一起沿海风电场10kV集电线路短路引起箱变着火故障分析

胡 卫，翁洪杰，冯永新，张征平，张 柏

（1.广东电科院能源技术有限责任公司，广州 510080；2.广州粤能电力科技开发有限公司，广州 510080）

0 引言

风电产业是我国战略性新兴产业的重要组成部分，风力发电是可再生能源领域中技术成熟、最具规模开发条件的发电方式之一[1-2]。积极有序开发风能资源，对于增加我国清洁能源供应、促进能源结构调整和节能减排具有重要意义[3-6]。据统计，截至2019 年6 月底，我国风力发电总装机容量1.93 亿kW，占全国装机总构成的10.5%[7-11]。

风电在迅猛发展的同时，也面临一些问题，如沿海风电风机占地范围广，跨越多个镇、村，沿海岸线距离长，10 kV 直埋电缆（集电线路）总长度长，沿海地区的林业和养殖业兴盛，林木种植和养殖场开挖建设等工程项目经常侵占风电场征地区域，以致近年发生多起10 kV 直埋电缆被破坏事故[12-15]。

电缆故障是沿海风电场的常见故障之一，如果技术管理不善、处理不当，易造成故障范围及损失扩大。本文对广东地区发生的一起沿海风电场10 kV 集电电缆故障进行了详细的调查与分析，指出其在电力设备预防性试验以及继电保护设置方面的不足，并给出相应的反事故措施，可为其他风电场提供参考。

1 故障介绍

某日15：07，某风电场YS 升压站“YS站13 线单元、2 号站用变及接地变单元、2 号主变低后备单元过流”保护动作，随后2 号主变压器（以下简称“主变”）高低压侧开关跳开，10 kVⅡ段母线失压。运检人员检查发现13 线风机沿线鲍鱼场有挖机施工作业，擅自破坏电缆标志桩并挖断10 kV 直埋电缆（故障位置见图1），造成13 线的A1301B，A1303B 和A1305B 箱式变压器（以下简称“箱变”）高压电缆头短路着火。

图1 YS13 线接线及故障位置示意

1.1 故障前的运行情况

风电场一次接线如图2 所示。故障发生前，YS 站110 kV ZY 线运行，110 kV BY 线冷备用；YS 站1 号、2 号主变运行，10 kV 母线分段运行，站用变压器（以下简称“站用变”）分段运行，1 号主变中性点11000 投入，1—4 号电容器组热备用。

1.2 故障后现场检查

图2 某风电场YS 升压站一次接线

通过对故障现场的查勘，YS13 线上的A1301B，A1303B 和A1305B 3 台组合箱变内部高压侧出线端、低压侧进线端和分接开关均烧熔，造成变压器油箱导通，变压器油溢出后助燃，柜壁过火后变形凸起，如图3（a）、图3（b）所示；YS13 线10 kV 直埋电缆被挖断，短路后着火，电缆局部内、外绝缘层均烧光，成三芯裸线，如图3（c）所示；YS13 线开关FW6（10 kV 真空断路器）的分闸线圈烧毁，如图3（d）所示。

图3 现场查勘故障

本次故障造成的直接损失包括3 台10 kV 组合式变压器、约3 km 长高压电缆，间接损失包括5 台风力发电机约6 个月的发电量等，损失较为严重。

由现场检查情况，结合YS13 线接线图，判断初始故障点在A1306B 连接至A1305B 的电缆上，此故障电流由两部分组成，一部分来自电源侧（A1306F 风力发电机），另一部分来自系统侧（含YS13 线的其余5 台风力发电机，以及10 kVⅡ段母线反送电），其中系统侧提供的故障电流占主导地位。故障电流流过A1301B，A1303B，A1304B 和A1305B 组合式箱变的“T”型接头，其中A1301B，A1303B 和A1305B 的“T”型接头过流烧毁，继而在此3 处“T”型接头上形成新的故障点。

1.3 故障录波分析

故障过程中，主变故障录波装置、线路故障录波装置和线路保护装置均启动了故障录波，保护动作和开关变位时序见表1（13 线单元的主保护——过流1 段、过流2 段均动作2 次，但FW6 开关拒动导致故障未能切除；13 线单元的后备保护——2 号变压器低后备单元——过流1 段、过流2 段动作），跳开母联500 开关及2 号主变高低压侧102，502 开关，故障切除，故障总持续时间约75 s。

表1 保护动作和开关变位时序

对故障录波进行分析：

图4（a）为YS13 线在故障阶段1 的波形，选取2 号主变高压侧电流和10 kVⅡ段母线电压，故障表现为YS13 线三相短路故障（非金属性）。此时，2 号主变高压侧电流最大达到420 A，按变比估算主变低压侧电流为4 620 A，故障电流已达到2 号主变低后备单元——过流Ⅰ段动作定值（动作值为1 860 A，0.9 s），但由于该保护为复压闭锁且该馈线电缆较长，此时10 kVⅡ段母线电压三相基本对称（见图4），线电压最低有效值约为71 V，相负序电压最大为0.2 V（动作值为线电压60 V，负序电压6 V），因此2 号主变低后备单元——过流Ⅰ段未出口动作。但此阶段YS13集电线路的电流已达到该馈线动作电流（该支路无故障录波图形），保护正确动作但开关拒动。故障阶段1 持续了约70 s。

图4 故障录波

图4（b）为YS13 线在故障阶段2 的波形，选取2 号主变高压侧电流和10 kVⅡ段母线电压，此时B 相的相电压降至近0，A 相和C 相的相电压升高为线电压，零序电压升高为线电压，故障在这一阶段表现为YS13 线单相短路接地（非金属性）。此时，10 kVⅡ段母线电压仍未达到复压闭锁值（见图5），因此2 号主变低后备单元——过流Ⅰ段未出口动作。此阶段YS13 线的电流已达到该馈线动作电流（该支路无故障录波图形），保护正确动作但开关拒动。故障阶段2 持续了约4 s。

图5 故障阶段1、阶段2 的复压闭锁情况

在此阶段，2 号站用变单元发出过流2 段限时动作，跳开582 开关。因为2 号站用变兼做接地变压器，是10 kVⅡ段母线的接地点，在YS13线发生接地故障后，YS13 线单元与2 号站用变单元通过大地，形成故障电流回路，故障电流流过582 开关，当故障电流达到该馈线动作电流时，保护动作582 开关断开，则此后10 kVⅡ段母线失去其原本的接地点。

图4（c）为YS13 线在故障阶段3 的波形，选取2 号主变高压侧电流和10 kVⅡ段母线电压，故障在这一阶段发展为YS13 线三相短路接地（金属性）。由于FW6 开关处于拒动状态，此时10 kVⅡ段母线电压已达到复压闭锁值，变压器低压侧电流值为9 900 A，已达到2 号主变低后备单元——过流Ⅰ段动作值，因此2 号主变低后备单元——过流Ⅰ段动作出口，2 号主变高压侧102 开关、低压侧502 开关跳开，故障切除。

2 故障原因

2.1 箱变着火原因

分析故障录波图、保护动作情况，结合现场检查情况，得出本次箱变着火的直接原因为外力破坏，间接原因为开关拒动和继电保护定值设置不周全。YS13 线风机沿线10 kV 直埋电缆被施工机械挖断，造成电缆发生短路故障；在“13 线单元——过流1 段保护”动作后，又发生FW6 开关拒动，导致YS13 线故障电流不能被立即切除；而继电保护投入复压闭锁，在YS13 线末端发生非金属性短路时，10 kVⅡ段母线电压达不到复压闭锁值，导致在馈线保护拒动的情况下，2 号主变低压侧后备保护未能及时动作，故障电流作用在电缆“T 型头”上，使得其发热、着火，最后引起箱变着火。

2.2 开关拒动原因

FW6 真空开关拒动，是故障扩大的原因。造成开关拒动故障的原因一般有保护动作异常、电气控制和辅助回路问题、操动机构及其传动系统机械故障[16-18]。

（1）保护动作检查。调出保护动作报告，分析主一、主二保护，均动作正确，再者保护动作异常不会造成分闸线圈烧毁，故而排除保护动作异常的可能。

（2）电气控制和辅助回路检查。造成电气控制和辅助回路异常的原因有分闸线圈异常、辅助开关故障和二次回路故障等，电气控制和辅助回路异常具有不可自我修复的特征，其造成的拒动故障具有可重复特性。拒动故障发生后，更换FW6 开关的分闸线圈，对其开展保护传动试验，结果合格，因此除分闸线圈之外的电气控制和辅助回路不存在异常。

判断是否为分闸线圈异常（故障前已烧毁）导致的开关拒动。通过检查开关动作情况记录、动力负荷直流电源母线电压运行记录等，结合不久之前的小修情况可知，分闸线圈在故障前就已烧毁的可能性非常小，故基本排除电气控制和辅助回路异常的可能。

（3）操动机构及其传动系统检查。操动机构及其传动系统异常可分为2 种： 一种是可重复性的，如操动机构及其传动系统发生机械变形或损坏等，此类缺陷不可自我修复，造成的拒动现象通常可重现；另一种是不可重现性的，如分闸滚轮、凸轮、主轴滚轮润滑油干枯，运动过程中阻力大等。一般发生在长期不动作后的首次操作，此类缺陷具有一个显著的特点，即一旦断路器操作做功突破阻力动作之后，后续断路器可正常动作，且通常情况下断路器特性满足设计标准要求。风电场此前也曾出现过若干次10 kV 开关合闸拒动，后通过手动合闸操作并微调机构完成合闸操作。对故障开关的操作机构进行解体检查发现，部分传动部件已变形。

因此，开关拒动的直接原因是操动机构及其传动系统卡涩。开关操动机构及其传动系统卡涩，导致开关在分闸动作信号后迟迟不能动作，分闸线圈在较长时间自保持回路电流的作用下，烧毁分闸线圈。

2.3 继电保护定值设置不当

YS13 线故障过程中，其主一、主二保护均动作，但由于FW6 开关拒动的缺陷，未能直接切除故障的YS13 馈线。在主保护失灵的情况下，后备保护迟迟不能投入，从而故障扩大。

通过故障录波分析，在故障阶段1 和故障阶段2，流过2 号主变的故障电流均已达到2 号主变低后备单元——过流Ⅰ段动作定值，但在馈线末端发生三相非金属性短路及单相非金属性接地故障的情况下，10 kV 母线能保持住一定的电压且三相基本平衡，即均未达到复压闭锁值，从而导致在过流的情况下被闭锁，故障电流持续较长时间。而后演变到故障阶段3，故障发展至非常严重的程度，10 kV 母线才达到复压闭锁值，后备保护启动，故障被切除。

在馈线主保护失灵的情况下，后备保护所采用的变压器两侧经复合电压闭锁过电流保护，对馈线末端非金属性短路无法有效识别，导致馈线故障切除不及时。

3 暴露问题及反事故措施

3.1 设备寿命

该风电场已经投产运行十几年，设备、设施生命周期迫近，老化疲劳引发的故障缺陷处于集中爆发期，特别是长期经受沿海盐雾侵袭，电气设备绝缘强度降低，机械连接及轴承旋转部位的疲劳、发热问题凸显，这些都是故障发生的内在因素[19-20]。一旦有外在因素触发，外因与内因相结合，极易引起故障扩大。

3.2 电气设备预防性试验

风电场投运期间，每年均定期进行检修试验。因目前的国家标准和行业标准均未对大、小修周期时间进行明确规定，而风电场历年来的检修均按照小修的标准进行，开展项目仅为绝缘电阻、交流耐压试验等，以下4 项试验则从未开展过：

（1）辅助回路和控制回路交流耐压试验。

（2）断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，合闸时的弹跳过程。

（3）操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的动作电压。

（4）合闸接触器，分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻等。

这4 项试验的目的是检验真空断路器二次回路绝缘性能、操作机构动作特性和绝缘性能等。按照DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》的要求，4 项试验的试验周期均为大修后。

沿海风电场设备工作环境十分恶劣，多风沙、多盐雾，设备老化情况严重。设备检修的周期可以参考中国南方电网有限责任公司关于电力设备预防性试验的规定，每6 年进行一次大修，如此可及时发现设备缺陷，避免因设备缺陷造成的故障扩大化。

3.3 继电保护定值

按照GB/T 14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》的规定，“对外部相间短路引起的变压器过流，变压器应装设相间短路后备保护”“110 kV 升压变压器相间短路后备保护用过电流保护不能满足灵敏度要求时，宜采用复合电压启动的过电流保护或复合电流保护”。复合电压闭锁的整定原则是：“躲过正常运行时可能出现的低电压”“负序电压应按躲过正常运行时的不平衡电压整定”，因此在通常情况下，变压器配置过电流保护经复合电压闭锁是没有问题的。

按照DL/T 584—2017《3～110 kV 电网继电保护装置运行整定规程》的规定，与电网配合有关的变压器各侧的过电流和零序电流保护整定计算原则如下。

（1）过电流保护整定原则：

式中：KK为可靠系数，取1.2～1.3；Kf为返回系数，微机型取0.95；ILmax为最大负荷电流，复合电压闭锁的过电流保护只考虑本变压器的额定电流。

（2）需要时，变压器过电流保护可经复合电压闭锁按下述原则整定。

躲过正常运行时可能出现的低电压：

式中： U1set为正序低电压定值；Umin为正常运行时可能出现的低电压，一般取Umin=（0.90～0.95）UN（UN为额定电压）；KK取1.1～1.2；Kf微机型取1.05。

负序电压应按照躲过正常运行时的不平衡电压整定：

式中： U2set为负序电压定值。

按照式（1）—式（3），可得2 号主变低过流保护定值为1 736～1 881 A，正序低电压定值为71～82 V，负序电压定值为4～8 V。

原设定2 号主变低过流Ⅰ段动作定值1 860 A，正序低电压动作值60 V，负序电压动作值6 V。其依据是DL/T 684—2012《大型发电机变压器继电保护整定计算规程》中“复合电压启动的过电流保护”。当电压互感器取自发电机侧时，应考虑躲过发电机失磁运行时出现的低电压，取：

按照式（4），正序低电压定值为60～70 V。但在本风电场中，风力发电机是永磁的，不存在失磁运行的情况，因此原复合电压闭锁的正序低电压定值60 V 是不适用的。

按照式（2）计算取中间值，若正序电压定值设置在75 V，则在故障阶段1 就可以正确切掉故障，而不会被闭锁。

对于这种沿海风电场，多台发电机并联运行，馈线电缆很长，主变过电流保护的复压闭锁值不应选取过低，否则当发生馈线末端三相非金属性短路且馈线保护拒动的情况时，主变过流保护将不能及时动作，会导致故障扩大。建议正序低电压动作值设定为75 V。

4 结语

综上所述，发生这起箱变着火故障的直接原因为外力破坏，间接原因为开关拒动和继电保护定值设置不周全。建议从以下几个方面加以防范：

（1）加强户外直埋电缆的巡视，防止10 kV 直埋电缆受外力破坏。风电场全场范围内摸查养殖业建设规划，划分重点区域，在风机周围或风机上安装户外摄像头，严密监控养殖场施工作业情况，及时发现并制止违规施工情况的发生。编制重点区域风机位置图，加密风机线路电缆标志桩，缩短风机及其箱变的线路巡视周期。

（2）加强电力设备的预防性试验管理。对风电场的运维管理，大修的检修周期可明确为6 年，检修项目按照DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》的要求进行，对于10 kV 开关设备（真空断路器），大修中应进行3.2 节的4 项试验，从而可有效检测真空断路器的二次回路绝缘性能、操作机构动作特性、绝缘性能等，及早发现开关缺陷，减少拒动的发生。

（3）做好继电保护定值的复算和校核工作。对外部相间短路（如馈线电流被破坏）引起的变压器过流，变压器应配置相间短路后备保护，宜采用复合电压启动的过电流保护，且正序低电压动作值选取不应过低，建议设为75 V。