0 引言

内蒙古地区风能资源丰富，风力发电处于不断开发扩建阶段，2019年上半年并网装机容量达2896 MW，风电场输配电设备的安全可靠运行直接关系到电网安全以及电力用户正常用电需求。零序电流保护作为继电保护系统中的重要组成部分，可以快速、灵敏地切除故障，有效防范各类接地故障的发生（据统计，约80%的电网故障为单相接地故障）。本文针对某风电场35 kV集电线路（经88.4 Ω小电阻接地）单相接地零序保护拒动故障，结合国内其他零序保护拒动案例进行原因分析，并提出改造方案和防范措施，以提高风电场运行可靠性。

1 事故概况 1.1 设备简介

某风电场风力发电机组总装机容量99 MW，其中FD70B型1.5 MW风力发电机组33台，MY1.5se型1.5 MW风力发电机组33台，风电场所发电能通过1台100 MW主变压器将电压由35 kV升至220 kV送出，风电场主接线图如图 1所示。

1.2 故障前运行工况

故障发生前，风电场220 kV 1号母线运行正常，1号主变压器运行正常，35 kV 1号母线及其所属设备运行正常。发生故障的1号风机组进线共带9台风电机组，风速6.5 m/s，所带负荷为1.7 MW。

1.3 故障发生情况

风机运行过程中监控后台报文显示“06：00：57：862 220 kV 1号主变保护B报中（35 kV侧）零流Ⅰ段T1出口启动，过流值2.391 A”，“06：00：58：187 35 kV 1号风机组进线311开关零序Ⅰ、Ⅱ段动作，过流值6.45 A”。

检查发现，1号主变压器低压侧后备保护零序过流Ⅰ段动作，主变压器高、低压侧201、351断路器跳闸；35 kV 1号风机组进线311断路器跳闸；事故总信号正常传送调度。现场进一步检查发现35 kV 1号风机组28号风机箱式变压器高压电缆室内L3相电缆头击穿对地短路（见图 2）。本次故障致使35 kV 1号母线及所属设备全部停运，1—7回集电线路所带66台风机全部停运，故障累计持续时间5.7 h，累计损失电量约96 MWh。

2 事故原因分析 2.1 保护定值及动作情况

1号主变压器、35 kV 1号风机组进线部分保护定值见表 1。

从故障报文分析可知，28号箱式变压器L3相电缆头发生接地故障时，35 kV 1号风机组进线侧零序电流保护未正确动作，随着短路电流的增大，最终导致1号主变压器低压侧零序保护动作，主变压器高、低压侧351、201开关跳闸（联跳），造成停电范围扩大。当35 kV 1号风机组进线零序保护装置检测到零序电流动作时，故障已发展到较严重阶段，故35 kV 1号风机组进线保护装置此时动作已失去意义。

2.2 越级跳闸原因分析

基尔霍夫电流定律是零序电流保护的基本原理，零序电流保护系统取样元件是零序电流互感器，在电缆正常运行过程中，不考虑出现不平衡电流的情况，在节点处各相电流的矢量和为零^[1]。按照上述原则现场分别对互感器极性、保护定值配置、保护装置动作情况进行了逐一排查校验，均未发现异常，同时检查该集电线路电缆屏蔽层符合35 kV及以下电压等级的电缆两端接地要求^[2]，且接地可靠。但在排查电缆屏蔽层接线时发现，35 kV 1号风机组进线电缆及电缆屏蔽层如图 3所示方式穿越零序电流互感器，通过对短路电流进行分析发现，采用该接法将使得零序电流互感器测量范围包含一部分电缆屏蔽层中的电流，抵消集电线路上的零序电流，造成零序电流互感器无法采集到真实的短路零序电流，进而引发零序保护拒动。

当发生接地短路故障时，零序电流是由在故障点施加的零序电压产生，它通过线路、中性点接地构成回路。按照上述方法对图 3电缆、电缆屏蔽层接线方法短路电流进行分析，如图 4所示。当线路侧发生接地短路时，一次侧L1相产生短路电流I_ka，由于铜制屏蔽层导电性较好，故大部分故障电流通过电缆的屏蔽线流入系统，电流为I_n，另一小部分故障电流通过大地流入系统（屏蔽线两侧均接地）。因此，故障状态下通过零序电流互感器的一次感应电流为I_ka+I_n，由于二者大小相等、方向相反，故零序电流互感器二次侧感应电流将很小，无法启动保护装置，而上一级主变压器低压侧零序保护则能够检测到该零序电流，随着事故电流的增大，最终引发主变压器低压侧零序保护动作越级跳闸，导致事故停电范围扩大。

零序电流互感器电缆、电缆屏蔽层正确穿线方式和故障发生时短路电流分析如图 5所示。集电线路零序电流互感器二次回路所感应出的电流为I_ka+ I_n +（-I_n）或直接检测到I_ka，屏蔽层电流方向相反可相互抵消，最终零序电流互感器感应到的电流为电缆内真实产生的短路电流，故零序保护可以可靠动作^[3]。

2.3 零序保护拒动可能原因分析

现场生产过程中受人为、设备质量等多种因素影响，接地故障时有发生。分析国内其他零序保护拒动案例，零序保护拒动原因主要分为保护装置无法检测到故障分量和保护装置检测到故障分量拒绝执行保护命令两种情况，具体分析如下。

（1）零序电流互感器二次接线错误，保护装置将无法采集到真实的零序电流，故障发生时零序保护拒动。

（2）保护装置保护定值整定不合理、定值输入错误、检修后未恢复退出压板均可能导致保护装置拒动现象的发生。

（3）断路器机械结构损坏或SF6断路器低气压闭锁都将导致断路器无法正常跳闸，也会直接导致零序保护拒动。

3 结论及建议 3.1 结论

经现场排查分析，该故障直接原因是35 kV 1号风电机组进线28号风机箱式变压器高压电缆室电缆头施工工艺质量不合格，内部存在薄弱点，长期高电压作用下被击穿，引发电缆L3相单相接地。同时，由于35 kV 1号风电机组进线电缆屏蔽线穿越零序电流互感器穿线方式错误，当发生接地故障时，线路零序保护因无法检测到真实的零序电流，不能提供可靠、灵敏的保护，导致35 kV 1号风电机组进线零序保护拒动，最终1号主变压器零序保护动作越级跳闸。

3.2 建议

在设备施工、安装阶段应进行严格把控，采取正确的穿线方式将故障隐患消除在萌芽阶段。同时为提高35 kV集电线路零序保护的可靠性，建议在原有零序电流互感器零序保护功能的基础上，将自产零序电流保护功能纳入线路零序保护中，同原有外引互感器的零序保护功能整合，使二者形成“或”的动作关系，最终达到在任意1套保护检测到零序电流且到达动作值时均跳开集电线路开关，切除故障线路，从而提高零序保护动作的可靠性。此外，通过部分技术手段也能够有效防范零序保护拒动带来的风险，一是加强风电场年度预防性试验，将二次线路检查作为试验的必检内容；二是定期核查保护装置定值及压板，根据网架结构的变化及时重新校核保护定值；三是严格按照电力设备预防性试验规程的要求开展设备的年度预防性试验工作。通过上述手段可以及早发现设备隐患并采取措施进行处理，保证零序保护系统的可靠运行。