一起风电场线路无故障跳闸事件分析

冉庆禹，王 龙

（国网宁夏电力公司吴忠供电公司，宁夏 吴忠 751100）

0 引言

随着双碳目标的提出，风力发电得到迅速发展。但风电出力随机性大，功率具有很强的波动性和间歇性特征[1−2]。为提高风电电能质量，使风电功率因数达到最优，风电场通常都配置无功补偿装置。当无功补偿装置出现问题，不仅会导致风电功率因数下降，电能质量降低，还会影响电力系统的安全稳定运行[3−4]。本文对某110 kV变电站一起35 kV风电场线路正常运行情况下开关跳闸事件进行分析，确定原因并提出解决措施。

1 跳闸事件

2021年 4月 1日 17：03：35，某 110 kV 变电站314 SL线路保护装置过流Ⅱ段保护动作，动作相别为B相和C相，动作电流为1.02 A；4月10日23：41：52，314 SL线路保护装置过流Ⅱ段保护动作，动作相别为B相和C相，动作电流为0.98 A；4月21日16：35：45，314 SL线路保护装置过流Ⅱ段保护动作，动作相别为B相，动作电流为0.97 A。一个月内连续发生3起线路跳闸事件，引起工作人员的重视。工作人员现场调取故障录波图进行分析，以确定事件发生的原因。

2 原因分析

314 SL线路保护装置过流Ⅱ段动作后，保护工作人员到现场查看装置定值，过流Ⅰ段定值为动作电流16.8 A、动作时限0 s；过流Ⅱ段定值为动作电流0.96 A、动作时限0.2 s；过流Ⅲ段定值为动作电流5.9 A、动作时限0.5 s。过流Ⅰ段、过流Ⅱ段均有方向闭锁，方向由母线指向线路，过流Ⅲ段无方向闭锁。事件发生时，314 SL线路电流已经达到Ⅱ段定值，从而引发保护装置过流Ⅱ段出口动作，314 SL线路跳闸。在确定314 SL线路电流达到保护装置过流Ⅱ段定值后，检修人员对线路及接入电缆进行绝缘、交流耐压试验，对线路避雷器进行直流泄漏及绝缘电阻试验，试验全部合格。同时重点检查了现场线路末端箱变、箱变避雷器、低压侧电缆及风电机组底部控制柜，均未发现故障点。为确定314 SL线路跳闸原因，保护人员进行了分析。

1）保护装置是否误动。按照保护装置过流Ⅱ段定值为0.96 A进行模拟故障校验，当继电保护测试仪输出0.97 A模拟量至保护装置时，过流Ⅱ段保护动作；当继电保护测试仪输出0.95 A模拟量至保护装置时，保护启动，但未动作。可见，保护装置采样正确，未误动。

2）保护装置过流Ⅱ段方向闭锁是否失效。314 SL线路保护装置方向元件采用90°接线，灵敏角为45°，所以动作区域应为：

式中：IB为保护装置B相电流；UCA为保护装置C相、A相间的线电压。

利用继电保护测试仪进行校验，最终确定动作区域为：

满足相位误差在3%以内的要求，说明保护装置方向闭锁有效。

3）电流互感器极性是否接反。电流互感器一次侧以35 kV母线为极性端，二次侧以S1为极性端，现场检查电流互感器为减极性，用作保护、测量、计量的绕组输入端均接在S1端，故电流互感器极性正确，保护绕组接线正确。

4）功率因数是否影响电流值。保护工作人员现场调取了故障录波图进行分析，B相和C相电流在0.96 A附近，当B相电流达0.96 A时，过流Ⅱ段元件开始启动计时，此时UCA超前IB约39°，电流在动作区域，方向元件满足条件，经0.2 s延时后过流Ⅱ段出口跳闸。由于三相电流略有差异，B相电流比A相和C相电流略大。跳闸时刻B相电流大于过流Ⅱ段定值，而A相和C相电流小于过流Ⅱ段定值，因此动作报告中故障相别为B相。

对录波文件进行分析，314 SL线路保护动作录波文件中，某一时刻IA角度为2.295°，UAB角度为162.742°。录波文件显示，此次保护动作过程中，电压未受到影响，三相电压波形为三相对称正弦波，UAB超前UA的角度为30°，此刻UA角度为132.742°，从而得出UA超前IA的角度为130.447°。同理，UB超前IB的角度约为130°，此时以35 kV母线为基准，110 kV变电站内314间隔有功功率为−6.96 MW，无功功率为4.871 Mvar，功率因数为0.816。

从电力调度自动化系统调取历史曲线，在有功功率数值相同的情况下，查询得到相关运行数据，如表1所示。

表1 相关运行数据统计表

根据表1数据，分别推算出电流和电压的关系如图1所示，图中IA1和IA2分别为2021年和2019年314 SL线路A相的电流值，IB1和IB2分别为2021年和2019年314 SL线路B相的电流值。

图1 保护动作与正常运行时相量图

对比314 SL线路不同时间、相同有功功率情况下的数据，在相同有功功率的情况下，2021年4月21日电网向风电场输送的无功功率比2019年4月25日增加了2.963 Mvar，功率因数下降0.148。该风电场无功补偿电容器组投切原则：定桨距失速型异步发电机在任何运行方式下不能向系统提供动态无功支持，仅能通过电容器的自动投切，调整其等效功率因数接近1.0，风电场在有功出力不同的情况下，需投入不同数量的无功补偿装置且在设置转速点投入软启动。由表1可见，在相同有功出力的情况下，2021年4月21日风电场所投入的无功补偿容量比2019年4月25日下降了2.963 Mvar，推测该风电场无功补偿能力下降或补偿方式发生变化。

风电场工作人员对无功补偿设备进行检查，发现无功补偿设备中有120个电容单元电容值不合格，其电容值已从额定值 3×55.7 μF（误差范围为−5%～+10%）降低至3×0.43 μF，当其运行在额定电压690 V工况下，单个电容单元无功功率为24.8 kvar，总无功功率缺额为2.976 Mvar，与分析结论相符。

综上，本次事件主要由于风电场无功补偿装置故障，无法提供充足的无功功率进行电能质量调节，需从电网吸收无功功率，线路功率因数下降，电流值增大，达到过流Ⅱ段整定值，保护动作使314 SL线路跳闸，风电场损失有功出力。

3 解决措施

风电场工作人员确定原因后，更换120个不合格电容单元，试验合格后，投入无功补偿装置，系统恢复正常运行。风电场使用的固定补偿设备只有风机固定电容及分组投切电容，设备老旧，补偿方式单一，响应时间长，电容器容量较大，不能连续调节，可能与系统发生谐振，且电容器要经常进行维护检修，因此固定补偿已经不能满足目前风电并网系统无功功率的变化[5−6]。

风电场有关技术人员对无功补偿设备进行改造，采用静止无功发生器进行无功补偿，其基本原理是使用可关断的大功率电子器件形成自换相桥式电路，经过电抗器并联在电网中运行，适当调节桥式电路交流侧输出电压的幅值和相位，或者直接控制其交流侧电流，实现快速动态无功调节功能。

1）风电场更换静止无功发生器后，线路运行平稳，功率因数持续在0.95以上，未造成线路电流幅值增大而误跳闸。

2）静止无功发生器具有滤波功能，响应速度快，占地面积小，安装方式灵活，设备维护量小，可提高电能质量。同时静止无功发生器在电网侧为某地区10 GW新能源可靠消纳提供了良好的运行条件，为实现“双碳”目标、构建“双新”电力系统保驾护航。

4 结语

通过对此次跳闸事件的分析，确定该风电场线路无故障跳闸的原因，提出改善无功补偿模式，采用先进的静止无功发生器进行无功补偿，为风电场尤其是设备老旧的风电场改善电能质量、提高经济效益、减轻运维负担提供参考，避免无故障损失负荷等事件的发生。