云南电网新能源尤其是风电发展非常快，截至 2014年初云南风电装机已超过 2000ＭＷ几年的运行经验表明，风电机组的运行管理存在各种问题为了缓解风机大规模脱网对局部电网运行带来的影响同时便于多了解风电运行的各种技术、 管理问题提出对风电运行统一的规范化要求云南中调逐步加强对风机脱网事件的调查涉及到电气原因脱网的情况不查清问题不允许并网在不断深入介入各次风机脱网事件调查的过程中云南中调也 提出了若干有效的防止风电机组脱网的措施。
历次风机脱网时事件
１) 某 110kV洱邓Ⅱ回线故障跳闸线路重合成功，导致周边四个风电场若干台风机脱网原因分析: 三个风电场风机低电压穿越功能未经实验，不具备投入运行条件导致全部运行风机脱网，另一个风电场风机低电压穿越功能已经过实验确认并投入运行但由于实验确认是在平原地区进行的，使高原地区风机仍有部分不能满足20％额定电压持续运行 625ms的要求本次事件后加强了风电机组并网要求，在风电并网投产前就要求具备低电压穿越能力否则不予并网。
２) 电网的倒闸操作为常规性操作，引起电网电 压小幅度变化但大理地区脱网风机主控系统 Vectorsurge (矢量波动) 保护设定值范围过小，主控系统误动作导致脱网原因分析: Vectorsurge故障保护适用于鼠笼式异步电机，对带有变流器的双馈异步电机的风机不需要设置该保护值，即多余的保护误动导致风机脱网
３) 某110kV线遭雷击故障跳闸导致相关风电场33台机组均脱网停机下图中红线为规范要求的风机切出曲线，在红线上方不允许风机脱网，在红线右方允许风电机组从电网切出图中蓝线为本次电压波动曲线 (Ｃ相)， 在72ms处对侧断路器已经跳闸由于风机未脱网，使 Ｃ 相电压由 23％又上升到 50％，此后1000ms内由50%缓慢下降至0超过了低电压穿越曲线允许的范围，故风机脱网从图中可见风机在低电压穿越过程中仍 提供了1s 左右的电压支撑，原因分析: 110kV 线路重合闸时间超过风电机组低电压穿越的允许范围
４) 某地区地震某风电场机组箱变短路接地，引起35kV电压波动使风机侧690V电压低于20％超出低穿的国标范围，风机变流器判定脱网，全场风机解列本次事件发现了风机在电网电压超出国标范围且不在低穿区域时仍启动电网电压、 频率检测功能，导致出现电网低频的误判定，以及风机主控波形不能实时存储在SCADA系统中UPS 性能不足影响故障分析数据纪录等方面的问题
５) 某风电场风机因三相电流不平衡，其两相电流的不平衡度超过了其定值100A,导致全场 58台风机脱网,本次事件发现了SVG未及时投运、 全场GPS对时未统一、 风机监控系统故障报文时序性差等问题
６) 某风电场风机箱变高压侧B相电缆终端头 击穿导致本线路35kV断路器跳闸对应风机脱网，同时非故障线路有8台风机也脱网，原因分析: 是由于脱网风机的软件控制版本不同，对应IGBT的过压保护阀值不同，脱网风机在低电压穿越时直流母线上电压超过了IGBT的过压保护阈值1340V,其他未脱网风机该值设置为 1440V，同样的问题也 出现在大理、 版纳的两个风电场，均是由于设备生产厂家现场维护人员漏升级设备所致，本次事件还发现了风机因电气类故障不应自启动的问题。
７) 某风电场在主网电压出现小范围的变化时7台风机未成功实现低电压穿越而脱网停机，原因分析: 是由于脱网风机的低电压穿越参数设置不对，其低电压脱机的门槛值设置高于南网标准，延时短于南网标准，这是由于不同技术人员设置参数有差异造成的。
８) 某风电场同样在主网电压出现小范围不平衡的变化时24台风机因变频器 “电网电流不平衡的判定系数” 参数设置存在问题，导致机组脱网，细致的分析还表明，该风电场风机对不平衡电流、 电压的判据有缺陷，在较小功率的运行方式下，容易因极小的不平衡电流导致停机脱网，本次事件同样存在风电场对相关定值的管理不规范的问题。
问题分析
２.１技术问题
１) 因低电压穿越功能未做试验且没有投入而导 致风机大规模脱网
２) 因多余的保护误动作导致风机脱网
３) 因IGBT 软件版本未更新，不满足低电压穿越要求脱网
４) 因 UPS、 蓄电池电压不足影响机组低穿能力机组脱网
５) 因影响低穿能力的相关参数设置错误导致机组脱网
６) 因低频保护动作及风机不平衡电流越限脱网
２.２ 管理及技术储备方面的问题 这些事件均暴露出风电场运值人员对风电运行的管理出现问题
２.３ 在风电脱网事件调查中出现的问题
１) 监控或风机有关数据或报文的时间与故障时间不一致
２) 监控或风机有关数据或报文时序逻辑混乱，无法准确判断风机的真正脱网原因，对低电压能力 也无法准确评估
３) 监控或风机有关数据或报文、实际电压值、进入低穿到风机脱网实际延时时间无法准确提供
４) 风机脱网原因众多，除了低穿外还有三相不平衡、UPS异常、 变频器控制等原因引起脱网分析的难度较大
５) 针对调查结果具体改进措施、 时间进度、 闭环管理不明确
风电管理改进措施
１) 新投产风电、 光伏等新能源电厂，应在商业 化运行前落实新投电场低电压穿越功能并向相应调度机构报送检测证书及报告，确保低电压穿越功能满足相关要求并随风机可靠投运
２) 新投产风电、 光伏等新能源电厂，应在并网投产前上报无功补偿配置及运行策略等方面的资料， 根据相关调度机构下达的无功电压曲线及时投退无功补偿装置
３) 新投产风电场应在并网投产前上报自并网功能等方面的资料，风电机组因安自装置、 频率、 电压、 电流、 有功、 无功等电气保护动作导致风机脱网的不允许自启动并网，对应自启动并网功能应予以退出
４) 新投产风电场应在并网投产前上报涉及低电压穿越能力的控制系统软件版本，若发现有不满足的情况，电厂应尽快在投产前安排厂家完成软件版本的升级改造工作
５) 新投产风电场应在并网投产前上报每一台风电机组涉及低电压穿越能力的参数，检查参数是否满足低电压穿越要求，若有不满足的参数，电厂应尽快在投产前安排厂家完成参数更新
６) 各级调度应将风电场、 光伏电场的低电压穿越能力要求纳入并网调度协议中，强化风电场机组、 光伏电场的低电压穿越功能投运工作落实风电场机组、 光伏电场的低电压穿越能力
７) 各并网运行风电场、 光伏电场应全面落实低电压穿越能力，确保低电压穿越功能开放: ａ.对于具备低电压穿越功能且已经过的检测认 证的新能源电场，由电场向相应调度机构报检测认证证书后，经新设备投运申请流程及时投入低电压穿越功能ｂ.对于具备低电压穿越功能但未经过检测认证的电场，电场应向相应调度机构报送低电压穿越能力承诺书，经新设备投运申请流程及时投入低电压穿越功能，在规定时间内取得检测认证证书后，及时报相应调度机构备案ｃ.对于具备低电压穿越功能且报送了检测认证证书或低电压穿越能力承诺书的电场，若运行中或现场测试试验中发现其实际低电压穿越能力不满足要求的应解网整改
８) 新能源电场按相关标准梳理本电场是否满足要求，对存在的问题及时进行整改
９) 各新能源电场在正常运行或紧急状态下，应能提供必要的动态无功支持，即各电场动态无功补偿装置应可靠投入运行，并根据规范中的电压控制 要求? 及时投退固定无功补偿装置完善新能源电厂二次系统相关设备、 功能的配置，未达规范中二次系统要求的电厂，应制定计 划并与调度相关专业联系，尽快落实以满足规范要求
１０) 各新能源电场故障脱网后不得自动并网，须经过电网调度部门许可后方能并网
１１) 各新能源电厂应加强发电侧管理，规范弃风计算与相关信息上报，提高电厂功率预测准确率，配合自动化专业，按相关要求完成电厂实时运行数据和功率预测信息接入省调的工作
１２) 新能源电厂应注意场内相关电缆头、 风机设备、 断路器、 ＵＰＳ、 蓄电池等相关设备的运行维护，可在汛期风小时开展较大范围的维护和定检工作
１３) 鼓励新能源电厂开展汇集系统电能质量现 场检测、 汇入地区电网特性研究、 保护整定配合等方面的研究，不满足相关技术标准要求的，应采取措施予以及时治理
