風電場匯集線路零序保護拒動事故分析

李潤鑫

(國網(wǎng)冀北電力有限公司承德供電公司，河北 承德 067000)

截止到2019年底，某地區(qū)電網(wǎng)并網(wǎng)風電場已達30座，裝機容量476萬kW，集中建設(shè)在河北壩上地區(qū)，相關(guān)風電場匯集線路運行環(huán)境惡劣，加之施工工藝不良和運維不當，因電纜頭擊穿、架空線路引流線斷線、跌落保險脫落、箱變故障等原因造成的接地故障頻發(fā)[1]。

按照規(guī)范[2]要求，某地區(qū)電網(wǎng)風電場匯集線系統(tǒng)現(xiàn)主要采用小電阻接地方式，通過零序保護快速切除匯集線路單相接地故障；接地變則配置零序保護作為自身單相接地故障的主保護和匯集系統(tǒng)單相接地故障的總后備保護，并在零序保護動作時聯(lián)切升壓變低壓側(cè)。但相關(guān)風電場因保護裝置或二次回路缺陷、保護裝置壓板漏投、零序互感器損壞等引起的匯集線路零序保護拒動情況時有發(fā)生，成為近年來風機大量脫網(wǎng)事故的主要原因。風電場匯集系統(tǒng)典型一次接線圖見圖1。

1 拒動事故統(tǒng)計

2016-2019年間某地區(qū)電網(wǎng)并網(wǎng)風電場匯集線路零序保護拒動事故共發(fā)生12起，其中零序二次回路斷線或虛接4起，零序電流互感器安裝工藝不良3起，零序電流互感器本體損壞3起，保護裝置死機1起，保護裝置軟壓板漏投1起，典型事故情況見表1。

12起事故中有7起發(fā)生在風電場投運結(jié)束至首次預試期間，更有4起在并網(wǎng)投運后的30 d之內(nèi)發(fā)生，反映出風電企業(yè)搶進度、輕管理的情況依然存在，在設(shè)計、施工、檢測、驗收等各環(huán)節(jié)的質(zhì)量管控措施落實不力。零序電流互感器安裝工藝不符合規(guī)范、保護裝置試驗缺失、二次回路錯誤接線等基建遺留問題是造成此期間保護拒動事故多發(fā)的根本原因。因零序電流互感器本體損壞及二次回路斷線造成的事故8起，相關(guān)風電場設(shè)備運行管理薄弱，運行人員業(yè)務能力或責任心不強，由于設(shè)備巡視不到位造成隱性運行缺陷不能及時處理。零序電流互感器及二次回路典型問題見圖2。

圖1 風電場匯集系統(tǒng)典型一次接線圖

表1 典型匯集線路零序保護拒動事故

2 典型案例分析

1)案例1。零序電流互感器安裝工藝不符合規(guī)范，接地變出口跳閘矩陣設(shè)置錯誤。

2016年某日04:36:45.160，甲風電場35 kV 4號母線系統(tǒng)V相接地，04:36:45.837，接地變346開關(guān)跳閘。04:36:53.324風機二線U、V相間短路，并在迅速發(fā)展為三相短路后經(jīng)過流保護動作跳開，35 kV 4號母線電壓至此恢復正常，接地故障持續(xù)時間長達820 ms。對故障波形進行分析，接地期間風機二線零序電流一次值穩(wěn)定在270 A附近，線路零序保護滿足動作條件(零序電流互感器變比100 ∶1，零序過流Ⅰ段定值2 A，時限0.3 S)，但保護裝置實際并未啟動；接地變零序保護在滿足0.6 S動作時限后跳閘，但聯(lián)跳升壓變低壓側(cè)開關(guān)失敗，如圖3所示。A風電場于2015年12月并網(wǎng)投運，事故發(fā)生前尚未進行首次預防性試驗。

圖2 零序電流互感器及二次回路典型問題

線路故障情況：事故發(fā)生當日為暴風天氣。風機二線44號風機門型桿V相引流線因大風從線夾根部折斷，在向下掉落時對桿塔接地放電，因故障未及時切除并在大風影響下相繼與U、W引流線產(chǎn)生拉弧，最終造成三相短路故障。

保護拒動原因：風機二線電纜接地點實際安裝在零序電流互感器以上，但屏蔽接地線未按規(guī)范[3]中要求穿回零序電流互感器中心孔后接地，如圖2(a)中所示，因屏蔽接地線分流削弱了零序電流測量值而造成零序保護拒動。站內(nèi)接地變采用RCS-9621C測量保護裝置，跳閘出口1用于跳開本間隔開關(guān)，跳閘出口2用于聯(lián)跳開升壓變低壓側(cè)開關(guān)。調(diào)試人員由于對保護裝置不熟悉，未按照定值單要求對跳閘矩陣定值進行修改，也沒有對跳閘邏輯進行試驗驗證，因跳閘矩陣采用了缺省值造成聯(lián)跳接地變開關(guān)失敗(見表2)。

2)案例2。零序電流互感器損壞，巡視不到位未及時發(fā)現(xiàn)缺陷。

2019年某日11:14:17.325，乙風電場35 kV 4號母線系統(tǒng)U相發(fā)生間歇性接地故障，11:14:21.104在U相接地故障持續(xù)存在640 ms后，1號接地變跳閘并聯(lián)跳升壓變低壓側(cè)開關(guān)，35 kV 4號母線失電。故障錄波圖顯示，風機四線在接地期間零序電流有三次滿足零序保護動作條件，但線路保護裝置始終未啟動(零序TA變比300∶1，零序保護Ⅰ、Ⅱ定值0.63 A，時限0.3 S)，如圖4所示。乙風電場于2019年1月并網(wǎng)投運，事故發(fā)生距離投運僅77 d。

線路故障情況：事故發(fā)生當日為晴天但氣溫較低。經(jīng)查風機四線17號電纜中間井內(nèi)電纜頭因防水層纏繞工藝不佳、防水層厚度不足，在潮濕天氣下發(fā)生絕緣擊穿。

表2 RCS-9621C保護測控裝置跳閘矩陣邏輯

保護拒動原因：風機四線零序電流互感器外殼存在明顯細長裂紋，如圖2(e)中所示，對其拆除進行一次通流試驗后發(fā)現(xiàn)，其變比與銘牌標示變比相差4 倍左右(故障電流互感器型號為LXB-φ 240，額定電流比300/1 A，2017年7月制造)，確認故障互感器內(nèi)部環(huán)形鐵芯磁路已發(fā)生斷裂，互感器因總磁阻大幅提高而產(chǎn)生嚴重的變比誤差[4]。經(jīng)進一步排查，發(fā)現(xiàn)風機一線零序電流互感器存在同類缺陷，判斷互感器在存放期間維護保管不當，在短期運行后發(fā)生損壞。由于在安裝時未對互感器變比進行檢查，在投運后巡視不到位造成了此次拒動事故的發(fā)生。

3 防范措施

上述事故風電場在采取風機低電壓穿越改造、加裝高標準動態(tài)無功補償裝置等技術(shù)措施后，并未因零序保護拒動引發(fā)大規(guī)模風電脫網(wǎng)事件，但在建設(shè)施工質(zhì)量、設(shè)備運行管理、人員培訓等方面存在的隱患嚴重威脅了電網(wǎng)的安全運行，制約了風電利用小時數(shù)的提高。

1)提高施工驗收質(zhì)量。2019年5月，國家發(fā)改委下發(fā)了《關(guān)于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》，風電“搶裝”在2020年和2021年預計仍將持續(xù)。后續(xù)風電項目應合理確定工期，確保繼電保護基建調(diào)試嚴格按照規(guī)程規(guī)定執(zhí)行，不得為趕工期減少調(diào)試項目，降低調(diào)試質(zhì)量[5]。確保零序電流互感器安裝工藝要符合規(guī)范要求，安裝后帶負載進行一次升流及伏安特性試驗，從源頭上避免保護拒動等事故的發(fā)生。

圖4 乙風電場故障波形圖

2)加強設(shè)備運行管理。外接零序電流互感器發(fā)生損壞或二次回路開路時，保護裝置無法檢測告警，需借助巡視和檢修手段發(fā)現(xiàn)。新投運至首次預試期間是事故發(fā)生的高發(fā)期，期間應加強零序電流互感器和二次回路巡視力度，發(fā)現(xiàn)缺陷立即停用。嚴格按照繼電保護檢驗規(guī)程要求在投運1年內(nèi)完成全部保護校驗工作，及時對零序電流互感器進行相關(guān)試驗，消除因設(shè)備質(zhì)量問題或運維不當產(chǎn)生的隱性缺陷。

3)加大人員培訓力度。目前多數(shù)風電企業(yè)二次專業(yè)人員經(jīng)驗缺乏，運行人員對零序保護裝置原理和零序電流互感器安裝工藝不熟悉，相關(guān)規(guī)范掌握不足，不能及時識別缺陷風險。因此要加強人員業(yè)務培訓力度，確保相關(guān)人員具備必要的機械、電氣、安裝知識，熟悉其工作原理和基本結(jié)構(gòu)，提高人員識別故障和排除故障的能力[6]。

4 結(jié) 語

風電場匯集線路接地故障發(fā)生較多，零序保護拒動時將會擴大停電范圍，甚至引發(fā)大面積風電脫網(wǎng)事故。風電場應針對零序保護裝置、零序電流互感器及其二次回路在施工驗收、運行管理、人員培訓等方面存在的問題和薄弱環(huán)節(jié)切實采取措施，確保電網(wǎng)和風電場的安全穩(wěn)定運行。