基于故障录波的500 kV线路故障点快速判断方法

梁 成 刚， 刘 江 红， 杨 自 聪， 王 凯， 何 欢

(雅砻江流域水电开发有限公司，四川 成都 610051)

1 概 述

锦屏一级水电站位于四川省盐源县、木里县交界的雅砻江干流，是雅砻江水能资源最富集的中、下游河段五级水电开发中的第一级。水库正常蓄水位1 880 m，相应库容77.6亿m3，调节库容49.1亿m3，为年调节水库[1]。电站装有6台单机容量600 MW的水轮发电机组，总装机容量3 600 MW，设计年利用小时数4 616 h，设计多年平均年发电量166.20亿kWh。锦屏一级水电站首台机组于2013年8月30日正式投产发电，2014年7月12日6台机组全部投产发电。锦屏一级水电站作为西电东送主要电源点之一，对确保电力送出通道安全以及电力系统安全稳定运行尤为重要。

锦屏一级水电站共有3回500 kV送出线路，线路长度为81 km。送出线路经过地质条件复杂的高山峡谷地带，部分经过区域海拔高度超过2 000 m，当送出线路经过区域出现大风、冰雪、山火、暴雨、雷电等异常情况时，极易出现线路故障跳闸，同时锦屏一级水电站送出线路曾出现两次因站内GIL(SF6气体绝缘管道母线)异常放电而导致线路跳闸不安全事件。根据调度中心要求，当线路故障跳闸后须在15 min内汇报电站设备是否具备试送电条件，因此对电站运行人员快速判断故障点是否在站内提出了更高的要求。同时若将站内故障误判为站外故障而进行试送电，将有可能造成故障扩大甚至烧损设备，造成严重的经济损失[2]。

2 锦屏一级水电站故障录波系统介绍

锦屏一级水电站故障录波系统由1～6号发变组故障录波装置、GIS 1号故障录波装置、GIS 2号故障录波装置组成。其主要功能是当电气设备或系统发生故障或事故时，通过故障量的启动，记录故障前后一段时间内电气量与非电气量的变化过程并生成录波数据[3，4]，为分析事故提供依据，以加快事故处理速度，保证设备及系统的安全运行。

GIS故障录波装置能实现500 kV系统故障全过程的信息和数据计算处理结果。进行电流、电压幅值、峰值、有效值、频率计算；有功、无功功率计算；谐波，向量、序量的分析等。具有连续监视500 kV线路故障和系统振荡的能力，当任一启动元件动作时，即开始记录，故障消除或系统振荡平息后，启动元件返回，经预先整定的时间后停止记录，在线路单相重合闸过程中也能记录。

3 综合多种信息判断线路故障点

3.1 分析方法介绍

锦屏一级水电站输出线路安装有两组CT，第一组安装于线路刀闸内侧的出线T区，第二组安装于出线套管处，两组CT位于GIL两端，500 kV线路出线CT原理图见图1。出线套管处CT接入安控装置，线路刀闸处CT接入故障录波装置。由于安控装置提供的电流采样周期为5 ms，仅能采集幅值且测值上限为18 000 A，所以故障时无法准确采集到最大电流，其严重制约了故障分析。

图1 500 kV线路出线CT原理图

500 kV线路故障定位分析过程中主要应用基尔霍夫电流定律，在集总电路中，任何时刻，对任意结点，所有流出结点的支路电流的代数和恒等于零。即对任一结点有：∑i=0。根据基尔霍夫电流定律，当故障点在站内K1处时，线路保护差流值等于出线场CT值加隔刀侧CT值，且出线场CT测量值应与换流站测量值一致。当故障点在线路侧K2处时，出线场CT测量值与隔刀侧CT值一致，线路保护差流应为本侧故障电流加上对侧故障电流。同时结合行波测距、故障录波测距、线路保护装置测距以及对侧行波测距装置进行测距分析，便可以判断故障点是否为站内故障。500 kV线路出线CT位置简化示意图见图2。

图2 500 kV线路出线CT位置简化示意图

3.2 案例分析

3.2.1 事件经过及现象

2016年6月，锦屏一级水电站西锦Ⅲ线线路保护1、2动作，跳开线路两侧开关B相，经重合闸动作重合于故障后，线路保护1、2三跳。线路保护装置测距结果为0 km，行波测距装置单端测距结果为故障点距离锦屏换流站82.588 km(即距离本站0.662 km)。因此需要确认故障点位于站内还是线路区域。

3.2.2 故障分析过程

由图2可知，若接地故障发生在线路侧，则对于安控装置和故障录波装置的CT回路而言，该电流为穿越性电流，两组CT所测量电流及相位应相同。如果故障点发生在安控装置所用CT和故障录波装置所用CT之间，由于故障录波装置所测量电流为该侧母线给故障点直接提供的故障电流，而安控装置所测量电流为锦屏换流站通过线路(存在线路阻抗)提供的故障电流[5]，因此故障录波所测量电流会大于安控装置所测量电流。

根据事故处理时现场抄录的数据可知，在故障时，故障录波装置所测量最大电流为24 472 A，而安控装置所测量最大电流仅为6 480 A。两组CT所测量电流大小不一致，由于安控装置仅能记录电流有效值数据，而不能记录波形，因此无法进行相位比较。

该次故障排查范围包含了西锦Ⅲ线GIL和GIS的西锦Ⅲ线故障录波所用CT外的T区部分，根据上述分析可以判断西锦Ⅲ线接地故障点应位于安控装置所用CT和故障录波装置所用CT之间，即为站内故障。

3.3 存在的问题

该次故障，虽然利用现有条件分析得出站内故障的结果，也通过事后验证，但分析过程不精准，存在以下问题：(1)在安控装置上查看线路故障瞬时最大电流值和最小电压值的操作步骤较为繁杂，存在误操作风险。(2)现场同时查看安控装置和故障录波装置上线路故障瞬时最大电流值和最小电压值耗时较长，经现场实际操作发现，不能满足国调规程在规定时间内汇报相关信息的要求。(3)线路保护装置测距与行波测距装置测距结果存在误差，无法确定故障点位于站内区域还是线路区域。需要大量的数据采集与分析，排查范围也需扩大，增加了人力资源成本和时间成本。

4 基于故障录波判断线路故障点

4.1 分析方法介绍

为更好地对比出线套管处CT与线路刀闸处CT的电流相位与幅值，快速判断故障点是否在站内，锦屏一级水电站在2019年利用线路检修机会，先后将三回线路出线场线路电流引入到GIS故障录波装置。目前出线套管处CT和线路刀闸处CT已接入锦屏一级水电站GIS故障录波装置中，实现高频准确采样，分别采集出线场侧线路电流和GIS侧线路电流。

由图2可以看出，当故障发生在出线套管处CT和线路刀闸处CT之间的K1处(即站内)时，从故障录波波形上来看，故障相出线场侧电流和GIS侧电流方向相反，必为一正一负。当故障发生在线路侧K2处(即站外)时，从故障录波波形上来看，故障相出线场侧电流和GIS侧电流方向相同。因此，在故障发生后只需根据故障录波波形对比故障时刻线路GIS侧电流与出线场侧电流相位即可。

4.2 案例分析

4.2.1 事件经过及现象

2019年11月，锦屏一级水电站西锦Ⅲ线线路保护1、2动作，跳开线路两侧开关C相，开关重合闸动作成功。线路保护装置测距结果为46.4 km，行波测距装置单端测距结果为65.48 km，双端测距结果为57.62 km。其故障录波波形见图3。

图3 故障录波波形图

4.2.2 故障分析及结论

故障时刻线路GIS侧电流与出线场侧电流幅值及相位均相同，可以准确判断出故障点位于站外。结合行波测距及线路保护测距结果也进一步验证了其分析结果的正确性。

4.3 基于故障录波判断线路故障点方法的优点

(1)故障定位仅需对比故障录波波形图即可，无需大量的数据采集与分析。目前锦屏一级水电站中控室已接入全厂故障录波装置终端，送出线路发生故障后，无需到继电保护室查看，在中控室故障录波终端即可查看故障录波波形，减少了人力资源成本和时间成本，能满足国调规程在规定时间内汇报相关信息的要求，同时也减少现场检查误操作的风险。

(2)当故障点靠近站内时，由于故障测距结果存在一定误差，导致无法精确判断故障点是否在站内，通过故障录波波形对比故障时刻线路GIS侧电流与出线场侧电流相位，则能够准确地判断出故障点位于站内区域还是线路区域。

5 结 语

将出线套管处CT与线路刀闸处CT接入故障录波装置，同时采集出线场侧线路电流和GIS侧线路电流，在线路发生故障时通过故障录波波形直观地对比出线套管处CT与线路刀闸处CT的电流相位，能够快速、准确地判断出线路故障点是否位于电站内。通过锦屏一级水电站的多次线路故障事故处置经验证明，通过故障录波波形判断线路故障点的方法极大地缩短了查看数据和故障分析所需的时间，且能准确地判断出线路故障点是否位于电站内，有利于及时恢复线路运行，确保送出通道安全，保障电力系统安全稳定运行。

基于故障录波判断线路故障点的方法对同类型水电站相关设计、改造具有很好的借鉴意义，建议后续同类型电站输出线路在进行设计或改造时，可设计两组CT用来测量出线场侧及开关站侧线路电流，并将两路线路电流均引入故障录波装置，即可通过故障录波图快速判断线路故障点是否位于站内。