基于双端接地技术的500 kV GIS 断路器机械特性测量研究

熊 舟，廖诗宇

（中国长江电力股份有限公司三峡水力发电厂，湖北 宜昌 443133）

0 引言

某电站500 kV GIS 接线方式为发电机和变压器采用一机一变单元接线，两个单元接线组成联合单元接线进入500 kV GIS 一倍半接线，某电站共计安装92 组500 kV GIS 断路器。根据DL/T 596《电力设备预防性试验规程》规定，GIS 断路器需按要求进行机械特性测量试验[1]。采用传统试验方法测量时断路器端口至少有一侧是处于开路状态，需工作人员登高去拆除断路器地刀接地连片，增加了工作量和安全风险[2]，研究双端接地试验方法可大幅优化断路器机械特性测量条件。

1 概况

某电站GIS 断路器为户内、单压式SF6气体绝缘型断路器。断路器机械特性试验即在断路器处于空载（回路没有电压和电流）的情况下，按照规定条件进行各种操作，验证机械性能及操作可靠性的试验。测量项目包括断路器的三相固有合闸时间、固有分闸时间，合分时间。分闸时间指从断路器分闸操作起始瞬间到所有极触头分离瞬间为止的时间间隔。合闸时间指处于分位置的断路器，从合闸回路通电起到所有极触头都接触瞬间为止的时间间隔。合分时间指断路器在不成功重合闸的合分过程中或单独合分操作时，从首先接触极的触头接触瞬间到随后的分操作时所有极触头均分离瞬间为止的时间。而相间分、合闸不同期则是指在分、合闸操作过程中三相分断和接触瞬间的时间差[3]。

2 现场测量应用

2.1 传统测量方法

采用传统试验方法测量时，断路器机械特性测试仪的接线需连接到断路器端口的两侧[4]，因而断路器至少有一侧是处于开路状态。以某电站GIS 8101 断路器为例，如图1 所示，测量8101 断路器时间特性时，由于1B 主变压器高压侧为星型接线，三相通过主变压器高压侧中性点相连，电气连接无法断开，此时需拆除810117 接地刀闸接地连片以满足试验条件。此时需采取的主要安全措施为：

图1 8101 断路器接线示意图

（1）1FB、2FB 发变组停止运行；

（2）断开8101、8102 断路器；

（3）拉开81011、81021 隔离刀闸；

（4）推上810117、810127、5111617 接地刀闸。

拆除810117 接地刀闸接地连片时，必须将同串进线相邻的2 号机组陪停以消除感应电压。此时采用的测量接线方式为：

810127 接地刀闸推上保持接地状态，810117 接地刀闸推上，接地连片拆除，仪器从810117 接地刀闸接地连片处取信号。

2.2 双端接地技术测量方法

目前在双端接地条件下测量断路器时间特性有已探索出几种方法，主要分为并联电阻法、电磁感应法、可变电容法等[5]。本文采用的是电磁感应法，试验时通过断路器一侧接地刀闸接地连片处的高频电流发生器发射高频电流，通过断路器另一侧接地刀闸接地连片处的罗氏线圈读取信号。

以图1 中测量 8101 断路器时间特性为例，采用双端接地方式测量时，8101 断路器两侧接地刀闸保持接地状态，接地刀闸接地连片无需拆除，同串进线相邻的2 号机组无需陪停，此时需采取的主要安全措施为：

（1）1FB 停止运行;

（2）断开8101 断路器；

（3）拉开81011 隔离刀闸；

（4）推上810117、810127 接地刀闸。

此时采用的测量接线方式为： 810117、810127地刀推上保持接地状态，接地连片无需拆除，仪器从810117、810127 地刀连片处取信号。高频电源发射端安装在810117、罗氏线圈安装在810127 处。

2.3 现场测量数据对比

采用2 种试验方法对8101 断路器进行了测量，试验数据见表1。

从表1 数据可以看出，数据存在异常，双端接地方法测量的合闸时间明显偏小，且分闸时间明显低于正常分闸值。

表 1 8101 断路器测量数据对比表

3 原因分析及改进思路

3.1 原因分析

通过专用分析软件DB8000，示波器Tektronix TDS 2024 对断路器原始数据进行分析。

（1）干扰源数据波形

采用专用分析软件DB8000 对8209 断路器进行原始数据分析时发现端口信号有毛刺，分合闸波形如图2～图5 所示。

图2 合闸波形

图3 分闸波形示例1

图4 分闸波形示例2

图5 分闸波形示例3

如图2 合闸波形中，在29 ms 附近位置出现干扰毛刺，此时仪器误认为断路器合闸，导致合闸时间计算错误，实际的合闸时间约50 ms。

如图3、4 所示，虽然出现干扰信号，根据分闸时间的定义：所有的弧触头完全分离作为计时终点，仪器判断数据正常。

如图5 所示，分闸同期偏大，原因是A 相的分闸时间偏短，可能是仪器将干扰信号记录为分闸时间，实际的分闸时间被数据处理软件滤除。

通过分析电流曲线和端口曲线，发现干扰信号出现在辅助开关分离的瞬间，如图2～图5 中的红色虚线所示，从而推断干扰源有可能来自辅助开关分离的瞬间，线圈的反向电动势高，产生了很大的辐射信号，对仪器的测量信号造成了干扰。

（2）干扰源验证试验

为明确干扰信号来源，使用2 台仪器进行干扰验证，一台仪器进行线圈控制触发分合闸信号，但不进行信号采集，另一台仪器不进行线圈控制触发分合闸信号，但进行信号采集，观察端口干扰情况。

分析图6～图7，线圈控制触发与信号采集分开的情况下，干扰信号依然存在，说明干扰信号通过地或者空间干扰到罗氏线圈。

图6 合闸

图7 分闸

对仪器非保护接地端串接一个0.1 μF/630 V 电容后，观察端口信号变化见下图。

比较图7 和图9，图6 和图8，干扰信号幅值明显减小，验证了干扰信号通过大地对仪器产生干扰。

图8 合闸

图9 分闸

图10 干扰信号展开图

展开干扰信号波形，发现干扰信号周期接近250 us，频率约4 kHz，幅值40 V，与仪器高频发射端信号频率（5 kHz）非常接近，仪器无法有效区分导致试验数据出现偏差。

（3）干扰源数据分析

试验仪器控制电源输出回路如图11 所示，DL1，DL2 为辅助开关，HC-合闸线圈，TQ-分闸线圈。从控制回路可以看出，分合闸控制电源接在了辅助开关前端，当辅助开关断开的瞬间，由于合分闸线圈是电感线圈，突然断电的瞬间，会产生一个很高的感应电动势，辅助开关两端的电压会瞬间升高，产生一个很强的干扰信号。

图11 控制回路接线图

3.2 改进思路

（1）通过软件增加滤波算法。因为干扰信号的时间、频率、幅值已知，干扰信号的特征明显，所以当仪器采集到干扰信号时，可以通过改变软件算法进行滤除，干扰信号出现的时刻与真实的合分闸时刻相隔较长时间，软件处理有效。

（2）仪器接地端串接电容。通过进一步分析干扰源产生的原因以及干扰信号特征，在仪器接地端串接电容后，可以有效隔离干扰信号，切断干扰源。

（3）增加罗氏线圈抗干扰能力。对罗氏线圈增加屏蔽，提高抗干扰能力。

4 改进后现场验证试验

通过对干扰源的分析，改进了仪器内部软件算法以及在仪器接地端串接电容后，在同串进线5 号发电机开机状态下，对同串进线相邻发变组出口断路器8106 进行测试，测试数据见表2。

表2 8106 断路器测量数据对比表

从表2 数据可以看出，通过改进后，试验数据与传统测量数据一致。

5 结语

本次研究采用双端接地技术和传统试验方法对500 kV GIS 断路器时间特性测量进行现场应用，两种测试方法的试验数据具备一致性及有效性，通过软件增加滤波算法，仪器接地端串接电容、增加罗氏线圈抗干扰能力等多方面保证基于双端接地技术的500 kV GIS 断路器时间特性测量数据稳定准确，现场应用效果显著。