风电场由于其特殊的野外工况条件，场内架空输电线路路径基本在山脊上，由于35kV架空集电线路的防雷标准滞后的问题造成这种特殊的工况下防雷措施存在一定的瑕疵，例如铁塔塔型落后、地线保护角过大、线路避雷器设计通流量偏小等问题在风电行业较为普遍，由此导致的风电场架空集电线路因雷跳闸率居高不下；既有设计虽然满足现行35kV防雷标准，但又存在与风场需求相悖的矛盾，集电线路防雷改造是否需要技术创新？怎样创新才能有效降低风电场的雷击概率？本文通过对部分风电项目防雷技改及运行的效果进行分析，阐述场内集电线路防雷技术创新实践。
1、风电场雷击跳闸案例
某项目位于湖南省郴州市附近，郴州地区是湖南省雷暴活动最为活跃的地区，年发布的当地雷暴日为61.5天，属多雷区；根据近30年平均雷暴数据显示，每年雷暴日活跃周期从每年4-8月份。
图1湖南地区雷电活动分布示意图
图2湖南地区30年平均雷暴活动月份分布
雷电活跃的月份与项目每年遭受雷击导致停电跳闸的周期具有高度的一致性，年上半年集电线路因雷跳闸9次，以7月13日一次雷暴引起的两条线路跳闸为例：
1）15:00′甲A1#集电线路过流保护I段动作跳开关，查保护装置和故障录波，雷击时AB相最大电流1#集电线路为3.A，经过约ms延时跳闸（1#集电线路过流I段保护定值为2.3A.延时0.15S），超过过流一段动作电流；判断1#集电线路发生的是雷击引起的AB相间短路瞬时故障并在释放对地放电电流引起37#箱变高压侧A相避雷器外表复合绝缘破裂，保护动作正确，跳闸正确。
2）15:04′甲A2#集电线路过流保护I段动作跳开关，查保护装置和故障录波，雷击时AB相最大电流1#集电线路为5.A，经过约ms延时跳闸（2#集电线路过流I段保护定值为2.75A.延时0.15S），超过过流一段动作电流；判断2#集电线路发生的是雷击引起的AB相间短路瞬时故障并在释放对地放电电流引起31#箱变高压侧B相避雷器外表复合绝缘破裂，保护动作正确，跳闸正确。
图31#集电线路故障录波图
图42#集电线路故障录波图
图5、61、2#集电线路保护装置
图7、1#线37#箱变A相避雷器图8、2#线31#箱变B相避雷器
2、雷击原因分析
造成风电场集电线路雷击的原因从结果上考虑是避雷器损坏造成的，但现有防雷配置符合35kV架空集电线路的防雷设计规范。现有风场的防雷配置为场内升压站采用双独立避雷针作为主变压器的直击雷防护措施、3条集电线路在进升压站门型架配置有YH5W51/型避雷器；单、双回线采用A字形铁塔单地线20°保护角配置。如防雷设计符合标准每年仍存在多次雷击的情况，说明现有防雷配置不满足风电场防雷需求，雷击的原因属于防雷配置过低造成。
2.1标准因素
现行的35kV架空集电线路防雷设计要求在风电场进站的避雷器通流量设置一般是5kA，终端塔的避雷器通流量设置也是5kA;这就意味着设计单位对风电场区域的架空集电线路可预期最大侵入雷电流是5kA，实际情况肯定不是固定的电流；为此，我们对风电场周边的雷电流强度数据进行采集。据风电场半径15公里范围内闪电强度统计结果显示（图9），正闪强度（图9a）主要集中在5-25kA之间，累计占比72.73％。其中，在10-15kA范围内发生频次最多，达到14次，占正闪总频次达45.74%，其次是10-15kA，超过60次，占正闪总频次达25.45%。负闪强度（图9b）主要集中在在5-35kA范围内，累计占比达91.43％。其中，10-15kA范围内负闪频次最多，为次，占负闪总频次的32.3%，其次是15-20kA，占负闪总频次的24.4%。
图9a正闪强度逐5kA频次统计图
图9b负闪强度逐5kA频次统计图
通过统计数据表明，风电场所处区域的雷电流强度远高于集电线路防雷设计预期的5kA,由此可判断现行标准中采用低通流量的避雷器配置无法满足风电场的防雷需求。
2.2保护模式
风电场内的生产特点是有若干风力发电机组同步运行，将风能转化为电能通过输电线路传输至升压站对外送电；按照风电场的一般事故处置方式，单台风力发电机组出现故障需要检修时，需要检修的机组应及时脱网进行维护。而现有的防雷系统保护模式则属于标准规定的两种保护模式中的优先保护，既单回线中安装的若干只避雷器找哪一只避雷器因漏电流或质量问题造成短路故障则会造成全线断电，现场运维人员需要花费大量的时间和精力排查损坏的一只避雷器，造成了大量人力物力浪费和电量损失。如采用优先供电保护模式，当避雷器在线路保护中采用脱离器，在避雷器因自身质量问题出现短路时脱离器可使故障避雷器及时脱离系统则不会造成全线停电，符合风电场特殊的运行需求。同时，由于采用时效退出的保护模式，为了避免避雷器推出造成的保护缺失的情况，采用多级避雷器冗余保护的模式提高线路防雷能力，保证保护连续性是符合现场运行工况的。
3.防雷技改及效果评估
雷击发生后，对现场集电线路进行了防雷系统的优化技改，在技改方案中突破了原有的防雷保护思路，创新的采用了与风电场防雷需求相符的多级防雷、时效退出、定位引雷的综合防雷措施，从提高避雷器的通流量、设置冗余保护等方面进行技改。
3.1防雷技改
防雷技改前对风电场现有的防雷配置进行了系统的评估。对于升压站、机组的高值区域的防护过低，尤其升压站作为风电场的核心其集电线路采用单级低性能的避雷器进行保护是不满足风电场的防雷需求的；其次，现有输电线路保护角度也存在瑕疵，现有防雷标准的适用环境为平原地区，对于风电场集电线路这种沿着山脊架设集电线路的地线保护角度应高于现有水平；第三，终端塔接地系统与箱式变压器采用了联合接地也是造成箱变避雷器因地电位反击损坏的主要原因，因此在改造方案中对终端塔接地与箱变接地之间的连接提出了断开的改进意见。
具体的改造措施是在升压站进站端的3级铁塔上安装了3组MVSA51型避雷器并在避雷器上安装了脱离器；在输电线路中的易击铁塔和高风险档段安装了WS25KQ型避雷针，终端塔改造因作业窗口期等问题在本次改造中并未同步进行。
图10铁塔上安装的WindsafeWS25KQ避雷针图11线路上安装的WindsafeMVSA51型避雷器
3.2防雷改造的后评估
防雷系统的改造目的是提高风电场的防雷能力，降低因雷导致的跳闸故障，早雷雨季保障风电场的安全生产运行，本项目在年改造后取得了明显的效果。同比改造前集电线路因雷造成的跳闸显著的低于改造前的情况；年8月至10月再未发生集电线路因雷跳闸、年本场线路因雷跳闸3次，经查是原有未改造避雷器损害引起，后对全场未改造避雷器进行排查后发现，全场未改造避雷器漏电流均超过20μA,其中最大63μA最小20μA.本场项目在防雷改造后的1年半时间内有效压缩了困扰生产的雷击跳闸问题，达到了预期的改造效果。
4.结束语
风电的建设在近10年来达到了发展的高峰，由于行业的高速发展，与之配套的标准一时间相对滞后；现行的集电线路防雷设计标准主要有DL/T-《架空输电线路外绝缘配置技术导则》、GB-《66kV及以下架空电力线路设计规范》这两份标准中对风电场这种特殊环境工况的防雷设计与一般环境的防雷并未做显著的区分，导致现有风电场依据标准进行防雷设计仍雷击不断的窘境；技术的创新源于生产需求的转变，原有的35kV架空集电线路主要的应用环境发生了改变，针对新的应用环境逐步优化标准的内容和条款，以适应新需求的标准与技术的变化；我公司在参与《多雷区架空集电线路防雷改造技术规范》的过程中发现改造标准内容与现行标准存在一定的差异，在方案平评审中不乏反对的声音；但在公司领导对风电标准创新与支持现场技术创新的鼓励下，公司技术部门对所辖4个风电场防雷系统进行技改，取得了较为明显的效果。并通过现场的运行情况对《多雷区架空集电线路防雷改造技术规范》的条文作出修正意见。
标准的创新与技术的创新都源于生产需求的变化，通过对集电线路防雷技改及参与相关标准的修订，反映出风电行业发展的同时急迫的需要配套的标准，新标准的实用性离不开生产一线的反馈，希望在后新建项目的防雷设计标准能够更加贴近生产需求、促进产业发展。
参考资料：
1.湖南省雷电活动及雷灾特征分析；贺秋艳等，气象科技进展9（6）：
《多雷区风电场架空集电线路防雷改造技术规范》征求意见稿
本文收录于：第七届中国风电后市场交流合作大会论文集
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