李 勇 陈光发

（武汉三相电力科技有限公司）

0 引言

中共中央、国务院于2015年3月颁布《关于进一步深化电力体质改革的若干意见（中发（2015）9号）》（以下简称“文件”），推动了电力改革的新篇章，文件中指出为降低单位能耗、环保减排，支持环保科学的发电。自文件颁发以来，国家电网、新能源公司紧跟党中央指示，大力建设新能源发电，因此风电场的建设步伐较以前大大加快，风电场的个数在短短几年内实现了大幅翻倍，随着风电场线路的大规模接入电力系统，风电场送出线的稳定性显得极为重要，当风电场送出线发生跳闸时，快速查找处理故障点及时恢复风电场线路的供电显得极为重要，因此，于某风电场送出线路上建设智能故障诊断系统。

为减少电力资源的浪费，降低电力成本，实现利润的最大化，科学的管理方式必不可少，当前电力工作中管理技术落后，缺乏科学性，管理流程不规范，最终导致管理工作混乱，从而无法实现成本的最优化，要解决这些问题，需从电力工作本身出发，理论结合项目管理实践提升电力管理工作的重视度。

1 系统建设概况

风电场位于甘肃省西北部，风电场容量约为99MW，共50台风力发电机组，共有一座110kV升压站，由110kV送出线路接入电力系统中，在电力传输的过程中新华线起主要作用，风电场送出线路将风机产生的电能传输至电力系统中，因此风电场送出线路在风电场电能传输中起着至关重要的作用。线路全长约为55km，全线采用架空导线，风电场送出线路长期暴露在野外环境中，受自然环境影响较大。雷击、山火、飘挂物等易导致线路发生跳闸，传统的阻抗法故障测距精度不高无法实现故障原因辨识等问题，当线路发生跳闸时，风场需出动大量的人力物力进行故障排除，无法及时处理线路故障，严重甚至导致风电场停运，造成巨大的经济损失。随着近年来行波法故障测距的成熟应用，行波法故障测距逐渐进入大家的视野，行波法故障测距不仅能实现线路的精确定位，同时也能实现线路故障跳闸的故障原因辨识，相比传统的阻抗法定位具有更高的精度和及时性，可指导风场运维人员快速进行故障跳闸的故障排除，因此于2019年安装风电场送出线行波故障监测装置，分别于＃116、＃211处安装智能故障诊断装置，下图为此线路安装示意图。

图 安装示意图

2 系统建设的管理实施过程

2.1 系统立项

由于风力发电占地面积广，内部线路接线复杂，且部分风电场地形复杂，因此在风电场送出线路发生故障时，其故障点的查找往往存在很大的困难。故障发生后区间和位置难以确定，严重影响故障巡检策略制定及故障巡查效率。因不能及时发现并修复故障而造成的弃风窝电现象时有发生，这在很大程度上限制了风能的开发利用。

目前风电场送出线路多为架空、电缆、T接支线、混架线路，且具有运行气候条件恶劣、线路电流大小随天气变化波动大等特性。风电场中压线路使用大量电缆，导致线路在运行中发生接地故障时，较大的电容电流在故障点形成不能自动媳灭的电弧，同时，间歇电弧产生的过电压往往又使事故扩大，显著降低了风电场及电力系统的运行可靠性，所以快速找出故障点并进行有针对性的处理显得尤为重要。此外，风电场的变电站35kV侧通常采用专用的接地变压器作为接地点。风电场这种特殊的结构形式导致传统变电站的保护测距技术和故障录波技术不能满足风电场送出线路的故障定位，尤其对线路故障的精确定位，因此为响应文件中大力推进新能源电能建设，于2019年对送电场送出线路故障精确定位提出立项申请，在立项通过后进行系统招投标工作和系统建设工作及后续的整体项目验收工作。

2.2 系统建设

智能故障诊断系统由智能故障监测终端（简称“终端”）、数据中心和工作站三部分组成。终端分布安装于输电线路的导线上，监测输电线路故障发生时刻的故障行波电流与工频故障电流及谐波电流，同时采集这些信号并上传到数据中心；数据中心通过GPRS与现场终端通信，接受上传的监测信息并下传相关控制信息。数据中心对上传的故障信息进行诊断，将上传信息和诊断结果存库保存；工作站分布于各管理办公室，是系统人机交互的窗口。工作站主要完成监测系统的建立设置、监测信息的查询、诊断结果的查询和分析报表以及对现场终端的控制设置。

终端需停电安装于高压导线上，于2019年将设备安装于停电导线上，同时同步部署数据中心和工作站，以便于后续风电场送出线路的故障定位顺利进行。

2.3 系统验收

项目严格按照项目任务书的具体要求，全面完成项目任务书规定的各项任务。

通过以理论、试验、仿真研究相结合的方式，完成了项目规划中各项任务，包括风电场送出线路故障电流及行波特征研究，风电场送出线路故障放电电流提取技术、故障点精确定位技术、不同类型故障辨识技术研究，行波传播特性的研究。

系统自部署完成以来，终端运行情况良好，成功监测并诊断2起故障，结果准确，达到项目预期效果，保证了风电场送出线运行的稳定性。

2.4 项目实施总结

1）以风电场安全稳定运行为根本，传统的风电场送出线路故障测距空缺，当线路发生故障后无法及时有效地处理故障点，从而导致风能的流失，对生产和社会的发展产生较为严重的负面影响，直接导致风电场经济的损失，智能故障诊断系统填补传统的风电场送出线路故障测距空缺，利用风电场对于电能产值的管理。

2）在建设系统时建立规章流程，将任务和责任规划到个人，风电场工作人员可依据规章制度行事，形成合理的考核制度。同时提升员工专业水平素质，根据每个职工的条件岗位特点等方面进行综合分析，按照岗位要求、职工等级和所在岗位工作目标所需，开展有针对性的初、中、高级的技能培训，使职工在各自的岗位上得到有效激发，从而起到“事半功倍”的成效。

3）改善电力设备，提高风电场供电能力，采用优良设备可大幅降低风电场送出线的“问题率”。取代陈旧的设备，提高整体设备的运行效率，以此来达到节约成本的目的。“提出问题”并利用优良产品“解决问题”，实现风电场送出线路的良性闭环控制。

3 系统建设的经济效益

基于智能故障诊断系统投入使用后，自2019年9月安装至今，成功监测到2起故障跳闸事件，经系统分析诊断给出相应结果，并与实地巡线结果对比发现，2起故障诊断结果正确，对风电场送出线路的稳定运行减少停电损失、减少巡线费用，风场送出线路缺陷提前预警等方面发挥巨大的经济与社会效益。

1）智能故障诊断系统能在风电场送出线路发生故障时定位故障地点，识别故障原因，对雷击进行智能监测，对于故障情况下的应急指挥，快速恢复供电具有重要的意义。

2）产品的应用可提升目前风电场送出线路故障测距的水平，填补风电场线路防雷监测的空白，为风电场线路安全提供有力保障。为风电场送出线路提供原始的监测和数据，极大提升风电场系统的运行可靠性和先进性。

3）该项目带来的经济效益估算。①智能故障诊断系统投运以后，系统的故障的性质识别与精确定位功能使风电场维护人员及调度人员对故障类型判断有一个准确判断，对于风电场运维出动巡视等措施有一定的指导作用，以上述已安装智能故障诊断系统为例，如确定故障原因为雷击且重合闸失败，风机可不间断输送电能，按照上述风电场风机满载运行，按照单次故障恢复为4h，单次跳闸不可消除故障导致的风机电能损耗：99MW×4＝396MW，可大大减少故障延时带来的社会影响及风电场经济损失。②智能故障诊断系统的应用减少了线路故障后的人工查找故障点的时间，减少了人力物力的开支。按所选线路年度跳闸10次／年；按每次投入5人，每次减少查故障点时间4小时计（包含添乘巡视时间等）；每小时计入车辆与工具使用费后按1000元成本计，年度减少投入金额为：5人×40小时×1000元×1＝20万元。重合闸失败情况下节约故障点查找时间约2小时，可减少直接及间接经济损失几十万元。

4 系统建设的管理实践总结

1）智能故障诊断系统建成后，需对风电场运维人员进行科学的培训，对于智能故障诊断装置、数据中心、工作站进行定位巡检维护，系统对于风电场送出线路的稳定运行等发面发挥巨大的经济与社会效益。

2）智能故障诊断系统的建设旨在保证风电场送出现的安全稳定运行，对于项目建设中从立项到结项都需要层层把关，对技术进行深入学习，利用新技术新成果去更好的服务于风电场送出线路。