梁 成 剛， 劉 江 紅， 楊 自 聰， 王 凱， 何 歡

(雅礱江流域水電開發(fā)有限公司，四川 成都 610051)

1 概 述

錦屏一級(jí)水電站位于四川省鹽源縣、木里縣交界的雅礱江干流，是雅礱江水能資源最富集的中、下游河段五級(jí)水電開發(fā)中的第一級(jí)。水庫正常蓄水位1 880 m，相應(yīng)庫容77.6億m3，調(diào)節(jié)庫容49.1億m3，為年調(diào)節(jié)水庫[1]。電站裝有6臺(tái)單機(jī)容量600 MW的水輪發(fā)電機(jī)組，總裝機(jī)容量3 600 MW，設(shè)計(jì)年利用小時(shí)數(shù)4 616 h，設(shè)計(jì)多年平均年發(fā)電量166.20億kWh。錦屏一級(jí)水電站首臺(tái)機(jī)組于2013年8月30日正式投產(chǎn)發(fā)電，2014年7月12日6臺(tái)機(jī)組全部投產(chǎn)發(fā)電。錦屏一級(jí)水電站作為西電東送主要電源點(diǎn)之一，對(duì)確保電力送出通道安全以及電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行尤為重要。

錦屏一級(jí)水電站共有3回500 kV送出線路，線路長(zhǎng)度為81 km。送出線路經(jīng)過地質(zhì)條件復(fù)雜的高山峽谷地帶，部分經(jīng)過區(qū)域海拔高度超過2 000 m，當(dāng)送出線路經(jīng)過區(qū)域出現(xiàn)大風(fēng)、冰雪、山火、暴雨、雷電等異常情況時(shí)，極易出現(xiàn)線路故障跳閘，同時(shí)錦屏一級(jí)水電站送出線路曾出現(xiàn)兩次因站內(nèi)GIL(SF6氣體絕緣管道母線)異常放電而導(dǎo)致線路跳閘不安全事件。根據(jù)調(diào)度中心要求，當(dāng)線路故障跳閘后須在15 min內(nèi)匯報(bào)電站設(shè)備是否具備試送電條件，因此對(duì)電站運(yùn)行人員快速判斷故障點(diǎn)是否在站內(nèi)提出了更高的要求。同時(shí)若將站內(nèi)故障誤判為站外故障而進(jìn)行試送電，將有可能造成故障擴(kuò)大甚至燒損設(shè)備，造成嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失[2]。

2 錦屏一級(jí)水電站故障錄波系統(tǒng)介紹

錦屏一級(jí)水電站故障錄波系統(tǒng)由1～6號(hào)發(fā)變組故障錄波裝置、GIS 1號(hào)故障錄波裝置、GIS 2號(hào)故障錄波裝置組成。其主要功能是當(dāng)電氣設(shè)備或系統(tǒng)發(fā)生故障或事故時(shí)，通過故障量的啟動(dòng)，記錄故障前后一段時(shí)間內(nèi)電氣量與非電氣量的變化過程并生成錄波數(shù)據(jù)[3，4]，為分析事故提供依據(jù)，以加快事故處理速度，保證設(shè)備及系統(tǒng)的安全運(yùn)行。

GIS故障錄波裝置能實(shí)現(xiàn)500 kV系統(tǒng)故障全過程的信息和數(shù)據(jù)計(jì)算處理結(jié)果。進(jìn)行電流、電壓幅值、峰值、有效值、頻率計(jì)算；有功、無功功率計(jì)算；諧波，向量、序量的分析等。具有連續(xù)監(jiān)視500 kV線路故障和系統(tǒng)振蕩的能力，當(dāng)任一啟動(dòng)元件動(dòng)作時(shí)，即開始記錄，故障消除或系統(tǒng)振蕩平息后，啟動(dòng)元件返回，經(jīng)預(yù)先整定的時(shí)間后停止記錄，在線路單相重合閘過程中也能記錄。

3 綜合多種信息判斷線路故障點(diǎn)

3.1 分析方法介紹

錦屏一級(jí)水電站輸出線路安裝有兩組CT，第一組安裝于線路刀閘內(nèi)側(cè)的出線T區(qū)，第二組安裝于出線套管處，兩組CT位于GIL兩端，500 kV線路出線CT原理圖見圖1。出線套管處CT接入安控裝置，線路刀閘處CT接入故障錄波裝置。由于安控裝置提供的電流采樣周期為5 ms，僅能采集幅值且測(cè)值上限為18 000 A，所以故障時(shí)無法準(zhǔn)確采集到最大電流，其嚴(yán)重制約了故障分析。

圖1 500 kV線路出線CT原理圖

500 kV線路故障定位分析過程中主要應(yīng)用基爾霍夫電流定律，在集總電路中，任何時(shí)刻，對(duì)任意結(jié)點(diǎn)，所有流出結(jié)點(diǎn)的支路電流的代數(shù)和恒等于零。即對(duì)任一結(jié)點(diǎn)有：∑i=0。根據(jù)基爾霍夫電流定律，當(dāng)故障點(diǎn)在站內(nèi)K1處時(shí)，線路保護(hù)差流值等于出線場(chǎng)CT值加隔刀側(cè)CT值，且出線場(chǎng)CT測(cè)量值應(yīng)與換流站測(cè)量值一致。當(dāng)故障點(diǎn)在線路側(cè)K2處時(shí)，出線場(chǎng)CT測(cè)量值與隔刀側(cè)CT值一致，線路保護(hù)差流應(yīng)為本側(cè)故障電流加上對(duì)側(cè)故障電流。同時(shí)結(jié)合行波測(cè)距、故障錄波測(cè)距、線路保護(hù)裝置測(cè)距以及對(duì)側(cè)行波測(cè)距裝置進(jìn)行測(cè)距分析，便可以判斷故障點(diǎn)是否為站內(nèi)故障。500 kV線路出線CT位置簡(jiǎn)化示意圖見圖2。

圖2 500 kV線路出線CT位置簡(jiǎn)化示意圖

3.2 案例分析

3.2.1 事件經(jīng)過及現(xiàn)象

2016年6月，錦屏一級(jí)水電站西錦Ⅲ線線路保護(hù)1、2動(dòng)作，跳開線路兩側(cè)開關(guān)B相，經(jīng)重合閘動(dòng)作重合于故障后，線路保護(hù)1、2三跳。線路保護(hù)裝置測(cè)距結(jié)果為0 km，行波測(cè)距裝置單端測(cè)距結(jié)果為故障點(diǎn)距離錦屏換流站82.588 km(即距離本站0.662 km)。因此需要確認(rèn)故障點(diǎn)位于站內(nèi)還是線路區(qū)域。

3.2.2 故障分析過程

由圖2可知，若接地故障發(fā)生在線路側(cè)，則對(duì)于安控裝置和故障錄波裝置的CT回路而言，該電流為穿越性電流，兩組CT所測(cè)量電流及相位應(yīng)相同。如果故障點(diǎn)發(fā)生在安控裝置所用CT和故障錄波裝置所用CT之間，由于故障錄波裝置所測(cè)量電流為該側(cè)母線給故障點(diǎn)直接提供的故障電流，而安控裝置所測(cè)量電流為錦屏換流站通過線路(存在線路阻抗)提供的故障電流[5]，因此故障錄波所測(cè)量電流會(huì)大于安控裝置所測(cè)量電流。

根據(jù)事故處理時(shí)現(xiàn)場(chǎng)抄錄的數(shù)據(jù)可知，在故障時(shí)，故障錄波裝置所測(cè)量最大電流為24 472 A，而安控裝置所測(cè)量最大電流僅為6 480 A。兩組CT所測(cè)量電流大小不一致，由于安控裝置僅能記錄電流有效值數(shù)據(jù)，而不能記錄波形，因此無法進(jìn)行相位比較。

該次故障排查范圍包含了西錦Ⅲ線GIL和GIS的西錦Ⅲ線故障錄波所用CT外的T區(qū)部分，根據(jù)上述分析可以判斷西錦Ⅲ線接地故障點(diǎn)應(yīng)位于安控裝置所用CT和故障錄波裝置所用CT之間，即為站內(nèi)故障。

3.3 存在的問題

該次故障，雖然利用現(xiàn)有條件分析得出站內(nèi)故障的結(jié)果，也通過事后驗(yàn)證，但分析過程不精準(zhǔn)，存在以下問題：(1)在安控裝置上查看線路故障瞬時(shí)最大電流值和最小電壓值的操作步驟較為繁雜，存在誤操作風(fēng)險(xiǎn)。(2)現(xiàn)場(chǎng)同時(shí)查看安控裝置和故障錄波裝置上線路故障瞬時(shí)最大電流值和最小電壓值耗時(shí)較長(zhǎng)，經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際操作發(fā)現(xiàn)，不能滿足國調(diào)規(guī)程在規(guī)定時(shí)間內(nèi)匯報(bào)相關(guān)信息的要求。(3)線路保護(hù)裝置測(cè)距與行波測(cè)距裝置測(cè)距結(jié)果存在誤差，無法確定故障點(diǎn)位于站內(nèi)區(qū)域還是線路區(qū)域。需要大量的數(shù)據(jù)采集與分析，排查范圍也需擴(kuò)大，增加了人力資源成本和時(shí)間成本。

4 基于故障錄波判斷線路故障點(diǎn)

4.1 分析方法介紹

為更好地對(duì)比出線套管處CT與線路刀閘處CT的電流相位與幅值，快速判斷故障點(diǎn)是否在站內(nèi)，錦屏一級(jí)水電站在2019年利用線路檢修機(jī)會(huì)，先后將三回線路出線場(chǎng)線路電流引入到GIS故障錄波裝置。目前出線套管處CT和線路刀閘處CT已接入錦屏一級(jí)水電站GIS故障錄波裝置中，實(shí)現(xiàn)高頻準(zhǔn)確采樣，分別采集出線場(chǎng)側(cè)線路電流和GIS側(cè)線路電流。

由圖2可以看出，當(dāng)故障發(fā)生在出線套管處CT和線路刀閘處CT之間的K1處(即站內(nèi))時(shí)，從故障錄波波形上來看，故障相出線場(chǎng)側(cè)電流和GIS側(cè)電流方向相反，必為一正一負(fù)。當(dāng)故障發(fā)生在線路側(cè)K2處(即站外)時(shí)，從故障錄波波形上來看，故障相出線場(chǎng)側(cè)電流和GIS側(cè)電流方向相同。因此，在故障發(fā)生后只需根據(jù)故障錄波波形對(duì)比故障時(shí)刻線路GIS側(cè)電流與出線場(chǎng)側(cè)電流相位即可。

4.2 案例分析

4.2.1 事件經(jīng)過及現(xiàn)象

2019年11月，錦屏一級(jí)水電站西錦Ⅲ線線路保護(hù)1、2動(dòng)作，跳開線路兩側(cè)開關(guān)C相，開關(guān)重合閘動(dòng)作成功。線路保護(hù)裝置測(cè)距結(jié)果為46.4 km，行波測(cè)距裝置單端測(cè)距結(jié)果為65.48 km，雙端測(cè)距結(jié)果為57.62 km。其故障錄波波形見圖3。

圖3 故障錄波波形圖

4.2.2 故障分析及結(jié)論

故障時(shí)刻線路GIS側(cè)電流與出線場(chǎng)側(cè)電流幅值及相位均相同，可以準(zhǔn)確判斷出故障點(diǎn)位于站外。結(jié)合行波測(cè)距及線路保護(hù)測(cè)距結(jié)果也進(jìn)一步驗(yàn)證了其分析結(jié)果的正確性。

4.3 基于故障錄波判斷線路故障點(diǎn)方法的優(yōu)點(diǎn)

(1)故障定位僅需對(duì)比故障錄波波形圖即可，無需大量的數(shù)據(jù)采集與分析。目前錦屏一級(jí)水電站中控室已接入全廠故障錄波裝置終端，送出線路發(fā)生故障后，無需到繼電保護(hù)室查看，在中控室故障錄波終端即可查看故障錄波波形，減少了人力資源成本和時(shí)間成本，能滿足國調(diào)規(guī)程在規(guī)定時(shí)間內(nèi)匯報(bào)相關(guān)信息的要求，同時(shí)也減少現(xiàn)場(chǎng)檢查誤操作的風(fēng)險(xiǎn)。

(2)當(dāng)故障點(diǎn)靠近站內(nèi)時(shí)，由于故障測(cè)距結(jié)果存在一定誤差，導(dǎo)致無法精確判斷故障點(diǎn)是否在站內(nèi)，通過故障錄波波形對(duì)比故障時(shí)刻線路GIS側(cè)電流與出線場(chǎng)側(cè)電流相位，則能夠準(zhǔn)確地判斷出故障點(diǎn)位于站內(nèi)區(qū)域還是線路區(qū)域。

5 結(jié) 語

將出線套管處CT與線路刀閘處CT接入故障錄波裝置，同時(shí)采集出線場(chǎng)側(cè)線路電流和GIS側(cè)線路電流，在線路發(fā)生故障時(shí)通過故障錄波波形直觀地對(duì)比出線套管處CT與線路刀閘處CT的電流相位，能夠快速、準(zhǔn)確地判斷出線路故障點(diǎn)是否位于電站內(nèi)。通過錦屏一級(jí)水電站的多次線路故障事故處置經(jīng)驗(yàn)證明，通過故障錄波波形判斷線路故障點(diǎn)的方法極大地縮短了查看數(shù)據(jù)和故障分析所需的時(shí)間，且能準(zhǔn)確地判斷出線路故障點(diǎn)是否位于電站內(nèi)，有利于及時(shí)恢復(fù)線路運(yùn)行，確保送出通道安全，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。

基于故障錄波判斷線路故障點(diǎn)的方法對(duì)同類型水電站相關(guān)設(shè)計(jì)、改造具有很好的借鑒意義，建議后續(xù)同類型電站輸出線路在進(jìn)行設(shè)計(jì)或改造時(shí)，可設(shè)計(jì)兩組CT用來測(cè)量出線場(chǎng)側(cè)及開關(guān)站側(cè)線路電流，并將兩路線路電流均引入故障錄波裝置，即可通過故障錄波圖快速判斷線路故障點(diǎn)是否位于站內(nèi)。