“11.18”七棵樹風電場110kV七臨線141斷路器跳閘跳閘事件報告

1、“11.18”110kV 七棵樹風電場 110kV 七臨線 141 斷路器動作事件分析報告建水新天風能有限公司七棵樹風電場2017 年 11 月 19 日一、事件簡稱“11.18”110kV 七棵樹風電場 110kV 七臨線 141 斷路器跳閘二、事件時間2017 年 11 月 18 日 06 時 58 分 28 秒 767 毫秒三、事件發(fā)生時的氣象及自然災(zāi)害情況天氣：微風平均風速：1.7m/s自然災(zāi)害情況：無四、電廠簡介七棵樹風電場位于云南省紅河州建水縣坡頭鄉(xiāng)境內(nèi)，投產(chǎn)于2016年 03 月 25 日，隸屬于建水新天風能有限公司。按并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議，屬共調(diào)電廠。電場現(xiàn)共安裝遠景能源公司生產(chǎn)的風機

2、 57 臺，其中單機容量為 1800kW 的風機 15 臺、單機容量為 2100kW 的風機 20 臺、單機容量為 2300kW 的風機 22 臺，總裝機容量 119.6MW。風機接入采用“一風機一箱變（Dyn，690V/35kV）”接線方式，箱變在風機側(cè)經(jīng)小電阻接地。電廠電氣主接線如圖 1 所示：圖 1110kV 七棵樹風電場電氣主接線9如圖 1 所示，電廠共有 5 回 35kV 集電線，各集電線及發(fā)電單元接入情況見表 1。表 1電廠集電線及其接入風機情況35kV 集電線35kV 七 棵樹回35kV 七 棵樹回35kV 七 棵樹回35kV 七 棵樹回35kV 七 棵樹回風機數(shù)量1111121

3、310裝機容量21.2MV23.3MW27.4MW28.9MW18.8MW35kV 七棵樹回、35kV 七棵樹回集電線路分別經(jīng) 35kV 341、342 開關(guān)柜接入 35kVI 段母線，35kV 七棵樹回、35kV 七棵樹回、35kV 七棵樹回集電線路分別經(jīng) 35kV346、347、348 開關(guān)柜接入35kV段母線。35kVI、II 母線經(jīng)分段開關(guān) 312 連接。35kV#1、#2 接地站用變提供 35kV 系統(tǒng)接地點，經(jīng)小電阻接地， 分別上 35kVI、II 母線。35kV#1、#2 無功補償裝置提供動態(tài)無功補償，分別上 35kVI、II母線。35kV 母線匯聚電能后，經(jīng) 110kV1、2

4、號主變（YNd，110kV/35kV）升壓，由 110kV 七臨線 141 斷路器送出并網(wǎng)（對側(cè)：220kV 臨安變電站），線路全長 16.6 公里。五、跳閘前后運行方式（1）跳閘前運行方式故障前，110kV 七棵樹風電場 5 回 35kV 集電線共 57 臺風機正常并網(wǎng)運行，由于風力較小，風機負荷均為 0MW，110kV 七臨線帶負荷 0MW。各斷路器間隔、設(shè)備及中性點的運行狀態(tài)見表 2。表 2運行方式統(tǒng)計運行110kV：141、101、102 斷路器，I 母，#1、#2 主變35kV：301、341、342、344、345、302、346、347、348、349、351 斷路器，I、II

5、母，35kV#1、#2 無功補償裝置，35kV#1、#2 接地站用變及小電阻接地裝置熱備用無冷備用35kV312 斷路器（分段斷路器）檢修無中性點110kV：#1 主變中性點直接接地35kV：1、2 號接地站用變經(jīng)小電阻接地（2）跳閘后運行方式故障后 110kV 七臨線 141 斷路器跳閘，重合閘成功；35kV#1 無功補償裝置 345 斷路器跳閘；35kV#2 無功補償裝置 351 斷路器跳閘。事故后經(jīng)紅河地調(diào)要求將 35kV 七棵樹#1 無功補償裝置 345 斷路器，35kV#2 無功補償裝置 351 斷路器由熱備用轉(zhuǎn)冷備用，將 35kV 七棵樹I 回 341、35kV 七棵樹II 回 3

6、42、35kV 七棵樹IV 回 346、35kV 七棵樹V 回 347、35kV 七棵樹 VI 回 348 斷路器由運行轉(zhuǎn)熱備用。后臺監(jiān)控運行方式如圖 2 所示。圖 2110kV 七棵樹風電場跳閘后后臺監(jiān)控畫面六、事件簡況由于電場內(nèi)對時系統(tǒng)存在問題，各保護裝置時間有誤差，現(xiàn)場對比 110kV 七臨線線路保護裝置時間與公用測控裝置時間基本一致，因此以公用測控裝置為基準進行事件動作分析。查看報文可以得到35kV1、2 號無功補償裝置與公用測控裝置時間誤差如圖 3 所示：圖 3監(jiān)控后臺無功補償裝置與公用測控裝置 SOE 時間對比當 35kV1 號無功補償裝置 2017 年 11 月 18 日 06

7、時 58 分 33 秒 056 毫秒報控制回路斷線告警時，全站公用測控裝置收到該報警信號時間為 2017 年 11 月 18 日 06 時 58 分 39 秒 311 毫秒，兩個保護裝置間接點開入時間間隔極短，因此可得 35kV#1 無功補償裝置保護裝置與公用測控裝置時間相差-6 秒 255 毫秒，同理可得#2 無功補償裝置保護裝置與公用測控裝置時間相差-7 秒 326 毫秒。因此可得事故動作時間為：2017 年 11 月 18 日 06 時 58 分 28 秒 772 毫秒（0ms 時刻），110kV七臨線線路保護裝置保護整組啟動。2017 年 11 月 18 日 06 時 58 分 28

8、秒 777 毫秒（005ms 后），110kV七臨線線路保護裝置縱聯(lián)差動保護動作。2017 年 11 月 18 日 06 時 58 分 28 秒 829 毫秒（057ms 后），141斷路器跳閘。2017 年 11 月 18 日 06 時 58 分 21 秒 578 毫秒，實際應(yīng)為 2017年 11 月 18 日 06 時 58 分 28 秒 904 毫秒（132ms 后），35kV2 號無功補償裝置保護啟動。2017 年 11 月 18 日 06 時 58 分 22 秒 657 毫秒，實際應(yīng)為 2017年 11 月 18 日 06 時 58 分 28 秒 912 毫秒（140ms 后），35

9、kV1 號無功補償裝置保護啟動。2017 年 11 月 18 日 06 時 58 分 24 秒 037 毫秒，實際應(yīng)為 2017年 11 月 18 日 06 時 58 分 30 秒 392 毫秒（1620ms 后），35kV 1 號無功補償裝置低電壓保護動作；1525ms 后，35kV 2 號無功補償裝置低電壓保護動作。2017 年 11 月 18 日 06 時 58 分 33 秒 952 毫秒（5180ms 后），110kV七臨線線路保護裝置重合閘動作。2017 年 09 月 06 日 13 時 06 分 34 秒 036 毫秒（5264ms 后），141斷路器合閘。監(jiān)控后臺SOE 記錄如圖

10、 4 所示：圖 4.1監(jiān)控后臺保護動作 SOE 記錄圖 4.2監(jiān)控后臺 141 斷路器跳閘 SOE 記錄圖 4.3監(jiān)控后臺 345、351 斷路器跳閘 SOE 記錄圖 4.4監(jiān)控后臺 141 斷路器重合成功 SOE 記錄110kV 七臨線線路保護裝置報文如圖 5.1 所示：圖 5.1110kV 七臨線線路保護裝置動作報告35kV 七棵樹#1 無功補償裝置及 345 斷路器保護裝置保護動作報文如圖 5.2 所示(保護裝置未配置打印機，故不能提供打印報文)：圖 5.235kV1 號無功補償裝置及 345 斷路器保護裝置保護動作報文35kV 七棵樹#2 無功補償裝置及 351 斷路器保護裝置保護動作

11、報文如圖 5.3 所示(保護裝置未配置打印機，故不能提供打印報文)：圖 5.335kV 七棵樹#2 無功補償裝置及 352 斷路器保護裝置保護動作報文現(xiàn)場檢查斷路器位置正確，對照保護裝置動作報文，確認后臺監(jiān)控信息報送無誤。七、110kV 七臨線故障及保護動作行為分析（1）110kV 七臨線保護動作報文及故障錄波線路保護為南京南瑞繼保 PCS-943N 型線路保護裝置，如 圖.1 所示，裝置顯示：最大故障相電流 Ip=3.75A，零序故障電流 3I0=9.15A，最大差動電流 ICD=32.81A。110kV 七臨線故障錄波如圖 6 所示：a）故障跳閘階段錄波-臨安變側(cè)b）故障跳閘階段錄波-風電

12、場側(cè)19c）重合閘階段錄波-臨安變側(cè)d）重合閘階段錄波-風電場側(cè)圖 6現(xiàn)場故障錄波圖 6 a）、b）故障跳閘階段錄波中，粉色光標處為故障發(fā)生時刻，黃色光標處為故障持續(xù)期間。從圖中可以看出：1）線路兩側(cè) 110kV 七臨線B 相電壓跌落，伴隨出現(xiàn)零序電壓， 風電場側(cè)零序電壓為 3U0=48.983-168.012°V，臨安變側(cè)零序電壓為 3U0=36.4-175.5°V；2）故障發(fā)生后，風電場側(cè)三相電流增大且 B 相電流最大（約3.85A），A、C 相較?。ˋ 相 3.15A，C 相 2.26A），三相電流相位一致，伴隨出現(xiàn)零序電流，零序電流為 3I0=9.25-76.37&

13、#176;A；臨安側(cè)三相電流增大且B 相電流最大（約 29.2A），A、C 相較?。ˋ 相 3.2A，C 相 2.3A），B 相電流與A、C 相位相反。3）故障持續(xù)時間約為 40ms；4）跳閘后，臨安變側(cè)約 2.5s 重合閘動作成功，風電場側(cè)約 5s重合閘動作成功；110kV 七臨線電壓恢復(fù)正常。從上述故障特征可以分析出：（2）故障分析1）兩側(cè) 3U0 與 3I0 相位差均約為-100°，由此可以判斷 110kV 七臨線線路兩側(cè)正方向發(fā)生了接地故障，即故障位置位于 110kV 七臨線線路上。2）B 相電壓跌落，其余兩相電壓正常，但兩側(cè)B 相電流均大于其余兩相電流，可以判定在B 相發(fā)生

14、了接地故障。3）線路保護動作報文顯示故障點距風電場側(cè) 11.00km，利用故障錄波軟件測量得故障點距風電場側(cè) 10.14km。二者相近，與故障分析結(jié)果一致。結(jié)論：在 110kV 七臨線線路距風電場側(cè)約 10km 處發(fā)生了單相接地故障。（3）保護動作行為分析從故障分析來看，故障類型和位置與保護動作情況相吻合，110kV 線路保護B 相差動動作，兩側(cè)重合閘動作成功。1）線路保護動作分析故障量、保護定值（詳見附件）及動作情況如表 3 所示。表 3 保護動作情況分析保護功能故障量及定值（A）持續(xù)時間及定值(s)結(jié)論故障量定值持續(xù)時間定值差動保護32.811.50.0410正確動作由上述分析可知，保護動

15、作過程和結(jié)果與故障錄波顯示的故障特征分析相吻合，保護動作情況正確。2）重合閘動作情況分析故障量、保護定值（詳見附件）及動作情況如表 3 所示。表 4 保護動作情況分析110kV 七臨線定值與方式動作結(jié)果（故障時刻起計）結(jié)論時間定值重合閘方式臨安側(cè)2.5s檢“母有壓線無壓”2.58s正確動作風電場側(cè)2.5s檢“線有壓母無壓”5.17s正確動作風場側(cè)斷路器跳開后 2.5s 后，對側(cè)重合成功，線路帶電，滿足檢“線有壓母無壓”條件。重合閘開始計時，2.5s 后重合閘成功，線路帶電運行。由上述分析可知，重合閘動作過程和整定定值相吻合，動作正確。八、#1、#2 無功補償間隔保護動作行為分析從圖 5.2、圖

16、 5.3 可以看出，#1、#2 無功補償間隔均因 35kV 母線低電壓導(dǎo)致解列跳閘，跳閘時刻均約為 1380ms（以故障時刻起計）。低電壓保護定值為：40V，1.2s（如下）從故障錄波可以看出，跳閘后風電場孤網(wǎng)運行近 200 毫秒，電壓開始跌落，故#1、#2 無功補償間隔在 1400ms 附近低電壓保護跳閘動作正確。如圖 7 所示：圖 7 110kV 及 35kV 母線電壓波形圖九、集電線路保護動作行為分析集電線路未低壓解列35kV 七棵樹回 341 斷路器為例分析，其余 4 條集電線路保護動作情況與其類似。圖 8 低電壓解列邏輯低電壓解列定值為：70V，2s（如下）從解列條件可以看出，電壓需

17、跌落低于 70V 超過 2s 且有一線電壓超過 30V 方執(zhí)行解列，電壓跌路至 0V 后不滿足有一線電壓超過 30V 的解列條件，集電線路未解列為正確動作。十、低電壓穿越分析新能源并網(wǎng)國家標準GB/T19963-2011 中，有關(guān)于低電壓穿越的詳細要求：a）光伏逆變器具有在并網(wǎng)點電壓跌至 20額定電壓時能夠保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行 625ms 的能力；b）光伏逆變器在發(fā)生跌落后 2s 內(nèi)能夠恢復(fù)到額定電壓的 90時，風電場內(nèi)的風電機組能保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行。下圖是隨著電網(wǎng)電壓跌落，無功補償裝置低電壓穿越要求特性曲線：圖 9低穿特性要求由故障分析可知，跳閘后 35kV 母線電壓失壓，按低穿特性要求，1#

18、、2#無功補償間隔可自動脫網(wǎng)。十一、事件處理（1）故障查找事故發(fā)生后，本廠立即組織人員巡線。2017 年 11 月 18 日 09:00 維護人員與項目電氣專工對 110kV 七臨線進行巡視。結(jié)合臨安變、七棵樹保護裝置雙向測距結(jié)果（距臨安變 5.54 公里，距 110kV 七棵樹升壓站 11 公里）鎖定故障位置為 110kV 七臨線#28-#29 鐵塔。巡視未發(fā)現(xiàn)問題。13:50 又將巡視范圍擴大至#22-#32 鐵塔范圍內(nèi)的線路本體、附屬設(shè)施、線路通道環(huán)境，均未發(fā)現(xiàn)問題。（2）對時問題處理七棵樹風電場GPS 對時裝置因設(shè)計問題，GPS 容量無法滿足要求，經(jīng)與 GPS 廠家溝通新增加一套對時擴展箱并對 35kV 開關(guān)柜進行鋪設(shè)網(wǎng)線進行整改，由于距離太遠而且網(wǎng)線是通過電纜溝鋪設(shè)，電磁干擾強導(dǎo)致擴展箱輸送過程中信號衰減厲害，對鐘設(shè)備亦無法滿足要求。公司計劃本月 30 日組織云南電力設(shè)計院、國電南自（保護裝置）、南京乾宇（GPS 對時設(shè)備）廠家技術(shù)人員召開技術(shù)協(xié)調(diào)會，擬定技術(shù)改造方案，并與 2017 年底前完成改造。十二、進一步整改措施1、運維人員在值班期間需時刻注意監(jiān)視設(shè)備狀態(tài)，在關(guān)注電氣運行參數(shù)的同時，定期檢查監(jiān)控系統(tǒng)服務(wù)器、工作站本身的運行狀態(tài)； 定期調(diào)閱報警信息、SOE 畫面，注意后臺監(jiān)控程序是否正常運行。發(fā)現(xiàn)監(jiān)控系統(tǒng)運行狀