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“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2一、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3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Ⅰ回35kV七棵树Ⅱ回35kV七棵树Ⅳ回35kV七棵树Ⅴ回35kV七棵树Ⅵ回风机数量1111121310装机容量21.2MV23.3MW27.4MW28.9MW18.8MW35kV七棵树Ⅰ回、35kV七棵树Ⅱ回集电线路分别经35kV341、342开关柜接入35kVI段母线，35kV七棵树Ⅳ回、35kV七棵树Ⅴ回、35kV七棵树Ⅵ回集电线路分别经35kV346、347、348开关柜接入35kVⅡ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。4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342、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5六、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。62017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），35kV1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），35kV1号无功补偿装置低电压保护动作；1525ms后，35kV2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4所示：7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：8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)：9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。10110kV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-风电场侧11c）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12图6a）、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°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13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。14八、#1、#2无功补偿间隔保护动作行为分析从图5.2、图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7110kV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Ⅰ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。15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：16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#、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。17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2