基于行波的集电线路故障跳闸案例分析

李俊恒

（大唐云南发电有限公司）

0 引言

陆上风电场集电线路运行环境往往处于深山或者平原风口处，其运行环境极为恶劣，受到树木快速生长、恶劣雷雨天气影响，线路极易发生跳闸，风电场集电线路故障频发，风电场集电线路中存在大量的短T接、多分支的电缆架空混架结构，其结构的复杂性导致线路无法采用输电线路继保的方式进行保护动作［1］。因此，发生故障跳闸时难以进行故障点信息的准确排查，严重时可能导致线路出现弃风窝电的情况，给风电场带来极大的运营损失。随着现阶段风电平价上网的到来，可能造成电网主频率发生偏移，从而带来恶劣的社会影响。

鉴于风电场集电线路特殊的运行环境，一部分学者通过分段阻抗法进行风电场集电线路故障测距。该方法利用关键节点电压电流量进行分段阻抗计算，通过阻抗法推导而来，从一定程度上可实现集电线路的故障测距，但是需要通过大量的电压电流状态量计算方可实现，同时需要考量各个电压电流的精确性，其故障测距的精度受到电压电流精确度影响较大，复杂的分析过程以及高精度的传感测量导致其测距方法不被广泛应用［2］。

另一部分学者采用衍生皮尔逊相关系数法进行故障测量，该方法在分支处进行监测装置的设置以及测量。当线路中存在短路／接地故障点时，首先利用工频信息量进行皮尔逊相关系数计算，可实现大致的故障区间判定，再利用风电场集电线路分布式电源进行多源等效，从而实现故障阻抗计算。该方法受到风电场集电线路中电缆架空结构的影响，导致其故障测距精度不高［3-5］。

鉴于上述风电场集电线路故障测距中存在的实际问题，本文从行波法故障测距入手，结合风电场线路运行结构，设置集电线路行波监测装置安装点，利用故障时行波电流进行故障点精确定位，大大减少了其故障定位计算量以及数据处理难度［6-8］。

1 集电线路运行背景

随着“双碳”概念的提出，我国开始大力发展风能、太阳能等清洁能源，其中风力发电以较为成熟的生产制造研发技术以及极高的商业价值，成为清洁能源之首。截止到2022年，我国风力发电无论在装机容量还是发电量均位于世界第一水平。在风力发电量高速增长的同时，现阶段，伴随着平价上网政策的出台，风电场集电线路及其相关线路的安全稳定运行成为风力发电的重要考核指标之一。

2011年，甘肃酒泉某风电场电缆头三相短路故障导致风电场集电线路大规模脱网，进而导致了西北电网出现主频率偏移事故。同年，甘肃出现“一般性电压波动”，导致16个风电场500余台风机脱网事件，进而引发大量电能的损失，因此具备低电压穿越供能的风电机组成为了风力发电并网的前提条件，从而大幅降低了风电场大规模脱网产生的巨大经济损失。

风电场集电线路往往依山而建，在其运行的过程中受到树木超高生长、绝缘子污秽、恶劣自然天气影响较大，同时其线路结构较为特殊，往往呈现短T接多分支的情况。当线路发生故障时，采用现有的手段无法进行准确的故障区分，这给风电场集电线路安全稳定运行带来了极大的困扰。

由于单个风电场往往存在多条集电线路，其线路结构类似于配网结构，同时其中存在着大量的电缆架空混架结构，导致无法通过类似主网单端阻抗法或者双端阻抗法进行故障测距。其复杂的线路结构导致线路故障测距或者故障查找极为困难，因此，风电场集电线路故障点测距以及故障后快速恢复供电成为了继风电场大规模脱网后又一重要研究方向。

2 集电线路运行方式

风电场电气部分主要由风机、集电线路、升压站三个重要部分组成，其中风机主要作用为收集风能，为保证风机更好的收集风能，一般风机处于山脊或者较为开阔的平原地带，同时风机安装地点可变性较强，可依据现场施工以及位置进行全方位的调整。风机的安装位置决定了风机一般情况下高于周围的树木及建筑物，这就导致了风机更容易遭到雷击侵害。风电场基本上呈现复杂网状结构，风机收集风能后，将直接产生690V电压，随后利用每台风机附带箱变升压至35kV从而汇集至集电线路上。

风电场另外一个重要组成部分为集电线路，集电线路母线电压为35kV，一个风电场往往含有多条集电线路，集电线路走廊往往依据风机分布而来。由于风机分布的辐射性，导致了集电线路分布也呈现出辐射性的特点，受到建筑物、山川、河流等一系列影响因素的影响，集电线路往往呈现多段电缆、架空的混架结构。同时，由于风机分布的不确定性，导致了风电场集电线路走廊的不确定，集电线路汇集风机采集的电能，将本条集电线路上采集的所有电能汇集至35kV母线上，从而传递至升压站。

升压站作为该风场唯一电能输出单位，母线上往往含有多条集电线路，为保证风电场集电线路良好的采集电能，集电线路母线往往采用中心点非有效接地方式运行。同时为保证经过升压站变压器稳定输出至电网并网，风电场送出线路往往采用大电流接地系统，即中性点有效接地。以云南某风电场为例，该风电场含有多条集电线路，如图1所示为该风电场集电线路等效示意图。

图1 云南某风电场结构等效示意图

风电场集电线路风机的建设位置，决定了集电线路在遭受恶劣天气时，风机容易遭受雷击侵害，同时其多段电缆架空混架的结构导致了集电线路容易遭受外力破坏，以及各类飘挂物、树木超高的影响，进而引发故障跳闸。因此，风电场集电线路故障测距成为了学者的重要研究方向，在传统的距离保护无法在集电线路上运行的情况下，本文选择一种不受线路结构影响的故障测距方式，即行波法故障测距。

3 安装情况

本文以图1所示云南某风电场集电线路为例，选择线路结构较为复杂的单条集电线路进行行波故障监测装置安装。该风电场集电线路大致结构如图1所示，风电场集电线路风机型号为FD-4MW，该集电线路中共包含该类风机共计80余台。其中集电一线，线路结构较为复杂，存在3个T接支路，同时线路中存在多段电缆架空混架结构，集电一线线路走廊中存在较多超高树木，线路单相接地故障频发，同时多次故障无法采用人工巡线的方式进行故障排查，因此选择采用行波故障监测装置进行风电场集电线路故障监测，如图2所示为该风电场集电一线线路等效结构以及行波监测装置安装位置。

图2 集电一线线路结构以及行波监测装置安装示意图

如图2所示，集电一线中存在长电缆架空混架的情况，同时在电缆线路中段存在电缆T接的情况，针对风电场集电线路电缆段故障难以通过人工巡线的方式进行故障排查，因此为实现电缆段架空段的故障区分，分别于A33号、A1号、AF1号处安装行波监测装置从而实现集电线路电缆段以及架空段的故障区分。为实现集电一线的全线故障监测，综合考虑故障测距装置的经济效益，确认如下安装点位置，分别于4号、A1号、22号架空处安装了行波故障监测装置，自行波故障监测装置安装以来，装置工况良好，可定时上传集电线路负载情况。

4 故障情况

4.1 行波故障测距原理

由于风电场集电线路结构复杂且呈现出多段电缆架空混架的结构，传统的输电线路站内距离保护方法无法实现集电线路故障测距，因此采用行波法故障测距进行集电线路状态监测。基于行波的输电线路故障测距在输电线路上得到成熟应用，其故障测距精度不受系统运行状态、接地点过渡阻抗的影响，因此选用行波故障测距装置进行风电场集电线路故障测距。鉴于集电线路复杂的运行状态以及多电缆架空混架的运行状况，采用双端行波法故障测距即D行波法故障测距，如图3所示为D行波法故障测距基本原理。

图3 D行波法故障测距原理

如图3所示为D行波法故障测距原理，其中，m、n为集电线路最小故障区间行波监测装置，f点为集电线路中接地点，D行波法故障测距利用集电线路接地点产生的行波沿集电线路向两端传输，计算其到达两监测终端的时间差进行故障测距。式中，Δt为行波到达监测终端的时间差；v为行波在集电线路中传输的波速度，其中架空段波速接近光速，电缆段波速需通过电缆线路参数进行自动折算；L为最小故障区间两监测终端之间的距离；t1为监测装置m的行波的波头时刻；t2为监测装置n的行波波头时刻。

影响D行波法故障测距的因素较少，一方面为监测终端的距离L，在监测终端安装确认后，可确定其距离；另一方面为行波在集电线路中传输的波速度，可通过线路分布式参数以及合闸时刻行波进行校核，基本上不受线路结构以及运行状态的影响，可完全适用于分布式电源且结构较为复杂的风电场集电线路［9-10］。

4.2 故障判定情况

自行波故障监测装置安装以来，某日22时15分，集电一线两相短路，近升压站断路器过流一段保护，线路全线失压，由于线路存在大量电缆架空混架的情况，因此升压站站内录波情况无法判定短路接地点位于集电一线何处，线路故障失压时，该风电场区域内风速为15m／s左右，气温20℃，大雨，且该区域内有雷暴天气，因此判定本次故障可能为风偏或者雷击造成。

集电一线断路器动作以来，行波故障监测系统快速动作，首先对监测终端工频量进行了分析计算，如图4所示为本次故障跳闸行波监测终端采集工频故障数据。

图4 故障跳闸行波监测装置采集工频故障数据

4.2.1 故障判定情况

（1）对工频周期有效值进行计算：对图4进行快速傅里叶积分变换，求解主频率为50Hz的信号分布情况，计算工频有效值：

其中，pi为采样点总数；n为单个周期内（频率为50 Hz）总点数；X为平均值；yRMS为有效值。

触发逻辑：相邻3个半周期（即10 ms）进行触发计算，逐一计算相邻3个半周期有效值，用于工频异常触发判断依据。

（2）工频变化触发计算如图5所示：对本次监测终端采集的数据进行计算，当线路处于正常运行状态时，其负载为稳态，呈现正弦周期形态，在进行增量故障判断时，采用周期性的形式进行故障判定，其计算方式如下所示：

图5 工频增量触发计算方式

其中，yRMSI3为第3个周期有效值；yRMSI1为第1个周期有效值；Ithreshold为变化经验阈值，本系统设置Ithreshold为90A；k为经验系数，本系统设置k为20，采用式（4） ～（7）进行计算，yRMSI3为3800，yRMSI1为3100，同时满足上式（5） ～（7），因此判定该风电场集电线路发生故障跳闸。

4.2.2 故障定位情况

行波监测系统判定风电场集电线路发生故障跳闸后，监测装置相互联动，首先判定了系统分布的大概区间，通过计算判定故障点位于A1号～22号风机之间，其杆塔号分别为B1、B65，实现了最小故障区间的判定，而A1号～22号杆塔全部为架空线路，对故障情况进行如图3所示的D行波法故障测距。

故障跳闸时刻电流波形是由故障行波向两端传输经监测终端采集到的波形，如图6所示，行波电流从故障点出发经过B1号塔上的终端时间为t1，同时行波电流从故障点出发经过B65号塔上的终端时间为t2，时间差Δt＝27.7μs，经过计算故障点距离B1号塔3746m，因此该故障点最终为集电一线B16号塔附近。依据图6中行波波形形态，判定本次故障为雷击导致线路发生多相闪络。

图6 故障行波情况

4.3 故障巡线

在判定出故障点准确信息后，行波监测系统快速发送短信至指定的联系人处，运维人员在收到短信后快速进行巡线，经运维人员巡线，在16号杆塔B、C相发现绝缘子有明显闪络痕迹，判断为本次雷击故障点如图7所示。

图7 集电一线16号杆塔B、C雷击绝缘子图片

本次集电线路故障跳闸时间为晚上22时15分，运维人员赶到现场发现故障到故障处理完成共计花费3h左右，极大地节省了排查故障点时间，从而实现了风电场集电线路快速恢复供电，实现经济效益。

5 结束语

本文分析了现阶段风电场集电线路故障测距存在的问题以及难点，利用现阶段应用在输电线路较为成熟的行波法故障测距进行风电场集电线路故障测距，结合风电场集电线路特征进行了系统参数设计，将该系统投入到现场应用后，其故障测距精度较高，可大幅减小故障点查找以及处理时间，相比传统人工巡线大幅减少了故障处理时间，从而实现了经济效益。