一起沿海風電場10kV集電線路短路引起箱變著火故障分析

胡 衛，翁洪杰，馮永新，張征平，張 柏

（1.廣東電科院能源技術有限責任公司，廣州 510080；2.廣州粵能電力科技開發有限公司，廣州 510080）

0 引言

風電產業是我國戰略性新興產業的重要組成部分，風力發電是可再生能源領域中技術成熟、最具規模開發條件的發電方式之一[1-2]。積極有序開發風能資源，對于增加我國清潔能源供應、促進能源結構調整和節能減排具有重要意義[3-6]。據統計，截至2019 年6 月底，我國風力發電總裝機容量1.93 億kW，占全國裝機總構成的10.5%[7-11]。

風電在迅猛發展的同時，也面臨一些問題，如沿海風電風機占地范圍廣，跨越多個鎮、村，沿海岸線距離長，10 kV 直埋電纜（集電線路）總長度長，沿海地區的林業和養殖業興盛，林木種植和養殖場開挖建設等工程項目經常侵占風電場征地區域，以致近年發生多起10 kV 直埋電纜被破壞事故[12-15]。

電纜故障是沿海風電場的常見故障之一，如果技術管理不善、處理不當，易造成故障范圍及損失擴大。本文對廣東地區發生的一起沿海風電場10 kV 集電電纜故障進行了詳細的調查與分析，指出其在電力設備預防性試驗以及繼電保護設置方面的不足，并給出相應的反事故措施，可為其他風電場提供參考。

1 故障介紹

某日15：07，某風電場YS 升壓站“YS站13 線單元、2 號站用變及接地變單元、2 號主變低后備單元過流”保護動作，隨后2 號主變壓器（以下簡稱“主變”）高低壓側開關跳開，10 kVⅡ段母線失壓。運檢人員檢查發現13 線風機沿線鮑魚場有挖機施工作業，擅自破壞電纜標志樁并挖斷10 kV 直埋電纜（故障位置見圖1），造成13 線的A1301B，A1303B 和A1305B 箱式變壓器（以下簡稱“箱變”）高壓電纜頭短路著火。

圖1 YS13 線接線及故障位置示意

1.1 故障前的運行情況

風電場一次接線如圖2 所示。故障發生前，YS 站110 kV ZY 線運行，110 kV BY 線冷備用；YS 站1 號、2 號主變運行，10 kV 母線分段運行，站用變壓器（以下簡稱“站用變”）分段運行，1 號主變中性點11000 投入，1—4 號電容器組熱備用。

1.2 故障后現場檢查

圖2 某風電場YS 升壓站一次接線

通過對故障現場的查勘，YS13 線上的A1301B，A1303B 和A1305B 3 臺組合箱變內部高壓側出線端、低壓側進線端和分接開關均燒熔，造成變壓器油箱導通，變壓器油溢出后助燃，柜壁過火后變形凸起，如圖3（a）、圖3（b）所示；YS13 線10 kV 直埋電纜被挖斷，短路后著火，電纜局部內、外絕緣層均燒光，成三芯裸線，如圖3（c）所示；YS13 線開關FW6（10 kV 真空斷路器）的分閘線圈燒毀，如圖3（d）所示。

圖3 現場查勘故障

本次故障造成的直接損失包括3 臺10 kV 組合式變壓器、約3 km 長高壓電纜，間接損失包括5 臺風力發電機約6 個月的發電量等，損失較為嚴重。

由現場檢查情況，結合YS13 線接線圖，判斷初始故障點在A1306B 連接至A1305B 的電纜上，此故障電流由兩部分組成，一部分來自電源側（A1306F 風力發電機），另一部分來自系統側（含YS13 線的其余5 臺風力發電機，以及10 kVⅡ段母線反送電），其中系統側提供的故障電流占主導地位。故障電流流過A1301B，A1303B，A1304B 和A1305B 組合式箱變的“T”型接頭，其中A1301B，A1303B 和A1305B 的“T”型接頭過流燒毀，繼而在此3 處“T”型接頭上形成新的故障點。

1.3 故障錄波分析

故障過程中，主變故障錄波裝置、線路故障錄波裝置和線路保護裝置均啟動了故障錄波，保護動作和開關變位時序見表1（13 線單元的主保護——過流1 段、過流2 段均動作2 次，但FW6 開關拒動導致故障未能切除；13 線單元的后備保護——2 號變壓器低后備單元——過流1 段、過流2 段動作），跳開母聯500 開關及2 號主變高低壓側102，502 開關，故障切除，故障總持續時間約75 s。

表1 保護動作和開關變位時序

對故障錄波進行分析：

圖4（a）為YS13 線在故障階段1 的波形，選取2 號主變高壓側電流和10 kVⅡ段母線電壓，故障表現為YS13 線三相短路故障（非金屬性）。此時，2 號主變高壓側電流最大達到420 A，按變比估算主變低壓側電流為4 620 A，故障電流已達到2 號主變低后備單元——過流Ⅰ段動作定值（動作值為1 860 A，0.9 s），但由于該保護為復壓閉鎖且該饋線電纜較長，此時10 kVⅡ段母線電壓三相基本對稱（見圖4），線電壓最低有效值約為71 V，相負序電壓最大為0.2 V（動作值為線電壓60 V，負序電壓6 V），因此2 號主變低后備單元——過流Ⅰ段未出口動作。但此階段YS13集電線路的電流已達到該饋線動作電流（該支路無故障錄波圖形），保護正確動作但開關拒動。故障階段1 持續了約70 s。

圖4 故障錄波

圖4（b）為YS13 線在故障階段2 的波形，選取2 號主變高壓側電流和10 kVⅡ段母線電壓，此時B 相的相電壓降至近0，A 相和C 相的相電壓升高為線電壓，零序電壓升高為線電壓，故障在這一階段表現為YS13 線單相短路接地（非金屬性）。此時，10 kVⅡ段母線電壓仍未達到復壓閉鎖值（見圖5），因此2 號主變低后備單元——過流Ⅰ段未出口動作。此階段YS13 線的電流已達到該饋線動作電流（該支路無故障錄波圖形），保護正確動作但開關拒動。故障階段2 持續了約4 s。

圖5 故障階段1、階段2 的復壓閉鎖情況

在此階段，2 號站用變單元發出過流2 段限時動作，跳開582 開關。因為2 號站用變兼做接地變壓器，是10 kVⅡ段母線的接地點，在YS13線發生接地故障后，YS13 線單元與2 號站用變單元通過大地，形成故障電流回路，故障電流流過582 開關，當故障電流達到該饋線動作電流時，保護動作582 開關斷開，則此后10 kVⅡ段母線失去其原本的接地點。

圖4（c）為YS13 線在故障階段3 的波形，選取2 號主變高壓側電流和10 kVⅡ段母線電壓，故障在這一階段發展為YS13 線三相短路接地（金屬性）。由于FW6 開關處于拒動狀態，此時10 kVⅡ段母線電壓已達到復壓閉鎖值，變壓器低壓側電流值為9 900 A，已達到2 號主變低后備單元——過流Ⅰ段動作值，因此2 號主變低后備單元——過流Ⅰ段動作出口，2 號主變高壓側102 開關、低壓側502 開關跳開，故障切除。

2 故障原因

2.1 箱變著火原因

分析故障錄波圖、保護動作情況，結合現場檢查情況，得出本次箱變著火的直接原因為外力破壞，間接原因為開關拒動和繼電保護定值設置不周全。YS13 線風機沿線10 kV 直埋電纜被施工機械挖斷，造成電纜發生短路故障；在“13 線單元——過流1 段保護”動作后，又發生FW6 開關拒動，導致YS13 線故障電流不能被立即切除；而繼電保護投入復壓閉鎖，在YS13 線末端發生非金屬性短路時，10 kVⅡ段母線電壓達不到復壓閉鎖值，導致在饋線保護拒動的情況下，2 號主變低壓側后備保護未能及時動作，故障電流作用在電纜“T 型頭”上，使得其發熱、著火，最后引起箱變著火。

2.2 開關拒動原因

FW6 真空開關拒動，是故障擴大的原因。造成開關拒動故障的原因一般有保護動作異常、電氣控制和輔助回路問題、操動機構及其傳動系統機械故障[16-18]。

（1）保護動作檢查。調出保護動作報告，分析主一、主二保護，均動作正確，再者保護動作異常不會造成分閘線圈燒毀，故而排除保護動作異常的可能。

（2）電氣控制和輔助回路檢查。造成電氣控制和輔助回路異常的原因有分閘線圈異常、輔助開關故障和二次回路故障等，電氣控制和輔助回路異常具有不可自我修復的特征，其造成的拒動故障具有可重復特性。拒動故障發生后，更換FW6 開關的分閘線圈，對其開展保護傳動試驗，結果合格，因此除分閘線圈之外的電氣控制和輔助回路不存在異常。

判斷是否為分閘線圈異常（故障前已燒毀）導致的開關拒動。通過檢查開關動作情況記錄、動力負荷直流電源母線電壓運行記錄等，結合不久之前的小修情況可知，分閘線圈在故障前就已燒毀的可能性非常小，故基本排除電氣控制和輔助回路異常的可能。

（3）操動機構及其傳動系統檢查。操動機構及其傳動系統異常可分為2 種： 一種是可重復性的，如操動機構及其傳動系統發生機械變形或損壞等，此類缺陷不可自我修復，造成的拒動現象通常可重現；另一種是不可重現性的，如分閘滾輪、凸輪、主軸滾輪潤滑油干枯，運動過程中阻力大等。一般發生在長期不動作后的首次操作，此類缺陷具有一個顯著的特點，即一旦斷路器操作做功突破阻力動作之后，后續斷路器可正常動作，且通常情況下斷路器特性滿足設計標準要求。風電場此前也曾出現過若干次10 kV 開關合閘拒動，后通過手動合閘操作并微調機構完成合閘操作。對故障開關的操作機構進行解體檢查發現，部分傳動部件已變形。

因此，開關拒動的直接原因是操動機構及其傳動系統卡澀。開關操動機構及其傳動系統卡澀，導致開關在分閘動作信號后遲遲不能動作，分閘線圈在較長時間自保持回路電流的作用下，燒毀分閘線圈。

2.3 繼電保護定值設置不當

YS13 線故障過程中，其主一、主二保護均動作，但由于FW6 開關拒動的缺陷，未能直接切除故障的YS13 饋線。在主保護失靈的情況下，后備保護遲遲不能投入，從而故障擴大。

通過故障錄波分析，在故障階段1 和故障階段2，流過2 號主變的故障電流均已達到2 號主變低后備單元——過流Ⅰ段動作定值，但在饋線末端發生三相非金屬性短路及單相非金屬性接地故障的情況下，10 kV 母線能保持住一定的電壓且三相基本平衡，即均未達到復壓閉鎖值，從而導致在過流的情況下被閉鎖，故障電流持續較長時間。而后演變到故障階段3，故障發展至非常嚴重的程度，10 kV 母線才達到復壓閉鎖值，后備保護啟動，故障被切除。

在饋線主保護失靈的情況下，后備保護所采用的變壓器兩側經復合電壓閉鎖過電流保護，對饋線末端非金屬性短路無法有效識別，導致饋線故障切除不及時。

3 暴露問題及反事故措施

3.1 設備壽命

該風電場已經投產運行十幾年，設備、設施生命周期迫近，老化疲勞引發的故障缺陷處于集中爆發期，特別是長期經受沿海鹽霧侵襲，電氣設備絕緣強度降低，機械連接及軸承旋轉部位的疲勞、發熱問題凸顯，這些都是故障發生的內在因素[19-20]。一旦有外在因素觸發，外因與內因相結合，極易引起故障擴大。

3.2 電氣設備預防性試驗

風電場投運期間，每年均定期進行檢修試驗。因目前的國家標準和行業標準均未對大、小修周期時間進行明確規定，而風電場歷年來的檢修均按照小修的標準進行，開展項目僅為絕緣電阻、交流耐壓試驗等，以下4 項試驗則從未開展過：

（1）輔助回路和控制回路交流耐壓試驗。

（2）斷路器的合閘時間和分閘時間，分、合閘的同期性，合閘時的彈跳過程。

（3）操作機構合閘接觸器和分、合閘電磁鐵的動作電壓。

（4）合閘接觸器，分、合閘電磁鐵線圈的絕緣電阻和直流電阻等。

這4 項試驗的目的是檢驗真空斷路器二次回路絕緣性能、操作機構動作特性和絕緣性能等。按照DL/T 596—1996《電力設備預防性試驗規程》的要求，4 項試驗的試驗周期均為大修后。

沿海風電場設備工作環境十分惡劣，多風沙、多鹽霧，設備老化情況嚴重。設備檢修的周期可以參考中國南方電網有限責任公司關于電力設備預防性試驗的規定，每6 年進行一次大修，如此可及時發現設備缺陷，避免因設備缺陷造成的故障擴大化。

3.3 繼電保護定值

按照GB/T 14285—2006《繼電保護和安全自動裝置技術規程》的規定，“對外部相間短路引起的變壓器過流，變壓器應裝設相間短路后備保護”“110 kV 升壓變壓器相間短路后備保護用過電流保護不能滿足靈敏度要求時，宜采用復合電壓啟動的過電流保護或復合電流保護”。復合電壓閉鎖的整定原則是：“躲過正常運行時可能出現的低電壓”“負序電壓應按躲過正常運行時的不平衡電壓整定”，因此在通常情況下，變壓器配置過電流保護經復合電壓閉鎖是沒有問題的。

按照DL/T 584—2017《3～110 kV 電網繼電保護裝置運行整定規程》的規定，與電網配合有關的變壓器各側的過電流和零序電流保護整定計算原則如下。

（1）過電流保護整定原則：

式中：KK為可靠系數，取1.2～1.3；Kf為返回系數，微機型取0.95；ILmax為最大負荷電流，復合電壓閉鎖的過電流保護只考慮本變壓器的額定電流。

（2）需要時，變壓器過電流保護可經復合電壓閉鎖按下述原則整定。

躲過正常運行時可能出現的低電壓：

式中： U1set為正序低電壓定值；Umin為正常運行時可能出現的低電壓，一般取Umin=（0.90～0.95）UN（UN為額定電壓）；KK取1.1～1.2；Kf微機型取1.05。

負序電壓應按照躲過正常運行時的不平衡電壓整定：

式中： U2set為負序電壓定值。

按照式（1）—式（3），可得2 號主變低過流保護定值為1 736～1 881 A，正序低電壓定值為71～82 V，負序電壓定值為4～8 V。

原設定2 號主變低過流Ⅰ段動作定值1 860 A，正序低電壓動作值60 V，負序電壓動作值6 V。其依據是DL/T 684—2012《大型發電機變壓器繼電保護整定計算規程》中“復合電壓啟動的過電流保護”。當電壓互感器取自發電機側時，應考慮躲過發電機失磁運行時出現的低電壓，取：

按照式（4），正序低電壓定值為60～70 V。但在本風電場中，風力發電機是永磁的，不存在失磁運行的情況，因此原復合電壓閉鎖的正序低電壓定值60 V 是不適用的。

按照式（2）計算取中間值，若正序電壓定值設置在75 V，則在故障階段1 就可以正確切掉故障，而不會被閉鎖。

對于這種沿海風電場，多臺發電機并聯運行，饋線電纜很長，主變過電流保護的復壓閉鎖值不應選取過低，否則當發生饋線末端三相非金屬性短路且饋線保護拒動的情況時，主變過流保護將不能及時動作，會導致故障擴大。建議正序低電壓動作值設定為75 V。

4 結語

綜上所述，發生這起箱變著火故障的直接原因為外力破壞，間接原因為開關拒動和繼電保護定值設置不周全。建議從以下幾個方面加以防范：

（1）加強戶外直埋電纜的巡視，防止10 kV 直埋電纜受外力破壞。風電場全場范圍內摸查養殖業建設規劃，劃分重點區域，在風機周圍或風機上安裝戶外攝像頭，嚴密監控養殖場施工作業情況，及時發現并制止違規施工情況的發生。編制重點區域風機位置圖，加密風機線路電纜標志樁，縮短風機及其箱變的線路巡視周期。

（2）加強電力設備的預防性試驗管理。對風電場的運維管理，大修的檢修周期可明確為6 年，檢修項目按照DL/T 596—1996《電力設備預防性試驗規程》的要求進行，對于10 kV 開關設備（真空斷路器），大修中應進行3.2 節的4 項試驗，從而可有效檢測真空斷路器的二次回路絕緣性能、操作機構動作特性、絕緣性能等，及早發現開關缺陷，減少拒動的發生。

（3）做好繼電保護定值的復算和校核工作。對外部相間短路（如饋線電流被破壞）引起的變壓器過流，變壓器應配置相間短路后備保護，宜采用復合電壓啟動的過電流保護，且正序低電壓動作值選取不應過低，建議設為75 V。