“11.18”七棵树风电场110kV七临线141断路器跳闸跳闸事件报告

1、“11.18”110kV 七棵树风电场 110kV 七临线 141 断路器动作事件分析报告建水新天风能有限公司七棵树风电场2017 年 11 月 19 日一、事件简称“11.18”110kV 七棵树风电场 110kV 七临线 141 断路器跳闸二、事件时间2017 年 11 月 18 日 06 时 58 分 28 秒 767 毫秒三、事件发生时的气象及自然灾害情况天气：微风平均风速：1.7m/s自然灾害情况：无四、电厂简介七棵树风电场位于云南省红河州建水县坡头乡境内，投产于2016年 03 月 25 日，隶属于建水新天风能有限公司。按并网调度协议，属共调电厂。电场现共安装远景能源公司生产的风机

2、 57 台，其中单机容量为 1800kW 的风机 15 台、单机容量为 2100kW 的风机 20 台、单机容量为 2300kW 的风机 22 台，总装机容量 119.6MW。风机接入采用“一风机一箱变（Dyn，690V/35kV）”接线方式，箱变在风机侧经小电阻接地。电厂电气主接线如图 1 所示：图 1110kV 七棵树风电场电气主接线9如图 1 所示，电厂共有 5 回 35kV 集电线，各集电线及发电单元接入情况见表 1。表 1电厂集电线及其接入风机情况35kV 集电线35kV 七 棵树回35kV 七 棵树回35kV 七 棵树回35kV 七 棵树回35kV 七 棵树回风机数量1111121

3、310装机容量21.2MV23.3MW27.4MW28.9MW18.8MW35kV 七棵树回、35kV 七棵树回集电线路分别经 35kV 341、342 开关柜接入 35kVI 段母线，35kV 七棵树回、35kV 七棵树回、35kV 七棵树回集电线路分别经 35kV346、347、348 开关柜接入35kV段母线。35kVI、II 母线经分段开关 312 连接。35kV#1、#2 接地站用变提供 35kV 系统接地点，经小电阻接地， 分别上 35kVI、II 母线。35kV#1、#2 无功补偿装置提供动态无功补偿，分别上 35kVI、II母线。35kV 母线汇聚电能后，经 110kV1、2

4、号主变（YNd，110kV/35kV）升压，由 110kV 七临线 141 断路器送出并网（对侧：220kV 临安变电站），线路全长 16.6 公里。五、跳闸前后运行方式（1）跳闸前运行方式故障前，110kV 七棵树风电场 5 回 35kV 集电线共 57 台风机正常并网运行，由于风力较小，风机负荷均为 0MW，110kV 七临线带负荷 0MW。各断路器间隔、设备及中性点的运行状态见表 2。表 2运行方式统计运行110kV：141、101、102 断路器，I 母，#1、#2 主变35kV：301、341、342、344、345、302、346、347、348、349、351 断路器，I、II

5、母，35kV#1、#2 无功补偿装置，35kV#1、#2 接地站用变及小电阻接地装置热备用无冷备用35kV312 断路器（分段断路器）检修无中性点110kV：#1 主变中性点直接接地35kV：1、2 号接地站用变经小电阻接地（2）跳闸后运行方式故障后 110kV 七临线 141 断路器跳闸，重合闸成功；35kV#1 无功补偿装置 345 断路器跳闸；35kV#2 无功补偿装置 351 断路器跳闸。事故后经红河地调要求将 35kV 七棵树#1 无功补偿装置 345 断路器，35kV#2 无功补偿装置 351 断路器由热备用转冷备用，将 35kV 七棵树I 回 341、35kV 七棵树II 回 3

6、42、35kV 七棵树IV 回 346、35kV 七棵树V 回 347、35kV 七棵树 VI 回 348 断路器由运行转热备用。后台监控运行方式如图 2 所示。图 2110kV 七棵树风电场跳闸后后台监控画面六、事件简况由于电场内对时系统存在问题，各保护装置时间有误差，现场对比 110kV 七临线线路保护装置时间与公用测控装置时间基本一致，因此以公用测控装置为基准进行事件动作分析。查看报文可以得到35kV1、2 号无功补偿装置与公用测控装置时间误差如图 3 所示：图 3监控后台无功补偿装置与公用测控装置 SOE 时间对比当 35kV1 号无功补偿装置 2017 年 11 月 18 日 06

7、时 58 分 33 秒 056 毫秒报控制回路断线告警时，全站公用测控装置收到该报警信号时间为 2017 年 11 月 18 日 06 时 58 分 39 秒 311 毫秒，两个保护装置间接点开入时间间隔极短，因此可得 35kV#1 无功补偿装置保护装置与公用测控装置时间相差-6 秒 255 毫秒，同理可得#2 无功补偿装置保护装置与公用测控装置时间相差-7 秒 326 毫秒。因此可得事故动作时间为：2017 年 11 月 18 日 06 时 58 分 28 秒 772 毫秒（0ms 时刻），110kV七临线线路保护装置保护整组启动。2017 年 11 月 18 日 06 时 58 分 28

8、秒 777 毫秒（005ms 后），110kV七临线线路保护装置纵联差动保护动作。2017 年 11 月 18 日 06 时 58 分 28 秒 829 毫秒（057ms 后），141断路器跳闸。2017 年 11 月 18 日 06 时 58 分 21 秒 578 毫秒，实际应为 2017年 11 月 18 日 06 时 58 分 28 秒 904 毫秒（132ms 后），35kV2 号无功补偿装置保护启动。2017 年 11 月 18 日 06 时 58 分 22 秒 657 毫秒，实际应为 2017年 11 月 18 日 06 时 58 分 28 秒 912 毫秒（140ms 后），35

9、kV1 号无功补偿装置保护启动。2017 年 11 月 18 日 06 时 58 分 24 秒 037 毫秒，实际应为 2017年 11 月 18 日 06 时 58 分 30 秒 392 毫秒（1620ms 后），35kV 1 号无功补偿装置低电压保护动作；1525ms 后，35kV 2 号无功补偿装置低电压保护动作。2017 年 11 月 18 日 06 时 58 分 33 秒 952 毫秒（5180ms 后），110kV七临线线路保护装置重合闸动作。2017 年 09 月 06 日 13 时 06 分 34 秒 036 毫秒（5264ms 后），141断路器合闸。监控后台SOE 记录如图

10、 4 所示：图 4.1监控后台保护动作 SOE 记录图 4.2监控后台 141 断路器跳闸 SOE 记录图 4.3监控后台 345、351 断路器跳闸 SOE 记录图 4.4监控后台 141 断路器重合成功 SOE 记录110kV 七临线线路保护装置报文如图 5.1 所示：图 5.1110kV 七临线线路保护装置动作报告35kV 七棵树#1 无功补偿装置及 345 断路器保护装置保护动作报文如图 5.2 所示(保护装置未配置打印机，故不能提供打印报文)：图 5.235kV1 号无功补偿装置及 345 断路器保护装置保护动作报文35kV 七棵树#2 无功补偿装置及 351 断路器保护装置保护动作

11、报文如图 5.3 所示(保护装置未配置打印机，故不能提供打印报文)：图 5.335kV 七棵树#2 无功补偿装置及 352 断路器保护装置保护动作报文现场检查断路器位置正确，对照保护装置动作报文，确认后台监控信息报送无误。七、110kV 七临线故障及保护动作行为分析（1）110kV 七临线保护动作报文及故障录波线路保护为南京南瑞继保 PCS-943N 型线路保护装置，如 图.1 所示，装置显示：最大故障相电流 Ip=3.75A，零序故障电流 3I0=9.15A，最大差动电流 ICD=32.81A。110kV 七临线故障录波如图 6 所示：a）故障跳闸阶段录波-临安变侧b）故障跳闸阶段录波-风电

12、场侧19c）重合闸阶段录波-临安变侧d）重合闸阶段录波-风电场侧图 6现场故障录波图 6 a）、b）故障跳闸阶段录波中，粉色光标处为故障发生时刻，黄色光标处为故障持续期间。从图中可以看出：1）线路两侧 110kV 七临线B 相电压跌落，伴随出现零序电压， 风电场侧零序电压为 3U0=48.983-168.012°V，临安变侧零序电压为 3U0=36.4-175.5°V；2）故障发生后，风电场侧三相电流增大且 B 相电流最大（约3.85A），A、C 相较小（A 相 3.15A，C 相 2.26A），三相电流相位一致，伴随出现零序电流，零序电流为 3I0=9.25-76.37&

13、#176;A；临安侧三相电流增大且B 相电流最大（约 29.2A），A、C 相较小（A 相 3.2A，C 相 2.3A），B 相电流与A、C 相位相反。3）故障持续时间约为 40ms；4）跳闸后，临安变侧约 2.5s 重合闸动作成功，风电场侧约 5s重合闸动作成功；110kV 七临线电压恢复正常。从上述故障特征可以分析出：（2）故障分析1）两侧 3U0 与 3I0 相位差均约为-100°，由此可以判断 110kV 七临线线路两侧正方向发生了接地故障，即故障位置位于 110kV 七临线线路上。2）B 相电压跌落，其余两相电压正常，但两侧B 相电流均大于其余两相电流，可以判定在B 相发生

14、了接地故障。3）线路保护动作报文显示故障点距风电场侧 11.00km，利用故障录波软件测量得故障点距风电场侧 10.14km。二者相近，与故障分析结果一致。结论：在 110kV 七临线线路距风电场侧约 10km 处发生了单相接地故障。（3）保护动作行为分析从故障分析来看，故障类型和位置与保护动作情况相吻合，110kV 线路保护B 相差动动作，两侧重合闸动作成功。1）线路保护动作分析故障量、保护定值（详见附件）及动作情况如表 3 所示。表 3 保护动作情况分析保护功能故障量及定值（A）持续时间及定值(s)结论故障量定值持续时间定值差动保护32.811.50.0410正确动作由上述分析可知，保护动

15、作过程和结果与故障录波显示的故障特征分析相吻合，保护动作情况正确。2）重合闸动作情况分析故障量、保护定值（详见附件）及动作情况如表 3 所示。表 4 保护动作情况分析110kV 七临线定值与方式动作结果（故障时刻起计）结论时间定值重合闸方式临安侧2.5s检“母有压线无压”2.58s正确动作风电场侧2.5s检“线有压母无压”5.17s正确动作风场侧断路器跳开后 2.5s 后，对侧重合成功，线路带电，满足检“线有压母无压”条件。重合闸开始计时，2.5s 后重合闸成功，线路带电运行。由上述分析可知，重合闸动作过程和整定定值相吻合，动作正确。八、#1、#2 无功补偿间隔保护动作行为分析从图 5.2、图

16、 5.3 可以看出，#1、#2 无功补偿间隔均因 35kV 母线低电压导致解列跳闸，跳闸时刻均约为 1380ms（以故障时刻起计）。低电压保护定值为：40V，1.2s（如下）从故障录波可以看出，跳闸后风电场孤网运行近 200 毫秒，电压开始跌落，故#1、#2 无功补偿间隔在 1400ms 附近低电压保护跳闸动作正确。如图 7 所示：图 7 110kV 及 35kV 母线电压波形图九、集电线路保护动作行为分析集电线路未低压解列35kV 七棵树回 341 断路器为例分析，其余 4 条集电线路保护动作情况与其类似。图 8 低电压解列逻辑低电压解列定值为：70V，2s（如下）从解列条件可以看出，电压需

17、跌落低于 70V 超过 2s 且有一线电压超过 30V 方执行解列，电压跌路至 0V 后不满足有一线电压超过 30V 的解列条件，集电线路未解列为正确动作。十、低电压穿越分析新能源并网国家标准GB/T19963-2011 中，有关于低电压穿越的详细要求：a）光伏逆变器具有在并网点电压跌至 20额定电压时能够保证不脱网连续运行 625ms 的能力；b）光伏逆变器在发生跌落后 2s 内能够恢复到额定电压的 90时，风电场内的风电机组能保证不脱网连续运行。下图是随着电网电压跌落，无功补偿装置低电压穿越要求特性曲线：图 9低穿特性要求由故障分析可知，跳闸后 35kV 母线电压失压，按低穿特性要求，1#

18、、2#无功补偿间隔可自动脱网。十一、事件处理（1）故障查找事故发生后，本厂立即组织人员巡线。2017 年 11 月 18 日 09:00 维护人员与项目电气专工对 110kV 七临线进行巡视。结合临安变、七棵树保护装置双向测距结果（距临安变 5.54 公里，距 110kV 七棵树升压站 11 公里）锁定故障位置为 110kV 七临线#28-#29 铁塔。巡视未发现问题。13:50 又将巡视范围扩大至#22-#32 铁塔范围内的线路本体、附属设施、线路通道环境，均未发现问题。（2）对时问题处理七棵树风电场GPS 对时装置因设计问题，GPS 容量无法满足要求，经与 GPS 厂家沟通新增加一套对时扩展箱并对 35kV 开关柜进行铺设网线进行整改，由于距离太远而且网线是通过电缆沟铺设，电磁干扰强导致扩展箱输送过程中信号衰减厉害，对钟设备亦无法满足要求。公司计划本月 30 日组织云南电力设计院、国电南自（保护装置）、南京乾宇（GPS 对时设备）厂家技术人员召开技术协调会，拟定技术改造方案，并与 2017 年底前完成改造。十二、进一步整改措施1、运维人员在值班期间需时刻注意监视设备状态，在关注电气运行参数的同时，定期检查监控系统服务器、工作站本身的运行状态； 定期调阅报警信息、SOE 画面，注意后台监控程序是否正常运行。发现监控系统运行状