关于隆文风电场集电线路单相接地故障之启示

1、关于隆文风电场集电线路单相接地故障之启示台山隆文风电场 赖俊荣风电场场内集电线路通常为35kv电压等级，采用架空线路、地埋电缆、或者两者相结合的方式为主。在实际运行中，经常发生单相接地故障，特别是在夏季雷暴、大雨、台风，冬季大风、大雪等恶劣天气条件下，单相接地故障更是频繁发生，严重影响了输变电设备和电网的安全运行。一、风电场集电线路单相接地故障原因剖析风电场35kv集电线路在运行中发生单相接地故障主要有以下几种原因：（1）导线断线或固定不牢，跌落地面、或搭在塔架横担上（2）高压引下线断线或脱落（3）电缆头屏蔽地线脱落（4）线路避雷器或箱变高压侧避雷器绝缘击穿（5）线路绝缘子击穿、箱变高压侧支柱

2、绝缘子击穿、箱变高压套管绝缘击穿（6）与风机配套的箱式变压器高压绕组单相绝缘击穿或接地（7）线路落雷（8）竹子、树木搭接（9）鸟窝（10）外力破坏等其它因素在以上各种因素中，线路落雷、电缆头屏蔽地线断落、树木搭接、鸟窝、避雷器击穿是发生集电线路单相接地故障的常见原因。二、隆文风电场35kv系统简介隆文风电场35kv系统采用单母分段接线，正常运行时，i段、ii段母线分段运行，35kv母联开关300在分闸位置。两段母线各设接地变一台，高压侧引出中性点经小电阻及零序互感器接地，站内用电由1#接地变兼站用变供应。两段母线各设无功补偿装置一套，无功补偿装置根据系统要求投退。35kv集电线路由架空线路和直

3、埋电缆两者相结合方式组合而成，全场配置7组集电线路，第1、2、4、5组集电线路汇集至35kv i段母线，第3、6、7组集电线路汇集35kv ii段母线。每组集电线路设专用零序电流互感器。其中，接地变及集电线路接线图如下： 图1：35kv i段母线 图2：35kv i段母线三、隆文风电场35kv集电线路跳闸事件统计分析隆文风电场7组35kv集电线路均由架空线路和直埋电缆相结合方式组成， 其中架空线路长32.7km，直埋电缆96.6km。截止2013年10月17日，7组集电线路发生跳闸事件10起。按引起接地故障原因划分，避雷器击穿3起、雷击3起、青苗过高3起、电缆屏蔽线搭接导线1起，四者比例为3:

4、3:3:1，具体情况如下：序号时间故障线路故障原因跳闸开关受累风机备注12013.5.114#集电线路34#箱变高压侧避雷器击穿接地1#接地变高压侧361开关1#主变低压侧301开关87台2012无集电线路跳闸事件22013.5.22 00:351#、2#、7#集电线路线路雷击1#接地变高压侧361开关1#主变低压侧301开关1#集电线路311开关2#集电线路312开关7#集电线路327开关110台32013.5.22 04:393#、4#、5#、7#集电线路线路雷击1#接地变高压侧361开关1#主变低压侧301开关4#集电线路314开关5#集电线路315开关3#集电线路323开关7#集电线路

5、327开关129台42013.5.22 10:503#集电线路线路雷击2#接地变高压侧362开关2#主变低压侧302开关3#集电线路323开关58台52013.7.15#集电线路架空线路下方青苗过高1#接地变高压侧361开关1#主变低压侧301开关5#集电线路315开关87台瞬间接地62013.8.15#集电线路架空线路下方青苗过高1#接地变高压侧361开关1#主变低压侧301开关5#集电线路315开关87台瞬间接地72013.8.145#集电线路电缆屏蔽线搭接导线，造成永久性接地5#集电线路315开关22台82013.8.144#集电线路架空线路下方青苗过高4#集电线路314开关24台瞬间接

6、地92013.9.202#集电线路22#箱变高压侧避雷器击穿接地2#集电线路312开关25台102013.9.222#集电线路19#箱变高压侧避雷器击穿接地2#集电线路312开关25台表1：集电线路跳闸事件汇总关于上述10起集电线路跳闸事件，作如下分析：（一）未投零序保护时，集电线路单相接地情况隆文风电场在2013年5月16日以前，当集电线路发生单相接地故障时，会出现集电线路进线开关拒动，而接地变高压侧和主变低压侧开关动作越级跳闸情况，如2013.5.11 4#集电线路单相接地事件，不符合正常逻辑。究其原因是因为当时隆文风电场集电线路、接地变零序保护未投入（未投入原因是未委托供电局核算我场35

7、kv系统零序保护定值），因此当集电线路发生单相接地故障时，在集电线路开关拒动的情况下，导致接地变“过流二段保护”启动，主变“非电量保护rcs9661c”启动引起接地变高压侧、主变低压侧开关跳闸，最终导致35kv母线失压。因此，在接地变、集电线路零序保护未投入时，当集电线路发生单相接地故障时会引起越级跳闸，扩大事故范围，连累其他非故障线路。（二）接地变、集电线路零序保护投入但动作时间整定不合理时，集电线路单相接地情况隆文风电场于2013年5月16日第一次投入接地变、集电线路零序保护，整定值是参考江门电网10kv变电站配电系统而来的经验值。2013年8月2日修改了接地变过流二段保护动作延时定值，9

8、月23日根据江门供电局核算过定值单再次修改了集电线路、接地变、35kv母线开关、无功补偿装置等零序保护定值。以1#接地变、集电线路为例，零序保护具体整定情况如下：1#接地变2013.5.16前2013.5.162013.8.22013.9.23备注过流一段定值0.63a0.63a0.63a0.63a过流一段延时0.05s0.05s0.05s0.05s过流二段定值0.14a0.14a0.14a0.14a过流二段延时0.6s0.6s1.2s1.2s高零序过流定值无0.25a0.25a0.3a高零序过流延时无1.2s1.2s1.2s表2：1#接地变过流、高零序保护整定情况集电线路2013.5.16前

9、2013.5.162013.9.23备注过流一段定值3a3a3a过流一段延时0.3s0.3s0.3s过流二段定值1a1a1a过流二段延时0.6s0.6s0.6s零序一段定值无0.15a1a零序一段延时无0.6s0.3s零序二段定值无无0.3a零序二段延时无无0.6s表3：集电线路过流、零序保护整定情况2013年5月16日投入接地变、集电线路零序保护后，当集电线路发生单相接地故障时，集电线路零序保护动作切开故障线路，与此同时接地变过流二段保护、主变非电量保护仍然动作（接地变高压侧开关、主变低压侧开关跳开），同样造成35kv母线失压情况发生，如2013.5.11、2013.7.1、2013.8.1

10、事件。原因是因为当集电线路发生单相接地时，接地变检测到的零序电流已达到其过流二段保护整定值，而集电线路零序过流一段延时时间(0.6s)与接地变过流二段延时时间(0.6s)相同，在这种情形之下，即便是集电线路零序保护动作了接地变过流二段保护仍会动作，继而造成母线失压。8月2日我场将接地变过流二段延时0.6s更改为1.2s后，当集电线路发生单相接地时，零序保护只切开故障线路，无越级跳闸情况发生，如2013.14、2013.9.20、2013.9.22事件。2013年9月23日根据江门供电局提供的经过核算过的定值单，重新修改了我场接地变、集电线路、无功补偿装置等零序保护定值，目前暂时未接受过集电线路

11、接地故障的考验。四、经验反馈（一）预防措施 （1)加强对集电线路的定期巡视，主要是看导线与树木的距离，杆塔是否有鸟窝，导线在绝缘子中的绑扎或固定是否牢固，绝缘子固定螺栓是否松脱，横担、拉带螺栓是否松脱，拉线是否断裂或破股，导线弧垂是否过大或过小等。 （2)定期检查集电线路上的固定螺栓、电缆头屏蔽线，螺栓松动应及时紧固，接地线破损要及时更换。（3)定期对风机箱变、线路绝缘子、避雷器等设备进行预防性试验，不合格及时更换或维修。（4）在集电线路和箱变上采用金属氧化物避雷器，放电效果好，可以耐多重雷击，绝缘击穿率低，运行稳定。（5）在集电线路上增加绝缘子片数，提高线路绝缘等级。 （二） 发生单相接地故障后的处理办法 当集电线路发生单相接地后，风电场应及时组织人员巡视线路，查找故障点。查找故障点要结合故障前后的运行特点、保护动作信息、故障录波信息，可以采取分片、分段、分支、分设备的“排除法”，并与绝缘摇表、登塔检查等办法相结合，尽快找到故障点并消除。如果上述办法未查找到故障点，可请求上级调度对故障线路试送电一次：如成功，则可能是其他不明偶然原因造成；若不成功，则用“排除法”继续查找，直到查找到并消除故障为止。（三）完善接地保护配置在不接地系统中，应合理配置零序ct和小电流选线装置，保证两者有效匹配，保证在发生单相故障时能准确选出故障线路。在小电阻接地系统中，应配置完