基于錄波識別的直流閥區故障快速定位方法研究

賀紅資，趙建明，王金玉，何相成

（中國南方電網超高壓輸電公司大理局，云南大理671000）

0 前言

隨著國內能源結構的升級，特高壓直流工程的數量逐年提升[1-2]，由此也帶來了直流閥區發生故障可能性的增加，例如滇西北直流工程“12·5”極1 高端400 kV 穿墻套管末屏閃絡事件?，F場故障發生后，若故障點有明顯損壞現象自然能快速找到故障點，而若故障點無明顯損壞現象則從故障暫態錄波上著手分析故障點位置將會更為明智。

眾所周知，閥區故障是直流系統中最難分析的故障，因為其涉及到具體的換相過程。目前傳統的閥組故障分析方法是基于故障前后詳細的換相過程[3-4]，且無人對分析方法和流程進行提煉總結，現場故障分析因人而異，一步出錯將導致錯誤的結論，且分析過程耗時較長。因此，作者借助RTDS實時數字仿真平臺，結合直流系統特性[5-9]，對閥區故障引起的電力系統動態行為[10-11]進行了大量的仿真分析，最終提煉出了一套基于錄波識別的故障快速定位方法，為人工智能故障定位等新技術提供了理論支撐。同時結合閥區采樣互感器配置，詳細分析了當前某些特高壓直流保護設計的缺點，即一定情況下不能區分出故障發生在哪個閥組，給現場故障點查找帶來困難，由此提出互感器配置與保護優化策略。

1 特高壓直流工程閥區典型設計

以整流側一極為例，特高壓直流工程閥區典型設計[10-11]如圖1所示，每極有高低端兩個閥組，每個閥組由一個可獨立運行的12脈動基本換流單元組成，閥區電流互感器主要包括換流變交流閥側測點YY橋IVY_L1、IVY_L2、IVY_L3，YD橋IVD_L1、IVD_L2、IVD_L3，及閥廳直流場側測點IDCH、IDCN，為發揮特高壓輸電優勢，正常情況下雙閥組均會投入，典型運行回路圖如圖2所示，目前最常見的特高壓直流其高壓側對地電壓可達800 kV。

圖1特高壓直流閥區典型設計

圖2特高壓直流典型運行方式

2 特高壓直流閥區故障快速定位方法

2.1 傳統閥區故障定位分析的不足

傳統的閥組故障分析方法基于故障前后詳細的換相過程，無規范的分析方法和流程，這要求現場運維人員對換相原理十分熟悉，一步出錯將導致錯誤的結論，且分析過程耗時較長，這些不足將延長故障處理時間，極有可能造成事件升級。

2.2 閥區故障快速定位方法

為了尋找故障快速定位方法，作者借助RTDS實時數字仿真平臺，對當前電流互感器配置下的閥區故障及進行了大量的仿真，分析總結了各項故障錄波特征，仿真故障點設置如圖3框內所示，得出方法如下：

圖3閥區故障仿真試驗故障設置位置

1）判斷閥區是否接地。IDCH 與IDCN 間若出現顯著差流則認為閥區發生了接地故障，若差流值在測量誤差范圍內則說明閥區內未發生接地。

2）閥區未接地時，進行故障區域定位及故障類型識別。有三種故障類型，分別為換流變交流閥側相間短路、換流閥閥臂短路、換流橋（單六脈動橋或多六脈動橋）短路。當換流器處于整流（逆變）模式時，此三種故障都將造成故障范圍內的六脈動橋交流閥側電流劇增（逆變劇減），據此特征可迅速將故障范圍鎖定到某一個或多個六脈動橋上。接下來識別故障類型，可按此方法：相間短路時交流閥側電流將呈現典型的相間短路特征，兩相短路時故障的兩相電流交替變換，且大小近似相等，不存在換相過程；換流閥短路時故障相有典型的反向導通特征，同時若處于非換相期間理應關斷的相別突然產生電流即可確定該相別故障，逆變側可出現故障相在正變負或由負變正時與橫軸交點處連續以及換相失敗的現象，再簡單通過換相過程分析即可確定是哪一個換流閥；換流橋短路時，若為整流，交流閥側電流劇增，各閥保持單向導通特性，且能換相成功，若為逆變，交流閥側電流劇減，非故障橋及直流側電流增大且相等。

3）閥區接地時，先確定故障橋，通過四個六脈動橋電流衰減、增大的不同特征可將故障鎖定在兩個相鄰的橋內，以整流側為例，故障后若高閥YY橋最大相電流衰減，高閥YD、低閥YY、YD最大相電流增大，則故障必然發生在高閥YY、YD內，再如高閥YY、YD最大相電流衰減，低閥YY、YD最大相電流增大，則故障必然發生在高閥YD、低閥YY 內。再確定故障點位置，分兩種情況，在非換相期間若關斷相突然產生電流即可確定為該相別故障，對逆變側若出現某一相在正變負或由負變正時與橫軸交點處連續時該相即為故障相，否則基于故障前后的換相過程，靈活運用假設排除法來進行定位，此時定位出的故障范圍必然較大，范圍將涉及兩個相鄰的六脈動橋及它們之間的公共部分。

2.3 閥區故障快速定位方法運用實例

實例1：仿真交流閥側兩相短路，其故障錄波如圖4所示，故障后極1 IDCH與IDCN 測點之間無差流，說明閥區內未發生接地，由于僅有極1高閥YY 橋電流劇增，因此可迅速鎖定故障發生在極1高閥YY 橋，同時，YY 橋A、B兩相有典型的相間短路特征，因此可快速確定故障位置和類型為極1高端YY 橋交流閥側A、B相相間短路，故障范圍如圖5所示。

實例2：一次實際發生的直流閥區故障，其故障錄波如圖6所示，故障后極1 IDCH與IDCN 測點之間差流十分明顯，因此可確定極1 IDCH 與IDCN測點之間發生了接地，由于故障后極1高閥YY、YD橋電流均衰減，而極1低閥YY、YD橋電流均增加，因此可將故障鎖定在極1低閥YY 橋、極1高閥YD橋之間（含兩橋連接部分），為進一步確定故障范圍，對換相過程進行分析：故障時刻極1高閥YY橋1、3、2閥導通，1閥正向3閥換相，極1高閥YD橋3、2閥導通，極1低閥相同，故障后極1高閥閥側電流均衰減，可排除IDCH 測點與極1高閥YD橋IVD C相測點之間發生接地故障，由于故障后極1低閥YY 橋和YD橋閥側電流均增大，因此可排除極1低閥YY橋IVY A 相和B相測點與IDCN 之間發生接地故障，假設故障點發生在極1低閥YY 橋A 相，則故障消失前極1 低閥YY 橋A 相能持續流過故障電流，這不滿足現場錄波特征，故排除故障發生在極1低閥YY 橋A 相。

通過以上分析，可最終確定故障發生在極1低端閥組YY橋IVY B相測點至極1高端閥組YD橋IVD C相測點之間的電氣連接部分，如圖4所示。

圖4實例1閥區故障錄波圖

圖5運用實例故障范圍

3 特高壓直流閥區保護優化思路

目前南方電網在運的特高壓直流工程閥區均采用圖1配置，由例2故障分析可知，若此時故障點發生在極1高閥YD橋內，依據當前的保護配置，將只有極1低閥閥短路保護動作，極1高閥自己的閥短路保護將不會動作，另一方面此區域范圍過大，且設備眾多（涉及交直流側套管、避雷器、電壓互感器、換流閥臂等），當無明顯放電點時檢查起來耗時耗力。上述問題究其根源還是在于互感器的配置不完善，因此可對互感器配置作如下優化：在低端閥組高壓側套管出口處及高端閥組低壓側套管入口處各增加一個電流測點，分別命名為IDML與IDMH，優化后的電流互感器配置圖如圖7 所示。

圖6實例2閥區故障錄波圖

圖7優化后的閥區電流互感器配置

增加這兩處測點后，可根據IDML 與IDMH的特征將各種故障形式下的定位范圍縮小至單閥組內。同時，可在此基礎上對閥區保護進行優化，一種思路是新增3個差動保護，分別為高端閥組直流差動保護、低端閥組直流差動保護、閥組公共直流差動保護，判據分別如下，其中，Imk為動作門檻值：高端閥組直流差動保護：|IDCH-IDMH|＞Imk低端閥組直流差動保護：|IDCN-IDML|＞Imk閥組公共直流差動保護：|IDMH-IDML|＞Imk由判據可知，其保護對象分別為高端閥組、低端閥組、閥組公共部分的接地故障。

4 結束語

本文借助RTDS實時數字仿真平臺，對當前電流互感器配置下的閥區故障及其錄波特征進行了大量的仿真分析，提煉出了一套流程可固化的故障分析方法，實例表明利用該方法可準確快速的定位出故障范圍，為故障處理及功率恢復贏得了寶貴的時間，同時，該方法體現的思想可用于人工智能故障定位等新技術中。此外，通過大量試驗數據證明，當直流工程采用圖1所示閥區電流互感器配置時，在一定情況下，尤其是發生圖3中5H、21、4L類型的故障時，依據錄波分析出的范圍將涵蓋高低端閥組及其公共部分這一大區域，因此針對該不足提出了一種電流互感器配置與保護優化思路，為后續的特高壓直流工程提供參考。