一起35kV电缆头故障引发风电场脱网事故的分析

赵忠民 王 武

（1.陕西礼泉电力局，陕西 礼泉 713200；2.国电西北分公司，西安 710075）

2011年5月11日22时30分，西北某风电场（总容量49.5MW）风速9.46m/s，负荷35217kW，33台风机并网运行。22时44分，控制室照明瞬时失电，风机监控系统显示所有风机失电，查看操作员站 110kV、35kV母线电压均为零，只有电容器3510开关因低电压保护跳闸外，其他开关均未跳闸，场用电切换正常，检查完毕汇报地调。5月12日0:56接调度令 1#主变由冷备用转运行，01:21#1站用变由检修转运行，全面检查系统正常。03:04 所有风机箱变停电结束，全面检查具备送电条件，对#1集电线路送电，合上#1集电线路3511开关后，听到瞬间爆炸声，控制室照明瞬时失电，场用电源切换正常。看到#1集电线路杆塔上有火光，400V配电室火警报警。手动拉开3501开关，就地检查发现400V配电室#1站用变A、B相绝缘击穿；35kV配电室检查发现3510、3504开关保护正确动作，开关跳开；消弧消谐装置未动作；#1集电线路32号杆塔检查，发现C相电缆在电缆头延长段处熔断。

图1所示为此次事故的系统一次接线图。

1 事故后现场检查及试验

1）35kV 3511开关至集电1#35kV电缆（型号YJV23-26/35-3*180）铁塔上终端头C相烧断且此部位铁塔角铁有明显烧熔痕迹，电缆熔断处距电缆端头约2米，角铁上形成直径约5cm的圆形缺口，靠电缆终端侧电缆断头向后弹开约0.5m，周围有弧光熏黑痕迹。

2）#1站用变SC10-315/35kV，容量为315kVA，电压38.5±2×2.5%kV/0.4kV，阻抗电压6%，接线组别Dyn11。变压器A相线圈尾部及B相头部相应部位绝缘烧损。

图1 风电场电气一次主接线图

3）保护装置检查情况：故障后对所有保护及自动装置进行全面检查，110kV出线有保护启动信息，主变压器保护 110kV侧、35kV侧保护均有启动信息，#1站用变保护装置有瞬时电流速断动作信号。故障录波器有记录，但录波报告不足以印证系统故障情况。

2 事故分析

1）通过事故后主变继电保护装置高压侧故障录波记录如图2、图3、图4所示。

2）设备损坏情况。

（1）35kV3511开关至集电1线#32铁塔处35kV电缆铁塔上终端头C相电缆烧断且此部位角铁烧熔严重。

（2）#1站用变A相线圈尾部及B相线圈侧半圈烧损严重。由于35kV系统为不接地系统，如果35kV系统仅发生一点接地故障，不会形成上千安培的故障电流，且若电容电流在10A内，规程允许35kV系统单相接地运行2小时。对于相关设备的损伤情况及二次保护动作情况综合分析综合判定，35kV#1集电线3511开关至集电1线#32铁塔处35kV电缆铁塔上电缆终端头处C相熔断处是事故首发点。

图2 主变高压侧反映的第一次故障波形（5月11日22：44分）

图3 主变高压侧反映的第二次故障波形（5月12日3：04分）

由图可知第一次故障持续时间为 1.8s，短路电流约为1.7kA。第二次故障持续时间为80ms，短路电流约为 2kA。#1厂用变励磁涌流持续时间为120ms，最大励磁涌流约为100A。

图4 投运#1站用变后主变高压侧反映的运行励磁涌流波形（5月12日1：21分）

3）原因分析。

（1）35kV3511开关至集电1线#32铁塔处35kV电缆铁塔上电缆终端头处C相制作工艺质量缺陷并与电缆固定绑扎工艺不规范造成电缆绝缘损伤不断恶化。从主变高压侧波形图分析由于A相电流是B、C相电流之和且方向相反（见图 2），判断为低压侧A、C两相短路故障，2011年5月11日22:44分该处电缆对铁塔构件放电，形成35kV系统C相放电接地。35kV系统A、B相电压升高，A相绝缘薄弱点发生接地与 C相之间形成接地短路电流，1.8s后电网解列（见图 2），接地短路故障恢复。5月19日在对35kV系统33台风机电缆引线进行巡查过程中在#45杆塔A相端头略显熏黑痕迹，经判断5月11日22:44分此处可能存在线路瞬间异物短路接地故障的情况。

（2）2011年5月 12日 1:21分，虽然投运#1站用变正常，但对110kV侧测得励磁涌流波形表明（见图 4），与常规涌流相比，波形畸变严重，说明此时变压器已存在绝缘损坏的隐患。

（3）2011年 5月 12日 3:04分加运集电线 1线时35kV电缆C相故障点再次放电，35kV系统A、B相对地电压升高，#1站用变A相线圈生产质量存在隐患，耐受不住过电压再次冲击，造成#1站用变A相线圈尾部过热及旁侧的B相绝缘层间或匝间短路接地，造成35kV系统B、C相通过地网形成故障回路，形成两相接地短路，短路电流将#32铁塔电缆C相熔断、#1站用变短路处过热损坏。

3 事故继电保护部分调查报告

1）2011年5月11日22时44分，线路距离Ⅲ段保护动作，系统变电站对侧1270开关跳闸，110kV线路、35kV母线失压所有风机跳闸。根据线路距离Ⅲ段保护动作值分析，#1集电线路保护应首先动作、#1主变高压侧后备保护复流 I段在故障未切除时应动作。但在线路距离Ⅲ段保护动作时除#1主变高压侧后备保护有启动记录外，#1集电线路保护未动作。

进一步分析检查认为：

（1）35kV#1集电线路保护未动作原因是保护用电流互感器极性接反，方向闭锁保护拒动。

（2）升压站#1主变高压侧后备保护未动作原因：复合电压过流I段与对侧线路距离保护Ⅲ段时间上配合不当。#1主变高压侧后备保护复流I段定值1.06A时间 3.5s，对侧线路距离保护Ⅲ段定值 14.6Ω，时间1.8s，当故障发生时#1主变高压侧后备保护虽然已经起动，未到动作时间线路1270开关保护已动作跳闸。

2）2011年5月12日3:04所有风机箱变停电结束，全面检查具备送电条件，对#1集电线路送电，合上#1集电线路 3511开关后，听到瞬间爆炸声，控制室照明瞬时失电，看到#1集电线路杆塔上有火光，400V配电室火警报警。值班员拉开主变低压侧3501开关，就地检查发现400V配电室#1站用变A、B相绝缘击穿；35kV配电室检查发现 3510、3504开关保护正确动作，开关跳开；35kV#1集电线路3511保护未动作，消弧消谐装置未动作。

分析认为，由于35kV侧三条集电线路保护用电流互感器极性接反，功率方向闭锁，保护拒动。虽然#1站用变电流速断保护正确动作切除站用变处故障，但#1集电线单相接地故障仍然存在，由于35kV是中性点不接地系统，本侧主变零序电流保护、110kV线路零序保护不能反映接地故障，所以保护不动作。接地故障点只能靠值班员拉开3501开关后消除。

4 预防措施及整改要求

1）利用设备停电维护检修机会，对35kV高压电缆终端头绝缘进行加强，特别是电缆交叉处及与构架碰触部位，并对绝缘定期进行检查，防止振动磨损、老化造成绝缘损坏。对 35kV系统绝缘子、避雷器等一次设备进行全面检查，对绝缘薄弱点进行彻底整改。

2）加强35kV高压电缆终端头固定的规范整改，利用系统停电时间立即对高压电缆终端头的固定进行全面的检查整改。对单芯电缆固定卡件进行检查，坚决杜绝使用导磁材料构件。

3）35kV高压交联电缆试验应避免施工单位进行直流耐压，要严格执行采用交流耐压试验的行业要求。

4）应用红外成像或紫外成像技术对升压站、高压线路进行全面检查，及时发现电晕放电异常情况或零、低值绝缘子。

5）将#1主变高压侧后备保护复流I段定值时间改为 1.5s，确保与对侧线路保护时间相互配合。具备条件时应与对侧保护装置进行联调和通过加入一次试验电流、电压进行保护通流检查。

6）将35kV#1、#2、#3集电线路保护用电流互感器极性改接正确，确保保护在故障时正确动作。

7）尽快对升压站二次回路及保护装置进行一次全面检查，消除隐患。同时尽快对故障录波器、35kV消弧消谐装置联系制造厂家进行全面检查调试，确保其能正常工作。

8）加强工程基建过程中设备系统安装、设备监造等的验收把关质量。防止设备制造过程中、安装过程中遗留的问题影响系统安全稳定运行。

9）要严把工程基建调试期的质量标准，特别是二次系统、回路调试项目和标准，如通流试验、保护校验、定值整定等，防止保护装置拒动或误动。

10）加强风电场运行人员技术培训和紧急情况下处理故障的能力。