从 2018 年开始，集团公司加强了风力发电机组的管控力 度，2019 年又对存量机组的提质增效工作提出明确要求，就是 消灭长停风机，提高风机可利用率，特别是前一段时间集团公 司提出加强风电机组的非计划停运管控；同时，要求风电数据 要在 6 月底前全部送到集团公司集控中心，这样，对我们生产 系统的管理要求就更准，更高，更难。如何适应集团公司新的 管控理念，使我们的风电机组高效、可靠的运行，除了保证风 电机组本身设备完好外，对输电线路、输变电设备的稳定运行 也要作为一项重点工作来抓。而对我们风电场的维护人员而言， 大家对风机设备比较熟悉，但对输变电设备比较陌生，难以掌 控，因此，今天我们就从输变电设备中易引发风电机组非计划 停运的故障点跟大家一起分析，一起探讨。
那么可能有人就要问了，什么是风电机组的非计划停运， 我只能这么回答，在行业规范里，没有风电机组非计划停运的 定义，但参考国家能源局对火电机组、水电机组非计划停运的 概念，我认为如果是非电网原因、非计划性工作、非运行人员 手动计划停机而引发的风电机组突然脱网，即是风电机组的非 计划停运。
在风电场站，输变电设备一般包括变电站设备，集电线路， 箱变，开关柜等。容易引发风电机组非计划停运的故障主要发生在变电站设备、集电线路及箱变处。查阅相关资料，结合 2013-2019 年我们分公司的数据，由于输变电设备引发的非计 划停运占风电机组非计划停运台次总数的 62%左右，是引发风 电机组非计划停运的主要原因。
下面，我们就一一探讨：
一、变电站设备故障分析 变电站设备故障主要包括变压器、电压或电流互感器 (PT/CT)、通信设备故障等。据统计 6 年多的数据，PT 或 CT 故 障造成的风电机组非计划停运台次较多，占总数的 13%左右；变压器和通讯设备故障造成的风电机组非计划停运台次则相对 较少，分别为 4% 和 1.5% 左右。 （一）PT 故障
PT 故障主要表现为 PT 保险熔断，此外还有 PT 断线、绕 组烧毁、爆炸等。
1.故障原因：主要有铁磁谐振；低频饱和振荡电流；PT 绕 组绝缘降低、短路故障或消谐器绝缘下降；PT 高压端接地侧绝 缘水平与消谐器不匹配等。
（1）铁磁谐振产生过电压。35/10kV 系统正常运行时，PT 的励磁阻抗很大，系统对地阻抗呈容性，三相电压基本平衡， 中性点的位移电压很小，但是带有铁心的电感元件会发生磁饱 和。在电压互感器的突然投入、线路发生单相接地、系统运行 方式的突然改变、系统阻抗元件分布不合理等因素诱发下都可能产生铁磁谐振。由于该谐振回路没有固定的谐振频率,因此基 波、分次谐波、高次谐波都可能引发铁磁谐振。从而使电压互 感器的感抗明显降低、励磁电流明显增大,从而造成电压互感器 高压保险熔断。
当系统中出现某一相导线突然对地发弧又自动熄弧、电源 对只带 PT 空母线突然合闸，会造成其一相或两相绕组内产生 巨大的涌流，产生零序分量，从而激发铁磁谐振过电压。若馈 线均带负荷,线路沿途多经树木丛生的山路,在雷雨大风天气易 发生某相接地又自动熄弧的情况。
（2）低频饱和振荡电流。由于许多 35/10 kV 系统中性点 不接地，星形接线的 PT 高压绕组是系统三相对地放电的唯一金 属通道。当系统发生单相接地时，PT中性点对地有相电压产生， 非接地相的电压升高到线电压，故障点会流过电容电流，其对 地电容上充以与线电压相应的电荷。在接地故障期间，此电荷 产生的电容电流以接地点为通路，在电源- 导线- 大地间流通。由于 PT 的励磁阻抗很大，其中流过的电流很小。当系统接地故 障消失后，相当于把导线电荷以接地点通往大地的电流通路切 断了，此时非接地相将由原来的线电压瞬间恢复到正常的相电 压水平。因此，非接地相积累的电荷只有通过 PT 对地放电，此 时三相对地电容(零序电容)中存储的电荷，将对三相 PT 及零序 PT 高压绕组电感放电。这个暂态过程所产生的电流比正常电流 大很多倍，其频率低，幅值大，一般称为超低频饱和振荡电流。尽管当中性点经零序 PT 接地，由于零序 PT 的电阻和高电抗， 能够使超低频振荡电流幅值得到一定的抑制，但如果零序电容 存储的电荷很多(如架空线线路较长,或有电缆线路)，也会使零 序 PT 承受很大的电流，可达到主 PT 绕组的三倍，导致零序 PT 的热容量不够而烧坏。实际上，由于接地电弧熄灭的时刻不同， 即初始相位角不同，故障的切除不一定都在非接地相电压达最 大值时发生。因此，不一定每次单相接地故障消失时，都会产 生超低频振荡电流。同时，超低频振荡电流的大小，还与 PT 伏 安特性有很大关系, PT 铁芯越容易饱和，该振荡电流就越大， PT 就越易烧坏。
（3）消谐器的选择。电压互感器的绝缘通常有全绝缘和 弱绝缘两种，他们的工频耐受电压不同。对弱绝缘的中性点消 谐器的选择，必须能在电网正常运行和受到大的干扰后，均使 端电压限制在其绝缘允许范围内，否则就有可能对地放电，造 成一次绕组电流增大，熔丝熔断。当电网出现大的扰动后，流 过消谐器的电流很大时，如遭受雷击，发生断线谐振等，要求 消谐器上的电压仍不大于弱绝缘端子的工频耐受电压值，有效 地保护互感器弱绝缘一次尾部端子的安全。解决电压互感器入 口电容的冲击电流引起多相熔丝熔断的方法：安装在电压互感 器尾端的消谐电阻不能限制雷击时通过入口电容的冲击电流, 因此只能依靠提高熔丝本身的抗冲击电流的通流能力来避免或 减少熔丝熔断。
2.原因判断及解决办法：说了这么多理论，有什么好的预 防措施呢？我根据实践和文献资料，有以下建议：
（1）对铁磁谐振：如在雷雨天屡次发生 PT 熔断器熔断的 现象，极有可能是发生单相接地或是某一相导线突然对地发弧， 而致使 PT 饱和发生铁磁谐振。
最简单的办法就是更换新型微机消谐装置，这种消谐装置 在 PT 开口三角形输出端并接一双向可控硅，当系统发生铁磁谐 振时，PT 开口三角形出现伴有不同频率成分的零序电压，微机 根据不同频率、不同电压值自动识别并区分系统谐振类型，自 动输出脉冲控制可控硅导通，吸收谐振能量，动态消除系统铁 磁谐振，从而减少由于发生铁磁谐振造成 PT 高压侧熔断器熔断 事故的发生。二是在 PT 高压侧中性点加装适值电阻，根据彼得 逊提出的谐振原理，当在 PT 高压侧中性点加装一定阻值的电阻 后，可使 PT 避开分频、基频、高频的谐振区，从而使 PT 避免 谐振过电压。因此，在 PT 高压侧中性点加装适值电阻可减少由 于铁磁谐振造成 PT 高压侧熔断器熔断事故的发生。
（2）对低频饱和振荡电流：如果是单相接地故障恢复时 出现超低频振荡电流。可采用 PT 高压侧经小电阻接地，即能很 好的抑制，不会超过 PT 一次保险所允许的范围。
（3）选择合格耐用、成熟可靠的产品。
（二） CT 故障
CT 故障主要表现为主变高压侧开关 CT 油位偏高，此外还有主变高压侧开关 CT 端子箱烧毁等故障。
1.故障原因：主变高压侧开关 CT 油位高主要是由于设备 安装过程中没有按照设备油位温度-曲线充油，造成在高温情况 下设备油位偏高。另外设备运行中存在局部放电，造成油中气 体超标，例如存在总烃超过注意值或乙炔超标的情况，需要进 行临时停电处缺。
2.分析判断与处理：我们知道，电流互感器即 CT 一次绕 组匝数少，使用时一次绕组串联在被测线路里，二次绕组匝数 多，与测量仪表和继电器等电流线圈串联使用，测量仪表和继 电器等电流线圈阻抗很小，所以正常运行时 CT 是接近短路状态 的。CT二次电流的大小由一次电流决定，二次电流产生的磁势， 是平衡一次电流的磁势的。若二次开路，其阻抗无限大，二次 电流等于零，其磁势也等于零，就不能去平衡一次电流产生的 磁势，那么一次电流将全部作用于激磁，使铁芯严重饱和。磁 饱和使铁损增大，CT 发热，CT 线圈的绝缘也会因过热而被烧坏。还会在铁芯上产生剩磁，增强饱和，加大互感器误差。最严重 的是由于磁交变磁通的正弦波变为梯形波，在磁通迅速变化的 瞬间，二次线圈上将感应出很高的电压，其峰值可达几千伏， 如此高的电压作用在二次线圈和二次回路上，对人身和设备都 存在着严重的威胁。所以 CT 在任何时候都是不允许二次侧开路 运行的。
那么我们怎样发现 CT 二次开路故障呢？一般可从以下现象进行检查判断：
（1）回路仪表指示异常，一般是降低或为零。
（2）CT 本体噪声增大，出现不均匀振动。
（3）CT 本体严重发热、甚至冒烟等现象。
（4）CT 二次回路端子、元件线头有放电、打火现象。
（5）二次保护发生误动或拒动。
以上只是检查 CT 二次开路的一些基本线索，实质上在正 常运行中，一次负荷不大，二次无工作，且不是测量用电流回 路开路时，CT 的二次开路故障是不容易发现的，需要我们实际 工作中摸索和积累经验。一是严格按照工艺及相关规程进行安 装与维护；二是严格按照油色谱检测程序进行检测，并将所有 试验项目的报告存档，对于油色谱不正常的设备，合理缩短检 测周期，及时对色谱数据长期不达标的设备进行处理。三是加 强油务管理工作，利用专业实验室，安排专人负责管理。四是 加强风电场相关人员化学油务方面培训和考核，确保相关人员 能够读懂检测报告，这就要求我们要具备相应的专业能力。
检查处理 CT 二次开路故障时，要尽量减小一次负荷电流， 以降低二次回路的电压。操作时要特别注意安全，要站在绝缘 垫上，戴好绝缘手套，使用绝缘良好的工具。发现 CT 二次开路， 要先分清是哪一组电流回路故障、开路的相别、对保护有无影 响，要解除有可能误动的保护。在故障范围内，应检查容易发 生故障的端子和元件。对检查出的故障，能自行处理的，如接线端子等外部元件松动、接触不良等，做好措施，开票处理后 要投入所退出的保护。若开路点在 CT 本体的接线端子上，则应 停电处理。若不能自行处理的(如继电器内部)或不能自行查明 故障的，决不允许线路带电处理。
（三） 其他故障 变压器故障主要为各类故障引起的变压器开关跳闸，及主 变漏油等故障。通讯设备故障主要为通讯光缆磨损或断裂，通 讯主机死机需要重启等，在此不做分析。
二、集电线路故障分析 集电线路从位置上可以分为 35/10kV 电缆、架空线路以及 引流线到箱变三个部分，其中架空线路主要包括导线、避雷线、 光纤通讯线、杆塔等设备。
集电线路故障多发于大风季节、阵风天气，以及小气候区 域，故障从本质上可以分为两类，分别为短路故障和断线故障。
1.短路故障。集电线路短路故障通常发生在架空线路以及 35/10kV 电路电缆接头处。架空线路发生的短路故障主要为闪 络，具体原因包括雷击、风偏、鸟害、覆冰等。根据风场区域 不同，这几种原因在不同区域原因也不尽相同，在山地风电场， 特别是气候比较湿润地区，冬春交替或者秋冬交替季节，覆冰 造成的非计划停运台次较多；高雷区风电场因雷击造成风电机 组非计划停运台次较多；根据统计，这两种原因占总数的 20% 以上，占集电线路故障的 60% 。由于内蒙古地区风电场大多处于高等级雷害区，因此夏季雷击导致的风电机组非计划停运台 次较多。根据 2014 年以来内蒙古风电的运行数据统计，绝大部 分雷击跳闸是由于雷击 35kV 或 10 kV 架空线路造成的风电机 组线跳闸。架空线路雷击跳闸主要有以下两种类型：
(1)雷击于线路导线上，由直击雷过电压导致的跳闸;
(2)雷击于线路附近或杆塔上，在输电线上产生感应过电 压导致的跳闸。
无论是 35kV 还是 10 kV 集电线路，由于绝缘水平相对较 低，容易造成直击雷或感应雷的危害；同时在集电线路设计时 仍按照一般的配电线路进行防雷设计，未充分考虑集电线路位 于空旷起伏的地形区域，雷害尤为严重的特点，使得集电线路 的防雷性能相对薄弱。架空线路雷击跳闸率偏高的根本原因主 要为集电线路避雷系统性能不良。首先在集电线路设计阶段， 对区域极端天气考虑不足，尤其是单杆、转角杆塔的导线排布 及绝缘安全系数的选用不当，在空气湿度大幅增加后，极易发 生雷击闪络接地跳闸。其次在生产运行中，避雷系统不能有效 的发挥作用，例如，因接地模块性能老化、杆塔与接地网连接 部位电阻过大、接地扁钢暗敷脱焊或虚焊等造成避雷器失效， 在集电线路遭受雷击时不能够迅速泄放雷电能量，导致单相闪 络或相间闪络故障跳闸。最后，由于集电线路避雷系统维护不 及时等原因，使支柱绝缘子、避雷器严重污秽，导致爬电距离 降低，雷击时易发生表面闪络接地跳闸。
除覆冰、雷击跳闸外，架空线路其他常见短路故障原因还 包括：
(3)鸟害造成线路瞬时接地或相间短路;
(4)风偏造成线路对树木或铁塔放电;
(5)由于大风等原因造成各类异物搭接在线路上导致短路 故障。
35kV\10 kV 电缆及电缆头也是短路故障高发的位置，电缆 及电缆头故障造成风电机组非计划停运台次占总数的13%左右 。主要原因为电缆头松动、破损、破裂、放电、击穿或烧断。电 缆头故障率约占电缆线路故障的 90% 。电缆头的接触电阻、过 负荷等因素是引起温度过高，造成绝缘老化或烧毁的主要原因。
2.断线故障。集电线路断线故障通常发生在架空线路及引 流线处。
架空电力线路断线的原因包括五个方面：首先，线路转角 处因设计角度不合理，导线根部机械应力增大，导致断股、断 线；其次在小气候区域，风向频繁变化，线路防震效果不佳致 使断股、断线；第三，杆塔“T”接处上引导线裕度过长，长期 风摆致使断股、断线；第四，导线“T”接处及导线作为跳线时， 所安装的并沟线夹螺栓松动，致使导线脱落造成断线。第五， 支柱绝缘子或者避雷器脱落等，也会造成集电线路断线故障。
连接架空线路与杆塔的引流线，是断线故障率较高的位置， 故障设备主要为引线夹，总结近几年的相关资料，引线夹断线造成风电机组非计划停运的台次占总数的 12 %左右。设备质量 和施工质量是造成引线夹故障的主要原因，主要表现为风电机 组杆塔避雷器引线夹松动、断裂或脱落。与引线本体相比，引 线夹是薄弱环节，其机械强度是影响安全稳定运行的关键因素。
由于引线夹的制作、安装、接线工艺存在多个中间环节， 因此引线夹故障原因主要可以分为三个方面：引线夹自身工艺 不良、接线工艺不良及运行环境不良。由于风电场运行环境较 差的状况无法改善，因此这几个方面是导致此类故障的根本原 因。这需要我们在预试时要仔细检查，严控预试质量。
三、箱变故障分析
查阅多种资料，结合 23 个风电场站 1268 台风机分析，近 五年，箱变故障造成的风电机组非计划停运台次占总数的 7.5% 左右。
箱变故障的原因比较分散，包括箱变漏油、声音异常、密 封不严、高压熔断器烧毁、相间短路、绕组绝缘缺陷等。
1.典型案例分析 内蒙古区域各个风电场由于地理位置、规划设计、设备状 态等方面的差异，造成风电机组非计划停运的原因也略有区别， 下面以三个风电区域为例说明其各自导致风电机组非计划停运 的主要原因。
（1）A 风电场区域
A 风电区域位于蒙西中部地区，并网风电机组 224 台，为双馈异步型风电机组和永磁直驱型风电机组。该区域 2016-2018 年风电机组累计非计划停运 120 多台次，高于其它区域，其中 3 月至 5 月每月超过 30 台次，不仅给风电场造成了直接经济损 失，也对地区电网的安全稳定运行造成了影响。本区域故障类 型的统计情况与内蒙古地区全部风电场的总体情况类似，但集 电线路及发电机故障率高于其他地区平均水平，而且雷击故障 率较高。因此，针对自身的特殊情况，本区域应该加强线路的 巡查工作，及早发现事故隐患并处理，同时，对雷击故障高发 的线路需进行防雷击改造。
（2）B 风电区域
B 风电场位于乌兰察布卓资地区，并网风电机组 119 台， 为双馈异步型风电机组和永磁直驱型风电机组。B 风电场 2014-2018 年风电机组累计非计划停运 100 多台次，其中 3 月 至 5 月，11-12 月因引流线的线夹、35kV 电缆的电缆头以及主 变高压侧开关的 CT 故障导致的风电机组非计划停运台次明显 高于其他地区平均水平。通过对故障情况的统计梳理，该风电 场多次出现引流线的线夹、35kV 电缆的电缆头故障，导致多台 次风电机组陪停，这是导致该风电场风电机组非计划停运台次 偏多的重要原因。
（3）C 风电区域
C 风电区域位于内蒙古中东部地区，并网风电机组包括双 馈异步型风电机组、永磁直驱型风电机组等。C 风电区域2014-2018 年风电机组累计非计划停运也比较多。其中集电线 路故障频率高于本地区平均水平，主要原因为风偏造成的短路 故障，大风引起导线舞动，导致集电线路相间短路或对地短路， 大风期故障次数明显增多。同时雷击较多也是造成 6 月、7 月 风电机组非计划停运台次较多的主要原因。这对风电机组的利 用率产生了不利影响，也限制了风电场利用小时数的提高。
2.相关分析及改进措施
（1）引线夹故障 引线夹故障主要为机械故障，针对引线夹故障，建议可以 采取一下改进措施：一是将铜铝过渡线鼻子更换为纯铝线鼻子， 从根本上解决两种材质膨胀系数不同而导致的裂纹，强化线鼻 子抗风摆能力。二是纯铝线鼻子与电缆终端线鼻子间采用铜铝 过渡垫片，解决两种材质连接易氧化的问题。三是严格按照线 鼻子压接工艺施工，避免施工工艺不当导致线鼻子熔接处出现 裂纹。四是更换裕度不足的导线，解决线鼻子螺栓连接部位长 期受力过大问题。五是线鼻子连接处采用铝绑线绑扎固定方式， 增大抗风摆能力。
（2）电缆头故障 电缆头故障主要为绝缘故障，针对电缆头可以采取以下改 进措施：一是重视电缆头制作期间的防护工作，如在制作电缆 头时，遇恶劣天气条件必须进行特殊防护，保证制作环境的温 度、湿度、灰度；对未及时制作电缆头的电缆，裸露部分要采取蜡封防潮处理，未采取的制作电缆头时必须对电缆除湿。二 是必须严格依照工艺标准施工，避免铜屏蔽层存在毛刺、尺寸 定位不准确、中间接头密封处理不善等问题，尽可能避免绝缘 层中存在间隙和杂质。三是接地线安装时，必须采用合格的双 层铜编织带，在去除钢铠时避免伤及电缆内互层、铜屏蔽、主 绝缘；单芯电缆铜屏蔽和钢铠的接地应分开接地。四是高度重 视高压电缆头的日常巡检维护工作，如定期检查电缆线路载流 量，观察电缆头连接点有无过热、变色、打火、异响及异味; 定期巡查电缆沟，电缆井、电缆架及电缆段等;定期对电缆头进 行全面的停电清扫检查;雨后对可能被雨水冲刷的地段，进行特 殊巡检。
四、架空线断线故障 针对架空电力线路断股、断线的问题，从近几年历次发现 故障分析：一是检查导线转角角度，对于存在扭力的应通过改 变导线排布位置或增加支持金具的方式调整导线转角角度，减 小导线机械应力。二是检查线路风偏装置、防震锤运行效果， 根据现场情况调整位置，确保导线防风偏、防震动效果。三是 检查杆塔“T”接处上引导线长度，调整导线压接安装位置。四 是检查线路并沟线夹松紧程度，若导线较短应适当增加并沟线 夹或使用压接管强化接续强度，但在安装时特别要注意金具的 布置间距。五是持续观察区域小气候地区的架空线路运行情况， 若频繁发生断线，可考虑采用更换机械强度和抗拉强度更为可靠的钢芯铝绞线。
五、雷击跳闸故障 雷击跳闸的解决方案主要包括以下几个方面：一是提高线 路及设备耐雷水平。例如将原来的普通合成绝缘子更换为防雷 绝缘子，采用陶瓷横担替代镀锌铁横担等；对于雷害尤为严重 的区域或杆塔，考虑加装线路避雷器。二是降低杆塔接地电阻。对全部杆塔接地电阻进行测试，接地电阻偏大的，进一步对防 雷导线、连接螺栓、暗敷扁钢和接地模块等进行全面检查处理。三是完善避雷装置，例如核查绝缘子安全设计系数是否满足极 端天气下安全运行的需求，必要时更换支持绝缘子，加长绝缘 距离，降低雷击线路时对地放电风险；对因导线排列方式受限 而安全距离不足的线路，重新安装排布；同时建议对雷害较强 的区段至少采用单避雷线。四是加强日常维护工作。例如定期 检查架空线路避雷线、支持绝缘子、避雷器，对性能不符合使 用要求的进行更换；定期清理避雷器、支柱绝缘子表面污秽， 防止污闪发生。
通过以上作业，虽然风电场的运行环境恶劣，而且雷击强 度、陡度等不能够预计，但通过采取上述措施，雷击跳闸风险 大幅度降低。
总结本次课题
根据风电场的位置不同，使用设备不同，建设单位不同，小区域环境不同，先天性基础不同等多种因素决定了非风电机 组本身造成的非计划停运原因也有不同，不同的故障位置，不 同的故障原因，对策也不尽相同。我希望通过统计分析，发掘 故障高发的设备，并找出其故障原因，通过多维度的统计分析， 进而找出导致非风电机组本体引发的非计划停运的主要原因， 针对不同的故障设备及原因，提出了有针对性的改进措施，减 少风电机组非计划停运台次。这需要我们从设计、安装、调试、 运行、维护多方面、全过程进行管控。各风电场需加强日常隐 患排查工作，重视检修作业，重视故障分析及总结，认真分析 原因并进行适当的技术改造，全面提升设备运行的可靠性，降 低风电机组的非停。
