通过保护动作电流定位1000 kV GIS故障点的实例分析

赵晓明，余志慧

（1.华北电力大学， 北京 102206；2.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014；3.国网浙江富阳市供电公司，浙江 富阳 311400）

0 引言

某1000 kV特高压交流变电站1000 kVⅡ母因C相绝缘受损引起单相接地故障，2套微机母线保护快速动作切除Ⅱ母连接的所有断路器，故障得以隔离。特高压交流变电站1000 kV电压等级设备采用GIS（气体绝缘金属封闭开关设备）绝缘方式，故障点隐藏在GIS管道内，外观上看不出故障发生的任何痕迹，无法肉眼直接查找出故障点，运行人员通过母差保护动作记录也只能初步判断Ⅱ母母线发生了C相接地故障，具体故障位置无法得知。GIS设备发生短路故障后可以通过SF6检测仪测试气体的变化情况，从而把故障点定位到GIS设备的单个气室内，但是由于1000 kV母线范围内GIS设备含有多达数十个气室，每个气室的采集阀门又有数个，如果所有气室全部检测，工作量巨大，耗时长，不利于母线快速恢复，严重影响到1000 kV特高压交流变电站乃至整个1000 kV交流系统的安全稳定运行。

那么是否能够通过保护动作报告和故障录波数据分析定位出大致故障点，从而缩小SF6气室查找的范围呢？通过对故障时1000 kV各断路器的短路电流分布大小和方向，以及故障时线路和主变压器（简称主变）的潮流分布，给出了肯定的回答并通过了实例验证。

1 故障前运行方式及保护配置

特高压变电站1000 kV系统采用一个半断路器接线方式，本期建有2个完整串和2个不完整串，共4回出线和2台主变。其中Ⅰ线、Ⅱ线为同杆双回并架线路，接入第2串和第4串，Ⅲ线、Ⅳ线为同杆双回并架线路，接入第6串和第5串，2台1000 MVA/1000 kV主变分别接入第2串和第6串。变电站主接线方式见图1，所有1000 kV断路器均在合闸位置，系统处于全接线运行方式。

图1 变电站主接线

1000 kV线路保护（含高抗保护）、1000 kV母线保护、主变保护均双重化配置，2套保护完全独立运行，其中1000 kV每条母线均配置2套不同厂家的微机母差保护。1000 kV部分配置4台故障录波器，线路间隔2台，主变间隔2台。所有保护信息和故障录波器信息通过组网方式上送安装在主控室的继电保护信息子站系统。

2 保护动作行为及故障情况分析

某日6∶48，特高压变电站1000 kVⅡ母相连的T022，T033，T052，T063断路器同时跳闸，其余断路器处于合闸状态，1000 kVⅡ母失压，监控后台显示1000 kVⅡ母第2套母差保护动作跳闸，线路保护和主变保护只有启动信号没有动作信号。运行人员现场查看2套母线保护装置，保护跳闸灯均点亮，翻看保护信息，1000 kVⅡ母第1套母差保护报C相接地故障，动作时间5.83 ms，动作电流2.3 A（二次电流，TA变比3000/1下同），1000 kVⅡ母第2套母差保护报C相接地故障，动作时间7.5 ms，动作电流6.8 A。

现场查看1000 kVⅡ母相关GIS设备，从外观上看并无异常。调度停1000 kVⅡ母，改冷备用状态。接到故障报告后，相关人员随即赶到现场查看，分析故障原因。

从继电保护信息子站系统调取1000 kVⅡ母母差保护录波图。图2为第1套母差保护故障录波图、图3为第2套母差保护故障录波图。从录波图中不难发现2套母差保护1000 kVⅡ母4个边断路器故障电流方向一致，均指向母线，2套保护几乎同一时刻出口，整个故障过程共持续了3个周波，故障相别均指向C相，最大差流6.7 A，对应制动电流0.2 A，处于保护动作区内，可以明确判定2套母差保护动作正确。至于保护报文中为何第1套保护报动作电流只有2.3 A，第2套保护动作电流有6.8 A，是因为2套保护计算用于显示的动作电流的窗口不一样所致，第1套计算窗口只有半个周波，而第2套计算窗口是1个周波，所以动作电流显示不一致，但并不影响保护的实际动作出口时间。

图2 1000 kVⅡ母第1套母差保护故障录波

图3 1000 kVⅡ母第2套母差保护故障录波

3 通过保护动作电流定位GIS故障点

通过保护录波数据分析定位出故障大致位置，可以缩小GIS设备SF6气室查找范围。

2套母差保护均动作，线路保护未动作，可以肯定得出故障一定发生在母差保护范围内的结论，即故障范围在图4“范围1”内。同时所有线路保护和主变保护未动作可以进一步缩小故障范围为1000 kVⅡ边断路器线路保护用TA1母线侧，即图4“范围2内”，但是范围2仍然很大，还需进一步缩小查找区域。

分析1000 kV线路及断路器保护故障录波图（见图5、图6），可以得出故障时1000 kV各断路器的短路电流分布大小和方向，以及故障时线路和主变的潮流分布。把各个断路器以及线路和主变的短路时刻的电流分布绘于图7。

由于同杆双回线路参数基本相等，主变容量和参数基本相等，所接入的是同一个系统，所以从图7中可以看出Ⅰ线、Ⅱ线和Ⅲ线、Ⅳ线提供的短路电流基本相等，2台主变提供的短路电流也基本相等。由于1000 kV GIS配电设备的路径远近相差很大，所以从故障点至系统的GIS各个支路的短路阻抗差别很大，导致故障电流在各个断路器中分布必然不均匀，越靠近故障点的短路电流相对越大，故障电流一定是沿着电气距离最短的支路流动。

图5 1000 kV线路及断路器保护故障录波（1）

图6 1000 kV线路及断路器保护故障录波（2）

图7 1000 kV断路器短路时刻电流分布

从图7中可以看出T052断路器电流3.570 A，是由Ⅲ线提供的故障电流0.967 A和1000 kVⅠ母提供的故障电流2.575 A之和，同时T063故障电流只有0.751 A，由Ⅳ线提供，Ⅳ线的故障电流还有一部分从T062分流，可以判定T052和T063之间不存在故障点。2号主变的故障电流也从T031分流一部分，而不是全部流向T033，所以故障点应该更靠近T052。综合分析各个断路器电流分布大小和朝向，可以判定出故障发生在T052和T033线路保护TA1靠近Ⅱ母侧的一段GIS设备上，即图4“范围3”内靠近T052一侧。

工作人员按照上述分析结论，在“范围3”所述的GIS气室中进行SF6气体分析试验，很快找出的故障点果然在靠近T052一侧的Ⅱ母母线GIS设备中。

4 结语

通过对保护动作报告和故障录波数据进行详细分析，特别是研究了故障时1000 kV各断路器的短路电流分布大小和方向，以及故障时线路和主变的潮流分布，最终给出了GIS设备的重点排查气室，缩小了查找故障的范围，大大减少了工作量，缩短了故障点排查时间，使故障得以迅速隔离、母线得以快速复役，保障了1000 kV交流系统的安全稳定运行。

[1] 张铭辉，骆贤华.一起主变压器差动保护误动事件分析[J].浙江电力，2012，31（10）∶34-36.

[2] 王松，黄晓明.一起500 kV线路距离保护误动分析[J].浙江电力，2007，26（2）∶28-30.

[3] 国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].北京：中国电力出版社，1997.