某海上风电场220 kV海缆线路单相接地故障分析

顾星星

摘 要：以某海上风电场实际发生的一起220 kV海缆线路单相接地故障为例，分析了故障发生时该海上风电场陆上集控中心端及海上升压站端的故障电压、故障电流波形及特性。分析结果表明：相较于陆上集控中心端，海上升压站端为弱馈电源端；由于海上升压站端的正序等值阻抗、负序等值阻抗远大于零序等值阻抗，当海缆线路发生单相接地故障时，海上升压站端流过的故障电流主要为零序分量，使故障电流的三相电流幅值、相位近似一致，与传统接地故障象征有明显差别。研究结果可为海上风电场220 kV海缆线路安全稳定运行，以及海缆线路继电保护正确选相及可靠动作提供有益指导。

关键词：海上风电场；海缆线路；单相接地故障；故障录波

中图分类号：TM614 文献标志码：A

0  引言

110 kV及以上电压等级的陆上风电场接入电力系统，风电场端具有弱馈电源特性，当并网线路发生接地故障时，风电场端流过的故障电流主要为零序分量，使故障电流的三相电流幅值、相位近似一致，这与传统接地故障象征有明显差别[1]。海上风电场220 kV海缆线路保护与陆上风电场的并网线路保护配置基本一致，研究海上风电场220 kV海缆线路单相接地故障时的故障电压、故障电流特性，对保证海上风电场220 kV海缆线路安全稳定运行及继电保护可靠动作可起到有益的指导作用。本文以某海上风电场实际发生的一起220 kV海缆线路单相接地故障为例，对故障发生时海上风电场陆上集控中心端及海上升压站端的故障电压、故障电流波形及特性进行分析。

1  海上风电场概况

某海上风电场的总装机容量为300 MW，安装了75台单机容量为4 MW的风电机组，发电机为鼠笼异步型。该海上风电场配套建有1座220 kV陆上集控中心和1座220 kV海上升压站。风电机组通过12回35 kV海缆接入220 kV海上升压站，经海上升压站升压后，以2回220 kV海缆在登陆点登陆，并转陆缆接至220 kV陆上集控中心，再经1回220 kV线路接至220 kV蓬树开关站（电网接入点）。220 kV陆上集控中心采用单母线接线方式，220 kV海上升压站采用线变组接线方式，风电场的3台主变压器220 kV侧中性点均直接接地运行。

该海上风电场的220 kV陆上集控中心的一次系统图如图1所示，220 kV海上升压站的一次系统图如图2所示。图中数值均为设备编号。

2  事故前的工况及事故经过

2.1  事故发生前的工况

事故发生前，该海上风电场的全场平均风速为8.68 m/s，总有功功率为180.25 MW；220 kV交蓬26L0线路、220 kV海交26S1线路、220 kV海交26S2线路均正常运行；其余主设备也均正常运行。

2.2  事故经过

2021年12月12日06：00：31，该海上风电场陆上集控中心端220 kV海交26S1开关、海上升压站端220 kV海交26S1开关跳闸。海上升压站场用电系统的备用电源自动投入装置（下文简称为“备自投装置”）动作正常，400 V I段母线切换至2#场用变压器（下文简称为“场用变”）供电。

现场检查220 kV海交26S1线路的保护动作情况，发现陆上集控中心端的纵联差动保护动作、接地距离保护I段动作，故障测距为26.736 km，故障电流为22.626 A，零序电流为21.248 A，故障回路电压为27.752 V，最大差动电流为25.017 A，故障相别为C相；发现海上升压站端的纵联差动保护动作、接地距离保护I段动作，故障测距为57.661 km，故障电流为1.330 A，零序电流为3.169 A，故障回路电压为5.302 V，最大差动电流为25.124 A，故障相别为C相。

现场查看故障录波情况，故障时刻陆上集控中心端的220 kV正母线电压、220 kV海交26S1线路电流的录波图如图3所示，故障时刻海上升压站端220 kV海交26S1线路电压、电流的录波图如图4所示。

根据继电保护装置动作情况和图3、图4的实际故障录波图进行分析，判断此次故障为220 kV海交26S1线路C相单相接地故障。

进一步对图3、图4的实际故障录波图进行分析可知：当220 kV海交26S1线路C相发生单相接地故障时，陆上集控中心端220 kV海交26S1线路的C相电压降低，非故障相电压基本不变，C相电流瞬时增大。而海上升压站端220 kV海交26S1线路的C相电压大幅降低，非故障电压基本不变；而故障电流的A、B、C三相电流幅值、相位基本相同。

由此可知，当海上风电场220 kV海缆线路发生单相接地故障时，陆上集控中心端的故障电压、故障电流的特性与传统大电流接地系统线路发生单相接地故障时的故障象征相同，而海上升压站端的故障电压、故障电流的特性与传统大电流接地系统线路单相接地故障象征有较大差别。

3  海上风电场的弱馈特性及其海缆线路单相接地故障特性的分析

3.1  海上风电场的弱馈特性

在两端供电系统中，通常把电源容量较小的一侧电源称为弱馈电源[2]。对于海上风电场而言，其所发电量通常经海上升压站的主变压器、海缆线路送至陆上集控中心，再经送出线路并入电网，因此，陆上集控中心端是强电源，海上升压站端是弱馈电源。

当海缆线路内部发生故障时，由于海上升压站端（即弱馈电源端）的系统阻抗很大，因此其故障电流很小，且比陆上集控中心端的故障电流小。由于海上升压站的主变压器为中性点直接接地，当海缆线路发生单相接地故障时，在零序等效电路中，海上升压站端的等值阻抗比正序等值阻抗、负序等值阻抗相对小很多，因此在海上升压站端的故障電流中，几乎全是零序电流，正序、负序电流所占比重很小[3]。

3.2  海缆线路单相接地故障特性的分析

利用对称分量法对该海上风电场海缆线路单相接地故障特性进行分析。当该海上风电场220 kV海交26S1线路C相发生单相接地故障时，其正序、负序、零序网络如图5所示。图中：XFG1、XXB1、XJD1、XT1、XLG1、XLS1、XS1分别为风电机组的正序等值阻抗、风电机组箱式变压器的正序等值阻抗、风电机组进线的正序等值阻抗、海上升压站主变压器的正序等值阻抗、故障点到海上升压站端线路的正序等值阻抗、故障点到陆上集控中心端线路的正序等值阻抗、归算到陆上集控中心220 kV正母线处的系统正序等值阻抗；fG1为流过海上升压站端的正序等效电流；fS1为流过陆上集控中心端的正序等效电流；f1为故障点电流的正序分量，其值为流过海上升压站端和陆上集控中心端的正序等效电流之和；f1为故障点电压的正序分量；G1为风电机组的等效电动势；S1为系统的等效电动势；XFG2、XXB2、XJD2、XT2、XLG2、XLS2、XS2别为风电机组的负序等值阻抗、风电机组箱式变压器的负序等值阻抗、风电机组进线的负序等值阻抗、海上升压站主变压器的负序等值阻抗、故障点到海上升压站端线路的负序等值阻抗、故障点到陆上集控中心端线路的负序等值阻抗、归算到陆上集控中心220 kV正母线处的系统负序等值阻抗；fG2为流过海上升压站端的负序等效电流；fS2为流过陆上集控中心端的负序等效电流；f2为故障点电流的负序分量，其值为流过海上升压站端和陆上集控中心端的负序等效电流之和；f2为故障点电压的负序分量；XT0、XLG0、XLS0、XS0分别为海上升压站主变压器的零序等值阻抗、故障点到海上升压站端线路的零序等值阻抗、故障点到陆上集控中心端线路的零序等值阻抗、归算到陆上集控中心220 kV正母线处的系统零序等值阻抗；fG0为流过海上升压站端的零序等效电流；fS0为流过陆上集控中心端的零序等效电流；f0为故障点电流的零序分量，其值为流过海上升压站端和陆上集控中心端的零序等效电流之和；f0为故障点电压的零序分量。

该海上风电场220 kV海交26S1线路C相发生单相接地故障时正序、负序、零序网络的边界条件为：

（1）

式中：为单相接地故障时故障相C相的电压；为单相接地故障时非故障相A相的电流；为单相接地故障时非故障相B相的电流。

特殊相为C相，利用对称分量法将边界条件用特殊相序分量表示为：

（2）

（3）

式中：、、分别为单相接地故障时故障相C相的正序电流分量、负序电流分量、零序电流分量；为单相接地故障时故障相C相的故障电流；、、分别为单相接地故障时故障相C相的正序电压分量、负序电压分量、零序电压分量。

因此，当220 kV海交26S1线路C相发生单相接地故障时，复合序网络为正序、负序、零序网络的串联，即图5中f1=f2=f0。

海上升压站端的正序等值阻抗X∑G1、负序等值阻抗X∑G2、零序等值阻抗X∑G0可分别表示为：

X∑G1=XFG1+XXB1+XJD1+XT1+XLG1                      （4）

X∑G2=XFG2+XXB2+XJD2+XT2+XLG2                      （5）

X∑G0=XT0+XLG0                                                （6）

陆上集控中心端的正序等值阻抗X∑S1、负序等值阻抗X∑S2、零序等值阻抗X∑S0可分别表示为：

X∑S1=XLS1+XS1                                                 （7）

X∑S2=XLS2+XS2                                                 （8）

X∑S0=XLS0+XS0                                                 （9）

根據江苏省省级调度中心下发的系统等值阻抗，等效到该海上风电场220 kV正母线最大运行方式和最小运行方式下的系统等值阻抗分别为0.0150、0.0311，据此可计算出该海上风电场220 kV正母线最大运行方式和最小运行方式下的短路容量分别为6666.66、3215.43 MVA。该海上风电场的总装机容量为300 MW，其中通过220 kV海交26S1线路接入陆上集控中心220 kV正母线的容量为152 MVA，仅为其接入点陆上集控中心端220 kV正母线短路容量的2.28%～4.73%，可认为海上升压站端的正序等值阻抗和负序等值阻抗远大于陆上集控中心端的正序等值阻抗和负序等值阻抗，即X∑G1?X∑S1、X∑G2?X∑S2。对于零序网络，由于海上升压站的主变压器220 kV侧中性点直接接地，因此当220 kV海交26S1线路C相发生单相接地故障时，海上升压站端的零序等值阻抗仅包含故障点到海上升压站端线路的零序等值阻抗和海上升压站主变压器的零序等值阻抗，与陆上集控中心端的零序等值阻抗相差不大，即X∑G0与X∑S0相差不大。

当220 kV海交26S1线路C相发生单相接地故障时，f1=f2=f0。根据正序、负序、零序网络各自的分流效应，流过海上升压站端的正序等效电流、负序等效电流、零序等效电流和流过陆上集控中心端的正序等效电流、负序等效电流、零序等效电流可分别表示为：

（10）

（11）

（12）

（13）

（14）

（15）

在不考虑负荷电流的情况下，海上升压站端的A、B、C三相电流fAH、fBH、fCH可分别表示为：

（16）

（17）

（18）

由于海上升压站端相较于陆上集控中心端为弱馈电源端，其正序等值阻抗、负序等值阻抗远大于陆上集控中心端的正序等值阻抗、负序等值阻抗，而海上升压站端的零序等值阻抗与陆上集控中心端的零序等值阻抗相差不大，因此可以得出、，即海上升压站端流过的故障电流中的正序分量、负序分量远小于零序分量，从而出现海上升压站故障电流的三相电流幅值、相位均近乎相同的情况，与图4实际故障录波图的显示一致。

在不考虑负荷电流的情况下，陆上集控中心端的A、B、C三相電流、、可分别表示为：

（19）

（20）

（21）

由于陆上集控中心端相较于海上升压站端为强电源侧，当220 kV海交26S1线路C相发生单相接地故障时，故障相流过的故障电流的正序、负序、零序分量大小相等、方向相同，且故障相电流为其正序、负序、零序分量的叠加，而非故障相电流为零，与图3实际故障录波图的显示一致。

4  结论

本文以某海上风电场实际发生的一起220 kV海缆线路单相接地故障为例，对海上风电场220 kV海缆线路发生单相接地故障时陆上集控中心端及海上升压站端的故障电压、故障电流波形及特性进行了分析。分析结果显示：该海上风电场220 kV海缆线路发生单相接地故障时，相较于陆上集控中心端，海上升压站端为弱馈电源端；海上风电场220 kV海缆线路发生单相接地故障时，海上升压站端流过的故障电流主要为零序分量，使故障电流的三相电流幅值、相位近似一致，与传统接地故障象征有明显差别。该研究结果可对海上风电场220 kV海缆线路安全稳定运行，以及继电保护正确选相及可靠动作起到有益地指导作用。

[参考文献]

[1] 王进，张健，苗伟威，等. 一起220 kV风电场并网线路接地故障分析[J]. 山东电力技术，2020，47（6）：1-4.

[2] 申南轩. 风电场并网运行的故障特性分析及保护策略研究[D]. 北京：华北电力大学，2018.

[3] 张保会，李光辉，王进，等. 风电接入电力系统故障电流的影响因素分析及对继电保护的影响[J]. 电力自动化设备，2012，32（2）：1-8.

ANALYSIS OF SINGLE-PHASE GROUNDING FAULT OF 220 kV SUBMARINE CABLE LINE IN A CERTAIN OFFSHORE WIND FARM

Gu Xingxing

（Jiangsu Communications Rudong Offshore Wind Power Co.，Ltd，Nantong 226400，China）

Abstract：This paper takes an actual single-phase grounding fault of a 220 kV submarine cable line in a certain offshore wind farm as an example to analyze the waveform and characteristics of the fault voltage，fault current of the onshore centralized control center end and offshore booster station end of the offshore wind farm when the fault occurred. The analysis results show that compared to the onshore centralized control center end，the offshore booster station end is a weak feed power source end；Due to the fact that the positive sequence equivalent impedance and negative sequence equivalent impedance at the offshore booster station end are much greater than the zero sequence equivalent impedance，when a single-phase grounding fault occurs on the submarine cable line，the fault current flowing through the offshore booster station end mainly consists of the zero sequence component，making the amplitude and phase of the three-phase current of the fault current approximately consistent，which is significantly different from the traditional grounding fault symbol. The research results can provide useful guidance for the safe and stable operation of 220 kV submarine cable lines in offshore wind farms，as well as the correct phase selection and reliable operation of relay protection for submarine cable lines.

Keywords：offshore wind farm；submarine cable line；single-phase grounding fault；fault recording