2·24甘肃酒泉大规模风电脱网事故暴露的问题及解决措施
酒泉风电脱网事故原因及应对措施
酒泉风电脱网事故原因及应对措施随着我国清洁能源技术的快速发展，风电已成为我国重要的可再生能源之一。
而脱网是风电发电的一种常见故障，当风机所产生的电力不能被并入电网时，称为脱网。
2019年11月，甘肃酒泉的一个风电场发生了一起风电脱网事故，造成了严重的经济损失和安全风险。
本文将分析该事故的原因及应对措施。
一、原因分析：事故发生的原因主要有以下几个方面：1.设备故障。
风电机组的转子、发电机等部件损坏或老化，导致发电量下降，无法满足电网接纳需求。
2.电网故障。
电网故障是常见的风电脱网原因之一，比如电网母线故障、变压器故障等。
3.管理不善。
对风电场和电网设施管理不善，设备检修不及时不到位，无法及时发现和排除隐患。
4.天气原因。
大风、雨雪等恶劣天气劣化了风能设备的运行效果，使发电量下降或发电机组停机。
二、应对措施：为避免风电脱网事故的发生，需要从以下几个方面采取应对措施：1.强化设备检修管理。
定期检查、维护和保养风机设备，提高设备的可靠性和安全性。
2.提高电网接入能力。
加强电网装置的建设和维护管理，提高电网容量和稳定性，避免电网故障。
3.完善管理制度。
健全风电场安全生产管理制度和管理机制，建立值班制度和应急预案，提高安全防范意识和实操能力。
4.优化风场选址和风机布局。
选择适合风能开发的场址和布局，降低设备运行费用和风险。
5.加强气象监测。
对当地气象情况进行科学监测，提前预警，避免受恶劣天气影响。
综上所述，风电脱网事故是令人头疼的问题。
只有从多个方面入手，加强各环节的管理和防范，才能有效降低风电脱网事故的发生率，保障风电发电的平稳运行和可持续发展。
酒类资料-酒泉风电脱网再调查 精品
酒泉风电脱网再调查21世纪经济报道20XX-04-26 00:43:22核心提示：过去两个月，第四风场所在的这片被誉为陆上“风电三峡”的千万千瓦级风电基地，竟“栽倒”在一个小小的电缆头上，并由此引发了风电史上最大规模的风机脱网事故。
4月24日，甘肃酒泉，白天气温最高已达27度，但在3-4级西风的吹拂下，依旧让人感觉清爽和舒适。
对于常年驻守风电场的潘丛虎来说，这是一年中最好的时刻：既不像冬日寒风那般凛冽刺骨，也不像夏季枯风那样担心收益。
但作为中水建设集团甘肃酒泉风电基地瓜州干河口第四风电场的场长，此刻的他并无心享受眼前的惬意。
过去两个月，第四风场所在的这片被誉为陆上“风电三峡”的千万千瓦级风电基地，竟“栽倒”在一个小小的电缆头上，并由此引发了风电史上最大规模的风机脱网事故。
事故发生在2月24日，根据当地气象记录，酒泉天气为多云，温度为9度至-5度，东风3-4级。
这日清晨开工后，潘丛虎被值班人员告知，当日凌晨零时34分许，风场风机、升压电站内的线路等因电压不稳发出过警报。
彼时，潘并未上心，因为“在过去的一年多里，此类事件时有发生。
”但直到这天下午，潘丛虎才知道这次电网电压波动带来了多大的影响：酒泉风电基地84万千瓦、598台风电机组相继脱网，脱网事故导致电压大幅波动，甚至波及甘肃电网，对整个西北电网造成威胁。
随后，国家电监会会同中国科学院与中国电科院相关专家对事故原因进行调查，并于4月1日召开事故情况通报会。
调查结果认为，事故的主要原因在于已投运的风电机组不具备低电压穿越能力。
此外，部分业主对工程质量和风场运行的管理存在缺陷，对于电网则仅提及擅自允许未通过并网安全评价的风电场接入。
电监会拒绝对外披露事件调查的详细细节，宣称这是希望保护中国风电事业的发展。
但对于关注风电产业发展的人们来说，由此又引发了更多的猜测和顾虑。
低电压穿越技术门槛有多高？谁该为这次事故埋单？酒泉风电基地后续如何整改？电网能不能坚强点？风电产业未来走向何方？……事故起因：低电压穿越能力缺失——酒泉基地的风机主要来自华锐风电、金风科技和东方电气，事故要从一个小小的电缆头开始说起。
风机脱网事故
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、箱式变压器及风机消耗的无功减少，导致SVC 电容器支路的富余无功涌上电网，引起电网电压飙升。
大规模风电机组脱网的主要处理措施
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。
甘肃酒泉风电产业发展存在问题和应对
甘肃酒泉风电产业发展存在问题和应对作者：李琳王东来源：《中国经贸导刊》2020年第23期摘要：酒泉风电产业的发展经历了“大建大弃”的过程，究其原因，主要是用电需求增长放缓、调峰能力有限和外送通道不畅等造成风电的消纳不足。
因此，需要通过重塑风电产业链、建立多模式电力交易、加快直流通道近区风电适应性改造、开展风电场频率响应改造、加强发电集团区域化协作来促进酒泉风电产业进一步发展。
关键词：酒泉风电产业弃风限电风能是一种清洁无公害且蕴量巨大的可再生能源，由于其具有环保的特性日益受到全球各国的重视并得到广泛应用。
我国的风能资源也非常丰富，主要分布于西北地区、东北地区和东部沿海地区，据估算可开发利用的风能储量达到了十亿千瓦。
其中，作为全国风能资源比较丰富的省份——甘肃省，风能储量达到了两亿多千瓦，排在全国第五位。
这其中大部分风能资源集中在酒泉，目前酒泉地区的风能已具备开发条件的达到8000万千瓦以上，是全国可开发量的七分之一。
一、酒泉风电产业的发展情况1996年，酒泉玉门市建成了甘肃省第一个示范性试验风场，自此十年间，风力发电建设逐步铺开，实践证明了风能资源储量丰富的酒泉是开发利用风电产业的理想地区。
基于此，甘肃省委、省政府在2006年经过调研和专家论证后，提出了打造河西风电走廊、再造西部陆上三峡的战略构想，计划分三个阶段来实现3000万千瓦装机容量的长远目标：第一阶段，到2015年，装机容量要达到1000万千瓦;第二步，到2020年，装机容量要达到2000万千瓦;第三步，2020年后装机容量要逐步达到3000万千瓦以上目标。
2008年国家批复了甘肃酒泉千万千瓦级风电基地相关建设方案，方案中规划到2015年风电装机规模达到1200万千瓦以上。
2009年，全國首座千万千瓦级风电基地一期建设工程在酒泉正式开工奠基，这标志着我国正式步入了建设河西风电走廊工程阶段。
从那时起，众多大型企业集团，包括国能投集团、中国华能集团等纷至沓来，酒泉风电产业建设蓬勃发展。
大规模风电机组脱网的主要处理措施
大规模风电机组脱网的主要处理措施第一篇：大规模风电机组脱网的主要处理措施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。
风电场35kV电缆头击穿分析及应采取的措施
70 ・ ２０１１年第９期解决方案Solutions２０１１年以来，西北区域相继发生多起并网风电机组大规模脱网事故，对电网安全运行造成很大影响。
同时，事故暴露出风电技术及风电场建设、运行管理存在诸多问题。
２月２４日，西北电网甘肃酒泉风电基地因桥西第一风电场３５ ｋＶ电缆馈线电缆头三相短路故障，导致近６００台风电机组脱网，损失电力８４万ｋＷ。
酒泉风电是国内最大的陆上风力发电场之一，电监会称该起事故是近几年我国风力发电发生的对电网影响最大的一起事故。
由于３５ ｋＶ电缆头故障引发的大规模风机脱网事故占７０％以上。
应从多次事故中吸取教训，认真分析造成３５ ｋＶ电缆头故障的原因，制订防范措施，彻底消除隐患，避免此类故障的再次发生，对风电项目的建设运营意义重大。
１ 风电场３５ ｋＶ电缆头存在的问题分析不同风电场风机馈线电缆头如此频繁地发生相同的事故，说明此类事故有共性。
１．１ 事故原因分析电缆头击穿，引起系列反应是造成这些风机脱网事故的直接原因。
经过甘肃电网调度统计，自２０１１年１月以来的４３次事故中，风机馈线电缆头造成跳闸２８次，占酒泉风电基地所有故障６５％。
电缆头安装质量问题突出。
国家电监会经专家组调查分析几起脱网事故认为，不同风电场风机馈线电缆头如此频繁地发生相同的事故，反映出几乎所有风电场电缆头施工、监理、验收和建设管理普遍存在不足，这种共性的设备缺陷必然会在风电场投运初期暴露出来，是导致风电机组大规模脱网的必然原因。
１．２ 风电场环境特点风电场的环境恶劣，多为气候复杂多变、风沙大，高寒，早晚温差大，冬夏季节冻土层冻融变化复杂地区。
１．２．１ 故障高发风电场环境共同特征环境恶劣导致了电缆终端头制作安装的困难，不可避免地造成了电缆的运行故障。
根据《３５ ｋＶ及以下电力电缆热缩型附件应用技术条件》（ＤＬ４３１－１９９１）中第１．２ 条的使用条件，户外热缩终端头用于严重污秽、强烈振动、冰雪严重地区时，应进一步采取相应的加强措施。
2·24甘肃酒泉大规模风电脱网事故暴露的问题及解决措施
224甘肃酒泉大规模风电脱网事故暴露的问题及解决措施向异;孙骁强;张小奇;段乃欣【期刊名称】《华北电力技术》【年(卷),期】2011(000)009【摘要】近年来我国风电快速发展,西北甘肃酒泉地区的风电规模更是日新月异.风电的快速发展为电网带来了机遇,同时也带来了挑战,尤其是在西北甘肃酒泉地区风电属于大规模集中接入,带来的问题更加突出.介绍了在2011年2月24日凌晨,由于甘肃酒泉地区一个风电场单条馈线故障波及该地区11个风场并引发风电机群大规模脱网的事故,该事故是截止目前我国风电事故中脱网规模最大的一次,事故前在运风机的48.78％发生了脱网事故,64s内损失出力840.43 MW.本文将事故暴露的问题及解决措施逐一进行了分析.主要包括了大规模集中接入风电机群的低电压穿越能力、无功补偿装置的调节能力、风电场运行管理等问题,并首次提出了对风电场单馈线故障进行快速切除的问题研究,促进风电和谐发展.【总页数】7页(P1-7)【作者】向异;孙骁强;张小奇;段乃欣【作者单位】西北电网有限公司,陕西西安710048;西北电网有限公司,陕西西安710048;西北电网有限公司,陕西西安710048;西北电网有限公司,陕西西安710048【正文语种】中文【中图分类】TM711【相关文献】1.一起电缆故障引起的大规模风电机组脱网事故 [J], 秦睿;曹银利;黄葆文;杨萍2.综合FACTS和HVDC协调优化的大规模风电脱网控制方法 [J], 常海军;侯玉强;柯贤波;李威;牛拴保;吕亚洲;魏平;张慧玲3.大规模风电机组连锁脱网事故机理探究 [J], 寇明华4.大规模风电机组连锁脱网事故机理初探 [J], 赵志刚;刘显旭5.大规模风电机组脱网原因分析及对策 [J], 常虎因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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224甘肃酒泉大规模风电脱网事故暴露的问题及解决措施向异;孙骁强;张小奇;段乃欣【摘要】近年来我国风电快速发展,西北甘肃酒泉地区的风电规模更是日新月异.风电的快速发展为电网带来了机遇,同时也带来了挑战,尤其是在西北甘肃酒泉地区风电属于大规模集中接入,带来的问题更加突出.介绍了在2011年2月24日凌晨,由于甘肃酒泉地区一个风电场单条馈线故障波及该地区11个风场并引发风电机群大规模脱网的事故,该事故是截止目前我国风电事故中脱网规模最大的一次,事故前在运风机的48.78％发生了脱网事故,64s内损失出力840.43 MW.本文将事故暴露的问题及解决措施逐一进行了分析.主要包括了大规模集中接入风电机群的低电压穿越能力、无功补偿装置的调节能力、风电场运行管理等问题,并首次提出了对风电场单馈线故障进行快速切除的问题研究,促进风电和谐发展.【期刊名称】《华北电力技术》【年(卷),期】2011(000)009【总页数】7页(P1-7)【关键词】酒泉;风电事故;问题;解决措施【作者】向异;孙骁强;张小奇;段乃欣【作者单位】西北电网有限公司,陕西西安710048;西北电网有限公司,陕西西安710048;西北电网有限公司,陕西西安710048;西北电网有限公司,陕西西安710048【正文语种】中文【中图分类】TM7112011年2月24日00:34:28，西北电网酒泉地区风电发生大规模脱网事故，共造成598台风电机组脱网，损失出力达840.43 MW，西北主网频率最低至49.854 Hz。
该次事故是截止目前我国风电事故中风机脱网规模最大、风机出力损失最多、影响最广的一次。
1 故障前运行方式1.1 故障前系统运行方式故障发生前，西北主网与新疆电网联网运行。
全网负荷35 820 MW，直流外送2 330 MW，发电出力38 160 MW，风电总出力2 200 MW，其中甘肃酒泉地区风电总出力1 534 MW，全网频率50.034 Hz，全网潮流及电压均运行正常。
甘肃酒泉各风电场接入情况如图1所示。
图1 甘肃酒泉各风电场接入电网示意图1.2 故障前330 kV桥西升压站及桥西一场运行方式330 kV桥西升压站通过单条330 kV线路接入西北主网，330 kV母线采用单母接线方式，330 kV母线共接入3台主变，每台主变对应各接入一条35 kV母线，分别为35 kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ母线。
每条35 kV母线对应各接入一座风电场和一套无功补偿装置，分别为桥西第一、第二、第三风电场和1号、2号、3号SVC成套装置。
桥西一场134台风电机组全部采用华锐风电科技(集团)有限公司生产的SL82/1500型风电机组。
桥西升压站接线图2所示。
图2 330 kV桥西升压站主接线示意图事故前330 kV桥西升压站1号、2号、3号主变运行，330 kV单母线带330 kV 桥西敦线运行;35 kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ母线分段运行，35 kVⅠ段母线电压为34.54 kV;1号SVC检修，2、3号SVC运行，其余设备运行正常。
事故前桥西一场平均风速14.7 m/s，气温-2℃，调度下达负荷指令最高为110 MW。
桥西一场35 k VⅠ母所接入的12回35 kV集电线路带电，68台风机并网运行，63台备用，3台检修，总负荷96 MW，各设备运行正常。
2 事故经过00:34:17桥西一场35B4馈线开关柜下侧电缆头发生C相击穿，至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18 MW，同时桥西升压站1号主变35 kV侧电压跌落33%(至23.45 kV)，桥西一场其余在运风机报“网侧变频器过流故障”停机，损失出力78 MW。
桥西升压站电压及有功变化曲线如图3、4所示。
由于桥西一场馈线故障，导致系统电压大幅跌落，桥西升压站直接330 kV变电站母线电压最低跌至272 kV，在此期间因机组不具备低电压穿越能力而发生脱网的情况统计及SVC运行情况如表1所示。
事故发生期间，由于系统电压低，因不具备低电压穿越能力，风电场共损失出力377.13 MW。
事故前各风电场出力较大，运行中的SVC装置均发出大量无功，支撑风电有功功率的输送。
事故期间，大量风机因不具备低电压穿越能力而脱网;故障切除后，系统电压回升，而各风电场升压站的SVC装置电容器支路因无自动切除功能而继续挂网运行，造成大量无功功率过剩涌入330 kV电网，引起系统电压升高。
桥西变直接330 kV变电站母线电压在故障切除瞬间达到365 kV，最高达到380 kV。
由于系统电压升高，网内部分风电机组由于电压过保护动作(超过1.1倍额定电压)，与系统解列，出力损失情况如表2所示。
表1 系统电压低期间风电机组及SVC统计信息事故前(00:34:28:480风电场名称)事故后(00:34:28:540)在运风机出力/MW在运风机/台脱网风机损失出力/MW脱网风机/台保护动作信息 SVC运行方式干东变第一风电场 64 63 16.3 16 电压低、变频器脱网两组电容支路在运、电抗器支路退出(消缺)干东变第二风电场 148.5 107 46.4 31 变流器反馈丢失、直流电压高两组电容支路、电抗器支路均在运(功能不完善、调试中)干西变第一风电场 23 16 0 0 两组电容支路、电感支路均在运干西变第二风电场 40 29 0 0 退出(断路器故障)干西变第三风电场 154 129 36 24 电网频率越限三组电容支路、电感支路均在运桥西第一风电场 95.83 68 95.83 68 网侧变频器过流退出(消缺)桥西第二风电场 150 120 24 17 400 V线路电压保护动作主控电压低两组电容支路、电感支路均在运桥西第三风电场 19.5 13 15 10 变流器反馈丢失、直流电压高两组电容支路、电感支路均在运桥东第一风电场 195.3 132 0 0 两组电容支路在运;感性支路退出(模块故障)桥东第二风电场 115 87 25.6 18 机端电压低、变频器脱网两组电容支路、电感支路均在运桥东第三风电场 96.7 66 32 22 400 V线路电压保护动作两组电容支路、电感支路均在运北大桥东风电场 93 66 0 0 退出(消缺)向阳风电场 88 99 0 0 电容支路、电感支路均在运大梁风电场 77 64 74 59 电网电压低、变频器脱网电容支路、电感支路均在运中电投风电场 137 134 0 0 电容支路、电感支路均在运柳园风电场 48 33 48 33 变流器反馈丢失电容支路、电感支路均在运合计1 544.83 1 226 413.13 298由于部分风场升压站SVC(SVG)的感性支路未按规定投入，加之电容器组无法自动投切，因此在电压急剧升高时，各风场升压站手动将SVC(SVG)电容器组切除，共计切除容性无功357 Mvar。
0:39系统电压恢复正常，部分脱网风机陆续恢复并网，并按调度指令控制出力运行。
各风场升压站330 kV母线电压统计情况如表3所示，事故中风电机组负荷变化情况如表4所示，事故发展时序图如图5所示。
3 事故分析结果3.1 桥西升压站电缆故障是本次事故的起因经过核对桥西升压站保护信息，发现00:34:17，330 kV桥西升压站桥西第一风电场35B4馈线开关C相故障，经过11 s后，至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。
经检查，发现35B4开关出线C相电缆头终端应力锥处击穿(见图6)，造成C相单相接地放电，产生的碳化物气体，致使35B4开关下部接地刀闸静触头处三相瞬间弧光短路，35B4开关过流Ⅰ段保护动作跳闸。
35B4开关柜上侧的35 kV B母线跨桥C相穿引母排的复合绝缘子套管起火、损坏(见图7)，有严重灼烧融化现象，接地仍然存在，导致故障切除后35 kV I母C相电压仍然为零。
表2 系统电压高期间风电机组及SVC统计信息事故后(00:34:28:540)风电场名称系统电压恢复正常(00:39:33:220)在运风机出力/MW在运风机/台脱网风机损失出力/MW脱网风机/台保护信息 SVC运行方式干东变第一风电场 35.8 47 15.5 15 电压高、变频器脱网手动切除两组电容支路、电抗器支路退出手动切除两组电容支路、电抗器支路在运(功能不完善、调试中)干西变第一风电场 23 16 0 0 手动切除两组电容支路干西变第二风电场 40 29 0 0 退出(断路器故障)干西变第三风电场116.1 105 0 0 手动切除三组电容支路桥西第一风电场 0 0 0 0 退出(消缺)桥西第二风电场 126 103 0 0 手动切除两组电容支路桥西第三风电场 4.5 3 0 0 手动切除两组电容支路桥东第一风电场 195.3 132 195.3 132 主控电压高手动切除两组电容支路，感性支路退出(模块故障)桥东第二风电场 89.4 69 21.3 15 机组相电压高手动切除两组电容支路桥东第三风电场 64.7 44 64.7 44 机端电压高手动切除两组电容支路北大桥东风电场 93 66 93 66 变频器错误，相电压过高退出(消缺)向阳风电场 88 99 0 0 手动切除电容支路大梁风电场 3 5 0 0 手动调节电感支路、手动切除电容支路中电投风电场 137 134 0 0 手动切除电容支路柳园风电场 0 0 0 0 手动切除电容支路合计干东变第二风电场 102.1 76 34.41 28 机端电压高1 117.9 928 424.21 300表3 故障前后各风电场升压站330 kV母线电压情况 kV356.8 355.2 357.6 353.3故障期间最低电压(00:34:28:480—00:34:28:540)272.1 272.2 270.1 242.5故障切除后的瞬时电压(00:34:28:540)367.7 369.1 367.7 365.4最高电压(00:35:31:350)383.1 382.7 383.5 380.8 SVC 切除前电压380(00:36:00)378.17(00:36:30)369.22(00:37:00)363.78(00:39:00)SVC切除后电压变电站干东变干西变桥东变桥西升压站故障前电压(00:34:28:480)372 358.3 354.5 359.5表4 2·24风电机组损失出力统计事故前(00:34:28:480)风电场名称事故后(00:39:33:220)在运风机出力/MW在运风机/台在运风机出力/MW损失出力共计/MW因频率、电压波动损失出力/MW脱网风机损失出力/MW脱网风机/台干东变第一风电场 64 63 31.01 32.99 1.19(电压)31.8 31干东变第二风电场 148.5 107 67.69 80.81 0 80.81 59干西变第一风电场 23 16 23 0 0 0 0干西变第二风电场 40 29 40 0 0 0 0干西变第三风电场 154 129 116.1 37.9 1.9(频率)36 24桥西第一风电场95.83 68 0 95.83 0 95.83 68续表事故前(00:34:28:480)风电场名称事故后(00:39:33:220)在运风机出力/MW 在运风机/台在运风机出力/MW损失出力共计/MW因频率、电压波动损失出力/MW脱网风机损失出力/MW脱网风机/台150 120 126 24 0 24 17桥西第三风电场 19.5 13 4.5 15 0 15 10桥东第一风电场 195.3 132 0 195.3 0 195.3 132桥东第二风电场 115 87 68.1 46.9 0 46.9 33桥东第三风电场 96.7 66 0 96.7 0 96.7 66北大桥东风电场 93 66 0 93 0 93 66向阳风电场 88 99 88 0 0 0 0大梁风电场 77 64 3 74 0 74 59中电投风电场 137 134 137 0 0 0 0柳园风电场 48 33 0 48 0 48 33合计桥西第二风电场1 544.83 1 226 704.4 840.43 3.09 837.34 598图5 事故全过程时序图进一步切开故障电缆头检查，发现35B4开关出线C相电缆头半导体层切削不整齐、且未按要求进行倒角打磨;主绝缘层未进行打磨，且有明显的划伤痕迹;在进行安装冷缩电缆主绝缘层时没有按要求涂抹硅脂。