某风电场220kV送出线路跳闸故障分析

【摘

要】本文以某风电场220kV送出线路跳闸事件为例，从四个方面分析了故障原因，提出了故障的处理方案和应对措施，对后续风电场定检预试管理工作提出了建议，为同类事故分析及预防提供了参考。【关键词】风电场送出线路线路保护跳闸引言随着“双碳”目标的提出，在未来一段时间内，以风电、光伏发电为代表的新能源利用将迎来新的一轮发展高潮。一方面是技术的不断成熟，单个机组/方阵的容量不断增大，另一方面是场站的规模不断增加，并网电压等级也由传统的110kV、220kV发展到了330kV、500kV，以新能源为主体的新型电力系统逐渐形成。对新能源场站来说，送出线路承担着电能输送的重要任务，送出线路故障不但会影响电力有序供应，也会给电网的安全稳定运行造成不良影响。本文以某风电场220kV送出线路跳闸故障为例，详细分析故障原因，提出处理方案和应对措施。1.基本情况某风电场装机容量为150MW，建设220kV升压站一座，送出线路采用1回架空线路，调度命名为220kV甲某线，线路全长10.6km，导线采用2×LGJ-400/50钢芯铝绞线，接入电网500kV甲变电站。某风电场于2011年投运，其中220kV甲某线配置两套线路保护装置，主一保护采用A公司生产的A型线路保护装置，主二保护采用A公司生产的B型线路保护装置。2021年10月23日至29日，某风电场开展升压站年度定检预试及消缺工作。2021年10月29日下午，升压站年度定检预试及消缺工作结束，19时18分配合调度完成复电手续办理，21时42分调度通知开始复电操作。操作前，除220kV甲某线快速接地开关28367在合闸位置外，其余设备均处于冷备用状态。图1：220kV某风电场220kV部分一次系统图2.故障过程2021年10月30日00时59分46秒583毫秒，某风电场合上220kV甲某线断路器283对220kVⅠ母进行充电，71毫秒后报出“测控_断路器不一致或非全相运行”，2秒200毫秒后报出“测控_断路器分位”，16秒728毫秒后保护装置收到断路器A相跳闸位置信号，17秒778毫秒后重合闸动作，17秒853毫秒后再次报出“测控_断路器不一致或非全相运行”，18秒276毫秒后才收到断路器C相跳闸位置信号。具体保护动作信息见表1。表1：220kV甲某线保护动作信息从上述保护动作信息中，可以归纳出该跳闸事件包含了两个过程：①断路器合闸——断路器不一致或非全相运行A、C相分闸；②重合闸启动——断路器A相再次合闸——断路器三相不一致A相再次分闸。再由第4条、第9条记录“测控_断路器不一致或非全相运行”可以判断出，断路器在两次合闸期间都发生了非全相合闸的情况，是造成两次合闸失败的主要原因。但从保护动作信息中，也发现了4个疑问需要落实：（1）是何原因造成断路器非全相合闸？（2）为何保护装置报出“闭重三跳”依然启动重合闸？（3）为何C相跳闸位置信号滞后A相约1.5秒？（4）为何在未收到C相跳闸位置信号的情况下重合闸依然能够启动？结合上述疑问开展了以下的故障分析工作。3.故障分析3.1断路器非全相合闸故障分析故障发生后，现场运维人员调取了该事件期间的故障录波图。图2：220kV甲某线过程①期间的故障录波图由表1结合图2可以看出，2021年10月30日00时59分48秒783毫秒，220kV甲某线断路器283因本体三相不一致保护动作跳闸，跳开A、C相。但①过程中，未见B相合闸后又跳闸的过程，判断B相合闸回路存在问题。首先测量断路器三相合闸回路的绝缘电阻，测量出A、B、C相合闸回路的绝缘电阻分别为79MΩ、93MΩ、81MΩ，均满足要求。其次测量断路器三相合闸线圈的直流电阻，测量出A、B、C相合闸线圈的电阻分别为105Ω、34.59kΩ、109Ω，而合闸线圈电阻的正常阻值范围为104Ω至134.6Ω，判断为断路器B相合闸线圈损坏。进一步检查发现合闸线圈两端引线与合闸回路电源线相连接的部位存在虚接情况，导致合闸线圈两端合闸电压不足，线圈不能动作，断路器B相无法合闸。初步判断该虚接故障导致合闸回路一直接通得电，造成合闸线圈烧坏。图3：断路器B相合闸线圈电阻测量值（左）图4：合闸线圈虚接情况（右）因此，断路器B相合闸线圈损坏应是导致断路器非全相合闸的直接原因。3.2“闭重三跳”后仍启动重合闸的原因分析根据表1，2021年10月30日00时59分46秒583毫秒，某风电场合上220kV甲某线断路器283对220kVⅠ母进行充电，16毫秒后“闭重三跳”信号投入，222毫秒后“闭重三跳”信号退出，17秒778毫秒后重合闸动作。可见重合闸动作时“闭重三跳”信号已经退出，不影响重合闸功能。经与某公司进一步确认，“闭重三跳”信号会与合闸信号同时报出，即在合闸期间需要闭重三跳（时间约为200ms），合闸操作完成后“闭重三跳”信号即返回，与本次动作逻辑相符。3.3断路器C相跳闸位置信号延迟原因分析根据表1，2021年10月30日01时00分03秒311毫秒A相跳闸位置开入，01时00分03秒361毫秒重合闸动作，01时00分04秒859毫秒C相跳闸位置开入，C相跳闸位置反馈至保护装置的时间较A相滞后约1.5秒。根据断路器原理图，断路器跳位监视回路由断路器本体合闸回路经储能行程节点CKA1到操作箱，断路器合闸后，在电机未完成储能前，节点CKA1断开，跳位监视回路不导通，跳位信号不能反馈至保护装置。整个储能过程约17秒，在完成储能后，节点CKA1才闭合，跳位监视回路才导通，才能将断路器位置信号反馈至保护装置。图5：断路器合闸回路原理图（以A相为例）经查阅断路器出厂试验报告，断路器A、B、C三相储能机构在85%～110%电机额定电压下弹簧储能时间分别为17秒、17秒、18秒（测试数据取整数记入报告），C相的储能时间本就较A相的储能时间长1秒。该时间与本次事件中C相跳位信号反馈至保护装置的时间晚于A相跳位信号反馈至保护装置的时间（1.5秒）较为接近。比对表1与图6中的断路器跳闸位置开入时间，可以发现图6中断路器A、C相的分闸时间基本一致，但表1中的C相跳闸位置开入时间较A相滞后约1.5秒。根据断路器原理图，保护装置监测各相分闸位置信号是从操作箱跳位监视回路取点，而故障录波装置监测各相位置信号是直接从断路器辅助节点取点。断路器实际变位后，变位信号即反馈至故障录波装置，而断路器储能过程约17秒，由此可以判断断路器A、C相的实际分闸时间基本一致。图6：断路器三相不一致跳闸期间故障录波图3.4重合闸启动过程分析根据保护装置说明书，差动保护正常投入并且通道正常，重合闸采用单重不检（电压、同期）方式，即满足重合闸充电条件，此时重合闸的充电时间为10秒。2021年10月30日00时59分46秒583毫秒，220kV甲某线断路器遥控合闸后，断路器本体三相不一致保护动作，跳开断路器A、C相。根据断路器原理图和保护装置接点联系图，此时断路器B相合闸线圈损坏无TWJ信号，C相因在储能过程中，储能节点未闭合，TWJ回路不导通，也无TWJ信号。00时59分46秒805毫秒，闭重三跳信号返回。01时00分03秒311毫秒，保护装置收到A相跳闸位置信号，由于未收到B、C相跳闸位置信号，判断为A相“偷跳”。由于在合闸前差动保护正常投入并且通道正常，重合闸采用单重不检方式，根据保护装置说明书，已满足重合闸充电条件，且无闭锁重合闸触发的任何条件，于是在01时00分03秒361毫秒重合闸启动，A相合闸，随即触发断路器本体三相不一致保护动作跳闸。整个重合闸启动逻辑正确。图7：RCS-931线路保护装置接点联系图图8：220kV甲某线过程②期间的故障录波图3.5故障过程总体分析造成本次故障的直接原因是断路器合闸线圈损坏，间接原因有三个方面，一是在送电前未对断路器分合闸线圈进行检查、测量，未及时发现合闸线圈损坏的问题；二是保护装置中TWJ信号闭锁重合闸的条件不完善，本次事件中A、C相TWJ信号未能及时报出，导致重合闸不能闭锁，造成二次合闸、失败后又分闸的情况；三是未对断路器三相储能机构动作时间不一致的问题引起重视，未采取措施缩短C相储能机构的动作时间。4.处理方案及防范措施4.1处理方案（1）现场运维人员第一时间对损坏的合闸线圈进行更换，并对线圈两端与合闸回路相连接的部位进行了紧固、绝缘加强，之后开展合闸线圈电阻测量、断路器分合闸电压测试，断路器分合闸功能正常。（2）针对该风电场运行时间超过10年、保护装置的重合闸逻辑不完善等问题，及时与电网公司对接，计划在2022年对线路两侧的保护装置进行整体更换，确保线路保护和重合闸功能满足实际运行要求。（3）为避免在保护装置更换前再次发生类似故障，邀请断路器及储能装置厂家对断路器C相储能时间较长的问题进行专项分析，通过调整储能机构缩短了储能时间，将与A相的时间差调整到0.5秒左右。4.2防范措施为避免同类故障的发生，经过复盘分析，在后续的检修维护工作中将采取如下防范措施：（1）将断路器分合闸线圈接线检查、阻值测量、分合闸回路的检查工作纳入升压站定检预试标准项目，每年开展并在送电前复核，保证断路器分合闸功能正常，不在分合闸期间发生线圈损坏的情况。（2）通过对比出厂试验报告和实测的方式，对各场站的断路器储能时间进行检查、核对，对三相储能时间偏差超过1秒的储能机构进行调整，必要时对三相储能机构整体更换，保证时间差在合理范围内。（3）对各场站的重合闸动作逻辑进行检查、分析，及时对存在缺