大规模风电机组脱网的主要处理措施 大规模风力发电机组，由于一般都处于环境恶劣的野外，而且日晒雨淋，因此经常会发生大规模脱网事故，严重影响了发电工作的正常运行，因此本文就简单介绍大规模风电机组脱网事故发生后的主要处理措施。 一，风电机组和风电场满足并网技术要求，具备LVRT是遏制风电机组大规模脱网事故的关键。新并网的机组必须具备LVRT，已并网的风电机组必须按要求的计划整改。来不及LVRT改造的，首先确认满足基本的风机运行要求，如并网点电压跌落0.8 pu以下时，需要不跳闸运行0.1～0.2 s，见图1，就能穿越大部分的电网瞬时故障。对已并网的风电场LVRT进行梳理、测试，不具备合格LVRT的风电场，应在规定的期限内完成改造并通过LVRT现场抽检，风电场大规模集中接入点上的风机，应优先安排改造。制造厂应主动配合现场，协商具体改造方案并立即实施。开放风机控制及保护定值设置，优化风机保护与风机控制系统间的配合关系，使风机主控系统和LVRT功能相协调。 二，应对在网电缆、电缆头及开关柜做全面的隐患排查，并按规程要求全面做高、低压试验。加强对电缆、开关柜、刀闸接头等设备的运行维护管理，完善运行监视手段，配置红外、紫外成像仪等检查仪器或设备，确保及时准确发现并消除隐患。此外鉴于当前低价中标影响产品质量的问题，建议风电场对设备材料采购过程严格把关，尽量选用大型企业或者能生产更高电压等级电缆附件的企业的产品，避
免不合格产品挂网运行。 三，中性点不接地或经消弧线圈接地系统，故障线路和非接地线路仅仅流过微弱的电容电流，无法准确确定是那一条线路发生接地，给接地查找和修复带来困难。基于基波零序电流的幅值、方向等原理的装置的选线效果不太好。而基于小波变换的行波单相选线[13-14]，充分利用电网中普遍存在的电流行波来进行故障选线，是故障选线原理的突破，为其提供了全新的思路和新的方案，实际运行证明，有望从根本上解决小电流系统故障选线难题，从而实现快速可靠选线并及时跳闸，可防止故障扩大。 四，电力工作者应当认真落实国家电网公司《防止风电大规模脱网重点措施》[15]，着力加强动态无功补偿设备运行管理，及时处理缺陷并加以改造，实现无功补偿设备的动态部分投自动调整功能，能自动投切滤波支路，确保并且严格按照调度要求投入运行。加强并网风电场调度运行管理，对已并入电网的风电场涉网保护、无功补偿、风机信息上传、调度运行值班、基础管理等方面进行现场检查摸底，不满足标准要求的风电场不与并网。 风力发电由于不仅节能环保，而且还有比较高的效率，近年来越来越受到国家的重视，我国风力发电也进入了一个新的历史阶段，因此电力工作者应当从实际出发，不断总结经验，提高风力发电机组的运行维护能力，保障风力发电的正常进行。
第三章防止机网协调及风电大面积脱网事故 一、填空题 1.发电机励磁调节器包括电力系统稳定器（PSS）装置须经认证的检测中心的入网检测合格，挂网试运行年以上，形成入网励磁调节器软件版本，才能进入电网运行。 答案：半 2.根据电网安全稳定运行的需要， MW及以上容量的火力发电机组和50MW及以上容量的水轮发电机组，或接入220kV电压等级及以上的同步发电机组应配置PSS。 答案：200 3.发电机应具备进相运行能力。100MW及以上火电机组在额定出力时，功率因数应能达到超前。励磁系统应采用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。 答案：0.95～0.97 4.为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具有必要的运行能力。正常运行情况下，汽轮发电机组频率异常允许运行时间应满足以下要求： 答案：频率异常 5.发电机励磁系统应具备一定。 答案：过负荷能力 6.励磁系统应保证发电机励磁电流不超过其额定值的倍时能够连续运行； 答案：1.1 7.励磁系统强励电压倍数一般为2倍，强励电流倍数等于2，允许持续强励时间不低于秒。 答案：10 8.发电厂应经静态及动态试验验证定值整定正确，并向调度部门提供。 答案：整定调试报告 9.发电厂应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展励磁系统（包括PSS）、调速系统、原动机的建模及参数实测工作，实测建模报告需通过的审核，并将试验报告报有关调度部门。 答案：有资质试验单位 10.并网电厂应根据根据调度部门的要求，做好每年度对所辖设备的整定值进行全面工作。 答案：复算和校核 11. MW及以上并网机组的高频率、低频率保护，等设备（保护）定值必须报有关调度部门备案。 答案：200 12.电网低频减载装置的配置和整定，应保证系统频率动态特性的符合相关规定，并有一定裕度。 答案：低频持续时间 13.新投产机组和在役机组大修、通流改造、DEH或DCS控制系统改造及运行方式改变后，发电厂应向相应调度部门交付由技术监督部门或完成的一次调频性能试验报告,以确保机组一次调频功能长期安全、稳定运行。 答案：有资质的试验单位 14.火力发电机组调速系统中的汽轮机调门特性参数应与和AGC调度方式相匹配。当不满足要求时，应进行汽轮机调门特性参数测试及优化整定，确保机组参与调频的安全性。 答案：一次调频功能 15.发电机应能监视双向无功功率和。 答案：功率因数 26.并网发电机组的低励限制辅助环节功能参数应按照电网运行的要求进行整定和试验，与电压控制主环合理配合，确保在动作后发电机组稳定运行。 答案：低励限制
由于风能具有随机性、间歇性、不稳 定性的特点,当风电装机容量占总电网容量的比例较大时会对电网的稳定和安全运行带来冲击。本文针对这一问题,阐述了大规模风电并网后对电力系统稳定性、电能质量、发电计划与调度、系统备用容量等方面的影响。并对风电的经济性进行了分析。 风电并网对电网影响主要表现为以下几方面： 1.电压闪变 风力发电机组大多采用软并网方式，但是在启动时仍然会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时，风机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风机几乎同时动作，这种冲击对配电网的影响十分明显。不但如此，风速的变化和风机的塔影效应都会导致风机出力的波动，而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内(低于25Hz)，因此，风机在正常运行时也会给电网带来闪变问题，影响电能质量。已有的研究成果表明，闪变对并网点的短路电流水平和电网的阻抗比(也有说是阻抗角)十分敏感。 2.谐波污染 风电给系统带来谐波的途径主要有两种：一种是风力发电机本身配备的电力电子装置，可能带来谐波问题。对于直接和电网相连的恒速风力发电机，软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连，因此会产生一定的谐波，不过因为过程很短，发生的次数也不多，通常可以忽略。但是对于变速风力发电机则不然，因为变速风力发电机通过整流和逆变装置接入系统，如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内，则会产生很严重的谐波问题，不过随着电力电子器件的不断改进，这一问题也在逐步得到解决。另一种是风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振，在实际运行中，曾经观测到在风电场出口变压器的低压侧产生大量谐波的现象。与电压闪变问题相比，风电并网带来的谐波问题不是很严重。 3.电压稳定性 大型风电场及其周围地区，常常会有电压波动大的情况。主要是因为以下三种情况。风力发电机组启动时仍然会产生较大的冲击电流。单台风力发电机组并网对电网电压的冲击相对较小，但并网过程至少持续一段时间后(约为几十秒)才基本消失，多台风力发电机组同时直接并网会造成电网电压骤降。 因此多台风力发电机组的并网需分组进行，且要有一定的间隔时间。当风速超过切出风速或发生故障时，风力发电机会从额定出力状态自动退出并网状态，风力发电机组的脱网会产生电网电压的突降，而机端较多的电容补偿由于抬高了脱网前风电场的运行电压，从而引起了更大的电网电压的下降。
一、三次风电机脱网事故 据电监会通报， 2月24日，西北电网甘肃酒泉风电基地桥西第一风电场的35千伏电缆馈线电缆头发生三相短路故障，导致598台风电机组脱网，损失出力84万千瓦，并造成西北主网频率最低至49.854Hz。 4月17日，甘肃某风电场电缆头短路事故带来的系列反应造成702台风电机组相继脱网，损失出力占事故前酒泉地区风电出力的54.17%，并将整个西北电网主网的频率拉低。 4月17日，河北张家口某风电场箱式变压器发生短路事故，引起的系列反应造成644台风机相继脱网，损失风电出力占事故前张家口地区风电出力的48.5%，同样波及华北电网主网。 电监会报告指出，三起事故的起因都是电网设备故障，但是风机多数不具备低电压穿越能力是事故扩大的主因，也是当前风电发展过程中存在的“首要问题”。 二、风电机组的技术改造的困惑 采用直驱永磁技术的风电机组由于本身具备离网的自我保护功能，低电压穿越改造技术简单，成本较小。而一些采用其它技术路线的机组可能会面临高昂的改造成本。 如果按照每台风机增加45万元改造成本来计算，一台1.5兆瓦的风机成本将上升10%。而一位国内排名前三的风电运营商对本报记者表示，由于近年严重的弃风现象，已经使得风电产业的利润率由最高时的12%以上下降到10%以内，关键设备成本10%的增加对他们无疑是不小的包袱。 三、三次脱网事故留给我们的思考 其实要单纯地实现…低电压穿越?不脱网很简单，难的是实现…低电压穿越?标准中对…风机不脱网的同时还要发送无功功率?的要求，这一块要求高了对成本影响很大。前几起事故之后出现了高电压的情况，可能和无功补偿过量造成“容性无功倒送”有关，也就是说，没有针对性地一味提高机组“低电压穿越”要求可能反而会对电网造成更大的扰动。因此需要全局的视角来解决这个问题。是每台机组具有…穿越?能力更具经济性，还是风电场和电网统筹规划无功补偿更具经济性？ 电压升高的原因：风电场无功负荷主要包括风机、箱式变压器及主变压器，通过近几次事故分析发现，风电场大负荷时段，风机及箱式变压器吸收无功，导致大负荷时段SVC( 动态无功补偿) 感性支路置底( 或不投) ，容性支路投入较多且置顶，补偿风机及主变压器的无功损耗，在低电压期间，SVC 已无力支撑电压; 同时，风机跳闸后，主变压器、箱式变
《防止风电大面积脱网重点措施》 国家电网公司 二〇一一年六月 1. 总则 1.1. 为防止风电机组大规模脱网，保障电网安全稳定运行，在总结分析近期风电脱网故障原因和当前风电并网运行存在问题的基 础上，特制定《防止风电大面积脱网重点措施》（以下简称《重点措施》。 1.2. 《重点措施》制定的依据是《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《电网调度管理条例》等法律法规，和《电力系统安全稳定导则》、《电网运行准则》、《风电场接入电网技术规定》、《风电调度运行管理规范》等相关技术标准。 1.3. 并网电压等级在110（66）kV及以上的已建、新建和改扩建风电场均应执行《重点措施》。规划、设计、制造、建设、调试、检测、运行、检修等各有关单位都应按照《重点措施》要求，开展和落实相关工作。 1.4. 《重点措施》强调的是防止风电大规模脱网的有关措施，部分内容在已颁发的规程、规定和技术标准中已有明确规定，但为了强调这些要求,本次重复列出。因此，在贯彻落实《重点措施》的过程中仍应严格执行相关规程、规定和标准。
2. 强化风机入网管理，提高风机整体性能 2.1. 风电并网检测采用型式试验与现场抽检相结合的方式，由政府主管部门授权的检测机构进行检测，并出具检测报告。风电机组应按型号开展并网检测，风电机组并网检测内容包括风电机组电能质量、有功功率/无功功率调节能力、低电压穿越能力、电网适应性测试、电气模型验证。发电机、变流器、主控制系统、变桨控制系统、叶片等影响并网性能的技术参数发生变化的风电机组视为不同型号，需重新检测。 2.2. 新并网机组的低电压穿越能力、有功功率/无功功率调节能力等各项性能均须满足相关技术标准要求，申请并网时应向电网调度部门提交由检测机构出具的、与申请并网机组型号一致的检测报告，否则不予并网。 2.3. 已并网并承诺具备合格低电压穿越能力的风电场，应在六个月内完成低电压穿越能力现场抽检，并向电网调度部门提交并网检测报告。抽检机组台数原则上按全场机组总数的5%控制，同一型号的机组应至少抽检一台。抽检不合格的，同一型号的机组解网。 2.4. 已并网但不具备合格低电压穿越能力的风电场，应在一年之内完成改造并通过低电压穿越能力现场抽检。逾期未完成者，暂不续签并网调度协议，待整改完成后再行续签。 3. 强化风电涉网保护管理，提高风电适应能力
国家电力监管委员会办公厅文件 办安全[2011]26号 关于切实加强风电场安全监督管理 遏制大规模风电机组脱网事故的通知 各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司、有关电力企业： 近年来，我国风电产业迅猛发展，对增加我国能源供应、调整能源结构和保护生态环境起到了积极作用，单随着大规模高度集中并入电网，风电对电力系统安全稳定运行的影响也日益显现，2011年2月24日，甘肃中电酒泉风力发电有限公司桥西第一风电场35B4开关闸隔C向电缆头工作绝缘击穿，并发展为三相短路，导致598台风电机组脱网，损失出力840.43MW，西北电网主网频率由事故前的50.034Hz降至最低49.854Hz。2011年4月17日，甘肃瓜州协合风力发电有限公司干河口西第二风电场35C2-9箱式变压器高压侧电缆头击穿。35D2-10箱式变压器电缆三相连接处击穿，造成702台风电
机组脱网，损失出力1006.223MW，西北电网主网频率由事故前的50.036Hz降至最低49.815Hz。2011年4月17日，河北张家口国华佳鑫风电场#8风机箱式变压器35千伏送出架空线B相引线松脱，与35千伏主干架空线路C相搭接。B、C相间短路，造成629台发电机组脱网，损失风电出力854MW，华北电网主网频率由事故前的50.05Hz 降至最低49.95Hz。 上述3起发电机组大规模脱网事故，直接原因都是由于风电场35千伏馈线故障，造成三相短路，引起系统电压跌落，大量发电机组因不具备低电压穿越能力，风电场无功补偿装置电容器组不具备自动投切功能而造成的。为有效遏制大规模发电机组脱网事故的发生，切实保障电力系统安全稳定运行，促进风电安全有序发展，现提出如下要求。 一、风电场运行管理单位要全面落实企业安全生产主题责任，建立健全安全生产规章制度，强化作业人员安全教育培训，加强设备设施的运行维护，认真开展电气设备及其连接部件隐患排查治理，特别要对电缆头、接地等可能存在施工缺陷的部位进行重点检查，要严格执行调度命令，技术、准确向调度机构汇报机制运行情况。 二、并网运行风电场应满足接入电力系统的技术规定，风电机组必须具备低电压穿越能力，已经并网运行风电场要进行风电机组低电压穿越能力核查，不具备低电压穿越能力的要尽快制定切实可行的低电压穿越能力改造计划，督促设备制造厂商配合实施。尚未投入运行的风电场，在并网前必须具备低电压穿越能力。
风电机组控制及保护性能监督导则 1 概述 本导则规定了风力发电机组功率曲线验证、并网要求、变桨紧急电源、保护性能技术监督的技术要求。 2 适用范围 本导则适用于上风向、管式塔风力发电机组。 3 术语和定义 3.1 低电压穿越low voltage ride through 当电力系统事故或扰动引起并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，风电机组/ 风电场能够保证不脱网连续运行。 3.2 风电场并网点point of connection of wind farm 风电场升压站高压侧母线或节点。 3.3 失电保护grid failure protection 风力发电机组由于电网断电、箱变故障等原因突然与电网脱离后，机组使用紧急电源等使气动刹车动作，叶轮转速降低，刹车制动， 将机组恢复至停机状态。 4 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，
仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 18451.2-2012 风力发电机组 功率特性测试 GB/T 风电场接入电力系统技 NB/T 31018-2011 风力发电机组变桨控制系统技术规范 5 监督范围 风电机组控制及保护性能监督应包括以下项目： a) 功率曲线验证及叶片完好性； b) 并网性能要求，包括低电压穿越、有功、无功控制； c) 变桨系统动力源（变桨蓄电池及蓄能器）； d) 机组控制系统及保护性能：包括主控系统、SCADA 及机组内部通信、变桨系统、变频系统以 及急停、扭缆、振动保护、超速、高温、失电保护、烟雾报警、紧急照明等。 6 监督内容及要求
DOI :10.7500/AEPS20130410009 抑制大规模连锁脱网的风电汇集区域电压预防控制策略 丁一涛1, 2,郭庆来1,2,孙宏斌1,2,徐峰达1,2 ,许晓菲3,贾一琳3(1. 清华大学电机工程与应用电子技术系,北京市100084;2. 电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室,清华大学,北京市100084;3.华北电网有限公司,北京市100053)摘要:风电场连锁脱网事故给风电并网带来了新的挑战三传统无功优化虽能得到较好的优化控制 量,但当风电场N -1脱网,并且在风电场慢无功补偿设备未能快速动作的情况下,系统潮流重新进行分布,从而导致节点电压不能满足安全约束条件三因此,文中建立了带风电场安全约束条件的无功优化模型,以最大化风电安全接纳量和最小化系统网损为目标,保证系统电压在正常情况下和 N -1脱网后均能满足安全性要求三其次, 采用Benders 分解算法求解该优化模型,将优化模型分为主问题和若干子问题,通过主二子问题的交互迭代得到最优解三采用某风电基地9个风电场的实际算例对所提方法进行验证和分析,与传统无功优化的对比结果表明安全约束无功优化能保证系统正常和故障下的电压安全性,是抑制风电场连锁脱网的一种有效预防控制措施三此外,详细分析了风电场容量二风电机组无功调节容量与最大风电接纳量间的关系,为风电场运行调度提供支持三关键词:无功优化;风电接入;Benders 分解;连锁脱网;安全约束 收稿日期:2013-04-10;修回日期:2013-09-06三 国家重点基础研究发展计划(973计划)资助项目 (2013CB228201);国家自然科学基金资助项目(51277105);国家杰出青年科学基金资助项目(51025725) 三0一引言 国内风电主要采用大规模集中并网方式,这给电网运行带来了新的挑战三通常风电场远离负荷中心,风电汇集区域周边较少有火电厂支撑,接入点电网结构相对薄弱三当风电场满发时,线路上电压降落很大,必须提供相应的无功支撑三但一旦某个风电场因故障脱网,由于线路空载和无功补偿设备未能快速动作,区域电压出现 骤升 ,进而导致临近风电场由于过电压保护动作而连锁脱网,对整个电力系统可能产生严重影响三这种连锁故障引起了广泛 关注[ 1-6] 三根据对某区域电网多次连锁脱网过程的相量测量单元(PMU ) 数据分析可知,该过程的蔓延一般不超过2~3s ,脱网后电压的变化量高达20~ 40kV 三可见, 一旦连锁脱网已开始,再通过快速的校正控制予以抑制将非常困难,应未雨绸缪,实现以风电汇集区域电压安全为目标的预防控制三预防控制意味着如同传统电网运行时要考虑 N -1安全性一样, 风电汇集区域也应保证在发生N -1情况下仍然具备保持运行在可行范围内的能 力三风电汇集区域电压预防控制就是要寻找该区域的一个 正常且安全 的运行状态,该状态可以兼顾 2个约束条件: 第一是保证正常运行时电压分布在约束范围内;第二是当任一风电场出现N -1故障后,要保证其他风电场电压仍在安全约束范围内,不会出现连锁性安全越限三目前,这种预防控制主要依赖人工离线给汇集区域设置允许接入的风电上限,这种依赖典型运行方式由人工仿真给出的结果未能充分考虑风电场内的无功电压控制资源,往往导致不能有效接入新能源三 本文提出了一种以最大能力接纳风电为目标,同时计及稳态运行约束和预想N -1故障集后安全约束的最优潮流(OPF ) 模型,保证任何一个风电场脱网后(本文称之为风电场N -1)不会在汇集区域内引起连锁蔓延三这是一个典型的带安全约束的最优潮流(SCOPF ) 模型,保证所得的最优解能够兼顾正常运行和N -1故障后的安全问题三实现预防控制的关键是充分利用本区域的无功调节手段三对于风电汇集区域,可用的无功调节手段主要包括风电场侧和汇集变电站侧的静态无功补偿装置(含磁控电抗器型静止无功补偿器(SVC ) 的电容支路)及各风电场内的动态无功补偿装置(包括静止无功发生 器(SVG ) 及双馈/直驱风电机组群的无功出力)三由于约束条件复杂,SCOPF 模型( 尤其是无功类SCOPF 模型)的求解是个难题[7] ,为此,本文提 出了基于Benders 分解算法的内点法三Benders 分解算法在电力系统考虑安全约束的机组组合问题二 可用传输容量计算以及多场景组合优化中得到了广 7 第38卷一第11期2014年6月10 日Vol.38一No.11June 10,2014
风电机组重大事故案例分析 据英国风能机构的不完全统计，截至2009年12月31日，全球共发生风电机组重大事故715起，其中火灾事故138起，占总数的19.3%，位列第二位。2010年欧美等国新增火灾事故7起，其中2起火灾对作业工人造成了严重烧伤。因此，火灾已成为继雷击后第二大毁灭性机组灾害。 实际上，风电机组重大事故在国内外都有发生。有的重大事故可以预防，甚至完全可以避免。然而，随着我国风电机组的不断增多，部分突发事故是不可避免的，例如部分因雷击而造成的火灾事故，还有在运行过程中，部分因机组部件损坏造成剧烈摩擦起火而引发的火灾事故等。在降低和避免重大事故发生的过程中，我们不仅要讲科学，还要综合考虑成本因素，不能采取过度的预防措施。把概率极低的事件当成必然事件加以考虑，将不利于机组度电成本的降低。 仅就完全可以预防、避免的机组烧毁与倒塌事故而言，它不仅与机组本身的质量、性能、运行和维护有关，而且，还与箱变等附属设施有着密切的关系。本文主要介绍由箱变问题引发的机组故障与事故，通过对某风电场发生的一起机组烧毁事故进行分析，找出行之有效的预防措施，避免类似事故的再次发生。 事故简介 某风电场1.5MW双馈空冷风电机组，变频器布置在塔基，并网开关(断路器)是ABB生产的。在机组起火大约一个小时后发现，然后对整条线路采取了断电措施。当人员到达现场时，整个机组如同一个巨大的“火炬”，最后，机舱及轮毂罩壳完全烧毁，三支叶片也不同程度地过火。从主控信息和事故现场两方面证实，最后一次停机是正常的低风切出，并且，收桨正常，也不存在超速问题。从事故现场来看，位于塔基变频器的并网开关仍处于合闸状态，变频器功率柜严重烧毁;与事故机组配套的箱变高压侧断路器跳闸，且有两相高压侧保险熔断。 事故分析 此次机组烧毁事故的原因有：变频器并网开关在停机时不能脱网是诱因，而箱变低压侧断路器不具有自动跳闸功能是造成事故扩大的关键。变频器并网开关在脱网时不能分闸属于偶发事件，本是一般的机组故障，且发生概率较低;而对该风电场来说，箱变的低压侧断路器不具备自动跳闸功能，违背了关键设备的电路分级保护原则。也就是说，在该风电场机组配套时就已经埋下了事故隐患。 从安全方面来说，与此类风电机组相配的箱变，应具有多重自动跳闸功能，以保护机组与人身安全;从现场实践来看，只要箱变低压侧断路器具有自动分闸的功能跳闸，就能避免事故扩大，从而避免机组烧毁事故的发生;从系统设计来看，此类机组存在变频器并网开关无法正常脱开的可能，需要箱变低压侧断路器具有自动分闸功能，以及时切断电网给机组的供电，避免恶性事故的发生。 一、监控数据分析 在事故之前，机组多次报低风切出，并在8小时内几次报变频器故障，并均是变频器自动复位，可能由并网开关机械故障引起。 在事故前的一次“低风切出”后，复位启机，机组的有功功率一直维持正值，说明此时机组运行正常，处于发电状态;其后机组因风速降低有功功率逐渐下降，于12:37:04触发“低风切出”停机，因变频器并网开关不能断开，随后触发“变频器错误”等一系列故障。 该机组在触发“变频器错误”等故障后，叶片顺利收桨到92°，即叶片处于安全位置，主控信息与现场的实际情况相符。首先，说明机组变桨系统正常，事故之前没有出现高级别刹车和电池检测，轮毂变桨电机及其供电接触器是交流供电收桨，且电流不大，机组起火的
浅述大规模风电机组脱网原因分析及对策 发表时间：2018-06-19T10:50:35.030Z 来源：《电力设备》2018年第4期作者：马静吴洪涛 [导读] 摘要：风能资源作为一种无污染、环保、清洁的绿色能源，具备比较大的利用和开发潜力，并且能够使我国的能源资源呈现可持续发展。 （中闽（福清）风电有限公司福建省福清市 350204； 湖南工业大学湖南省株洲市 412000） 摘要：风能资源作为一种无污染、环保、清洁的绿色能源，具备比较大的利用和开发潜力，并且能够使我国的能源资源呈现可持续发展。在现阶段，国家对于风电产业的发展和建设的重视程度越来越高，并且还出台了各种扶持政策。在运行风力发电组的过程当中，因为风力发电具有不稳定性、间歇性的特征，因此就容易发生比如大规模风电机组脱网的现象。 关键词：大规模；风电机组；脱网原因；对策 一、风电机组脱网原因的技术分析 ①对于运行中的风电机组来说，如果不具备低电压穿越能力，那么风机很可能会面临大规模脱网的风险，这是风电机组发生脱网事故的主要因素。现如今，投入运行的风电机组由于研发时间较早，相关技术还不够成熟，因此大多数都不具备面临电网电压下降时的低电压穿越能力。当电网系统的电压突然下降到正常电压的70%的时候，便会出现风机脱网现象。也有一些风电机组经过技术改造具备了一定的低电压穿越能力，但是由于没有经过实验论证，同时也缺乏权威机构对其低穿效果的检测，因此风电机组还是会有发生脱网的隐患。 ②大部分的风电机组由于存在着一定的设计缺陷，对无功进行调节能力较差。由于无功补偿装置响应速度较慢，设备的启动时间通常就要花费几分钟，远远达不到满足电网运行的标准，对动态无功也就起不到调节作用。因此，风电机组一旦发生低电压穿越失败的问题，也会造成其发生大面积脱网的现象。与此同时，当电网系统因故发生电压上升时，由于风电机组的过电压保护启动，造成风电机组出口断路器动作，从而发生跳闸，也就导致了机组脱离电网运行的现象，进一步扩大了事故的发生。就风电机组目前的运行状况来看，由于大部分风机尚未具备动态无功的调节能力，因此都处于系统额定功率因数下运行，如果想要调节无功功率，就必须要在升压站装设无功功率补偿装置。 但是，大多数的无功补偿装置发出的功率还远远达不到补偿范围的要求，还需要对补偿的时间进行提高，因此，有时无法满足电网对系统电压进行调整的要求。目前为止，大多数投入商业运行的风电场采用的是MCR型无功功率补偿装置，通俗的讲就是电磁电抗器，该设备对动态无功调节速率可以达到100ms以上，但是依旧不能满足风电场的快速调压要求，因为电网系统的电压变化具有不可预知性，所以对无功补偿装置的反映速率有较高的要求。除此之外，由于部分无功补偿装置的容量过小达不到技术标准，并且在补偿的过程中缺乏连续性，因此对风电机组进行无功调节所起到的作用有限。 ③在目前，有许多投产的风电机组由于自身的配置以及参数的要求达不到电网系统所要求的标准，缺乏对电网的适应能力。主要表现在机组的保护以及定值整定方面与电网不一致，因此风电机组也会面临发生脱网的风险。此外，由于风电厂的选址大都位于地处偏远、自然条件恶劣的地区，因此对设备的维护方面有可能会出现问题，导致风电机组的设备性能出现一定的下降。容易导致风机发生事故，进而出现脱网的隐患。 ④在风电场运营管理上出现问题。在当前，风电场建设和运行管理都会面临着诸多问题，在实际的管理层面与标准都存在着一定的差距。例如，风电场运行以及检修人员的专业知识和技术水平不高，使电气设备的发生误操作事故，平时对设备的巡检以及维护不到位等都加大了风电机组出现脱网事故的概率。 二、大规模风电机脱网问题的解决对策 2.1增强装置的性能 在检查风力发电厂的工作时，首先就要观察其外部环境以及自身条件的时机情况，接着对无功补偿装置的配置和性能进行详细、全面的分析。一旦发现风电场中动态无功的调节能力不能达到相关的标准，这时就要采取一些较为有效、及时的措施，进而对其进行整改。此外，对于那种无功补偿的动态装置，通常来说可以输出可感性与最大容性的无功容量，但是一定要遵循平衡和无功分层的原则，以及相关专题的结合，再进行认真的分析，从而使无功补充的动态装置更具有效性。 一般来讲，相应的动态调节时间，要保障在30毫秒的范围之内。但是在无功补偿装置里动态的部分，就要使用自动的方法施行自我调节。对电抗器和电容器的支路装备，要保证该装备在紧急情况或者突发状况中能准确、快速的实现投切。除此之外，对于装置响应的速度与机组高电压的穿越能力，也要有效的进行调控和配合。 2.2提升风电机组的适应能力 分析风力发电机组脱网事故，不难发现，机组和电网两端的电压上升通常在1.1～1.2Un的范围之内，但是一旦大多数风电机组高电压的穿越能力都超出了该数值，即使有一些风电机组因为不具备低电压的穿越能力或者超过低电压中穿越能力的限制，从而导致了脱网事故，一旦电压瞬间升高，这些风电机组就能够通过自身进行调节，进而恢复无功与有功之间的平衡状态。对于上述措施的实施，可以将整体风电场电压情况有效的控制，但是需要确保风电场机组穿越低电压能力的相关要求。 此外，在风电场的控制和管理过程中，还需要对低电压穿越能力、变流器定制以及风电机组主控进行有效的融合，并且还要及时的优化和调整箱式的升压变压器中分接头的位置，进而确保这两者分接头的位置处在高度的配合状态，从而保障了整体的网点电压和风电场机组的两端电压处在一个正常范围。在这种情况下，保证系统的正常运行，以及风电机组可以更好的控制电压跳跃的使用情况，从而有效减少、防止机组在正常运行的过程中发生脱网事故。 三、构建自控电压的系统 依据相关的研究结果就可表明，大规模的风电汇集地区对于电压自动控制要求非常高，为此想要更好的确保风电机组安全、稳定的运行，就要建立自控电压系统，这类系统主要包含了风电场自控子站和节端自控主站，通过应用该系统，可以较为清晰、全面的了解风电机组的能量情况，进而更为合理、有效的管控电站的运行设备。 除此之外，在设计布置风电网络工作的时候，还要注意如下事项：第一，保障电压频率、高度与低电压之间互相的协调，以及和电机网络的相对协调；第二，保障要连接电机的网络高度和风电机组的保护程序之间向协调；第三，把机组中的变流器和主控值控制在一个标
中国清洁能源博览会/ 2010亚 清洁能源与并网技 风电机组的低电压穿 2010-06-25 J Ch i t h K hl Jan Christoph Kahlen 亚洲风能大会 技术论坛 穿越测试 Forschungsgemeinsch aft für Elektrische
概要 引言 并网导则要求 一般要求 测试方案的发展 测试设备 主要组件和功能 基本参数
引言–低电压穿越测试的动一般 电 动机 般要求: 电网故障时的行为 电网电压跌落期间与电压强相关的 无功功率发生情况 在确定电压-时间限制下的低电压穿越能力 并网导则由输电网运行商制定 分布式发电设备(例如：风电机组,光伏发电设备) 需要证明符合这些)并网导则 -> 需要制定测试程序和测试设备
并网导则要求－－范例 (欧洲国 电压在曲线以上时，风电机组必 测试必须模拟近端以及远端2相 测试必须在额定功率Pn 的10-3 开发具备离散的电压跌落水平的 国家,基于IEC 61400) 必须保持不脱网 相及3相电网故障 30%和大于90%情况下执行 的测试方案适合于并网导则的具体特点
并网导则要求－－范例(欧洲国 电压在曲线以上时，风电机组必 测试必须模拟近端以及远端2相 测试必须在额定功率Pn 的10-3 开发具备离散的电压跌落水平的 国家,基于IEC 61400) 必须保持不脱网 相及3相电网故障 30%和大于90%情况下执行 的测试方案适合于并网导则的具体特点
并网导则要求－－范例 (欧洲国 电压在曲线以上时，风电机组必 测试必须模拟近端以及远端2相 测试必须在额定功率Pn 的10-3 开发具备离散的电压跌落水平的 多种并网导则 国家,基于IEC 61400) 必须保持不脱网 相及3相电网故障 30%和大于90%情况下执行 的测试方案适合于并网导则的具体特点
分散式风电机组在油田电网中的应用研究 汪志坤 大庆油田电力集团项目办 摘要：节能减排、绿色发展、新能源开发利用已成为我国的经济发展战略，也是保障国家能源安全、优化能源结构、保护生态环境、应对气候变化、调整产业结构的战略选择，新能源开发利用将给企业带来丰厚的经济效益。本文将对大庆地区的气象、周边风电规模等方面情况进行阐述，提出在油田电网中的建设方案设想，并对项目经济性进行分析。 关键词：风电机组油田电网应用 1 大庆地区情况 1.1 风电场 目前大庆周边有风云、和平、瑞好、肇源新龙顺德四个风电场，接入系统出线均接入黑龙江省电网。 《风云电场项目》由立宏集团投资建设，装机容量为33台共49.5MW 风力发电机组。《和平风力发电场项目》由华能黑龙江发电有限公司投资建设，一期工程装机容量为32台共96MW，现已投入商业运行。《瑞好风电场项目》由大庆瑞好能源科技有限公司投资建设，一期工程于2007年3月19日获得省发改委核准，装机容量为33台共49.5MW。国家发改委2008年10月13日批复一期上网电价为0.61元/kwh。《肇源新龙顺德项目》由大庆大丰科技集团投资建设，省发改委于2010年10月批复,一期工程装机容量33台共49.5MW。 另外大庆绿源风力发电有限公司与国外Vitol S.A合作开发的清洁发展机制项目于2012年5月获国家发改委核准。分别为：华能大庆五棵树风电场项目、华能大庆新立风电场项目、华能大庆敖包风电场项目、
华能大庆和平风电场项目。 1.2 风力资源 2009年7月，国家发改委按风能资源状况和工程建设条件将全国分为四类风能资源区（发改价格[2009]1906号），制定相应风电标杆上网电价水平，分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。 根据国家气象局的数据：大庆地区属于三类风场，风力资源丰富，10米高年平均风速3.8m/s 左右，为风速较大区域，风能可用时间在4000h 左右。其中，中西部地区，风能可用时间可达4500h ，东南部为3800h 左右；北部仅为3000～3500h 。大庆地区高度与平均风速关系曲线如下图： 1.3 用电需求 近3年来，大庆油田用电量以年均2.77%的速度递增。“十二五”期间，实现“高效益、可持续、有保障”的4000万吨稳产，油田用电负荷将持续增长，预计每年增加电量约3亿千瓦时，年需增加电费资金过亿元。 2 国内风电情况 风速 m/s 高度 m
大规模风电机组脱网原因与对策探究 发表时间：2016-12-22T14:39:39.493Z 来源：《电力设备》2016年第21期作者：刘煜[导读] 本文就大规模风电机组脱网原因及对策进行了详细的讨论。 （江西省电力设计院江西省南昌市 330006）摘要：近些年，我国加大对清洁能源的发展力度，更加重视对风电机组的建设与使用。在风电机组大规模并网的过程中，脱网故障时有发生，极大影响了电网运行的稳定性和安全性。技术人员应该加大对风电机组脱网原因的研究力度，针对实际状况，采取合理的解决办法。本文就大规模风电机组脱网原因及对策进行了详细的讨论。关键词：大规模风电机组；脱网原因；对策 一、大规模风电机组脱网原因 大规模风电机组脱网的原因很多，很多问题是由于长时间的不合理使用或者没有进行良好的维护工作而导致的，对供电系统产生了较大的危害，主要有以下几类问题。 1.低压穿越能力不足 如果将风电机组进行并网处理，则很容易导致低压穿越能力受限，造成机组脱网现象严重。现阶段的风电机组中，很大一部分低压穿越能力不足，一旦工作电压为额定数值的65%以下，就会发生风电机组脱网现象。在一些风电机场中，并没有对低压穿越能力进行合理的调试，也没有权威部门对这方面的能力进行合理的检测，所以是否具备这方面的能力无从考究。如果风电机出现故障，很容易导致脱网现象。 2.无功调节能力弱 风电机组的无功调节能力较弱是现阶段风电机组的主要弊病之一，由于动态调节能力较弱，所以无法进行补偿装置的及时动作与反应，有时时间间隔长达十分钟，不能很好地为电网提供服务。一旦在较弱的调节状态下，出现低压穿越失败，将会导致大面积的机组脱网。事故发生以后，不仅将导致电压急剧上升，还会造成故障范围逐渐扩大，演变成大规模的机组脱网。现阶段，大部分风电机组都处于功率因数固定的操作状态，功率调节不能依靠动态无功调节来实现，只能依靠无功补偿装置，所以说，补偿装置的运行效果对于功率调节来说，至关重要。目前电厂中应用的补偿装置中，不仅调节速度慢，容量也不能满足实际需要，在压力调节方面，很多电厂使用磁抗电抗设备，也就是MCR型装置，其调节速度大于110ms，即使是这样的速率，也不能完全满足快速调压的要求，且不能进行连续性的调节，无法满足无功调节的实际需要。 3.无法满足电网需要 对电网的适应性是对风电机组的基本要求，如果不能适应电网，将会导致机组脱网。体现在以下方面。首先，配置不符合要求。其保护设备以及数值设置不符合电网的需要，由于部分机组自身质量不过关，致使性能不达标，出现故障保护设备的数值设置不准确，设置办法不合理。只考虑到对设备的保护，却没有兼顾对系统的考虑，使风电机组的自身保护与电网保护发生矛盾，出现扰动，进而导致脱网。其次，在安装变压器时，升压设备接头布置不规范，与箱式变压设备接口不匹配。 二、大规模风电机组脱网问题解决对策分析 1.增强装置的性能 对于风力发电场的检查工作，首先需要对其自身条件、外部环境等时机情况对无功补偿装置的性能与配置等方面内容进行全面的、详细的分析。此时，如果风电场的动态无功调节能力不符合相关标准，则应该及时采取一些有效的措施，以此来对其进行必要的整改。同时，对于动态的无功补偿的装置，其通常能够输出最大容性与可感性的无功容量，但需要遵循无功分层与平衡原则，并且还要充分结合相关专题进行仔细的分析，以确保动态的无功补偿的装置的有效性。通常情况下，对于动态调节相应时间，应当确保其处于30ms范围内。但对于无功补偿的装置中的动态部分，应当使其以用自动的方式来进行自我调节。对于电容器与电抗器支路装备，应当确保其具备在突发状况与紧急情况下能够实快速、准确进行投切的功能。此外，对于机组高电压穿越能力与装置的响应速度，也需要对进行有效的配合与调控。 2.提高风电机组的适应能力 通过风力发电机组脱网故障分析可以发现，电网与机组两端电压的上升范围通常处于1.2～1.3Un范围内，此时，如果大部分风电机组的高电压穿越能力均超过了此数值，即便一些风电机组由于超过了低电压穿越能力限制或是由于不具备低电压穿越能力而引发了脱网故障，则当电压出现瞬间升高情况时，则这些风电机组通常能够通过自身的调节作用，恢复其有功与无功之间的平衡状态。通过实施上述措施，可有效控制风电场整体电压情况，但需要保证风电场机组低电压穿越能力满足相关要求。除此之外，在风电场管理与控制过程中，需要有效融合风电机组主控、变流器定值、低电压穿越能力，并且还要及时的调整、优化箱式于升压变压器的分接头的位置，从而使得两者的分接头的位置处于一个高度配合的状态，以确保整体风电场机组两端电压与网点电压处于正常范围内。此情况下，在系统正常运行情况下，风电机组能够更好的使用电压跳跃情况，进而可有效防止、减少机组正常运行过程中脱网故障的发生。 3.构建自控电压的系统 通过相关研究结果可知，大规模风电汇集地区对电压自动控制的要求通常较高，为了保证风电机组的稳定、安全运行，应当构建自控电压系统，此类系统主要包括节端自控主站与风电场自控子站，通过该系统的应用，能够清晰的了解到风电机组能量情况，从而对电站的设备等运行进行有效的、合理的管控。此外，在进行风电网络布置设计工作时，应当注意以下事项：首先，确保电压高度保护、频率和低电压间的相互协调，以及其与电机网络保持相对协调。其次，确保风电机组保护程序与要连接的电机网络的高度协调。再次，将机组中的主控值、变流器值控制在相关标准允许的范围内。最后，为了确保风电机组的正常、稳定运行，应当将电压控制在一定倍数的额定电压范围内，并且还要在充分考虑机组实际运行情况的基础上，对系统进行合理的研究与改善，从而使得整个风电机组系统能够处于稳定、安全运行状态下。 4.加强监督与管理
风力发电机组控制系统
风力发电机组控制系统功能研究 风力发电机组控制系统简介 风力发电机组由多个部分组成，而控制系统贯穿到每个部分，其相当于风电系统的神经。因此控制系统的质量直接关系到风力发电机组的工作状态、发电量的多少以及设备的安全性。 自热风速的大小和方向是随机变化的，风力发电机组的并网和退出电网、输入功率的限制、风轮的主动对封以及运行过程中故障的检测和保护必须能够自动控制。同时，风力资源丰富的地区通常都是边远地区或是海上，分散布置的风力发电机组通常要求能够无人值班运行和远程控制，这就对风力发电机组的控制系统的自动化程度和可靠性提出了很高的要求。与一般的工业控制过程不同，风力发电机组的控制系统是综合性控制系统。他不仅要监视电网、风况和机组运行参，对机组进行控制。而且还要根据风速和风向的变化，对机组进行优化控制，以提高机组的运行效率。 控制系统的组成 风力发电机由多个部分组成，而控制系统贯穿到每个部分，相当于风电系统的神经。因此控制系统的好坏直接关系到风力发电机的工作状态、发电量的多少以及设备的安全。目前风力发电亟待研究解决的的两个问题：发电效率和发电质量都和风电控制系统密切相关。对此国内外学者进行了大量的研究，取得了一定进展，随着现代控制技术和电力电子技术的发展，为风电控制系统的研究提供了技术基础。 风力发电控制系统的基本目标分为三个层次：这就是保证风力发电机组安全可靠运行，获取最大能量，提供良好的电力质量。 控制系统组成主要包括各种传感器、变距系统、运行主控制器、功率输出单元、无功补偿单元、并网控制单元、安全保护单元、通讯接口电路、监控单元。具体控制内容有：信号的数据采集、处理，变桨控制、转速控制、自动最
风电机组脱网原因与处理对策探讨 现阶段，我国大力发展绿色能源，风电产业发展迅速。将风电机组并入电网以后，实现了能源的稳定供给，这项工作对于促进能源的绿色化和可持续化利用有着积极的意义。在实际的发电过程中，由于多种因素的影响，时常会出现风电机组脱网现象，技术人员应该针对可能产生的原因制定合理的解决对策，保证供电的稳定性。文章就风电机组脱网原因与处理对策进行了详细的讨论。 标签：风电机组；脱网原因；处理对策 1 大规模风电机组脱网原因 脱网现象是一个长期累积的过程，并不是突然之间产生的结果，脱网现象的出现对电网的正常运转造成了较大的影响，导致风电机组脱网的原因有多种，主要包括以下几个方面： 1.1 风力发电机组低压穿越能力缺失 如果风电机组在并网的情况下运转，如果低压穿越能力不足，会出现机组脱网现象。目前，很大一部分风电机组都不具有低压穿越能力，当系统电压约为额定电压的百分之七十时，就会出现脱网。个别风电场尝试建立低压穿越能力，但是调试并没有取得成功，所以，当发现机组运行中出现故障时，就会导致机组脱网。由于多数风机并没有低电压穿越能力，风机的主要控制与调节参数、变流设备的定值不能与低电压穿越能力相匹配，还有一些风电机组尽管具有相应的低电压穿越能力，但是没有经过专业检测部门的检测以及认证，一些低电压穿越能力仅适用于三相对称的电压。如果一些电网中经常出现不对称的电压降，则电压下降为原来的百分之八十。 1.2 無功调节能力不足 很多设备并不具有充足的无功调节能力，包括动态调节，导致无功补偿设备不够灵敏，反应时间很长，有时甚至大于几分钟，不能够保证电网的稳定运行。如果在这样的条件下风电机组低压穿越不成功，则会导致机组脱网。脱网发生以后，电压数值迅速升高，基于设备的过电压保护程序，电机就会停止运转，出现脱网。现阶段，大部分风电机组不具备动态的调节功能，基本都是在功率因数恒定的状态下工作，一旦将程序中的电压值进行调整，就要利用无功补偿设备，可是，很多无功补偿设备由于容量不足，不能很好的发挥作用，调节速度较慢，不能够实现电网正常运转的需要。在调压的速度方面，一些风电场无功补偿设备选用MCR，MCR就是抵抗电抗设备，动态调节速度极快，通常大于100ms以上，即使是这样的速度，也不能满足风电场的调压要求，另外，在配置方面，无功补偿设备也不能很好的满足运行需要，无功调节的过程出现间断的次数较多，连续性不足，了解速度较慢，不能实现机组快速的无功调节。