基于行波的集電線路故障跳閘案例分析

李俊恒

（大唐云南發電有限公司）

0 引言

陸上風電場集電線路運行環境往往處于深山或者平原風口處，其運行環境極為惡劣，受到樹木快速生長、惡劣雷雨天氣影響，線路極易發生跳閘，風電場集電線路故障頻發，風電場集電線路中存在大量的短T接、多分支的電纜架空混架結構，其結構的復雜性導致線路無法采用輸電線路繼保的方式進行保護動作［1］。因此，發生故障跳閘時難以進行故障點信息的準確排查，嚴重時可能導致線路出現棄風窩電的情況，給風電場帶來極大的運營損失。隨著現階段風電平價上網的到來，可能造成電網主頻率發生偏移，從而帶來惡劣的社會影響。

鑒于風電場集電線路特殊的運行環境，一部分學者通過分段阻抗法進行風電場集電線路故障測距。該方法利用關鍵節點電壓電流量進行分段阻抗計算，通過阻抗法推導而來，從一定程度上可實現集電線路的故障測距，但是需要通過大量的電壓電流狀態量計算方可實現，同時需要考量各個電壓電流的精確性，其故障測距的精度受到電壓電流精確度影響較大，復雜的分析過程以及高精度的傳感測量導致其測距方法不被廣泛應用［2］。

另一部分學者采用衍生皮爾遜相關系數法進行故障測量，該方法在分支處進行監測裝置的設置以及測量。當線路中存在短路／接地故障點時，首先利用工頻信息量進行皮爾遜相關系數計算，可實現大致的故障區間判定，再利用風電場集電線路分布式電源進行多源等效，從而實現故障阻抗計算。該方法受到風電場集電線路中電纜架空結構的影響，導致其故障測距精度不高［3-5］。

鑒于上述風電場集電線路故障測距中存在的實際問題，本文從行波法故障測距入手，結合風電場線路運行結構，設置集電線路行波監測裝置安裝點，利用故障時行波電流進行故障點精確定位，大大減少了其故障定位計算量以及數據處理難度［6-8］。

1 集電線路運行背景

隨著“雙碳”概念的提出，我國開始大力發展風能、太陽能等清潔能源，其中風力發電以較為成熟的生產制造研發技術以及極高的商業價值，成為清潔能源之首。截止到2022年，我國風力發電無論在裝機容量還是發電量均位于世界第一水平。在風力發電量高速增長的同時，現階段，伴隨著平價上網政策的出臺，風電場集電線路及其相關線路的安全穩定運行成為風力發電的重要考核指標之一。

2011年，甘肅酒泉某風電場電纜頭三相短路故障導致風電場集電線路大規模脫網，進而導致了西北電網出現主頻率偏移事故。同年，甘肅出現“一般性電壓波動”，導致16個風電場500余臺風機脫網事件，進而引發大量電能的損失，因此具備低電壓穿越供能的風電機組成為了風力發電并網的前提條件，從而大幅降低了風電場大規模脫網產生的巨大經濟損失。

風電場集電線路往往依山而建，在其運行的過程中受到樹木超高生長、絕緣子污穢、惡劣自然天氣影響較大，同時其線路結構較為特殊，往往呈現短T接多分支的情況。當線路發生故障時，采用現有的手段無法進行準確的故障區分，這給風電場集電線路安全穩定運行帶來了極大的困擾。

由于單個風電場往往存在多條集電線路，其線路結構類似于配網結構，同時其中存在著大量的電纜架空混架結構，導致無法通過類似主網單端阻抗法或者雙端阻抗法進行故障測距。其復雜的線路結構導致線路故障測距或者故障查找極為困難，因此，風電場集電線路故障點測距以及故障后快速恢復供電成為了繼風電場大規模脫網后又一重要研究方向。

2 集電線路運行方式

風電場電氣部分主要由風機、集電線路、升壓站三個重要部分組成，其中風機主要作用為收集風能，為保證風機更好的收集風能，一般風機處于山脊或者較為開闊的平原地帶，同時風機安裝地點可變性較強，可依據現場施工以及位置進行全方位的調整。風機的安裝位置決定了風機一般情況下高于周圍的樹木及建筑物，這就導致了風機更容易遭到雷擊侵害。風電場基本上呈現復雜網狀結構，風機收集風能后，將直接產生690V電壓，隨后利用每臺風機附帶箱變升壓至35kV從而匯集至集電線路上。

風電場另外一個重要組成部分為集電線路，集電線路母線電壓為35kV，一個風電場往往含有多條集電線路，集電線路走廊往往依據風機分布而來。由于風機分布的輻射性，導致了集電線路分布也呈現出輻射性的特點，受到建筑物、山川、河流等一系列影響因素的影響，集電線路往往呈現多段電纜、架空的混架結構。同時，由于風機分布的不確定性，導致了風電場集電線路走廊的不確定，集電線路匯集風機采集的電能，將本條集電線路上采集的所有電能匯集至35kV母線上，從而傳遞至升壓站。

升壓站作為該風場唯一電能輸出單位，母線上往往含有多條集電線路，為保證風電場集電線路良好的采集電能，集電線路母線往往采用中心點非有效接地方式運行。同時為保證經過升壓站變壓器穩定輸出至電網并網，風電場送出線路往往采用大電流接地系統，即中性點有效接地。以云南某風電場為例，該風電場含有多條集電線路，如圖1所示為該風電場集電線路等效示意圖。

圖1 云南某風電場結構等效示意圖

風電場集電線路風機的建設位置，決定了集電線路在遭受惡劣天氣時，風機容易遭受雷擊侵害，同時其多段電纜架空混架的結構導致了集電線路容易遭受外力破壞，以及各類飄掛物、樹木超高的影響，進而引發故障跳閘。因此，風電場集電線路故障測距成為了學者的重要研究方向，在傳統的距離保護無法在集電線路上運行的情況下，本文選擇一種不受線路結構影響的故障測距方式，即行波法故障測距。

3 安裝情況

本文以圖1所示云南某風電場集電線路為例，選擇線路結構較為復雜的單條集電線路進行行波故障監測裝置安裝。該風電場集電線路大致結構如圖1所示，風電場集電線路風機型號為FD-4MW，該集電線路中共包含該類風機共計80余臺。其中集電一線，線路結構較為復雜，存在3個T接支路，同時線路中存在多段電纜架空混架結構，集電一線線路走廊中存在較多超高樹木，線路單相接地故障頻發，同時多次故障無法采用人工巡線的方式進行故障排查，因此選擇采用行波故障監測裝置進行風電場集電線路故障監測，如圖2所示為該風電場集電一線線路等效結構以及行波監測裝置安裝位置。

圖2 集電一線線路結構以及行波監測裝置安裝示意圖

如圖2所示，集電一線中存在長電纜架空混架的情況，同時在電纜線路中段存在電纜T接的情況，針對風電場集電線路電纜段故障難以通過人工巡線的方式進行故障排查，因此為實現電纜段架空段的故障區分，分別于A33號、A1號、AF1號處安裝行波監測裝置從而實現集電線路電纜段以及架空段的故障區分。為實現集電一線的全線故障監測，綜合考慮故障測距裝置的經濟效益，確認如下安裝點位置，分別于4號、A1號、22號架空處安裝了行波故障監測裝置，自行波故障監測裝置安裝以來，裝置工況良好，可定時上傳集電線路負載情況。

4 故障情況

4.1 行波故障測距原理

由于風電場集電線路結構復雜且呈現出多段電纜架空混架的結構，傳統的輸電線路站內距離保護方法無法實現集電線路故障測距，因此采用行波法故障測距進行集電線路狀態監測?；谛胁ǖ妮旊娋€路故障測距在輸電線路上得到成熟應用，其故障測距精度不受系統運行狀態、接地點過渡阻抗的影響，因此選用行波故障測距裝置進行風電場集電線路故障測距。鑒于集電線路復雜的運行狀態以及多電纜架空混架的運行狀況，采用雙端行波法故障測距即D行波法故障測距，如圖3所示為D行波法故障測距基本原理。

圖3 D行波法故障測距原理

如圖3所示為D行波法故障測距原理，其中，m、n為集電線路最小故障區間行波監測裝置，f點為集電線路中接地點，D行波法故障測距利用集電線路接地點產生的行波沿集電線路向兩端傳輸，計算其到達兩監測終端的時間差進行故障測距。式中，Δt為行波到達監測終端的時間差；v為行波在集電線路中傳輸的波速度，其中架空段波速接近光速，電纜段波速需通過電纜線路參數進行自動折算；L為最小故障區間兩監測終端之間的距離；t1為監測裝置m的行波的波頭時刻；t2為監測裝置n的行波波頭時刻。

影響D行波法故障測距的因素較少，一方面為監測終端的距離L，在監測終端安裝確認后，可確定其距離；另一方面為行波在集電線路中傳輸的波速度，可通過線路分布式參數以及合閘時刻行波進行校核，基本上不受線路結構以及運行狀態的影響，可完全適用于分布式電源且結構較為復雜的風電場集電線路［9-10］。

4.2 故障判定情況

自行波故障監測裝置安裝以來，某日22時15分，集電一線兩相短路，近升壓站斷路器過流一段保護，線路全線失壓，由于線路存在大量電纜架空混架的情況，因此升壓站站內錄波情況無法判定短路接地點位于集電一線何處，線路故障失壓時，該風電場區域內風速為15m／s左右，氣溫20℃，大雨，且該區域內有雷暴天氣，因此判定本次故障可能為風偏或者雷擊造成。

集電一線斷路器動作以來，行波故障監測系統快速動作，首先對監測終端工頻量進行了分析計算，如圖4所示為本次故障跳閘行波監測終端采集工頻故障數據。

圖4 故障跳閘行波監測裝置采集工頻故障數據

4.2.1 故障判定情況

（1）對工頻周期有效值進行計算：對圖4進行快速傅里葉積分變換，求解主頻率為50Hz的信號分布情況，計算工頻有效值：

其中，pi為采樣點總數；n為單個周期內（頻率為50 Hz）總點數；X為平均值；yRMS為有效值。

觸發邏輯：相鄰3個半周期（即10 ms）進行觸發計算，逐一計算相鄰3個半周期有效值，用于工頻異常觸發判斷依據。

（2）工頻變化觸發計算如圖5所示：對本次監測終端采集的數據進行計算，當線路處于正常運行狀態時，其負載為穩態，呈現正弦周期形態，在進行增量故障判斷時，采用周期性的形式進行故障判定，其計算方式如下所示：

圖5 工頻增量觸發計算方式

其中，yRMSI3為第3個周期有效值；yRMSI1為第1個周期有效值；Ithreshold為變化經驗閾值，本系統設置Ithreshold為90A；k為經驗系數，本系統設置k為20，采用式（4） ～（7）進行計算，yRMSI3為3800，yRMSI1為3100，同時滿足上式（5） ～（7），因此判定該風電場集電線路發生故障跳閘。

4.2.2 故障定位情況

行波監測系統判定風電場集電線路發生故障跳閘后，監測裝置相互聯動，首先判定了系統分布的大概區間，通過計算判定故障點位于A1號～22號風機之間，其桿塔號分別為B1、B65，實現了最小故障區間的判定，而A1號～22號桿塔全部為架空線路，對故障情況進行如圖3所示的D行波法故障測距。

故障跳閘時刻電流波形是由故障行波向兩端傳輸經監測終端采集到的波形，如圖6所示，行波電流從故障點出發經過B1號塔上的終端時間為t1，同時行波電流從故障點出發經過B65號塔上的終端時間為t2，時間差Δt＝27.7μs，經過計算故障點距離B1號塔3746m，因此該故障點最終為集電一線B16號塔附近。依據圖6中行波波形形態，判定本次故障為雷擊導致線路發生多相閃絡。

圖6 故障行波情況

4.3 故障巡線

在判定出故障點準確信息后，行波監測系統快速發送短信至指定的聯系人處，運維人員在收到短信后快速進行巡線，經運維人員巡線，在16號桿塔B、C相發現絕緣子有明顯閃絡痕跡，判斷為本次雷擊故障點如圖7所示。

圖7 集電一線16號桿塔B、C雷擊絕緣子圖片

本次集電線路故障跳閘時間為晚上22時15分，運維人員趕到現場發現故障到故障處理完成共計花費3h左右，極大地節省了排查故障點時間，從而實現了風電場集電線路快速恢復供電，實現經濟效益。

5 結束語

本文分析了現階段風電場集電線路故障測距存在的問題以及難點，利用現階段應用在輸電線路較為成熟的行波法故障測距進行風電場集電線路故障測距，結合風電場集電線路特征進行了系統參數設計，將該系統投入到現場應用后，其故障測距精度較高，可大幅減小故障點查找以及處理時間，相比傳統人工巡線大幅減少了故障處理時間，從而實現了經濟效益。