技术研发
TECHNOLOGY AND MARKET
Vol .23,N 〇. 12,2016
丘健兴，李振豹
(华润电力华南大区运维公司，广东清远511500)
摘要：风电场正常运行中发生主变跳闸事故后，风电机组由于在无功补偿设备的支撑下并未及时脱网，造成故障的扩 大化。通过故障录波文件对故障进行分析及对风机特性进行研究，制定相关整改方案，对相关二次跳闸回路进行整改， 以避免故障扩大。 关键词：主变跳闸；风机脱网；孤网运行；无功补偿；回路改造
d 〇i ：10. 3969/j . issn . 1006
-
8554.2016.12.009
〇引言
在全球能源紧缺和节能减排双重重压之下，新的可再生能 源受到无比青睐。我国是世界上风力资源占有率最高的国家， 也是世界上最早利用风能的国家之一，风力发电既能保证能源 的有序利用，又能战胜全球气候变化，特别是在我国雾霾非常 严重的现状下，更有利于全球的环境资源保护。我国的风能开 发和利用已经进人一个崭新的时期。2014年，中国新增风电 并网容量达1 335万千瓦，累计并网容量1. 147亿千瓦。在如 此大容量的背景下，主变跳闸而风机未及时脱网将造成事故的 扩大，将对电网安全稳定运行产生不利影响。1
无功补偿机理、风机停机故障种类、低电压穿越机理1风力发电的随机性和不受控性使得大规模风电机组的 并网给电力系统带来母线电压越限、电网电压波动和闪变等一 系列问题。因此需要在35 kV 母线上并联无功补偿装置来调 节风电场的无功。即在电压不正常时发出感性或容性无功，使 并网电压符合电网公司的要求。
2) 风力发电机主要频发停机的种类主要分为以下几种：电 网电压出错、DTD 1/2过滤器警报、转子保
护装置的磁热开关 出错、功率调节偏差、频率出错、转矩环路速度过滤器警报、电 气过速、相位旋转出错、线路磁热保护装置跳闸、g o l ba 等。3) 低电压穿越采集电压采用箱变变低690 V 侧，当35 kV 侧发生单相接地故障时，由于箱变接线组别为Dyn - 11，因此690侧三相电压依然处于平衡状态。2 故障发生概况
2.1 故障背景
2014年11月，华润新能源所属某风电场发生一起因35kV #1 -2SVC 电容器组B 相电抗器单相接地故障，但由于该间隔 开关柜出线处未安装零序CT ，导致零序保护拒动，此时由#1接 地变低压侧零序过流I 段保护动作联跳#1主变变低301断路 器。在#1主变跳闸后，风机由于在无功补偿的支撑下并未及 时脱网，且在故障存在的前提下维持了 33s ，直接导致#1接地 变电阻无法长时间耐受大电流而烧毁，以及35kV 华润I 线33# 风机W 相高压绕组发生匝间绝缘击穿。故障发生后，经专家 鉴定，主变跳闸后，无功补偿装置的无功支撑是导致风机未及 时脱网，造成故障扩大的直接原因。
2. 2主要设备参数
1) 35 kV 1 -2SVC 电容器组设备采用某公司额定容量为
12 000 k
a 设备。
2)
35 kV #1接地变31GT 间隔接地电组采用某公司额定电 流为800 A ，阻值25f ! +/ -5%，耐受时间10 s 。3) 风机采用某公司的2 MW 型，变压器采用某公司额定容 量为2 350 kVA ，联结组别Dynl 1。
3故障分析3.1 故障发生流程（见图1)
图1故障发生流程图
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2316年第23卷第12期技术与市场
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3.2 故障分析
1)由于35 kV # 1 -2SVC 电容器组中B 相电抗器抑制谐波 线圈两侧接头处放电造成单相接地，此时该间隔保护装置的零 序过流保护应该正确动作，但现场施工安装时并未安装此零序 CT (三相电缆为单芯300 mm 2电力电缆，当时现场安装困难而 图方便并未安装，但竣工图纸设计中有此零序CT )导致该电容 器组保护装置未检测到零序电流而发生保护拒动，见图2。
图2录波图一:B 相电抗器接地时，零序电流为0
2)
35 kV # 1 -2SVC 电容器组的单相接地保护拒动直接导
致35 kV #1接地变中性点接地电阻流过接地电容电流，在故障 发生开始至保护动作定值0. 9s 后，35 kV #1接地变低压侧零 序过流I 、II 段，同时动作于联跳#1主变变低301开关。
3)
虽然#1主变变低301开关在故障后0.9s 跳开，但35 kV
系统此时由于35 kV #1 -2SVC 电容器组仍然挂在35 kV I 段 母线上运行，对风机进行了无功补偿，对电压有支撑作用，风机 并未脱网（风机变压器为ydnl 1接线，风机低电压穿越只检测 690V 侧电压，此时690V 侧电压并未受到影响），见图3。
图3
录波图二:0.9s #1主变301开关跳开后电压未跌落
4)风机的未脱网导致35 kV 母线电压一直维持故障时状 态，由于35 kV #1 -2SVC 电容器组故障点接地电流并未消失， 引起35 kV #1接地变中性点接地电阻持续有接地电容电流流 过。在#1主变跳闸后约31 s ，风机在1.8 s (风机低电压穿越时 间）内相继脱网，见图4、图5。由于35 kV #1接地变中性点接 地电阻长时间流过故障电流，导致接地电阻烧毁。另系统B 相 接地，导致A 、C 相长时间持续线电压水平，造成华润1线
D 33
号风机变压器的绝缘薄弱处C 相匝间对地击穿而损坏。
图4
录波图三:A 、C 相持续线电压水平
图5
录波图四:35 kV #1 -2SVC 持续故障电流
5)35 kV #1接地变过流I 段保护跳开后接地电流逐渐降 低，风机开始低电压穿越1. 8s 内逐渐全部脱网。4
弧网模拟试验结论
2014年12月，我司邀请第三方检测权威机构对本次事故 进行风机孤网模拟试验，主要针对双馈风机在亚同步与超同 步、全功率风机的变流器在孤网运行时功率流向进行深人分 析，得出结论如下。
1) 风场集电线路单相对地短路，并不直接引发风机主回路 工作的明显异常。
2) 风机弧网运行的持续时间，主要与风机变流器自身配置 和控制策略相关，风机类型、工作状态等也会有一定的影响。3)
风机弧网运行时，其网侧电压和频率一般会出现漂移，
主要是升高。电压升高对系统的安全性带来一定的威胁，必须
从控制或保护上避免。5
防范措施
针对35 kV 母线上各支路发生故障时，保护拒动所引发的 越级跳闸，造成风机弧网运行的情况，经我司各专业人员商议， 得出以下整改意见。
1)保证保护装置的正确动作，定期进行保护，并进行定检 及定值核算工作。
(下转第32页）
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8300c
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图5
受电弓与网线接触示意图
表2
最大网线斜率下上框架尾部与网线高度理论值
前后高差
网线斜率
弓头状态
升弓高度碳滑板上 表面高度尾部高度前后高差尾部抬升量上框架尾部与 网线的间距
40 mm
22%〇
新弓头
140
4504104011294190504307013224旧弓头 极限状态1654504183212086215500443571451150 mm
扩张网机
22%〇
新弓头
140
45040050102104190500427731927旧弓头 极限状态
1654504123811492215
500
436
64
138
18
注：被检测的受电弓处于折叠状态时，受电弓碳滑板上表面距车顶表面高度为315，尾部高度为298
rnrn ，即受电弓前后高差为314 -298二16 mm 。
安装于车顶的受电弓处于降弓状态时，受电弓碳滑板上表面与网线的距离为140 mm ，受电弓尾部与网线之间的距离为140 + 16二156 mm 。旧弓 头极限状态是指碳滑板净磨耗量为15 mm 、橡胶弹簧下降量为10 mm ，这样如果新弓头升弓高度为140 mm 及190 mm 时，旧弓头需升起140 +15 + 10二165 mm 及215 mm 才可与网线接触。
经分析表2数据可知，无论受电弓前后高差调整为40 mm 或50 mm ，受电弓弓头悬挂为新弓头或是旧弓头，在受电弓通 过网线的最低点时，上框架尾部与网线之间都最小有1 mm 的 间距，表明受电弓可安全使用，不会发生网线磨框架的现象。
4结语
聚四氟乙烯乳液>对等网线
为避免网线磨框架问题的发生，最有效的解决方法是尽可 能地增大受电弓前后高差。
经现场装车运行确定，
在受电弓前后高差为40 mm 时，
即 可保证安全运行。但为保证受电弓在该项目运行时有一定的 余量，同时在保证受电弓静态接触压力满足10 ± 10 N 及受电
弓折叠高度的条件下，受电弓在升起至最小工作高度10 mm 时，受电弓前后高差调整到50 mm ，以更好地保证车辆的稳定 运行。
(上接第2页）
2) 保证回路的完整性、符合性，确保回路、CT 、PT 等与设计
图纸相符，并符合标准规范要求；
3)
接地变低压侧零序过流保护应分级联跳35 kV 母线各 支路、分段及主变变低开关（改造完成后，经2215年全年验证 此方案可行，效果明显）；
4)
主变低后备保护过流保护应分级联跳35 kV 母线各支 路、分段及主变变低开关（改造完成后，经2015年全年验证此 方案可行，效果明显）；
方形气囊6结语
综上所述，经过对故障的深人分析采取相应的整改措施，
通过回路改造等措施可减少发电量的损失，也可避免故障所造 成的经济损失。与此同时，应加强对风机弧网问题的研究、分
析与模拟试验，加强系统的孤网检测和及时维护，均有利于电 网的安全稳定运行。
参考文献：
[1]冯涛.风电场无功补偿要求及常用无功补偿装置工作原
理[J ].甘肃水利水电技术，2011 (11).
铭板
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