1100kV HGIS内部单相接地故障分析

张庆恒 王蕾

(国网湖北省电力公司检修公司)

1100kV HGIS内部单相接地故障分析

张庆恒 王蕾

(国网湖北省电力公司检修公司)

对一次典型的1100kV HGIS内部单相接地短路故障进行了分析，主要通过系统接线方式、单相接地短路时的短路电流计算、故障录波图及保护装置动作报文等方面，说明了发生故障的区域及线路保护、变压器保护动作的正确性。根据现场检查及HGIS解体检查，分析了故障发生的原因。

1100kV HGIS；单相接地故障；线路保护；变压器保护

0 引言

1000kV系统是一个新的电压领域，而高电压等级及HGIS的结合应用较少，因此本文将电力系统及继电保护理论知识结合一次特高压HGIS实际故障，系统地分析发生单相接地故障时各继电保护的动作特点。

1 故障简况

1.1 故障时系统运行方式

故障发生前，某特高压变电站的1000kV2#主变运行，1000kV线路运行，500kV及110kV侧各设备运行正常。1000kV第二串是线路－变压器串，系统接线简图如图1所示。

图1 故障时系统运行方式简图

1.2 保护配置

图 1 所示是线路－变压器组接线，因此保护配置比较复杂，作用于T022断路器的保护包括线路保护和变压器保护。

线路保护采用双套光纤差动保护，配有（光纤分相差动电流保护）、三段式距离保护、三段式零序保护。

主变保护采用双套二次谐波制动原理的微机数字式差动保护，差动保护包含比率差动保护和分侧差动保护，还配有高、中、低三侧后备保护及公共绕组后备保护。

1000kV开关保护采用由微机实现的数字式断路器保护与自动重合闸装置，包括断路器失灵保护、三相不一致保护、死区保护、充电保护和自动重合闸。

1.3 故障情况介绍

2012年12月12日，在天气良好、系统无任何故障冲击情况下， 10时21分17秒某特高压变电站发生故障。1000kV线路保护动作出口，跳开1000kV T021、T022开关B相；2#主变保护动作，跳开三侧开关；T021开关B相重合闸动作后，线路保护加速动作跳开T021开关三相。现场检查发现T022开关B相断路器气室与其并联合闸电阻气室间盆式绝缘子处有明显漏气现象。

2#主变及1000 kV线路保护动作行为和故障录波器图说明：线路保护动作发出B 相跳闸命令，主变保护动作发出三侧跳闸命令。随后开关保护动作发出B相重合闸命令，开关B相重合于故障，故线路保护再次动作发出开关三相后加速跳闸命令。

2 保护装置动作情况

2.1 保护动作的主要信号

10∶21∶17∶552 线路电流差动保护 1 保护动作

10∶21∶17∶554 线路分相电流差动保护 2 保护动作

10∶21∶17∶571 #2 主变保护 1 电流差动保护动作

10∶21∶17∶591 #2 主变保护 2 差动速断动作

10∶21∶18∶331 T021 开关重合闸动作

10∶21∶18∶435 T021 线路分相电流差动保护 2 闭锁重合闸动作

2.2 保护动作时序

10∶21∶17∶550 发生故障，17ms后南荆 I线第一、二套线路保护动作出口，T021、T022断路器B相跳闸；20ms后2#主变第一、二套差动保护动出口，T022、T023断路器三相跳闸；776ms线路保护启动重合闸，805msT021重合于故障，865msT021开关三相跳开。保护动作时序图如图2所示。

图2 保护动作时序图

3 1000kV系统单相接地短路电流分析计算

此系统是双侧电源系统，两侧变压器中性点接地。系统简图如图3所示。

图3 系统简图

当此系统K点发生B相单相接地短路故障，如图4所示。

图4 B相接地短路时系统接线图

由反映单相接地短路故障特征的边界条件及基准相（选取故障相为基准相）的序网电压方程，可得流过故障点K点的正序、负序、零序电流大小相等方向相同[1]，即

根据对称分量的合成公式，可得各相电流

图5 复序网络图

从上述分析可知，当K点发生B相单相接地短路故障时，各相电流特点为

4 保护动作行为分析

4.1 线路保护动作行为分析

4.1.1 输电线路短路时两侧电流量的故障特征

电流相量不但反映电流的大小而且反映电流的方向。根据基尔霍夫电流定律（KCL）可知：对于图6a所示的一个中间既无电源（电流注入）又无负荷（电流流出）的正常运行或外部故障的输电线路，在不考虑分布电容和电导的影响时，任何时刻其两端的电流相量和等于零，数学表达式ΣI˙=0。当线路发生内部故障时，如图6b所示，在故障点有短路电流流出，若规定线路两端电流正方向为由母线流向线路，不考虑分布电容的影响，两端电流相量和等于流入故障点的电流

图6 双端电源线路区内、外故障示意图

对于该双端输电线路，假定全系统阻抗角均匀、两侧电动势角相角相同，当发生区内故障时，两侧电流同相位；当发生区外故障或正常运行时，两侧电流相位相差 180°[2]。

因此，对于输电线路继电保护装置而言，线路非故障（发生区外故障或正常运行）时用于差动保护采样的电流互感器感应到的两侧电流方向相反，计算差动电流时应将两侧二次电流相减；而线路故障（区内故障）时感应到的两侧电流方向相同，计算时应将两侧二次电流相加。

4.1.2 线路保护动作值校核

线路保护故障录波图，如图7所示，故障时，三相电流为A相0.389A、B相2.012A、C相0.124A。考虑到该线路长180.2km，使A相、C相上有一定的电容电流，且B相单相接地短路时在A相、C相上产生一定的互感，导致A相、C相采样上也有幅值较小的电流，可知故障电流基本满足式（5）的计算结果。

根据对侧故障录波数据，如图8所示，及两侧CT变比关系（本侧5000/1，对侧3000/1），将对侧线路电流折算后三相电流为A相0.358A、B相1.114A、C相0.124A。根据4.1.1的结论，非故障相差流A相0.031A、C相0A，故障相差流B相3.126A，与保护装置显示三相差动电流大致相符。故障相B相差流大于保护装置差动动作电流0.2A，所以线路保护B相差动保护动作跳开T021、T022开关B相。经过延时后，T021开关重合闸于故障，884ms线路保护加速动作跳开T021开关。

图7 本侧线路录波图

图8 对侧线路录波图

4.2 变压器保护动作行为分析

4.2.1 变压器差动保护的基本原理

变压器差动保护（主保护）主要由纵差保护（包括差动速断保护、稳态量比率差动及故障分量比率差动保护3个主要保护元件）及分侧差动保护构成。差动电流的大小是差动保护的主要判据。变压器非故障（正常运行或外部故障）时，差动电流为零，保护不动作；变压器故障（内部任何一点故障，包括变压器到电流互感器之间的引线）时，流入差动继电器的差动电流等于故障点电流（变换到电流互感器二次侧），当其值大于差动继电器动作电流时，保护迅速动作[2]。

该主变保护中，差动电流是1000kV侧开关电流互感器、500kV侧开关电流互感器、110kV侧开关电流互感器三侧电流的差电流；分相差动电流则是1000kV侧开关电流互感器、500kV侧开关电流互感器、主体变公共绕组套管电流互感器电流的差电流。且定义变压器各侧电流互感器采用星形接线，二次电流直接接入保护装置。电流互感器各侧的极性以母线侧为极性端。变压器各侧TA二次电流相位由软件调整，差动电流装置采用Y-＞Δ 变化调整差流平衡，如下式所示：

4.2.2 主变保护动作值校核

线路保护故障录波图，如图9所示，根据录波数据及主变差动保护原理，计算故障后第一周波主变保护分侧差流：Idb=1.685×5000+1.222×6000-1.15×2500）/5000=2.576A（其中高压侧CT变比为5000∶1，中压侧CT变比为6000∶1，公共绕组侧CT变比为2500∶1），与保护装置显示分侧差动电流2.471A大致相符，大于分侧差动速断保护整定定值2A，保护动作。

图9 主变录波图

故障后第一周波主变保护差流：Idb=（1.685+1.222×0.83）/1.732=1.56A，与保护装置差动速断实际动作电流1.415A大致相符，大于差动速断保护整定动作定值4Ie（即1.32A），保护动作。

根据式（6）～（7）可知，B相故障使SGT756保护A相有差动电流，大小与B相差流相等，方向相反。

由以上情况说明保护动作结果正确。

由此可判断，在2#主变差动保护范围与1000 kV线路差动保护范围的重叠处发生了B相金属性接地短路故障，即T022开关B相两侧CT之间。与现场检查及解体后检查结果相吻合。

5 故障原因分析

5.1 故障现场检查情况

现场检查发现1000kV T022开关B相断路器气室与其并联合闸电阻气室间盆式绝缘子处有明显放电痕迹并有漏气现象，如图10所示。通过解体检查发现，在故障盆式绝缘子环氧浇注口正对面，存在一条沿绝缘子半径方向的从中心导体至法兰的贯通性直线裂缝，宽约2～3mm。绝缘子凸侧表面以裂缝为中心的约90度扇形区域内有大面积放电灼伤痕迹，被碳化粉末覆盖。如图11所示。上述裂缝两侧树脂断面平整、有碳化粉末附着。沿裂缝一侧边缘的绝缘子凸侧表面有明显贯通性、树枝状放电痕迹，判断为此次故障的起始放电通道。该放电通道靠近中心导体部位，有约2cm×5cm×7cm大小的环氧树脂碎块脱落，碎块内表面有放电刻蚀痕迹，中心导体对应位置有烧蚀点。

图10 现场放电点

图11 故障盆式绝缘子

5.2 故障原因初步分析

根据故障过程和解体检查情况，初步分析认为：该盆式绝缘子中心导体附近的环氧树脂（对应脱落碎块）或界面区域存在制造缺陷，引发局部放电，局部放电不断发展并最终导致贯穿性放电。在贯穿性放电形成之前已形成贯穿性裂缝（由于故障盆式绝缘子两侧气室压力相同，无法通过压差变化提前发现），但对诱发局部放电与上述贯穿性裂缝的发生时序和因果关系尚难判定。裂缝位置位于浇注口的正对面，由于浇注工艺的原因，此处为承受应力的薄弱点。

2010年12月，该工程另一只同型号盆式绝缘子曾出现沿绝缘子半径方向的细微贯穿性裂纹，导致相邻气室（存在气压差）气体渗漏，但未引发放电。结合此次故障情况，分析认为此类盆式绝缘子内应力工艺控制方面存在分散性。

6 结束语

本文简要叙述了1100kV HGIS内部发生单相接地短路故障时的故障分析，结合主变保护和线路保护等的录波波形和录波数据，对保护的动作行为进行了分析，判断故障发生的大致区域，对保护动作的正确性进行了校核。并对故障原因进行了分析。希望对继电保护工作者，变电运行人员日常分析事故有所帮助。

[1]张保会，尹项根. 电力系统继电保护[M]. 北京：中国电力出版社，2010.

[2]何仰赞，温增银. 电力系统分析[M]. 武汉：华中科技大学出版社，2002.

2017-07-02）