多雷地区风电场架空集电线路防雷改造与技术创新

摘要：随着国内山地风电场建设，山地多雷地区风电场内35kV集电线路每年雷雨季节因雷击跳闸的故障已成为较普遍的问题。本文通过对部分风电项目防雷技改及运行的效果进行分析，阐述场内集电线路防雷技术创新实践。关键词：架空集电线路防雷改造1、引言风电场由于其特殊的野外工况条件，场内架空输电线路路径基本在山脊上，由于35kV架空集电线路的防雷标准滞后的问题造成这种特殊的工况下防雷措施存在一定的瑕疵，例如铁塔塔型落后、地线保护角过大、线路避雷器设计通流量偏小等问题在风电行业较为普遍，由此导致的风电场架空集电线路因雷跳闸率居高不下；现有设计虽然满足现行35kV防雷标准，但又存在与风场需求相悖的矛盾，集电线路防雷改造是否需要技术创新？怎样创新才能有效降低风电场的雷击概率？本文通过对风电场集电线路的防雷改造及运行效果进行介绍，提出对风电场线路防雷保护的新思路并促进风电防雷标准体系的完善。2、风电场雷击跳闸案例某项目位于湖南省郴州市附近，郴州地区是湖南省雷暴活动最为活跃的地区，2019年发布的当地雷暴日为61.5天，属多雷区；根据近30年平均雷暴数据显示，每年雷暴日活跃周期从每年4-8月份。图1：湖南地区雷电活动分布示意图图2：湖南地区30年平均雷暴活动月份分布雷电活跃的月份与项目每年遭受雷击导致停电跳闸的周期具有高度的一致性，2018年上半年集电线路因雷跳闸9次，以7月13日一次雷暴引起的两条线路跳闸为例：1）15:00′1#集电线路过流保护I段动作跳312开关，查保护装置和故障录波，雷击时AB相最大电流1#集电线路为3.876A，经过约220ms延时跳闸（1#集电线路过流I段保护定值为2.3A.延时0.15S），超过过流一段动作电流；判断1#集电线路发生的是雷击引起的AB相间短路瞬时故障并在释放对地放电电流引起37#风机终端塔A相避雷器外表复合绝缘破裂，保护动作正确，跳闸正确。2）15:04′2#集电线路过流保护I段动作跳311开关，查保护装置和故障录波，雷击时AB相最大电流1#集电线路为5.343A，经过约222ms延时跳闸（2#集电线路过流I段保护定值为2.75A.延时0.15S），超过过流一段动作电流；判断2#集电线路发生的是雷击引起的AB相间短路瞬时故障并在释放对地放电电流引起31#风机终端塔B相避雷器外表复合绝缘破裂，保护动作正确，跳闸正确。图3：1#集电线路故障录波图图4：2#集电线路故障录波图图5：1#集电线路保护装置

图6：2#集电线路保护装置

图7：1#线37#风机终端塔A相避雷器图8：2#线31#风机终端塔B相避雷器2.1

雷击原因分析造成风电场架空集电线路雷击的原因从结果上考虑是避雷器损坏造成的，但现有防雷配置符合35kV架空集电线路的防雷设计规范。现有风场的防雷配置为场内升压站采用双独立避雷针作为主变压器的直击雷防护措施、3条架空集电线路在进升压站门型架配置有YH5W51/134型避雷器；单、双回线采用A字形铁塔单地线20°保护角配置。如防雷设计符合标准每年仍存在多次雷击的情况，说明现有防雷配置不满足风电场防雷需求，雷击的原因属于防雷配置过低造成。2.2

标准因素现行的35kV架空集电线路防雷设计要求在风电场进站的避雷器通流量设置一般是5kA，终端塔的避雷器通流量设置也是5kA;这就意味着设计单位对风电场区域的架空集电线路可预期最大侵入雷电流是5kA，实际情况肯定不是固定的电流；为此，我们对风电场周边的雷电流强度数据进行采集。据风电场半径15公里范围内闪电强度统计结果显示（图9），正闪强度（图9a）主要集中在5-25kA之间，累计占比72.73％。其中，在10-15kA范围内发生频次最多，达到14次，占正闪总频次达45.74%，其次是10-15kA，超过60次，占正闪总频次达25.45%。负闪强度（图9b）主要集中在在5-35kA范围内，累计占比达91.43％。其中，10-15kA范围内负闪频次最多，为147次，占负闪总频次的32.3%，其次是15-20kA，占负闪总频次的24.4%。图9a：正闪强度逐5kA频次统计图图9b：负闪强度逐5kA频次统计图通过统计数据表明，风电场所处区域的雷电流强度远高于集电线路防雷设计预期的5kA,由此可判断现行标准中采用低通流量的避雷器配置无法满足风电场的防雷需求。2.3

保护模式风电场内的生产特点是有若干风力发电机机组同步运行，将风能转化为电能通过输电线路传输至升压站对外送电；按照风电场的一般事故处置方式，单台风力发电机组出现故障需要检修时，需要检修的机组应及时脱网进行维护。现有的防雷系统保护模式则属于标准规定的两种保护模式中的优先保护模式，既单回线路中安装的若干只避雷器中任一只避雷器因漏电流或质量问题造成短路故障则会造成集电线路跳闸断电，现场运维人员需要花费大量的时间和精力排查损坏的一只避雷器，造成了大量人力物力浪费和电量损失。如采用优先供电保护模式，当避雷器在线路保护中采用脱离器，在避雷器因自身质量问题出现短路时脱离器可使故障避雷器及时脱离系统则不会造成全线停电，符合风电场特殊的运行需求。同时，由于采用时效退出的保护模式，为了避免避雷器退出造成的保护缺失的情况，采用多级避雷器冗余保护的模式提高线路防雷能力，保证保护连续性是符合现场运行工况的。3、防雷技改创新及效果评估雷击发生后，对现场架空集电线路进行了防雷系统的优化技改，在技改方案中突破了原有的防雷保护思路，创新的采用了与风电场防雷需求相符的多级防雷、时效退出、定位引雷的综合防雷措施，从提高避雷器的通流量、设置冗余保护等方面进行技改。3.1

防雷技改内容防雷技改前对风电场现有的防雷配置、所处地理位置进行了系统的评估。升压站、架空集电线路所在的雷电高值区域的雷电防护过低，尤其是架空集电线路只采用单级低性能的避雷器进行保护是不满足风电场的防雷需求的；其次，现有输电线路保护角度也存在瑕疵，现有防雷标准的适用环境为平原地区，对于风电场集电线路这种沿着山脊架设集电线路的地线保护角度应高于现有水平；第三，终端塔接地系统若与箱式变压器采用了联合接地也会造成箱变内避雷器因地电位反击而损坏，因此在改造方案中对终端塔接地与箱变接地之间的连接提出了断开的改进意见。具体的改造措施：一是在升压站进站端的3级铁塔上安装了3组MVSA51型避雷器并在避雷器上安装了脱离器；二是在输电线路中的易击铁塔和高风险档段安装了WS25KQ型避雷针；三是把输电线路中易遭雷击的终端塔中低值避雷器更换成通流容量更大、质量更好的高值避雷器，并可靠接地。图10：铁塔上安装的避雷针图11：线路上安装的MVSA51型避雷器3.2

防雷改造的后评估防雷系统的改造目的是提高风电场的防雷能力，降低因雷击导致的跳闸故障，在雷雨季节保障风电场的安全生产运行。本项目在2018年9月改造后取得了明显的效果，对比2018与2019年雷电频次、强度未发生较大变化情况下，2018年4月至9月3条集电线路因雷击跳闸9次，造成损失发电量160万度，而2019年同期3条集电线路因雷击跳闸仅1次（原因是未改造避雷器雷击损坏所致），造成发电量损失20万度。截至目前，本项目在防雷改造后的1年半时间内有效减少了困扰生产的雷击跳闸问题，同比减少发电量损失上百万度，技改效益可观，达到了预期的改造效果，此防雷技改对多雷地区风电场架空集电线路防雷有较好的推广价值。4、结束语风电的建设在近10年来达到了发展的高峰，由于行业的高速发展，与之配套的标准一时间相对滞后；现行的集电线路防雷设计标准主要有DL/T1122-2009《架空输电线路外绝缘配置技术导则》、GB50061-2010《66kV及以下架空电力线路设计规范》这两份标准中对风电场这种特殊环境工况的防雷设计与一般环境的防雷并未做显著的区分，导致现有风电场架空集电线路依据标准进行防雷设计但仍雷击跳闸不断；技术的创新源于生产需求的转变，原有的35kV架空集电线路主要的应用环境发生了改变（由平原到山地），针对新的应用环境逐步优化标准的内容和条款，以适应新的需求。在参与编制《多雷区架空集电线路防雷改造技术规范》的过程中发现山地风场集电线路防雷改造的标准内容与现