通過保護(hù)動作電流定位1000 kV GIS故障點(diǎn)的實(shí)例分析

趙曉明，余志慧

（1.華北電力大學(xué)， 北京 102206；2.國網(wǎng)浙江省電力公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；3.國網(wǎng)浙江富陽市供電公司，浙江 富陽 311400）

0 引言

某1000 kV特高壓交流變電站1000 kVⅡ母因C相絕緣受損引起單相接地故障，2套微機(jī)母線保護(hù)快速動作切除Ⅱ母連接的所有斷路器，故障得以隔離。特高壓交流變電站1000 kV電壓等級設(shè)備采用GIS（氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備）絕緣方式，故障點(diǎn)隱藏在GIS管道內(nèi)，外觀上看不出故障發(fā)生的任何痕跡，無法肉眼直接查找出故障點(diǎn)，運(yùn)行人員通過母差保護(hù)動作記錄也只能初步判斷Ⅱ母母線發(fā)生了C相接地故障，具體故障位置無法得知。GIS設(shè)備發(fā)生短路故障后可以通過SF6檢測儀測試氣體的變化情況，從而把故障點(diǎn)定位到GIS設(shè)備的單個氣室內(nèi)，但是由于1000 kV母線范圍內(nèi)GIS設(shè)備含有多達(dá)數(shù)十個氣室，每個氣室的采集閥門又有數(shù)個，如果所有氣室全部檢測，工作量巨大，耗時長，不利于母線快速恢復(fù)，嚴(yán)重影響到1000 kV特高壓交流變電站乃至整個1000 kV交流系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

那么是否能夠通過保護(hù)動作報告和故障錄波數(shù)據(jù)分析定位出大致故障點(diǎn)，從而縮小SF6氣室查找的范圍呢？通過對故障時1000 kV各斷路器的短路電流分布大小和方向，以及故障時線路和主變壓器（簡稱主變）的潮流分布，給出了肯定的回答并通過了實(shí)例驗證。

1 故障前運(yùn)行方式及保護(hù)配置

特高壓變電站1000 kV系統(tǒng)采用一個半斷路器接線方式，本期建有2個完整串和2個不完整串，共4回出線和2臺主變。其中Ⅰ線、Ⅱ線為同桿雙回并架線路，接入第2串和第4串，Ⅲ線、Ⅳ線為同桿雙回并架線路，接入第6串和第5串，2臺1000 MVA/1000 kV主變分別接入第2串和第6串。變電站主接線方式見圖1，所有1000 kV斷路器均在合閘位置，系統(tǒng)處于全接線運(yùn)行方式。

圖1 變電站主接線

1000 kV線路保護(hù)（含高抗保護(hù)）、1000 kV母線保護(hù)、主變保護(hù)均雙重化配置，2套保護(hù)完全獨(dú)立運(yùn)行，其中1000 kV每條母線均配置2套不同廠家的微機(jī)母差保護(hù)。1000 kV部分配置4臺故障錄波器，線路間隔2臺，主變間隔2臺。所有保護(hù)信息和故障錄波器信息通過組網(wǎng)方式上送安裝在主控室的繼電保護(hù)信息子站系統(tǒng)。

2 保護(hù)動作行為及故障情況分析

某日6∶48，特高壓變電站1000 kVⅡ母相連的T022，T033，T052，T063斷路器同時跳閘，其余斷路器處于合閘狀態(tài)，1000 kVⅡ母失壓，監(jiān)控后臺顯示1000 kVⅡ母第2套母差保護(hù)動作跳閘，線路保護(hù)和主變保護(hù)只有啟動信號沒有動作信號。運(yùn)行人員現(xiàn)場查看2套母線保護(hù)裝置，保護(hù)跳閘燈均點(diǎn)亮，翻看保護(hù)信息，1000 kVⅡ母第1套母差保護(hù)報C相接地故障，動作時間5.83 ms，動作電流2.3 A（二次電流，TA變比3000/1下同），1000 kVⅡ母第2套母差保護(hù)報C相接地故障，動作時間7.5 ms，動作電流6.8 A。

現(xiàn)場查看1000 kVⅡ母相關(guān)GIS設(shè)備，從外觀上看并無異常。調(diào)度停1000 kVⅡ母，改冷備用狀態(tài)。接到故障報告后，相關(guān)人員隨即趕到現(xiàn)場查看，分析故障原因。

從繼電保護(hù)信息子站系統(tǒng)調(diào)取1000 kVⅡ母母差保護(hù)錄波圖。圖2為第1套母差保護(hù)故障錄波圖、圖3為第2套母差保護(hù)故障錄波圖。從錄波圖中不難發(fā)現(xiàn)2套母差保護(hù)1000 kVⅡ母4個邊斷路器故障電流方向一致，均指向母線，2套保護(hù)幾乎同一時刻出口，整個故障過程共持續(xù)了3個周波，故障相別均指向C相，最大差流6.7 A，對應(yīng)制動電流0.2 A，處于保護(hù)動作區(qū)內(nèi)，可以明確判定2套母差保護(hù)動作正確。至于保護(hù)報文中為何第1套保護(hù)報動作電流只有2.3 A，第2套保護(hù)動作電流有6.8 A，是因為2套保護(hù)計算用于顯示的動作電流的窗口不一樣所致，第1套計算窗口只有半個周波，而第2套計算窗口是1個周波，所以動作電流顯示不一致，但并不影響保護(hù)的實(shí)際動作出口時間。

圖2 1000 kVⅡ母第1套母差保護(hù)故障錄波

圖3 1000 kVⅡ母第2套母差保護(hù)故障錄波

3 通過保護(hù)動作電流定位GIS故障點(diǎn)

通過保護(hù)錄波數(shù)據(jù)分析定位出故障大致位置，可以縮小GIS設(shè)備SF6氣室查找范圍。

2套母差保護(hù)均動作，線路保護(hù)未動作，可以肯定得出故障一定發(fā)生在母差保護(hù)范圍內(nèi)的結(jié)論，即故障范圍在圖4“范圍1”內(nèi)。同時所有線路保護(hù)和主變保護(hù)未動作可以進(jìn)一步縮小故障范圍為1000 kVⅡ邊斷路器線路保護(hù)用TA1母線側(cè)，即圖4“范圍2內(nèi)”，但是范圍2仍然很大，還需進(jìn)一步縮小查找區(qū)域。

分析1000 kV線路及斷路器保護(hù)故障錄波圖（見圖5、圖6），可以得出故障時1000 kV各斷路器的短路電流分布大小和方向，以及故障時線路和主變的潮流分布。把各個斷路器以及線路和主變的短路時刻的電流分布繪于圖7。

由于同桿雙回線路參數(shù)基本相等，主變?nèi)萘亢蛥?shù)基本相等，所接入的是同一個系統(tǒng)，所以從圖7中可以看出Ⅰ線、Ⅱ線和Ⅲ線、Ⅳ線提供的短路電流基本相等，2臺主變提供的短路電流也基本相等。由于1000 kV GIS配電設(shè)備的路徑遠(yuǎn)近相差很大，所以從故障點(diǎn)至系統(tǒng)的GIS各個支路的短路阻抗差別很大，導(dǎo)致故障電流在各個斷路器中分布必然不均勻，越靠近故障點(diǎn)的短路電流相對越大，故障電流一定是沿著電氣距離最短的支路流動。

圖5 1000 kV線路及斷路器保護(hù)故障錄波（1）

圖6 1000 kV線路及斷路器保護(hù)故障錄波（2）

圖7 1000 kV斷路器短路時刻電流分布

從圖7中可以看出T052斷路器電流3.570 A，是由Ⅲ線提供的故障電流0.967 A和1000 kVⅠ母提供的故障電流2.575 A之和，同時T063故障電流只有0.751 A，由Ⅳ線提供，Ⅳ線的故障電流還有一部分從T062分流，可以判定T052和T063之間不存在故障點(diǎn)。2號主變的故障電流也從T031分流一部分，而不是全部流向T033，所以故障點(diǎn)應(yīng)該更靠近T052。綜合分析各個斷路器電流分布大小和朝向，可以判定出故障發(fā)生在T052和T033線路保護(hù)TA1靠近Ⅱ母側(cè)的一段GIS設(shè)備上，即圖4“范圍3”內(nèi)靠近T052一側(cè)。

工作人員按照上述分析結(jié)論，在“范圍3”所述的GIS氣室中進(jìn)行SF6氣體分析試驗，很快找出的故障點(diǎn)果然在靠近T052一側(cè)的Ⅱ母母線GIS設(shè)備中。

4 結(jié)語

通過對保護(hù)動作報告和故障錄波數(shù)據(jù)進(jìn)行詳細(xì)分析，特別是研究了故障時1000 kV各斷路器的短路電流分布大小和方向，以及故障時線路和主變的潮流分布，最終給出了GIS設(shè)備的重點(diǎn)排查氣室，縮小了查找故障的范圍，大大減少了工作量，縮短了故障點(diǎn)排查時間，使故障得以迅速隔離、母線得以快速復(fù)役，保障了1000 kV交流系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

[1] 張銘輝，駱賢華.一起主變壓器差動保護(hù)誤動事件分析[J].浙江電力，2012，31（10）∶34-36.

[2] 王松，黃曉明.一起500 kV線路距離保護(hù)誤動分析[J].浙江電力，2007，26（2）∶28-30.

[3] 國家電力調(diào)度通信中心.電力系統(tǒng)繼電保護(hù)實(shí)用技術(shù)問答[M].北京：中國電力出版社，1997.