由于风电机组不具备低电压穿越能力以及风电场 无功补偿装置缺乏快速自动调整能力， 事故期间脱网风机共 计 598 台，风电出力损失 837.34 MW。详细介绍了事故前 西北电网的运行情况，事故发生、发展和恢复过程，并通过 仿真计算复现事故过程。总结了事故的经验和教训，提出加 强继电保护装置的维护力度、提高风电机组低电压穿越能 力、加强风电场无功补偿设备改造与管理、规范风电
9、机组高 电压运行要求，以及 35 kV 馈线单相故障后直接跳闸的建 议， 防止类似事故再次发生， 保障我国电网的安全稳定运行。 关键词：西北电网风电；风机脱网；安全稳定；防御措施 0 引言 2011 年 2 月 24 日 00:34，连接甘肃第一风电场 的桥西变 35kV 设备故障，事故期间脱网风机共计 598 台，风电出力损失 837.34MW，导致西北全网频 率下降，最低至 49.854Hz。本文详细介绍事故前西 北电网的运行情况， 分析事故发生、 发展和恢复过程， 通过仿真分析再现事故发展过程， 总结事故的经验和 教训，提出防止类似事故再次发生的建议。 国内外频繁发生的电网事故 1-15
10、 为我们敲响了 警钟，尽管本次事故造成的影响较小，但积极从事 故中汲取经验和教训，降低大规模事故发生的风险 具有十分重要的意义。 1 西北电网概况 西北电网主网架为 750kV 电网， 是我国供电范 围最大的区域电网。西北电源分布具有如下特点： 大型水电集中在青海以及甘肃的黄河沿线，大型火 电集中在新疆、宁夏和陕西的陕北 3 个煤炭基地， 甘肃的河西走廊集中了上千万的风电资源；西北的 负荷中心主要在陕西和甘肃省，近期西北电网的电 力向区外输送通道有陕西东部的西北华中灵宝 直流通道、陕西南部的德宝直流通道和宁夏东部的 宁东直流通道。 西北地区风能资源丰富，其中甘肃省风能资源 理论储量为 237G
11、W，是我国风能资源相对丰富的 省区之一，风能总储量居全国第 5位。风能资源主 要集中在河西走廊，尤以酒泉市风能资源最为丰第 36卷 第 10期 电 网 技 术 77 富，目前河西走廊已建成规模庞大的风力发电厂， 本次事故发生于河西走廊地带的桥西风电场。 2 事故发生前的系统状态 故障发生前，西北主网与新疆电网联网运行。 全网负荷 35820MW，直流外送 2330MW，发电 出力 38160MW，风电总出力约 2200MW，西 北新疆联网运行，系统频率 50.034Hz。事故发生 前系统潮流如图 1 所示。 750 kV变电站； 330 kV变电站； 风电场； 火电厂； 750 kV线路； 3
12、30 kV线路。 新疆 电网 甘肃 主网 敦煌变 酒泉变 张掖变 2 200 MW 2 600 MW 青海 电网 陕西 电网 宁夏 电网 680 MW 火电厂 敦煌风电 酒泉风电 酒泉火电 1 340 MW 1 560 MW 2 430 MW 德宝直流 1 300 MW 灵宝直流 1 030 MW图 1 故障前潮流 Fig. 1 The power flow before the fault 事故前潮流：联网工程主要断面潮流如下，哈 敦断面新疆外送 680MW，敦泉断面 2200MW，泉 河双回 750kV线路潮流 2600MW(泉河断面还包括 张山双回 330kV线路)。 主网各主要断面潮流
13、如下， 北电南送断面 1560MW，西电东送断面(甘陕断 面)1340MW，青海受电断面(甘青断面)2430MW 万 kW。德宝直流送四川 1300MW，灵宝直流送华 中 1030MW，银东直流调试期间功率为 0。 事故前，桥西一场 68 台华锐风机并网运行， 全场带出力 96MW。 事故前电压水平均在正常范围内：330kV 等级 敦煌站运行电压 352.6kV， 750kV等级敦煌站运行 电压 769.5kV，330kV等级酒泉站运行电压 352.5kV，750kV等级酒泉站运行电压 765kV，330kV 等级桥西站运行电压 351.4kV， 330kV 等级桥东站 运行电压 354.4k
14、V，330kV 等级干东站运行电压 354.9kV，330kV等级干西站运行电压 352.1kV。 3 事故经过 桥西变电站接线及故障发生如图 2 所示。 1） 诱发阶段。 00:34:28桥西变 35B4开关跳闸。 00:34:17 桥西一场 35B4 馈线开关柜下侧电缆头发 生 C 相击穿。 35 kV IB母 3501 3303 3302 3301 31041 敦西桥 1B 35 kV III母 35 kV I母 2B 3B 35 kV IA母 35B4 35 kV II母 图 2 桥西变 35B4 开关跳闸事故 Fig. 2 The trip fault of 35B4 switch
15、in Qiaoxi substation 2）起始阶段。00:34:28 故障发展为三相短路， 35B4 开关过流 I段保护动作。60 ms后开关跳闸， 切除该馈线所带的全部 12 台风机。损失出力 18MW，同时桥西变#2B 35kV 侧电压跌落 33%(至 23.45kV)。 00:34:4400:44:00 西北网内风电场机组 陆续跳闸。 3）发展阶段。 00:49:29 值班人员发现 35kV高 压室冒烟，手动拉开桥西 330kV#1B 3501 开关。随 后由于 35kV I母 A、 B 相电压升高， 最高至 57kV， 35B1 开关箱变高压侧过电压保护器击穿，35B1 开 关过流
16、保护动作跳闸。仅切除桥西一场所恢复 90 台风机，出力共计 70 MW，未对主网造成影响。 4 事故分析 1）事故原因分析。 事故起始于桥西一场 35B4 馈线开关柜下侧电 缆头发生 C相击穿，随后故障发展为三相短路，紧 接着 35B4 开关过流 I段保护动作， 60 ms后开关跳 闸，切除该馈线所带的全部 12 台风机。 经现场检查，发现 35B4 开关间隔 C 相电缆半 导电层切口不整齐、 未作锥面处理， 导致应力集中。 另外，未按工艺要求涂刷硅脂，导致在电缆头应力 锥部位出现绝缘薄弱点，在运行中发生单相接地故 障；C 相单相接地发生后 11s，放电弧光及放电粉 尘短接 A、B 相电缆接线
17、桩头，发展为三相放电故 障，开关跳闸。弧光放电同时烧损 C 相开关间隔绝 缘支柱，产生烟尘，从该间隔开关柜上端母线桥架 室散出，导致运行人员在进入配电室后无法确定具 体放电间隔，因此采取切除 3501 开关的措施。初 步确定原因为电缆头施工工艺不当，对电缆头质量 的验证、试验工作正在开展。本次事故的诱发原因 为电缆头施工工艺不当。 78 孙华东等：2011年西北电网风机脱网事故分析及启示 V ol. 36 No. 10 2）事故发展原因分析。 风电机组不具备低电压穿越能力。 由于桥西一场馈线故障，导致系统电压大幅跌 落，敦煌变 330kV 母线电压最低跌至 272kV，在 此期间因机组不具备低
18、电压穿越能力而发生脱网， 共损失出力 387.53MW。 无功功率过剩造成的系统电压升高。 跳闸的风电机组除了部分由于不满足低电压 穿越外，另外一部分由于系统的电压升高而跳闸。 事故前各风电场出力较大，投入大量无功补偿 以支撑风电有功功率的输送；但所投入的无功补偿 装置主要是固定电容补偿器组(FC)和机械投切电容 器组(MSC)，缺乏电压快速调整的能力。事故期间， 大量风机因不满足低电压穿越要求而脱网；故障切 除后，系统电压回升，而各风电场升压站的电容器 组仍挂网运行，造成大量无功功率过剩涌入 330kV 电网，引起系统电压升高。750kV敦煌变 330kV母 线电压瞬间达到 365kV，最高
19、达到 380kV；750kV 母线电压瞬间达到 800kV，最高达到 808kV。由 于 系统电压升高，网内部分风电机组由于过电压保护 动作(超过 1.1pu)，与系统解列。 由于大量风电场无功补偿装置不具备快速自 动调整能力，因此在电压急剧升高时，各风场升压 站手动将电容器组切除，电压逐步恢复正常。 5 事故的仿真分析 为了对本次事故的发生、发展等各个阶段有更 加清晰的掌握、认识，需结合 PMU 实测数据，对 事故过程进行仿真反演。其中，河西地区新投运的 风电机组， 采用 PSD-BPA 程序中的 GE 风电机组模 型模拟，包括双馈和直驱类型的风电机组。仿真数 据中的河西区域潮流分布与实际事
20、故前保持一致。 故障仿真分析过程如下： 仿真反演的故障发生、发展过程根据上述现场 实际情况搭建，故障设置为桥西一风电场某 35kV 出现馈线发生三相短路，至 60ms(3 个周波)后三相 短路故障切除。 模拟故障发展的第 1 阶段：在故障发生的 1 个 周波后，由于电压过低约 400MW风电出力脱网。 模拟故障发展的第 2 阶段：在故障切除的 3 个 周波后，由于反弹的高电压导致约 200MW风电出 力脱网。 1）风电场升压站 330kV母线电压。 表 1、 2分别为升压站 330kV 母线的电压仿真计 算结果和 PMU 实测数值。比对表 1和 2可知：仿 真分析曲线与实测曲线变化趋势具有一致
21、性； 故障 切除后瞬时高电压的仿真和实测值相近； 故障期间 最低电压计算数值高于 PMU 实测值 0.0950.13pu。 表 1 风电场升压站 330 kV 母线电压仿真计算值 Tab. 1 The voltage of calculation for 330kV bus in wind power booster station 变电站 故障前 电压/kV 故障期间最低 电压/kV 故障切除后瞬时 高电压/kV 于东变 353.9 306.735 372.075 于西变 354.5 308.55 373.89 桥东变 354.9 309.276 373.89 桥西变 352.0 290.4
22、 368.808 表 2 风电场升压站 330 kV 母线电压 PMU实测值 Tab. 2 The PMU voltage for 330 kV bus in wind power booster station 变电站 故障前 电压/kV 故障期间最低 电压/kV 故障切除后的瞬时 电压/kV 于东变356.8 272.1 367.7 于西变355.2 272.2 369.1 桥东变357.6 270.1 367.7 桥西变353.3 242.5 365.4 2）河西通道 750kV敦煌站母线电压。 图 3 为事故仿真敦煌 750 kV 变电站 330 kV、 750 kV母线电压。由图 3
23、仿真结果可知，仿真分析 得到的敦煌 750kV 变电站 330kV 母线电压可低 至 302kV(0.832pu)，电压最高达到 366.63kV ( 1.01 pu)；750kV 母线电压可低至 694.4kV (1.02 (0.868pu)，电压最高达到 794.4kV(0.993pu)。 故障期间的实测结果为：750kV敦煌变 330kV 母线电压瞬间达到 365kV，750kV母线电压瞬间达 到800kV； 敦煌变 330kV母线电压最低跌至 272kV。 比对的仿真结果和实测结果可知：仿真分析 曲线与实测曲线的变化趋势基本一致；瞬间达到 的 330kV、 750kV母线电压高值仿真分
24、析结果与实 测接近； 330kV母线电压低值仿真分析结果高于 母线电压/pu t/s 10 8 6 4 2 0 1.00 0.95 0.90 0.85 甘敦煌 330 kV母线 甘敦煌 800 kV母线 图 3 事故仿真敦煌 750 kV 变电站 330 kV、750 kV 母线电压 Fig. 3 The 330 kV and 750 kV bus voltage for Dunhuang 750 kV substation in the fault simulation 第 36卷 第 10期 电 网 技 术 79 实测值 0.083pu(30kV)。 3）仿真结果有效性分析。 通过上述的比
25、对及分析，通过文中的仿真反演 分析所采用的数据模型以及计算边界条件等，尽管 对各变电站出现的最低暂态电压的仿真分析结果 和 PMU 实测曲线出现一定的误差，但仿真曲线已 经能够较好地反映风电场出线故障后的电压变化 趋势；同时，相关变电站出现的最高暂态电压能够 与 PMU实测结果较好吻合。 6 经验及教训 6.1 事故经验 1）桥西变事故后，各保护正确动作。 经过对桥西变保护信息核对，发现 00:34:17 桥 西变 35B4 开关 C 相击穿，经过 11 s 后故障发展为 三相短路，开关过流保护正确动作跳闸；00:49:29 在断开桥西变 3501 开关后，35B1 开关 A、B 相过 电压保
26、护器击穿，过流保护正确动作，开关跳闸。 故障发生后，正确启动第 1 道防线，各保护正 确动作，使得及时有效地切除故障，遏制了事故的 进一步恶化。 2）工作人员操作正确。 00:49:29 值班人员发现 35kV高压室冒烟，手 动拉开 3501 开关。故障发生后由于工作人员动作 果断，手动拉开桥西一场上网主变低压侧开关，使 得事故的影响范围得以限制，未对主网造成影响。 6.2 事故的教训 1）并网运行风电机组低电压穿越能力不足。 调查数据显示， 事故期间脱网风机共计 598台， 损失出力共计 837.34MW。其中，由于风机不具备 低电压穿越能力所损失的出力为 377.13MW，由于 高压造成风
27、机脱网损失的出力为 424.21MW，由于 频率波动造成风机脱网损失的出力为 36MW。 部分风电机组由于不具备低电压穿越能力，在 短路期间发生脱网，导致故障清除后系统轻潮流， 电压快速上升；之后陆续有风电机组发生过电压脱 网，使得系统潮流进一步减轻以及电压进一步上升， 形成正反馈通道，最终导致大规模风电脱网事故。 2）风电场无功补偿装置缺乏电压快速调整 能力。 风电大量脱网后造成无功过剩，而风电场投入 的无功补偿不具备快速调整的能力，造成大量无功 功率过剩并涌入 330kV电网，导致 330kV电网电 压飙升，引起其他风机由于电压过高跳闸脱网，造 成电网电压进一步升高，形成恶性循环。 7 对
28、我国的启示 1）加强继电保护装置的维护。继电保护作为 电力系统的二次设备，对于维护电力系统的稳定运 行起着至关重要的作用，是电力系统稳定运行的第 一道防线。加强对继电保护装置的维护，能够在故 障发生后及时有效地切除故障，保证无故障部分迅 速恢复正常运行，提高电力系统运行的稳定性。 2）加强风电机组低电压穿越能力。由于目前 并无行业规范或国家层面的规定要求风机入网必 须具备低电压穿越能力，电网公司无法开展风机低 电压穿越能力的检测，入网时只能按照国家电网公 司企业标准风电场接入电网技术规定的要求 来签订并网调度协议(示范文本)，作为风机具备低 电压穿越能力的一项承诺。本次事故证明河西大多 数风电
29、机组不具备低电压穿越能力，需要进行低电 压穿越改造。建议国家层面尽快出台风电场接入电 网的低电压穿越能力要求，明确检测标准与手段， 规范风电并网；同时对河西风电机组重新进行检 测，根据其低电压穿越能力评判是否满足入网标准。 3）加强风电场无功补偿设备改造与管理。在 本次事故中，大量风电场仅投入固定电容补偿，或 所投入的动态无功补偿 SVC/SVG 等由于技术原因 未发挥快速调节电压的能力，造成大量的无功过剩 涌入电网 330kV，造成电网电压飙升，给电网运行 带来隐患。因此建议在运风电场限期进行改造，使 风电场无功补偿装置具备一定的电压快速调整能 力，严查后期投运风电场动态无功补偿装置功能。
30、4）规范风电机组高电压运行要求。本次事故 考验了风机过压条件下的运行特性，部分风机在机 端电压高至 1.1 倍的额定电压后脱网，但不同风电 场的风机在过压条件下运行特性不一，保护整定时 间从 0.13s不等。 目前缺乏风机过压保护设置的明 确规范，但本次事故表明，风机必须具备一定的过 压运行能力，因此需要尽快出台风机过电压保护配 置的明确要求。 5）35kV馈线单相故障后直接跳闸。风电场作 为发电侧，首先不存在对用户供电的问题；其次风 电场大量使用电缆，而电缆故障绝大多数均为永久 性故障；再次，切除单条馈线对风电场及电网的运 行影响不大；最后，电缆单相接地可能导致机端电80 孙华东等：2011
31、年西北电网风机脱网事故分析及启示 V ol. 36 No. 10 压低，机组保护动作，甚至扩大事故范围。因此建 议风电场 35kV馈线单相故障后直接跳闸，以避免 事故的扩大。 8 结语 1） 事故起始于桥西一场 35B4 馈线开关柜下侧 电缆头发生 C 相击穿，随后故障发展为三相短路， 紧接着 35B4开关过流 I段保护动作， 60ms 后开关 跳闸，切除该馈线所带的全部 12 台风机。 2）导致事故进一步发展的原因为风电机组不 具备低电压穿越能力以及大量风电场无功补偿装 置不具备快速自动调整能力。 3）事故过程中，各保护正确动作，同时由于 工作人员的正确操作，使得事故的影响范围得以限 制，未
32、对主网造成影响。 4）提出加强继电保护装置的维护、加强风电 机组低电压穿越能力、加强风电场无功补偿设备改 造与管理、规范风电机组高电压运行要求，以及 35kV 馈线单相故障后直接跳闸的建议，防止类似 事故再次发生，保障我国电网的安全稳定运行。 参考文献 1 甘德强，胡江溢，韩祯祥2003年国际若干停电事故思考J电 力系统自动化，2004，28(3)：1-4 Gan Deqiang，Hu Jiangyi，Han ZhenxiangThinking over several blackouts in 2003JAutomation of Electric Power Systems，2004， 2
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44、nes from power grid and its demand on reactive powerJPower System Technology，2011，35(1)：158-163 (in Chinese) 收稿日期：2 012-07 -17。 作者简介： 孙华东(1975 )，男，博士，高级工程师，主要 从事电力系统分析、运行与控制技术研究，E-mai l： sunhdepri. s gcc. co ； 张振宇(1974 )，硕士，高级工程师，主要从事 电力系统运行、控制与分析工作； 林伟芳(1983 )，女，硕士，研究方向为电力系 统分析、运行与控制技术。 （责任编辑 王晔） 孙华东
