冉慶禹，王 龍

（國網(wǎng)寧夏電力公司吳忠供電公司，寧夏 吳忠 751100）

0 引言

隨著雙碳目標的提出，風力發(fā)電得到迅速發(fā)展。但風電出力隨機性大，功率具有很強的波動性和間歇性特征[1?2]。為提高風電電能質量，使風電功率因數(shù)達到最優(yōu)，風電場通常都配置無功補償裝置。當無功補償裝置出現(xiàn)問題，不僅會導致風電功率因數(shù)下降，電能質量降低，還會影響電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行[3?4]。本文對某110 kV變電站一起35 kV風電場線路正常運行情況下開關跳閘事件進行分析，確定原因并提出解決措施。

1 跳閘事件

2021年 4月 1日 17：03：35，某 110 kV 變電站314 SL線路保護裝置過流Ⅱ段保護動作，動作相別為B相和C相，動作電流為1.02 A；4月10日23：41：52，314 SL線路保護裝置過流Ⅱ段保護動作，動作相別為B相和C相，動作電流為0.98 A；4月21日16：35：45，314 SL線路保護裝置過流Ⅱ段保護動作，動作相別為B相，動作電流為0.97 A。一個月內連續(xù)發(fā)生3起線路跳閘事件，引起工作人員的重視。工作人員現(xiàn)場調取故障錄波圖進行分析，以確定事件發(fā)生的原因。

2 原因分析

314 SL線路保護裝置過流Ⅱ段動作后，保護工作人員到現(xiàn)場查看裝置定值，過流Ⅰ段定值為動作電流16.8 A、動作時限0 s；過流Ⅱ段定值為動作電流0.96 A、動作時限0.2 s；過流Ⅲ段定值為動作電流5.9 A、動作時限0.5 s。過流Ⅰ段、過流Ⅱ段均有方向閉鎖，方向由母線指向線路，過流Ⅲ段無方向閉鎖。事件發(fā)生時，314 SL線路電流已經達到Ⅱ段定值，從而引發(fā)保護裝置過流Ⅱ段出口動作，314 SL線路跳閘。在確定314 SL線路電流達到保護裝置過流Ⅱ段定值后，檢修人員對線路及接入電纜進行絕緣、交流耐壓試驗，對線路避雷器進行直流泄漏及絕緣電阻試驗，試驗全部合格。同時重點檢查了現(xiàn)場線路末端箱變、箱變避雷器、低壓側電纜及風電機組底部控制柜，均未發(fā)現(xiàn)故障點。為確定314 SL線路跳閘原因，保護人員進行了分析。

1）保護裝置是否誤動。按照保護裝置過流Ⅱ段定值為0.96 A進行模擬故障校驗，當繼電保護測試儀輸出0.97 A模擬量至保護裝置時，過流Ⅱ段保護動作；當繼電保護測試儀輸出0.95 A模擬量至保護裝置時，保護啟動，但未動作?？梢姡Ｗo裝置采樣正確，未誤動。

2）保護裝置過流Ⅱ段方向閉鎖是否失效。314 SL線路保護裝置方向元件采用90°接線，靈敏角為45°，所以動作區(qū)域應為：

式中：IB為保護裝置B相電流；UCA為保護裝置C相、A相間的線電壓。

利用繼電保護測試儀進行校驗，最終確定動作區(qū)域為：

滿足相位誤差在3%以內的要求，說明保護裝置方向閉鎖有效。

3）電流互感器極性是否接反。電流互感器一次側以35 kV母線為極性端，二次側以S1為極性端，現(xiàn)場檢查電流互感器為減極性，用作保護、測量、計量的繞組輸入端均接在S1端，故電流互感器極性正確，保護繞組接線正確。

4）功率因數(shù)是否影響電流值。保護工作人員現(xiàn)場調取了故障錄波圖進行分析，B相和C相電流在0.96 A附近，當B相電流達0.96 A時，過流Ⅱ段元件開始啟動計時，此時UCA超前IB約39°，電流在動作區(qū)域，方向元件滿足條件，經0.2 s延時后過流Ⅱ段出口跳閘。由于三相電流略有差異，B相電流比A相和C相電流略大。跳閘時刻B相電流大于過流Ⅱ段定值，而A相和C相電流小于過流Ⅱ段定值，因此動作報告中故障相別為B相。

對錄波文件進行分析，314 SL線路保護動作錄波文件中，某一時刻IA角度為2.295°，UAB角度為162.742°。錄波文件顯示，此次保護動作過程中，電壓未受到影響，三相電壓波形為三相對稱正弦波，UAB超前UA的角度為30°，此刻UA角度為132.742°，從而得出UA超前IA的角度為130.447°。同理，UB超前IB的角度約為130°，此時以35 kV母線為基準，110 kV變電站內314間隔有功功率為?6.96 MW，無功功率為4.871 Mvar，功率因數(shù)為0.816。

從電力調度自動化系統(tǒng)調取歷史曲線，在有功功率數(shù)值相同的情況下，查詢得到相關運行數(shù)據(jù)，如表1所示。

表1 相關運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

根據(jù)表1數(shù)據(jù)，分別推算出電流和電壓的關系如圖1所示，圖中IA1和IA2分別為2021年和2019年314 SL線路A相的電流值，IB1和IB2分別為2021年和2019年314 SL線路B相的電流值。

圖1 保護動作與正常運行時相量圖

對比314 SL線路不同時間、相同有功功率情況下的數(shù)據(jù)，在相同有功功率的情況下，2021年4月21日電網(wǎng)向風電場輸送的無功功率比2019年4月25日增加了2.963 Mvar，功率因數(shù)下降0.148。該風電場無功補償電容器組投切原則：定槳距失速型異步發(fā)電機在任何運行方式下不能向系統(tǒng)提供動態(tài)無功支持，僅能通過電容器的自動投切，調整其等效功率因數(shù)接近1.0，風電場在有功出力不同的情況下，需投入不同數(shù)量的無功補償裝置且在設置轉速點投入軟啟動。由表1可見，在相同有功出力的情況下，2021年4月21日風電場所投入的無功補償容量比2019年4月25日下降了2.963 Mvar，推測該風電場無功補償能力下降或補償方式發(fā)生變化。

風電場工作人員對無功補償設備進行檢查，發(fā)現(xiàn)無功補償設備中有120個電容單元電容值不合格，其電容值已從額定值 3×55.7 μF（誤差范圍為?5%～+10%）降低至3×0.43 μF，當其運行在額定電壓690 V工況下，單個電容單元無功功率為24.8 kvar，總無功功率缺額為2.976 Mvar，與分析結論相符。

綜上，本次事件主要由于風電場無功補償裝置故障，無法提供充足的無功功率進行電能質量調節(jié)，需從電網(wǎng)吸收無功功率，線路功率因數(shù)下降，電流值增大，達到過流Ⅱ段整定值，保護動作使314 SL線路跳閘，風電場損失有功出力。

3 解決措施

風電場工作人員確定原因后，更換120個不合格電容單元，試驗合格后，投入無功補償裝置，系統(tǒng)恢復正常運行。風電場使用的固定補償設備只有風機固定電容及分組投切電容，設備老舊，補償方式單一，響應時間長，電容器容量較大，不能連續(xù)調節(jié)，可能與系統(tǒng)發(fā)生諧振，且電容器要經常進行維護檢修，因此固定補償已經不能滿足目前風電并網(wǎng)系統(tǒng)無功功率的變化[5?6]。

風電場有關技術人員對無功補償設備進行改造，采用靜止無功發(fā)生器進行無功補償，其基本原理是使用可關斷的大功率電子器件形成自換相橋式電路，經過電抗器并聯(lián)在電網(wǎng)中運行，適當調節(jié)橋式電路交流側輸出電壓的幅值和相位，或者直接控制其交流側電流，實現(xiàn)快速動態(tài)無功調節(jié)功能。

1）風電場更換靜止無功發(fā)生器后，線路運行平穩(wěn)，功率因數(shù)持續(xù)在0.95以上，未造成線路電流幅值增大而誤跳閘。

2）靜止無功發(fā)生器具有濾波功能，響應速度快，占地面積小，安裝方式靈活，設備維護量小，可提高電能質量。同時靜止無功發(fā)生器在電網(wǎng)側為某地區(qū)10 GW新能源可靠消納提供了良好的運行條件，為實現(xiàn)“雙碳”目標、構建“雙新”電力系統(tǒng)保駕護航。

4 結語

通過對此次跳閘事件的分析，確定該風電場線路無故障跳閘的原因，提出改善無功補償模式，采用先進的靜止無功發(fā)生器進行無功補償，為風電場尤其是設備老舊的風電場改善電能質量、提高經濟效益、減輕運維負擔提供參考，避免無故障損失負荷等事件的發(fā)生。