摘要：本文对某35kV集电线路接地故障所引发的保护拒动、集电线路解列和风电场全停等异常情况进行了分析和讨论，通过现场调查、分析和测试等技术手段，找到了事故发生的真实原因。为避免风电场再次发生类似事故，本文制定了相应的解决措施，有效地提高了风电场的运行可靠性。
关键词：集电线路 接地故障 保护拒动 原因分析
1 概述
某大型风电场装机容量148.5MW，共99台1.5MW风机，共有35kV集电线路11条、3台SVG及1台站用变。风电场由1台220kV联络变升压至220kV母线，再经220kV线路送至电网变电站。2019年01月09日21时43分19秒，某大型风电场35kV集电线路Ⅱ回C相电缆发生接地故障，但35kV集电线路Ⅱ回测控保护未正确动作；相反，站用变却发生过流Ⅰ段保护动作联跳1号主变低压侧301断路器，301断路器跳闸导致连接于35kVⅠ段母线上的35kV集电线路Ⅰ回、35kV集电线路Ⅱ回线和35kV集电线路Ⅲ回线等全部集电线路与电网系统解列，所有运行风机全停，对电网造成了一定影响。为查明35kV集电线路Ⅱ回保护拒动的原因及防止类似事件再次发生，需对该事件原因进行现场调查及分析，并制定相应的处理方案。
2 集电线路接地故障
某大型风电场全停事故发生后，风电场组织技术人员对现场一次及二次设备进行了全面检查。经现场查看，发现35kV集电线路Ⅱ回电缆C相有接地现象，故障录波装置的录波文件显示，在故障跳闸发生时35kV母线C相电压发生了突降，C相二次电压下降至7V左右。通过故障录装置对所有间隔的数据进行查询，发现故障发生时只有35kV 1号站用变及35kV集电线路Ⅱ回线的电流发生突变。进一步对故障录波数据进行分析，可以看出故障时35kV集电线路Ⅱ回线C相电流明显增大，C相电流值达到1.1A，A、B相电流均为0.4A，自产零序3I0电流值达到1.6A，因而可断定35kV集电线路Ⅱ回线C相发生了接地故障。但接地故障发生时，35kV集电线路Ⅱ回线保护测控装置未动作，保护测控装置未发出任何报警及保护动作报文信息。相反，1号站用变则因过流Ⅰ段保护动作联调主变低压侧301断路器，导致全升压站站失压，整个风电场风机全部停运。跳闸现象较为异常，因而有必要事故的过程进行分析，对保护拒动的真实原因进行查实和解决。
3 保护拒动原因分析
理论而言，35kV集电线路Ⅱ回线发生接地故障不应该引起站用变过流保护动作，更不会引发全站失压、风机全停事故。为保证风电场设备及系统的安全运行，本文对集电线路接地故障保护拒动事件的原因进行了以下分析。
（1）站用变保护动作情况分析
从站用变测控保护装置的动作报文可直接看出站用变是由过流Ⅰ段保护动作，且为三相A、B、C同时动作。动作时保护装置所显示的最大相故障电流为B相0.57A，动作时间为0.301秒，站用变过流Ⅰ段保护电流定值为0.5A，动作时限为0.3秒，保护动作情况符合定值单的整定要求。从图1中站用变录波图可以看到站用变A、B、C三相电流波形一致，A、B、C三相幅值、相位相同，且零序电流的相位与A、B、C三相的相位相同，零序电流的幅值基本为相电流的3倍，零序电流幅值约为1.67A，A、B、C三相电流均约为0.52A，三相电流均达到过流Ⅰ段动作值，故障录波图显示从故障开始至站用变保护动作间的时间间隔为0.3168s，与过流Ⅰ段保护动作时间定值0.3s相符，所以站用变保护是正确动作。
图1 站用变过流Ⅰ段保护动作过程
（2）35kV集电线路Ⅱ回线保护拒动原因分析
首先，对35kV集电线路Ⅱ回线定时限过流保护未动作原因进行了分析，定时限过流保护定值为0.68A/0.6秒。故障时C相电流定值已达到1.1A，达到了定时限过流保护的电流动作值，但是由于站用变过流Ⅰ段保护已在0.3秒时联跳了1号联络变低压侧301断路器，切除了故障电流，未达到35kV集电线路Ⅱ回线定时限过流保护的动作时限，故定时限过流保护不动作是正确的。
其次，按照小电流零序保护动作定值1.2A/0.1秒，对35kV集电线路Ⅱ回线小电流零序保护动作情况进行了计算和分析。根据图2故障录波所显示，自产零序电流达到1.6A，自产零序电流的变比为800/1，推算到一次零序电流值应为1280A，35kV集电线路Ⅱ回线外接零序电流互感器的变比为100/1，反映至二次的外接零序电流值应为12.8A，此数值远已达到零序保护的电流定值1.2A,且零序保护动作时限为0.1秒，应先于站用变过流Ⅰ段保护动作0.3秒切除线路故障。但35kV集电线路Ⅱ回线零序过流保护并未动作，且保护装置无任何异常报警，因而可认为35kV集电线路Ⅱ回线保护装置零序过流保护未能正确动作属于异常情况。
图2 35kV集电线路Ⅱ回线零序电流波形
再对35kV集电线路Ⅱ回线测控保护装置中零序电流保护的动作逻辑进行分析，小电流零序保护动作的逻辑如图3所示。通过图3可知线路发生接地故障时，零序电流的流向为线路侧流向母线侧，零序电压超前零序电流为正方向。经现场对保护功能进行加量检验，在外接零序电流3I0与自产零序电压3U0的角度满足要求后，正方向元件能够可靠启动，表明保护装置功能完好。因而，可推断出35kV集电线路Ⅱ回线保护装置不接地方向零序保护功能及逻辑均正确。
图3 不接地系统小电流零序保护动作逻辑
最后，对所有35kV集电线路的电流互感器进行极性检查，发现35kV集电线路的电流互感器一次P1均在35kV母线侧。35kV集电线路Ⅰ回、Ⅱ回的零序TA极性端均由S2抽取，非极性端由S1抽取，其余各间隔的零序TA极性端均由S1抽取，非极性端由S2抽取。结合小电流零序保护对方向的要求分析，35kV集电线路Ⅰ回、Ⅱ回线零序TA的二次极性抽取不满足现场运行要求，在线路侧发生故障时因方向不满足动作要求则会发生保护不动作的情况。
4、解决措施
（1）根据集电线路测控保护装置的设计要求，将35kV集电线路Ⅰ回、Ⅱ回线外接零序TA的二次侧极性端由S1抽取，使二次回路满足了线路区内接地故障时的动作方向要求；
（2）根据测控保护装置说明书的要求，将35kV集电线路Ⅰ回、Ⅱ回线等所有集电线路的外接零序TA二次回路，由不接地系统零序电流3I0L通道，改接成小电阻接地系统零序电流3I0g通道；
（3）按《南方电网10 kV～110 kV线路保护技术规范》第6项“35kV及以下线路保护及辅助装置技术要求”中第“6.2.3零序过流保护：a)设两段零序过流保护，不带方向。第一段动作于跳闸，第二段动作于告警；b)零序电流输入采用外接方式”的要求，对35kV集电线路Ⅰ回、Ⅱ回线等所有集电线路的零序过流保护整定值进行了调整，退出“不接地零序过流保护”，投入“小电阻接地零序过流保护”，重新下发了定值通知单。
5、结束语
本次风电场全停事故的真实原因是35kV集电线路Ⅱ回线零序TA的二次极性未严格按照测控保护说明书和保护设计要求进行抽取，经过现场分析和验证已将问题全部解决。然而，通过此事，我们可以看出目前风电场在基建安装、调试和验收方面仍存在很多不规范、不专业和标准化程度不够的现状。所以要确保风电场健康、安全、可靠运行，就必须从设计、施工、调试和验收阶段严格按照标准要求把控质量。希望通过本文的描述，能够为其它风电场预防类似事故提供经验参考。
参考文献：
[1]张芬. 小电阻接地系统的继电保护[J],《云南电力技术》.2001(38):61-63；
[2]吴冠英.小电阻接地系统线路零序保护拒动原因分析[J],《电工电气》.2014(7):36-37.
作者简介：秦卫民（1989),男,工程师,云南电力技术有限责任公司,从事电力二次系统控制与保护研究。
论文作者:秦卫民, 段利军, 王家陈
论文发表刊物:《电力设备》2019年第5期
论文发表时间:2019/7/8
标签：电线论文; 动作论文; 电流论文; 故障论文; 过流论文; 极性论文; 发生论文; 《电力设备》2019年第5期论文;