风电场汇集线路零序保护拒动事故分析

李润鑫

(国网冀北电力有限公司承德供电公司，河北 承德 067000)

截止到2019年底，某地区电网并网风电场已达30座，装机容量476万kW，集中建设在河北坝上地区，相关风电场汇集线路运行环境恶劣，加之施工工艺不良和运维不当，因电缆头击穿、架空线路引流线断线、跌落保险脱落、箱变故障等原因造成的接地故障频发[1]。

按照规范[2]要求，某地区电网风电场汇集线系统现主要采用小电阻接地方式，通过零序保护快速切除汇集线路单相接地故障；接地变则配置零序保护作为自身单相接地故障的主保护和汇集系统单相接地故障的总后备保护，并在零序保护动作时联切升压变低压侧。但相关风电场因保护装置或二次回路缺陷、保护装置压板漏投、零序互感器损坏等引起的汇集线路零序保护拒动情况时有发生，成为近年来风机大量脱网事故的主要原因。风电场汇集系统典型一次接线图见图1。

1 拒动事故统计

2016-2019年间某地区电网并网风电场汇集线路零序保护拒动事故共发生12起，其中零序二次回路断线或虚接4起，零序电流互感器安装工艺不良3起，零序电流互感器本体损坏3起，保护装置死机1起，保护装置软压板漏投1起，典型事故情况见表1。

12起事故中有7起发生在风电场投运结束至首次预试期间，更有4起在并网投运后的30 d之内发生，反映出风电企业抢进度、轻管理的情况依然存在，在设计、施工、检测、验收等各环节的质量管控措施落实不力。零序电流互感器安装工艺不符合规范、保护装置试验缺失、二次回路错误接线等基建遗留问题是造成此期间保护拒动事故多发的根本原因。因零序电流互感器本体损坏及二次回路断线造成的事故8起，相关风电场设备运行管理薄弱，运行人员业务能力或责任心不强，由于设备巡视不到位造成隐性运行缺陷不能及时处理。零序电流互感器及二次回路典型问题见图2。

图1 风电场汇集系统典型一次接线图

表1 典型汇集线路零序保护拒动事故

2 典型案例分析

1)案例1。零序电流互感器安装工艺不符合规范，接地变出口跳闸矩阵设置错误。

2016年某日04:36:45.160，甲风电场35 kV 4号母线系统V相接地，04:36:45.837，接地变346开关跳闸。04:36:53.324风机二线U、V相间短路，并在迅速发展为三相短路后经过流保护动作跳开，35 kV 4号母线电压至此恢复正常，接地故障持续时间长达820 ms。对故障波形进行分析，接地期间风机二线零序电流一次值稳定在270 A附近，线路零序保护满足动作条件(零序电流互感器变比100 ∶1，零序过流Ⅰ段定值2 A，时限0.3 S)，但保护装置实际并未启动；接地变零序保护在满足0.6 S动作时限后跳闸，但联跳升压变低压侧开关失败，如图3所示。A风电场于2015年12月并网投运，事故发生前尚未进行首次预防性试验。

图2 零序电流互感器及二次回路典型问题

线路故障情况：事故发生当日为暴风天气。风机二线44号风机门型杆V相引流线因大风从线夹根部折断，在向下掉落时对杆塔接地放电，因故障未及时切除并在大风影响下相继与U、W引流线产生拉弧，最终造成三相短路故障。

保护拒动原因：风机二线电缆接地点实际安装在零序电流互感器以上，但屏蔽接地线未按规范[3]中要求穿回零序电流互感器中心孔后接地，如图2(a)中所示，因屏蔽接地线分流削弱了零序电流测量值而造成零序保护拒动。站内接地变采用RCS-9621C测量保护装置，跳闸出口1用于跳开本间隔开关，跳闸出口2用于联跳开升压变低压侧开关。调试人员由于对保护装置不熟悉，未按照定值单要求对跳闸矩阵定值进行修改，也没有对跳闸逻辑进行试验验证，因跳闸矩阵采用了缺省值造成联跳接地变开关失败(见表2)。

2)案例2。零序电流互感器损坏，巡视不到位未及时发现缺陷。

2019年某日11:14:17.325，乙风电场35 kV 4号母线系统U相发生间歇性接地故障，11:14:21.104在U相接地故障持续存在640 ms后，1号接地变跳闸并联跳升压变低压侧开关，35 kV 4号母线失电。故障录波图显示，风机四线在接地期间零序电流有三次满足零序保护动作条件，但线路保护装置始终未启动(零序TA变比300∶1，零序保护Ⅰ、Ⅱ定值0.63 A，时限0.3 S)，如图4所示。乙风电场于2019年1月并网投运，事故发生距离投运仅77 d。

线路故障情况：事故发生当日为晴天但气温较低。经查风机四线17号电缆中间井内电缆头因防水层缠绕工艺不佳、防水层厚度不足，在潮湿天气下发生绝缘击穿。

表2 RCS-9621C保护测控装置跳闸矩阵逻辑

保护拒动原因：风机四线零序电流互感器外壳存在明显细长裂纹，如图2(e)中所示，对其拆除进行一次通流试验后发现，其变比与铭牌标示变比相差4 倍左右(故障电流互感器型号为LXB-φ 240，额定电流比300/1 A，2017年7月制造)，确认故障互感器内部环形铁芯磁路已发生断裂，互感器因总磁阻大幅提高而产生严重的变比误差[4]。经进一步排查，发现风机一线零序电流互感器存在同类缺陷，判断互感器在存放期间维护保管不当，在短期运行后发生损坏。由于在安装时未对互感器变比进行检查，在投运后巡视不到位造成了此次拒动事故的发生。

3 防范措施

上述事故风电场在采取风机低电压穿越改造、加装高标准动态无功补偿装置等技术措施后，并未因零序保护拒动引发大规模风电脱网事件，但在建设施工质量、设备运行管理、人员培训等方面存在的隐患严重威胁了电网的安全运行，制约了风电利用小时数的提高。

1)提高施工验收质量。2019年5月，国家发改委下发了《关于完善风电上网电价政策的通知》，风电“抢装”在2020年和2021年预计仍将持续。后续风电项目应合理确定工期，确保继电保护基建调试严格按照规程规定执行，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量[5]。确保零序电流互感器安装工艺要符合规范要求，安装后带负载进行一次升流及伏安特性试验，从源头上避免保护拒动等事故的发生。

图4 乙风电场故障波形图

2)加强设备运行管理。外接零序电流互感器发生损坏或二次回路开路时，保护装置无法检测告警，需借助巡视和检修手段发现。新投运至首次预试期间是事故发生的高发期，期间应加强零序电流互感器和二次回路巡视力度，发现缺陷立即停用。严格按照继电保护检验规程要求在投运1年内完成全部保护校验工作，及时对零序电流互感器进行相关试验，消除因设备质量问题或运维不当产生的隐性缺陷。

3)加大人员培训力度。目前多数风电企业二次专业人员经验缺乏，运行人员对零序保护装置原理和零序电流互感器安装工艺不熟悉，相关规范掌握不足，不能及时识别缺陷风险。因此要加强人员业务培训力度，确保相关人员具备必要的机械、电气、安装知识，熟悉其工作原理和基本结构，提高人员识别故障和排除故障的能力[6]。

4 结 语

风电场汇集线路接地故障发生较多，零序保护拒动时将会扩大停电范围，甚至引发大面积风电脱网事故。风电场应针对零序保护装置、零序电流互感器及其二次回路在施工验收、运行管理、人员培训等方面存在的问题和薄弱环节切实采取措施，确保电网和风电场的安全稳定运行。