河南某风电场110kV润瓦线线路跳闸故障分析

河南某风电场110kV润瓦线线路跳闸故障分析

张全胜1，薛晖晖2，薛博锐3，白志超4

中国三峡新能源(集团)股份有限公司河南分公司，河南省郑州市 450000

摘要：本文主要介绍了河南某风电场110kV润瓦线线路跳闸故障分析及处理过程。由于故障发生时刻，风电场正在进行倒送电，机组都在进行动态调试，因此风电场相对电网来说是处于负荷端，此时，应该以单侧电源发生故障时，进行分析处理，处理时有些方面需要特别注意，文章将具体进行说明。

关键词：差动保护；故障测距；SF6气体含量检测；耐压试验；微水测量

一、事故现象

2018年01月16日，河南某风电场正处于倒送电阶段，全场输变电设备均正常运行，运行人员和机组人员在相互配合对机组进行上电调试，15时05分59秒498毫秒，值班人员发现中央监控后台报110kV润瓦线差动保护动作、110kV润瓦线润瓦1断路器跳闸，全场失电，站内重要负荷由蓄电池带。

图1 现场主接线图

二、事故处理经过

1、运行人员首先将站用电转为10kV备用变带，恢复站用电。然后运行人员就地检查润瓦1断路器实际位置，遥信指示和机械指示确为分闸位置。与此同时，运行人员去继保室查看110kV润瓦线保护装置（型号为许继WXH-813A-G）动作信息，装置显示：2018年01月16日15时05分59秒498毫秒，110kV润瓦线纵联差动保护动作，润瓦1线断路器跳闸，动作值：A相差流2.94A；B相差流3.365A；C相差流2.951A，保护定值1A，本侧ABC三相电流均为0A，零序电流0.001A，A相电压0.653V，B相电压0.393V，C相电压0.321V，故障测距显示12.45km。运行人员根据以上信息判断为110kV润瓦线发生三相短路，由于110kV润瓦线线路全长12.45km，故判断短路点可能发生在对侧站（220kV瓦岗变）出口附近。

2、运行人员将现场情况汇报地调及公司部分领导，然后分两组人，一组人对110kV润瓦线进行巡视，另一组人直接去220kV瓦岗变，重点检查瓦岗变润瓦线出线处有无明显故障，并联系电网工作人员，进入瓦岗变进行检查。

3、经巡视，110kV润瓦线未发现故障点和故障痕迹，运行人员进入220kV瓦岗变，检查110kV润瓦线保护装置（型号为许继WXH-813AX-DA-G）动作情况，装置显示：2018年01月16日15时05分59秒491毫秒，110kV润瓦线纵联差动保护动作，，润瓦2线断路器跳闸，动作值：A相差流3.143A；B相差流3.035A；C相差流2.981A，保护定值1A，A相电流3.265A，B相电流3.193A，C相电流3.193A，零序电流0.012A，A相电压12.997V，B相电压12.345V，C相电压13.010V，故障测距显示12.45km。

4、对220kV瓦岗变润瓦线保护装置的动作情况进行分析，可以看出110kV润瓦线确实发生了三相短路，但是瓦岗变显示的故障测距是12.45 km，也就是说故障点应该是在风电场润瓦线出口附近，这个结论和风电场侧保护装置得出的结论明显是不一致的。

5、运行人员又重新对两侧保护装置得出的故障测距进行分析，由于故障发生时刻故障发生时刻风电场风机正处于上电调试阶段，未进行发电，所以风电场相对于电网来说仅仅是负荷侧，不是电源侧，因此风电场保护装置故障测距不具参考意义，应以220kV瓦岗变润瓦线保护装置故障测距结论为准。

6、运行人员返回风电场内，重点检查了润瓦线出线及出线套管，对GIS润瓦线出线间隔进行了SF6气压及微水值检查，一切均正常。

7、2018年01月17日，供电公司保护班人员到达风电场，对110kV润瓦线保护装置动作情况以及其他保护装置进行了检查，未发现异常，排除了保护装置误动的可能。

8、运行人员再次对本次故障进行分析，由于发生的是三相短路，110kV润瓦线ABC三相导线空间上呈三角形，三相导线之间距离相对来说较远，故障发生时刻，风速只有4.35m/s，基本可以排除物体搭接三相导线和鸟害导致的跳闸，由于是线路纵联差动保护动作，差动保护的保护范围是线路两侧电流互感器之间，不作任何设备的后备保护，架空线路已经巡视检查过没有任何问题，只剩下GIS润瓦线出线间隔，所以运行人员一方面要求施工单位对GIS设备进行耐压试验和SF6气体含量检测，另一方面联系GIS设备厂家到场协助处理。

9、2018年01月18日，相关人员对GIS润瓦1甲气室SF6气体进行检测，发现SO2和CO浓度严重超标，检测结果显示：存在严重放电故障，涉及固体绝缘材料分解（《GBT 8905-2012 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则规定》运行中的SF6中SO2气体含量应小于1uL/L）。当晚GIS设备厂家到场，对GIS润瓦1甲气室SF6气体进行了放气回收处理。

10、2018年01月19日，GIS设备厂家对GIS进行内部检查，发现润瓦1甲三工位刀闸处的盆式绝缘子处有明显放电灼烧痕迹，确认此处为润瓦线差动保护动作故障点。

图5   GIS润瓦1甲三工位刀闸处的盆式绝缘子放电灼烧痕迹

11、接下来，GIS厂家将润瓦1甲气室进行解体后，对润瓦1甲隔刀盘式绝缘子进行更换，对GIS出线间隔进行复抽检测和充气，然后对GIS做首次试验，试验合格，进行SF6气体回收，完成线路PT安装及抽真空，后来完成SF6气体充气并作耐压试验，试验合格，再后来对SF6气体及微水测试，测试合格，最后地调下令将润瓦1甲转运行，润瓦1断路器合闸成功，事故处理完毕设备恢复正常运行状态。

三、事故分析难点

此次事故的分析难点在于，润金风电场和220kV润瓦站线路保护装置显示的故障测距都是12.45km，此时运行人员需要充分了解故障测距的原理，才能准确判断故障点。

从测距原理上区分，故障测距可分为阻抗法、行波法和电压法，本文提到的故障测距都是运用阻抗法完成测距的，原理同距离保护类似，利用故障发生时刻，保护安装处采集到的电压和电流值，求出一个阻抗值，然后与单位长度的线路阻抗值相比较，得到故障点到保护安装处的距离，虽然这种测距方法的准确性，受到一些客观因素的影响，如过渡电阻，但是误差范围不会太大。故障发生时刻，风电场相对于电网来说是负荷侧，保护安装处的电压仅仅是一点点的残压，而电流基本为零，此时用电压电流求出来的阻抗值相当于无穷大，与单位长度的线路阻抗值相比较后得出来的距离也是无穷大，但是由于线路全长只有12.45km，因此默认显示的是线路全长，所以风电场侧的故障测距不具有任何参考意义。

四、总结

此次110kV润瓦线跳闸事故的主要原因是GIS润瓦1甲气室内部三相短路所导致的，这种事故在以往是非常少见的，所以我们在分析故障的时候，需要大胆猜想、小心求证，不放过任何可能的因素，110kV输电线路发生三相短路时，基本上可以排除瞬时性故障引起的跳闸，永久性故障的话，故障点是一定存在的。线路两端的保护装置故障测距都显示12.45km，这时就需要我们了解故障测距的原理，去判断哪个故障测距结果是真实准确的，然后把故障范围锁定为风电场出线附近，输电线路及出线套管没有问题，那就只剩GIS内部了，接下来进行SF6气体检测，找出故障点。

参考文献

[1]电力系统继电保护典型故障分析。国家电力调度通信中心 编  中国电力出版社

[2]变电站现场事故处理及典型案例分析（一）。张全元  主编  中国电力出版社