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冀北电网并网风电场经风电机组低电压穿越改造之后，未发生大规模脱网事件，但由于场内设备性能缺陷或管理不当造成的风电机组非计划停运仍时有发生。因机组以外的场内设备停运造成的机组被迫退出运行，导致机组可用率降低，限制了冀北地区风电利用小时数的提高。
本文对冀北电网2013 年全年因场内原因受累停运（不包含风电机组自身故障）情况进行多维度的统计分析，通过分析得到影响风电机组非计划停运的主要原因，并对典型风电场的故障原因进行详细说明。最后，从电缆头及引线夹、汇集线路和互感器等设备故障的角度提出降低风电机组非计划停运的措施，为冀北电网并网风电机组提高可靠性提供依据。
1、非计划停运统计分析
2013 年冀北电网并网风电场因汇集系统设备故障共引起11332 台次风电机组停机，非计划停运率达到233.8% 。本节将对风电机组非计划停运情况进行多维度的统计分析。
一、按停运类型统计
按照风电机组非计划停运类型统计，其中因设备故障或缺陷直接导致停机的占54% ；因处理设备缺陷临时停机的占46% 。
二、按月度统计
按照时间统计，2013 年度冀北电网并网风电机组非计划停运台次逐月的情况如图1 所示，其中6 月至9 月由于有雷击导致线路跳闸造成的风电机组停运，所以非计划停运台次明显偏高。
按照故障位置情况统计，导致风电机组非计划停运的故障部位如图2 所示，容易引发风电机组非计划停运的故障主要发生在变电站、汇集线路以及箱变处，其中汇集线路故障是首要原因，占风电机组非计划停运台次总数的64% 。下文将针对不同的故障位置，通过统计分析，发掘故障高发的设备，并指出其故障原因。
（一）变电站设备故障
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，其中，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13.1% ；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3.5% 和1.6% 。
PT 故障主要表现为35kV 母线PT 保险熔断，此外还有35kV 母线PT 断线、绕组烧毁、爆炸等。35kV 母线PT 高压熔断器熔断的原因主要有以下几种：铁磁谐振；低频饱和电流；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（X 端）绝缘水平与消谐器不匹配等。
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。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。
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等。
（二）汇集线路故障
汇集线路从位置上可以分为35kV 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。
汇集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
汇集线路短路故障通常发生在架空线路以及35kV 电缆处。
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，其中雷击是造成风电机组非计划停运台次最多的一种，占总数的16% ，占汇集线路故障的25% 。
由于冀北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2013 年冀北风电的运行数据统计，绝大部分雷击跳闸是由于雷击35kV 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。
风电35kV 汇集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；同时在汇集线路设计时仍按照一般的配电线路进行防雷设计，未充分考虑汇集线路位于空旷起伏的地形区域，雷害尤为严重的特点，使得汇集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汇集线路避雷系统性能不良。首先在汇集线路设计阶段，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，在汇集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，由于汇集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。
根据2013 年冀北风电的运行数据，除雷击跳闸外，架空线路其他常见短路故障原因包括：
（1）鸟害造成线路瞬时接地或相间短路；
（2）风偏造成线路对木或铁塔放电；
（3）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 电缆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13.1% 。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
汇集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四个方面：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；再次，杆塔“T”接处上引导线裕度过长，长期风摆致使断股、断线；最后，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。此外，支柱绝缘子或者避雷器脱落等，也会造成汇集线路断线故障。
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，造成风电机组非计划停运的台次占总数的12.2% 。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，因此前两方面是导致此类故障的根本原因。
箱变故障造成的风电机组非计划停运台次占总数的7.5% 。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。
2、典型案例分析
冀北地区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，下面以三个风电场为例说明其各自导致风电机组非计划停运的主要原因。
一、A风电场
A 风电场位于张家口地区，并网风电机组259 台，包括鼠笼异步型风电机组、双馈异步型风电机组和永磁直驱型风电机组。A 风电场2013 年风电机组累计非计划停运1675 台次，远高于其它风电场，其中6 月至10 月每月超过200 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。A 风电场故障类型的统计情况与冀北地区全部风电场的总体情况类似，但汇集线路短路故障率高于冀北地区平均水平，而且雷击故障率较高。因此，针对自身的特殊情况，A 风电场可以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。
二、B风电场
B 风电场位于张家口地区，并网风电机组165 台，为双馈异步型风电机组。B 风电场2013 年风电机组累计非计划停运937 台次，其中3 月至6 月每月超过100 台次。由引流线的线夹、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冀北地区平均水平。通过对故障情况的统计梳理，该风电场CT 多次出现A 相油位高故障，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。
三、C风电场
C风电场位于承德地区，并网风电机组105 台，包括双馈异步型风电机组、永磁直驱型风电机组等。
C风电场2013 年风电机组累计非计划停运775 台次。其中汇集线路故障频率高于冀北地区平均水平，主要原因为风偏造成的短路故障，大风引起导线舞动，导致汇集线路相间短路或对地短路，富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。
以C风电场为例，由于场内原因导致的风电机组非计划停运时间较高，据统计，该风电场风电机组由于设备故障或处缺陪停造成的全年停运时间为1794 小时，这意味着每年将近20% 的时间因为风电场内输变电等设备的原因而无法运行，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。
3、相关建议
一、引线夹故障
引线夹故障主要为机械故障，针对引线夹可以采取的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。
二、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的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。
三、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：一是提高汇集线路耐雷水平。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。
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。
四、架空线断线故障
针对架空电力线路断股、断线的问题，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、电压或电流互感器故障
针对PT 故障，首先，要从PT 本身考虑，如PT 质量管理，采用空载特性较高、励磁电流较小的电压互感器，此外加装合适的消谐装置，避免发生铁磁谐振，提高设备的稳定性和抵御系统故障能力。其次，发生故障时，要快速正确处理，防止故障的进一步扩大。再次，要不断总结使用的经验和故障处理的方法，保证系统的安全稳定运行。此外随着风电场进行小电阻接地方式改造，在提高集电系统运行可靠性的同时，也可避免因铁磁谐振造成电压互感器保险熔断的故障。
针对CT 故障，要找到各自油位指示偏高的原因，然后采取相应的措施解决。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。二是加强油务管理工作，具备条件的发电集团可以建立专业实验室，并安排专人负责管理。三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，具备相应的专业资格。
4、结论
本文对冀北电网并网风电场风电机组非计划停运情况进行了多维度的统计分析，进而指出导致风电机组非计划停运的主要原因。针对不同的故障设备及原因，本文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，需要从设计、运行、维护全过程进行管控。各风电场需加强日常隐患排查工作，重视检修作业，认真分析原因并适时组织技术改造，全面提升设备运行的可靠性。
