风电场集电线路故障定位与保护技术研究

引言

风电场集电线路作为汇集风机电能并输送至升压站的重要通道，其运行状况与风电场发电效益密切相关。集电线路故障可能引发的影响不容小觑。单条线路故障可能致使 5-20 台风机暂时停止运行，涉及约 20-100MW 的发电容量。若故障定位不够及时，导致停机时间延长，损失将进一步扩大。由此可见，探索更为高效、精准的集电线路故障定位与保护技术，对减少风电场运营损耗、确保新能源稳定供应具有积极意义。

1 风电场集电线路故障类型与特性分析

1.1 主要故障类型及成因

电力线路常见故障类型及特性如下：单相接地故障最为频发，占比达 60% -70% ，主要因线路绝缘老化、树木触碰或雷击致使绝缘子闪络引发，会造成故障相电压降低，非故障相电压升高，存在绝缘击穿扩大故障的风险；相间短路故障占比 15%-20% ，多由线路覆冰引发导线舞动短路、异物缠绕或施工误操作导致，短路电流可达数千安培，易烧毁线路与设备，造成长时间停机；断线故障占比 5%-10% ，常因强风致导线疲劳断裂、覆冰过重或杆塔倾斜拉断，不仅导致线路开路使风机电能无法输送，断线端还可能引发接地或短路等二次故障；绝缘劣化故障同样占比 5%-10% ，在长期高湿、盐雾环境下电缆绝缘层老化，伴随局部放电，故障初期无明显征兆，逐渐发展为接地或短路，隐蔽性强且排查困难。

1.2 故障特性：干扰多、暂态复杂、地形影响大

风电场集电线路故障信号具有显著特殊性，致使定位与保护难度增大。具体体现在：暂态信号复杂，风机输出电能含以3 次、5 次谐波为主的谐波，故障时暂态电流叠加谐波，使信号特征不明显，如单相接地故障的暂态电流峰值易与风机谐波电流混淆，传统方法难以区分；干扰因素多，陆上风电受雷电、沙尘、树木摆动影响，海上风电受海浪、盐雾、台风干扰，可能导致故障信号衰减或畸变，某海上风电场就因海浪冲击，故障信号传输损耗达 30% ；地形影响显著，山区风电场集电线路沿山坡敷设，存在陡坡、沟壑，信号（如行波）传播时因地形反射产生折射、衰减，定位误差增大，而海上风电场线路敷设于海底，海水导电率影响信号传播速度，传统行波法定位精度下降；故障点分散，集电线路多为“一主多支”结构，一条主线连接多个风机，故障可能发生在主线或分支线，增加定位复杂度，某风电场就因分支线故障，传统阻抗法误判为主线故障，排查时间延长3 小时。

2 风电场集电线路故障定位技术研究

2.1 传统改进型定位技术

传统技术以“阻抗法、行波法”为核心，通过改进算法提升精度与适应能力，适用于地形相对简单的陆上风电场。其中，改进阻抗法基于“故障点到测量点的阻抗与距离成正比”，采集线路首端（升压站侧）电压、电流计算故障阻抗推导故障距离；适用于陆上平坦地区风电场单相接地、相间短路故障定位，某陆上风电场应用后定位误差从 1.2km 降至 500m ，排查时间缩短 1 小时，但受线路参数变化影响大，在海上风电场定位精度下降。改进行波法则利用故障产生的暂态行波，通过采集行波到达线路首末端的时间差结合传播速度计算故障距离；适用于陆上山区、海上风电场短路、断线故障定位，某海上风电场应用后定位误差从 800m 降至 300m ，故障定位时间从 2 小时缩短至 30 分钟，不过依赖高精度时间同步，信号弱时行波识别困难。

2.2 新型传感型定位技术

新型技术通过部署专用传感器（光纤、电流互感器）直接监测线路状态，适用于复杂地形、恶劣环境（如海上、山区）。其中，分布式光纤传感法（DOFS）是在集电线路电缆内或架空线旁敷设分布式光纤（如石英光纤），利用“光的瑞利散射、拉曼散射”，实时监测光纤沿线的温度、应变变化，故障时（如短路）电流产生焦耳热，导致光纤温度升高；断线时线路张力变化，导致光纤应变异常，通过温度 / 应变异常点定位故障。而电子式电流互感器（ECT） + 暂态量法，鉴于传统电磁式互感器受饱和影响，暂态信号采集精度低，ECT 采用“霍尔效应”或“光学原理”，精准采集故障暂态电流、电压信号，结合暂态量法（如基于暂态电流极性、谐波分量），识别故障类型与位置；其具有暂态信号采集精度高（电流误差 ⩽0.5% ），可捕捉微弱故障信号（如高阻接地故障），体积小、重量轻，适用于海上风电狭小空间安装等优势，适用于陆上 / 海上风电场高阻接地、绝缘劣化故障定位场景，某风电场用 ECT 替代传统互感器后，高阻接地故障识别率从 60% 提升至 95% ，定位误差 ⩽300m ，不过存在 ECT 价格高（单台成本超10 万元），需与现有保护装置兼容的局限性。

3 风电场集电线路故障保护技术研究

3.1 传统保护技术改进：适应风电场特性

传统保护中的过流保护和零序保护在应对风机谐波、故障信号干扰方面存在不足，需进行改进。过流保护基于“故障时电流增大”原理，通过设定电流阈值实现跳闸，但传统过流保护易受风机启动电流、谐波电流影响而误触发。零序保护针对单相接地故障，通过采集零序电流（三相电流矢量和），超过阈值时跳闸，传统零序保护对高阻接地故障灵敏性低。改进后的零序保护采用“暂态零序电流保护”，采集故障暂态零序电流，利用小波变换提取暂态分量，提高对 10kΩ 等高阻接地故障的灵敏性，海上风电场还引入“零序电压补偿”修正海水电容导致的零序电压偏差，适用于单相接地故障保护，某风电场改进后高阻接地故障保护灵敏性从 50% 提升至 90% ，故障切除时间 ⩽0.2 秒。

3.2 新型保护技术：基于暂态信号与多技术融合

新型保护技术通过暂态信号与传感数据，在复杂风电场实现快速可靠保护。其中，暂态量保护基于故障暂态信号特征（如行波极性突变）跳闸，动作时间⩽10ms ，不受谐波与负荷电流干扰，在海上 / 山区风电场短路保护中，将故障切除时间从 50ms 缩至 8ms ，减少百万损失；纵联保护借助通信通道交换线路两端故障信息判断区内故障，采用“主从纵联”适配多分支线路，实现 100% 选择性，使某风电场越级跳闸率归零，故障切除 ⩽30ms ；保护与定位协同技术则通过硬件集成与数据共享，让保护装置与定位系统联动，跳闸同时推送故障位置，将某风电场故障处置时间从5 小时压至1.5 小时，降低75 万元停机损失。

结束语

风电场集电线路故障定位与保护技术的适配方案，或可依据其“环境恶劣、地形复杂、信号干扰多”的特性展开探索。面对复杂场景，引入 AI 辅助手段或许有助于提升定位精度。展望未来，随着行波、光纤、AI 等技术的深度融合，以及 5G 与边缘计算的协同发展，再加上低成本技术的不断突破，风电场集电线路故障定位与保护技术有望逐步朝着精准化、速动化、智能化、低成本化方向迈进，进而为风电场的安全高效运行提供更为有力的支撑，推动我国新能源产业迈向更高质量发展阶段。

参考文献：

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