2013年冀北電網并網運行風電機組非計劃停運統計分析

　　冀北地區是國家規劃的八個 “千萬千瓦級風電基地”之一，截至 2013 年底，冀北電網并網運行的風電 總裝機容量已突破700 萬千瓦，在國 家電網公司省級電力公司中位居系統 第二。冀北風電屬于典型的大規模集 中式開發模式，并網風電場59 座，并 網風電機組4800 余臺。”
　　冀北電網并網風電場經風電機組低電壓穿越改造之后，未發生大規模脫網事件，但由于場內設備性能缺陷或管理不當造成的風電機組非計劃停運仍時有發生。因機組以外的場內設備停運造成的機組被迫退出運行，導致機組可用率降低，限制了冀北地區風電利用小時數的提高。
　　本文對冀北電網2013 年全年因場內原因受累停運（不包含風電機組自身故障）情況進行多維度的統計分析，通過分析得到影響風電機組非計劃停運的主要原因，并對典型風電場的故障原因進行詳細說明。最后，從電纜頭及引線夾、匯集線路和互感器等設備故障的角度提出降低風電機組非計劃停運的措施，為冀北電網并網風電機組提高可靠性提供依據。
　　1、非計劃停運統計分析
　　2013 年冀北電網并網風電場因匯集系統設備故障共引起11332 臺次風電機組停機，非計劃停運率達到233.8% 。本節將對風電機組非計劃停運情況進行多維度的統計分析。
　　一、按停運類型統計
　　按照風電機組非計劃停運類型統計，其中因設備故障或缺陷直接導致停機的占54% ；因處理設備缺陷臨時停機的占46% 。
　　二、按月度統計
　　按照時間統計，2013 年度冀北電網并網風電機組非計劃停運臺次逐月的情況如圖1 所示，其中6 月至9 月由于有雷擊導致線路跳閘造成的風電機組停運，所以非計劃停運臺次明顯偏高。 　　三、按故障位置統計
　　按照故障位置情況統計，導致風電機組非計劃停運的故障部位如圖2 所示，容易引發風電機組非計劃停運的故障主要發生在變電站、匯集線路以及箱變處，其中匯集線路故障是首要原因，占風電機組非計劃停運臺次總數的64% 。下文將針對不同的故障位置，通過統計分析，發掘故障高發的設備，并指出其故障原因。
　　（一）變電站設備故障
　　變電站設備故障主要包括變壓器、電壓或電流互感器（PT/CT）、通信設備故障等，其中，PT 或CT 故障造成的風電機組非計劃停運臺次較多，占總數的13.1% ；變壓器和通訊設備故障造成的風電機組非計劃停運臺次則相對較少，分別為3.5% 和1.6% 。
　　PT 故障主要表現為35kV 母線PT 保險熔斷，此外還有35kV 母線PT 斷線、繞組燒毀、爆炸等。35kV 母線PT 高壓熔斷器熔斷的原因主要有以下幾種：鐵磁諧振；低頻飽和電流；PT 繞組絕緣降低、短路故障或消諧器絕緣下降；PT 高壓端接地側（X 端）絕緣水平與消諧器不匹配等。
　　CT 故障主要表現為主變高壓側開關CT 油位偏高，此外還有主變高壓側開關CT 端子箱燒毀等故障。主變高壓側開關CT 油位高主要是由于設備安裝過程中沒有按照設備油位溫度－曲線充油，造成在高溫情況下設備油位偏高。另外設備運行中存在局部放電，造成油中氣體超標，例如存在總烴超過注意值或乙炔超標的情況，需要進行臨時停電處缺。
　　變壓器故障主要為各類故障引起的變壓器開關跳閘，及主變漏油等故障；通訊設備故障主要為通訊光纜磨損或斷裂等。
　　（二）匯集線路故障
　　匯集線路從位置上可以分為35kV 電纜、架空線路以及引流線到箱變三個部分，其中架空線路主要包括導線、避雷線、光纖通訊線、桿塔等設備。
　　匯集線路故障多發于大風季節、陣風天氣，以及小氣候區域，故障從本質上可以分為兩類，分別為短路故障和斷線故障。
　　1、 短路故障
　　匯集線路短路故障通常發生在架空線路以及35kV 電纜處。
　　架空線路發生的短路故障主要為閃絡，具體原因包括雷擊、風偏、鳥害、覆冰等，其中雷擊是造成風電機組非計劃停運臺次最多的一種，占總數的16% ，占匯集線路故障的25% 。
　　由于冀北地區風電場大多處于高等級雷害區，因此夏季雷擊導致的風電機組非計劃停運臺次較多。根據2013 年冀北風電的運行數據統計，絕大部分雷擊跳閘是由于雷擊35kV 架空線路造成的風電機組線跳閘。架空線路雷擊跳閘主要有以下兩種類型：
　　（1）雷擊于線路導線上，由直擊雷過電壓導致的跳閘；
　　（2）雷擊于線路附近或桿塔上，在輸電線上產生感應過電壓導致的跳閘。
　　風電35kV 匯集線路由于絕緣水平相對較低，容易造成直擊雷或感應雷的危害；同時在匯集線路設計時仍按照一般的配電線路進行防雷設計，未充分考慮匯集線路位于空曠起伏的地形區域，雷害尤為嚴重的特點，使得匯集線路的防雷性能相對薄弱。架空線路雷擊跳閘率偏高的根本原因主要為匯集線路避雷系統性能不良。首先在匯集線路設計階段，對區域極端天氣考慮不足，尤其是單桿、轉角桿塔的導線排布及絕緣安全系數的選用不當，在空氣濕度大幅增加后，極易發生雷擊閃絡接地跳閘。其次在生產運行中，避雷系統不能有效的發揮作用，例如，因接地模塊性能老化、桿塔與接地網連接部位電阻過大、接地扁鋼暗敷脫焊或虛焊等造成避雷器失效，在匯集線路遭受雷擊時不能夠迅速泄放雷電能量，導致單相閃絡或相間閃絡故障跳閘。最后，由于匯集線路避雷系統維護不及時等原因，使支柱絕緣子、避雷器嚴重污穢，導致爬電距離降低，雷擊時易發生表面閃絡接地跳閘。
　　根據2013 年冀北風電的運行數據，除雷擊跳閘外，架空線路其他常見短路故障原因包括：
　　（1）鳥害造成線路瞬時接地或相間短路；
　　（2）風偏造成線路對木或鐵塔放電；
　　（3）由于大風等原因造成各類異物搭接在線路上導致短路故障。
　　35kV 電纜也是短路故障高發的位置，電纜及電纜頭故障造成風電機組非計劃停運臺次占總數的13.1% 。主要原因為電纜頭松動、破損、破裂、放電、擊穿或燒斷。電纜頭故障率約占電纜線路故障的90% 。電纜頭的接觸電阻、過負荷等因素是引起溫度過高，造成絕緣老化或燒毀的主要原因。
　　2、斷線故障
　　匯集線路斷線故障通常發生在架空線路及引流線處。
　　架空電力線路斷線的原因包括四個方面：首先，線路轉角處因設計角度不合理，導線根部機械應力增大，導致斷股、斷線；其次在小氣候區域，風向頻繁變化，線路防震效果不佳致使斷股、斷線；再次，桿塔“T”接處上引導線裕度過長，長期風擺致使斷股、斷線；最后，導線“T”接處及導線作為跳線時，所安裝的并溝線夾螺栓松動，致使導線脫落造成斷線。此外，支柱絕緣子或者避雷器脫落等，也會造成匯集線路斷線故障。
　　連接架空線路與桿塔的引流線，是斷線故障率較高的位置，故障設備主要為引線夾，造成風電機組非計劃停運的臺次占總數的12.2% 。設備質量和施工質量是造成引線夾故障的主要原因，主要表現為風電機組桿塔避雷器引線夾松動、斷裂或脫落。與引線本體相比，引線夾是薄弱環節，其機械強度是影響安全穩定運行的關鍵因素。由于引線夾的制作、安裝、接線工藝存在多個中間環節，因此引線夾故障原因主要可以分為三個方面：引線夾自身工藝不良、接線工藝不良及運行環境不良。由于風電場運行環境較差的狀況無法改善，因此前兩方面是導致此類故障的根本原因。 　　（三）箱變系統故障
　　箱變故障造成的風電機組非計劃停運臺次占總數的7.5% 。箱變故障的原因比較分散，包括箱變漏油、聲音異常、密封不嚴、高壓熔斷器燒毀、相間短路、繞組絕緣缺陷等。
　　2、典型案例分析
　　冀北地區各個風電場由于地理位置、規劃設計、設備狀態等方面的差異，造成風電機組非計劃停運的原因也略有區別，下面以三個風電場為例說明其各自導致風電機組非計劃停運的主要原因。
　　一、A風電場
　　A 風電場位于張家口地區，并網風電機組259 臺，包括鼠籠異步型風電機組、雙饋異步型風電機組和永磁直驅型風電機組。A 風電場2013 年風電機組累計非計劃停運1675 臺次，遠高于其它風電場，其中6 月至10 月每月超過200 臺次，不僅給風電場造成了直接經濟損失，也對地區電網的安全穩定運行造成了影響。A 風電場故障類型的統計情況與冀北地區全部風電場的總體情況類似，但匯集線路短路故障率高于冀北地區平均水平，而且雷擊故障率較高。因此，針對自身的特殊情況，A 風電場可以加強線路的巡查工作，及早發現事故隱患并處理，同時，對雷擊故障高發的線路需進行防雷擊改造。
　　二、B風電場
　　B 風電場位于張家口地區，并網風電機組165 臺，為雙饋異步型風電機組。B 風電場2013 年風電機組累計非計劃停運937 臺次，其中3 月至6 月每月超過100 臺次。由引流線的線夾、35kV 電纜的電纜頭以及主變高壓側開關的CT 故障導致的風電機組非計劃停運臺次明顯高于冀北地區平均水平。通過對故障情況的統計梳理，該風電場CT 多次出現A 相油位高故障，導致多臺次風電機組陪停，這是導致該風電場風電機組非計劃停運臺次偏多的重要原因。
　　三、C風電場
　　C風電場位于承德地區，并網風電機組105 臺，包括雙饋異步型風電機組、永磁直驅型風電機組等。
　　C風電場2013 年風電機組累計非計劃停運775 臺次。其中匯集線路故障頻率高于冀北地區平均水平，主要原因為風偏造成的短路故障，大風引起導線舞動，導致匯集線路相間短路或對地短路，富風期故障次數明顯增多。同時雷擊較多也是造成6月、7月風電機組非計劃停運臺次較多的主要原因。
　　以C風電場為例，由于場內原因導致的風電機組非計劃停運時間較高，據統計，該風電場風電機組由于設備故障或處缺陪停造成的全年停運時間為1794 小時，這意味著每年將近20% 的時間因為風電場內輸變電等設備的原因而無法運行，這對風電機組的利用率產生了不利影響，也限制了風電場利用小時數的提高。
　　3、相關建議
　　一、引線夾故障
　　引線夾故障主要為機械故障，針對引線夾可以采取的改進措施一是將銅鋁過渡線鼻子更換為純鋁線鼻子，從根本上解決兩種材質膨脹系數不同而導致的裂紋，強化線鼻子抗風擺能力。二是純鋁線鼻子與電纜終端線鼻子間采用銅鋁過渡墊片，解決兩種材質連接易氧化的問題。三是嚴格按照線鼻子壓接工藝施工，避免施工工藝不當導致線鼻子熔接處出現裂紋。四是更換裕度不足的導線，解決線鼻子螺栓連接部位長期受力過大問題。五是線鼻子連接處采用鋁綁線綁扎固定方式，增大抗風擺能力。
　　二、電纜頭故障
　　電纜頭故障主要為絕緣故障，針對電纜頭可以采取的改進措施一是重視電纜頭制作期間的防護工作，如在制作電纜頭時，遇惡劣天氣條件必須進行特殊防護，保證制作環境的溫度、濕度、灰度；對未及時制作電纜頭的電纜，裸露部分要采取蠟封防潮處理，未采取的制作電纜頭時必須對電纜除濕。二是必須嚴格依照工藝標準施工，避免銅屏蔽層存在毛刺、尺寸定位不準確、中間接頭密封處理不善等問題，盡可能避免絕緣層中存在間隙和雜質。三是接地線安裝時，必須采用合格的雙層銅編織帶，在去除鋼鎧時避免傷及電纜內互層、銅屏蔽、主絕緣；單芯電纜銅屏蔽和鋼鎧的接地應分開接地。四是高度重視高壓電纜頭的日常巡檢維護工作，如定期檢查電纜線路載流量，觀察電纜頭連接點有無過熱、變色、打火、異響及異味；定期巡查電纜溝，電纜井、電纜架及電纜段等；定期對電纜頭進行全面的停電清掃檢查；雨后對可能被雨水沖刷的地段，進行特殊巡檢。
　　三、雷擊跳閘故障
　　雷擊跳閘的解決方案主要包括以下幾個方面：一是提高匯集線路耐雷水平。例如將原來的普通合成絕緣子更換為防雷絕緣子，采用陶瓷橫擔替代鍍鋅鐵橫擔等；對于雷害尤為嚴重的區域或桿塔，考慮加裝線路避雷器。二是降低桿塔接地電阻。對全部桿塔接地電阻進行測試，接地電阻偏大的，進一步對防雷導線、連接螺栓、暗敷扁鋼和接地模塊等進行全面檢查處理。三是完善避雷裝置。例如核查絕緣子安全設計系數是否滿足極端天氣下安全運行的需求，必要時更換支持絕緣子，加長絕緣距離，降低雷擊線路時對地放電風險。對因導線排列方式受限而安全距離不足的線路，重新安裝排布；同時建議對雷害較強的區段至少采用單避雷線。四是加強日常維護工作。例如定期檢查架空線路避雷線、支持絕緣子、避雷器，對性能不符合使用要求的進行更換。定期清理避雷器、支柱絕緣子表面污穢，防止污閃發生。
　　雖然風電場的運行環境惡劣，而且雷擊強度、陡度等不能夠預計，但通過采取上述措施，雷擊跳閘風險大幅度降低。
　　四、架空線斷線故障
　　針對架空電力線路斷股、斷線的問題，一是檢查導線轉角角度，對于存在扭力的應通過改變導線排布位置或增加支持金具的方式調整導線轉角角度，減小導線機械應力。二是檢查線路風偏裝置、防震錘運行效果，根據現場情況調整位置，確保導線防風偏、防震動效果。三是檢查桿塔“T” ”接處上引導線長度，調整導線壓接安裝位置。四是檢查線路并溝線夾松緊程度，若導線較短應適當增加并溝線夾或使用壓接管強化接續強度，但在安裝時特別要注意金具的布置間距。五是持續觀察區域小氣候地區的架空線路運行情況，若頻繁發生斷線，可考慮采用更換機械強度和抗拉強度更為可靠的鋼芯鋁絞線。
　　五、電壓或電流互感器故障
　　針對PT 故障，首先，要從PT 本身考慮，如PT 質量管理，采用空載特性較高、勵磁電流較小的電壓互感器，此外加裝合適的消諧裝置，避免發生鐵磁諧振，提高設備的穩定性和抵御系統故障能力。其次，發生故障時，要快速正確處理，防止故障的進一步擴大。再次，要不斷總結使用的經驗和故障處理的方法，保證系統的安全穩定運行。此外隨著風電場進行小電阻接地方式改造，在提高集電系統運行可靠性的同時，也可避免因鐵磁諧振造成電壓互感器保險熔斷的故障。
　　針對CT 故障，要找到各自油位指示偏高的原因，然后采取相應的措施解決。一是嚴格按照工藝及相關規程進行安裝與維護；二是嚴格按照油色譜檢測程序進行檢測，并將所有試驗項目的報告存檔，對于油色譜不正常的設備，合理縮短檢測周期，及時對色譜數據長期不達標的設備進行處理。二是加強油務管理工作，具備條件的發電集團可以建立專業實驗室，并安排專人負責管理。三是加強風電場相關人員化學油務方面培訓和考核，確保相關人員能夠讀懂檢測報告，具備相應的專業資格。
　　4、結論
　　本文對冀北電網并網風電場風電機組非計劃停運情況進行了多維度的統計分析，進而指出導致風電機組非計劃停運的主要原因。針對不同的故障設備及原因，本文提出了有針對性的改進措施。
　　減少風電機組非計劃停運臺次，需要從設計、運行、維護全過程進行管控。各風電場需加強日常隱患排查工作，重視檢修作業，認真分析原因并適時組織技術改造，全面提升設備運行的可靠性。