基于保护动作行为和特高频在线监测的GIS母线故障定位方法研究

刘 翔,周玉琦,马慧芳,胡 坤,沈 庆

(1.国网安徽省电力有限公司检修分公司,安徽 合肥 230000; 2.国网安徽省电力有限公司芜湖供电公司,安徽 芜湖 241000)

0 引言

特高压输电工程具有长距离、低损耗、大容量等特点，是先进、安全、高效、绿色的输电技术。特高压电网实现了经济高效的电能大规模送出和大范围消纳，发展特高压电网，对减少能源损耗、优化电网架构资源、提升电网运行安全、生态环境保护等都具有重要的意义。

由于特高压设备绝缘水平要求，特高压变电站若全部采用常规敞开式设备，其占地规模将达到典型500 kV变电站的6到8倍，因此考虑到节约土地资源，特高压变电站内断路器、隔离开关等切换类设备一般采用混合式气体绝缘组合电器(HGIS)或气体绝缘全封闭组合电器(GIS)形式。特高压GIS设备一般包括基本的断路器、隔离开关、接地隔离开关、出线套管、电流互感器、电压互感器、母线等设备，这些基本的电气元件都是分相布置，并通过充有绝缘介质气体的全密闭金属罐体实现与外界绝缘，绝缘介质气体一般采用具有良好绝缘及灭弧能力的六氟化硫(SF)气体，GIS设备的结构可以让其内部设备可以长时间保持稳定运行，且发生故障时不会对周边的人员、设备安全造成影响，特高压GIS设备装用规模也是随着特高压电网设备的发展逐年攀升。但在特高压电网设备的发展过程中，GIS设备故障率一直处于高位，且相比敞开式设备，故障类型更加复杂，故障气室难以查找定位，尤其是特高压GIS母线气室发生故障击穿时，仅依靠人工检测定位故障点耗费时间极长。若1000 kV特高压母线长时间保持非正常运行状态，站内特高压线路的输送功率将会受到严重影响，所以快速准确定位、隔离故障气室，恢复正常设备的运行尤为重要。传统故障气室定位查找方法是通过SF组分检测仪对所有可能发生故障的母线气室逐一进行检测分析，工作量大、耗费时间极长，制约管辖调度的故障处置决策。文献[8]提出基于开关保护二次电流分布查找定位GIS故障气室。文献[9]结合GIS设备结构，提出了通过故障母线支路零序电流查找定位故障气室的思路。文献[10]利用GIS内部击穿产生的机械振动信号对故障气室进行定位。虽然这些提出的方法可以帮助定位故障气室，但定位精度较差。

为了精准定位没有明显故障特征的GIS设备故障，本文研究了GIS设备中电磁波的传播特性，提出了一种基于保护动作行为和超高频在线监测的GIS设备故障定位方法。通过一起特高压GIS母线气室故障定位实例验证了此方法的有效性。

1 GIS设备内部电磁波的传播特性

GIS设备内部发生局部放电时的电流脉冲会激励产生特高频电磁波信号，受到GIS设备特殊结构的影响，局部放电点的特高频电磁波信号传播到特高频传感器时，幅值和波形等参数会发生变化。GIS气室发生击穿故障时激励产生的特高频电磁波信号可以沿GIS设备罐体传播。由于GIS设备包含很多法兰连接的门型结构、T型接头、绝缘盆子、断路器、隔离开关等断开点，特高频电磁波信号在GIS设备内部传播过程中必然存在损耗，导致特高频电磁波信号的振幅将沿传播方向衰减。

结合现场安装的1 100 kV GIS设备尺寸，通过电磁波仿真软件XFDTD建立电磁波信号经过GIS绝缘盆子的模型，如图1所示。设置局部放电源位于第I节气室中间的导体表面，放电源沿Y轴方向延伸。放电源的长度为10 mm，波形为高斯脉冲，其时域形式如式(1)所示：

图1 电磁波穿过GIS绝缘盆子的仿真模型

(1)

式中：

I

为信号幅值；

τ

为时间常数，表征高斯脉冲信号的宽度。仿真中，脉冲幅值取15 mA，脉宽取1 ns。在3个GIS绝缘盆子浇注孔表面分别设置特高频局放检测点1、2和3。

电磁波信号经过GIS绝缘盆子时衰减特性的仿真分析结果如表1所示。电磁波信号经过单个绝缘盆子时，绝缘盆子会造成较大的信号衰减，电磁波信号中频率为700 MHz以下的分量衰减较小，700 MHz以上的分量频率越高、衰减越大。而绝缘盆子泄露的电磁波信号衰减更严重，尤其是频率为1.1 GHz以下的分量，这种衰减近似1.1 GHz的高通滤波器。局部放电激励的电磁波信号经过第一个绝缘子时由于色散效应、反射及泄露等影响，衰减较大，达7.1 dB，而后电磁波信号经过后面的绝缘子衰减变得较小。经过5个绝缘盆子后电磁波信号幅值与放电源电磁波信号幅值相比只有10%，即衰减达20 dB。

对电磁波信号经过GIS设备L分支和T分支时衰减特性进行仿真分析，结果如表2所示。通过表1、表2可以看出，电磁波信号经过GIS设备各部件时会发生信号衰减，因此可以通过比较各特高频内置传感器采集到信号幅值定位GIS设备故障点。

表1 电磁波信号经过GIS绝缘盆子时衰减特性

表2 电磁波信号通过GIS其他部分的衰减特性

2 基于保护动作行为和特高频局放在线监测的GIS母线故障定位系统

特高压GIS设备通常采用3/2接线方式，GIS设备的保护配置均采用双重化配置，母线、线路、主变压器(主变)的电气量保护保护范围有交叉。根据保护动作行为可以一定程度上缩小故障定位范围，但是缩小后的故障定位范围仍然较大，直接进行SF组分分析定位的工作量大。本文提出了一种基于保护动作行为和特高频局放在线监测联合的GIS设备故障定位方法，可以进一步缩小故障定位范围。

2.1 特高压变电站保护配置情况分析

以我国某特高压变电站保护配置情况为例，通过保护动作行为初步缩小GIS故障定位范围，但是定位的工作量还是很大。该特高压变电站的1 000 kV部分的主接线如图2所示，变电站一共有1台主变和4条出线(HA I线、HA II线、HQ I线、HQ II线、HW I线和HW II线)，形成了两个完整串和三个不完整串。该站的1 000 kV断路器采用双电流互感器配置，母线保护、线路保护、主变的电气量保护均采用相应开关远离母线、线路、主变压器侧的电流互感器二次电流作为判断依据。将存在电气连接的开关都纳入保护范围，这样可让保护动作不存在死区，但是会造成母线保护、线路保护、主变的电气量保护的范围存在交叉。如果在保护交叉范围发生故障，会导致与该交叉范围相连的母线、线路或主变同时跳闸，导致停电范围增大。当母线、线路或主变中有两个元件同时发生跳闸，排除开关失灵保护动作的情况后可以判断故障位置在这两个元件交叉的开关两侧流变之间的气室。对于站内GIS设备故障，母线保护、线路保护或主变的电气量保护仅有一个动作，可判断故障位置在保护交叉范围之外。线路或主变保护交叉范围之外需要进行SF组分分析的气室较少，一般不多于5个。母线保护交叉范围之外的GIS气室高达20～30个，仅通过SF组分分析定位非常费时费力。

图2 1000 kV特高压变电站的主接线

2.2 基于保护动作行为和特高频局放在线监测的GIS母线故障定位系统

基于保护动作行为与特高频局部放电在线监测自动诊断的GIS母线故障快速定位系统由保护动作行为分析诊断子系统、GIS特高频局放在线监测子系统组成，如图3所示。

图3 母线故障快速定位系统

保护动作行为分析诊断子系统由现场保护自动装置采集跳闸信号，根据继电保护装置动作情况、故障测距等信息诊断分析是否为站内GIS设备故障，若为站内GIS设备故障，将跳闸信号关联站内一次设备，通过光纤上传GIS故障时间、相别及定位范围等信息至上位机主控平台。特高频局部放电在线监测子系统获取上位机主控平台下发的GIS故障时间、相别及范围，通过北斗+GPS双模同步时钟装置对时后，调取对应时间对应相别对应定位范围内GIS特高频传感器幅值及放电率信号，通过基于信号强度幅值定位法确定故障可能性最大的GIS气室，并将结果通过光纤上传至主控平台，具体的算法流程图如图4所示。

图4 算法流程图

3 典型应用案例

2019年9月26日，华东电网某1 000 kV特高压变电站1 000 kV I母线发生短路故障，现场人员通过保护动作信息，判断该GIS母线C相存在电弧放电故障。由于该段母线长达400米，逐个气室开展组分分析寻找故障点非常麻烦。此后，现场人员采用基于保护动作行为和特高频局放在线监测的GIS母线故障定位系统快速准确地定位、隔离故障气室，极大地提升了现场应急处置效率，保障了特高压电网的安全稳定运行。

3.1 保护动作行为分析

2019年9月26日15时50分25秒，1 000 kV I母线第一套、第二套母差保护动作，1 000 kV I母线上的所有开关T021、T031、T042、T051 及T061三跳。1 000 kV I母线第一套母差保护故障差动电流(C相)22.44 kA(二次电流7.48 A)，1 000 kV I母线第二套母差保护故障差动电流(C相)11.07 kA(二次电流3.69 A)。由于I母线相关的失灵保护未动作，判断1 000 kV I母线保护非交叉部分存在气室发生故障。故障气室可能范围如图5所示。

图5 故障气室可能范围

3.2 特高频局放在线监测系统定位

通过保护动作行为分析，上位机主控平台获得了故障时间、相别和可能存在故障气室的范围，并将这些信息发送给特高频局放在线监测子系统，特高频局放在线监测子系统通过比对该时刻该范围内C相特高频传感器的数据，如图6所示。

比对图6中特高频传感器的幅值放电率信息，发现G6C传感器在故障时刻信号幅值放电率最大，G33C传感器相对较少，G7C和G13C传感器信号幅值、放电率很小，其余传感器无明显信号，如图7所示(X轴代表相位，Y轴代表信号周期数，Z轴代表信号强度，+pk代表90度的相位，-pk代表270度的相位)。可判断故障气室在G6C传感器附近。

图6 可能故障范围的特高频传感器

(a)G6C传感器的信号幅值和放电速率

图8 上位机主控平台故障详情展示

3.3 结果

上位机主控平台故障详情展示如图8所示。

运维人员立即对G6C传感器附近的气室逐一进行了SF气体组分检测。最接近的T0211C气室成分异常，SO含量为105 ppm(合格值:SO<1 ppm)，HS含量为0 ppm，CO含量为26 ppm。对故障开关进行了故障检查，打开了动触头侧盖板。结果表明，动接触屏蔽罩下(检查孔附近)的墙体严重烧蚀，并有大量的分解产物。

4 结论

通过特高压GIS母线故障定位实例，验证了基于保护动作行为和特高频在线监测的GIS母线故障定位方法的有效性。本文主要研究了特高频在线监测系统在GIS设备故障定位中的应用，而关于特高频在线监测系统在GIS设备绝缘缺陷定位中的作用值得进一步深入研究。