风电场全站失电事故分析及防范措施
李润鑫;魏博蚊子网
【摘 要】以1起由风机线路单相故障引发的220 kV风电场全站停电事故为例,分析交直流系统相关设备运维管理的重要性以及风电场在站内一、二次设备运行维护上暴露出的问题,从规范反措执行、系统方式安排、运维人员培训3方面提出了防范措施. 【期刊名称】《内蒙古电力技术》
【年(卷),期】2017(035)005
【总页数】4页(P93-96)
【关键词】风电场;全站停电;交直流系统;运行维护
【作 者】李润鑫;魏博
【作者单位】国网冀北电力有限公司承德供电公司,河北 承德 067000;国网冀北电力有限公司承德供电公司,河北 承德 067000
【正文语种】中 文
【中图分类】TM507
氢键受体变电站交直流系统为站内一、二次设备提供电源，其稳定可靠运行是整个变电站安全运行的根本保证[1-2]。但目前很多投入运行的风电场往往只重视变电站一次设备及与之配合的继电保护装置和控制回路的运行维护，却忽视交直流系统的运行维护，为风电场的安全稳定运行埋下了隐患。本文以1起220 kV风电场因风电线路故障引发的全站停电事故为例，分析风电场交直流系统相关设备运行维护的重要性。
甲风电场一次系统接线如图1所示，经220 kV甲线与系统连接，220 kV侧采用单母线接线方式，2台主变压器分列运行。35 kV风电汇集线路配置零序过流保护快速切除线路单相故障，35 kV母线接地变压器中性点装设零序过流保护作为接地变压器单相接地故障主保护和风电汇集线系统单相接地后备保护。
甲风电场交流系统正常运行方式为：35 kV 4号母线所带362开关接1号站用变压器，35 kV 5号母线所带364开关接2号站用变压器，10 kV站外农电线路带0号备用变压器，2段母线分列运行，0号备用变压器处于空载运行状态，如图2所示。
模具导柱
事故发生前2 d，2号站用变压器因开关柜内有异响退出运行；10 kV电源农电线路由于近期要进行计划检修，提前10 d将0号备用变压器由空载运行状态转为热备用状态，最终调整为1号站用变压器接带400 V系统Ⅰ、Ⅱ段母线并列运行，41、403、404开关为合位，501、42、401、402开关为分位。
直流系统运行方式为：1号充电机带直流Ⅰ段母线和1组蓄电池运行，2号充电机带直流Ⅱ段母线和2组蓄电池运行，2段直流母线间母联开关为分位。蓄电池组采用铅酸全密封蓄电池，每组102只，容量为300 Ah，2012年12月投入运行，直流系统运行方式符合《DL/T 5044—2014电力工程直流电源系统设计技术规程》[3]要求。 某日16：13，甲风电场监控机报361接地变压器零序电流Ⅱ段动作，1号接地变压器361开关、1号主变压器301开关跳闸。甲风电场随即向相关调度部门汇报事故情况，随后站内监控系统失去通信，站内35 kV 4号母线，400 V交流、直流系统、UPS系统全部失电。
16：18，站内停风机线路，同时立即自行恢复站用电。在准备投运10 kV备用电源时，发现0号备用变压器高压侧501开关因机械合闸按钮行程开关不到位，无法机械合闸。按照现场应急处置方案，现场应启用汽油发电机，但由于站内近期更换风机发电机轴承较多，汽
油喷灯消耗油料增加，在油料不足时启用了应急油料且尚未进行补充，造成现场汽油缺乏，汽油发电机无法投入运行。
17：15，现场人员向区调汇报上述情况，并申请对0号备用变压器501开关紧急消缺。
为避免站内再次发生故障后扩大事故范围，于17：20断开甲风电场2211开关对侧开关，至此甲风电场全站失电。
19：27，站内0号备用变压器501开关调整行程开关后投运，将厂用电切换至10 kV备用电源，交直流系统恢复运行。
21：33，现场按照区调命令将站内其余设备全部转为热备用状态。期间甲风电场站内无保护运行约1 h，给电网的安全运行带来了严重威胁，同时站内风机全停的后果给电厂本身带来了巨大的经济损失。
3.1 361、301开关跳闸原因
事故后，查看1号接地变压器361测控装置，361开关零序过流Ⅱ段保护动作（动作定值0.8
A，时限0.7 s），零序电流2.123 A，延时768 ms后跳开361开关、301开关。经站内巡线查，最终判定为风机三线313线路1号门型杆引下线L3相断线后放电引起，如图3所示。同时在检查313开关保护接线时发现零序TA接线头处虚接，确认保护装置未采到零序TA电流造成了313开关保护拒动，1号接地变压器361开关后备保护动作，零序过流Ⅱ段跳闸并联跳301开关。
3.2 交、直流系统失电原因
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2号站用变压器因缺陷退出运行，1号主变压器301开关跳闸后35 kV 4号母线失压，是造成站内交流系统失电原因。经进一步检查，在测量站内蓄电池组单体蓄电池电压时发现，1号蓄电池组20号蓄电池电压为1.2 V，2号蓄电池组65号蓄电池电压为1.4 V（单体浮充电电压变化范围为2.23～2.27 V）；将20号和65号蓄电池解体检查，2节蓄电池极板均严重硫化，极柱与汇流板处已开裂，如图4所示。因此当400 V交流系统失电后，蓄电池组形同开路，可用容量不足以接带厂用电负荷，2组蓄电池组短时运行后直流系统失电。
在400 V交流系统失电后，UPS系统正常切换至直流系统，通过蓄电池供电，期间值班人员由后台监视到报文信息“361接地变零序二段动作”，蓄电池短暂供电几秒后直流系统失电，
站内设备失去监视。由于调度程控电话由通信蓄电池组供电，在站用电源消失后通信蓄电池正常工作，站内值班人员能够与调度一直进行调度业务联系。
这起由风机线路单相故障引发的风电场全停事故充分暴露了甲风电场在站内一二次设备运行维护上的诸多问题，在交直流设备方面主要有以下几点。
4.1 直流系统设备管理不到位
《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》规定：新安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验。以后每隔2 a进行一次核对性放电试验。运行4 a以后的蓄电池组，每年进行一次核对性放电试验[4]。甲风电场在维护过程中虽然定期对蓄电池进行了单体电压测试工作，但连续2 a未对蓄电池进行充放电试验，为直流系统安全运行埋下了隐患。
4.2 站用电系统运行方式安排不合理
正常运行时，甲风电场10 kV 0号备用变压器处于空载运行状态，考虑10 kV备用电源线路近期要进行检修，运维人员为节省时间提前将0号备用变压器由空载运行状态转为热备用状态，调整为1号站用变压器接带400 V系统Ⅰ、Ⅱ段母线并列运行，在2号站用变压器停运后
也未及时做出调整。反映出运维人员未认识到站用电设备的重要性，人为降低了站用电系统的供电可靠性。
4.3 设备消缺及对事故预想不够充分
2号站用变压器因缺陷退出运行后，设备消缺以及对事故预想不够充分也是造成此次事故的主要原因。日常维护中未能及时发现0号备用变压器501开关机械卡涩情况，在紧急情况下汽油发电机又无法投运，延长了站用电系统恢复供电的时间。
5.1 加强直流系统设备运维管理
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橡胶发泡鞋底蓄电池组要严格按照《DL/T 724—2000电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》等规定要求运行维护[5]，定期对蓄电池进行核对性放电试验。对达不到额定容量的蓄电池应及时更换，防止蓄电池因材质原因或日常维护不当造成极板、极柱和汇流板过快硫化而为运行埋下安全隐患[6]。加快蓄电池远程管理系统部署，实现对蓄电池组运行状态的长期连续监控，发现事故及时处理[6]。
5.2 确保交流系统按正常方式投入运行
保证备用变压器为空载运行状态，加强对包括备用站用变压器在内的所有站用变压器日常巡检工作力度，严格执行站用电定期切换试验，站用变压器故障停运后立即进行消缺，恢复正常方式运行，提高站用电系统运行的可靠性。
5.3 加强风电场运维人员的教育培训
从思想上切实认识到交、直流设备运维工作的重要性，加强交、直流设备相关标准和反措的学习，切实增强制度的执行意识，同时做好应急处置预案，加强反事故演练，一旦发生站用电源消失情况及时恢复。
变电站交、直流系统的稳定可靠运行是整个变电站安全运行的根本保证，但很多风电场在交、直流系统相关设备上仍存在误区，重视不够，对相关设备管理不到位，运维不仔细，消缺不及时的情况屡有发生。只有切实认识到站内交、直流设备运维工作的重要性，严肃认真执行相关交、直流电源系统管理规范和反措中的各项要求，才能保证交、直流系统设备的安全稳定运行。
国内 信息
近日，国家电网公司组织全球能源互联网研究院、山东电工电气集团联合开展技术攻关，成功研制出±800 kV/6250 A特高压平波电抗器，并通过由中国电力企业联合会组织的技术鉴定，该产品主要技术性能指标达到国际领先水平。
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