基于超宽频电压监测的大型水电站雷击暂态过电压分析

庞理声，丁登伟，李 星，戴明建，韦金国，陈泰瑜，郭海霞

（1.大唐观音岩水电开发有限公司，昆明 650011；2.清华四川能源互联网研究院，成都 610213）

0 引言

大型水电站中的500 kV 升压站由于受到地理条件的限制，均采用结构紧凑、易维护的GIS（气体绝缘组合电器）设备，GIS 与升压设备大多通过油气套管直连。水电站出线大多会穿越雷电频繁的山区，输电线路易遭受雷击。雷电陡波会沿着输电线路传输到水电站，达到升压变压器线圈尾端中性点时将产生全波反射，发射波叠加使得设备遭受的雷电过电压加倍，容易造成设备绝缘击穿，威胁站内设备安全［1-5］。

另一方面，由于GIS 隔离开关灭弧性能差，触头运动速度慢，触头间隙间会发生多次电弧重燃，同时断路器在分合过程中存在着预击穿和重击穿，将会产生VFTO（特快速暂态过电压）。VFTO 上升时间可快至数十纳秒，幅值实际上可能超过2 p.u.［6-12］。VFTO 波头陡度高，作用在绕组型电气设备（如变压器或电抗器）上时，快速变化的电压将在设备内部线圈绕组的首端呈现高度的非线性分布，线圈承受较高的电压差，可能引发设备故障［13-22］。尤其当GIS 和变压器之间采用油气套管直连时，VFTO 等暂态电压衰减减小，对变压器绝缘威胁更加严重。

目前，水电站和变电站主要采用电磁式电压互感器监测GIS 设备的系统电压，但由于电磁式互感器的频带限制（频带通常低于100 kHz），对频率较高的暂态电压监测有效性较低。另一方面，水电站和变电站采用的录波系统，每秒采样点数低于105，无法准确捕捉GIS 内部的暂态电压。而以往对于雷击线路入侵变电站的过电压也主要集中在仿真研究［23-26］，对入侵暂态电压的宽频测量则未见报道。

为实时监测水电站内的暂态过程，本文在靠近变压器油气套管的GIS 气室增设超宽频电压传感器，构建超宽频暂态电压在线监测系统，研究水电站出线遭受雷击时站内GIS 设备动作所引起的暂态响应过程，基于对暂态电压的分析，实时评估开关设备的暂态电气性能，发现并预警设备异常，提高设备可靠性，保障水电稳定外送。

1 超宽频暂态电压在线监测系统构建

某大型水电站装机5台，单机容量为600 MW，电气主系统电压等级为500 kV，通过甲乙两条500 kV 架空线路送出。为了实时监测水电站内出现的暂态电压，准确评估GIS 和变压器的暂态电气性能，在与变压器相连的GIS 筒体装吸附剂的盖板处加装了超宽频暂态电压监测终端。如图1所示，每台主变压器（以下简称“主变”）附近增设一个测点，共布置15个测点。

图1 暂态电压监测点分布Fig.1 Distribution of transient voltage monitoring points

超宽频暂态电压在线监测系统包括监测传感单元、就地供电单元和上位存储控制单元。监测传感单元由暂态电压传感器和监测终端组成。如图2（a）所示，暂态电压传感器采用电容分压原理，由GIS 手孔、高压母线、手孔盖板、感应电极、绝缘薄膜和电缆等组成，感应电极安装于GIS手孔内部，通过绝缘薄膜与手孔盖板绝缘。感应电极和手孔盖板构成传感器的低压臂电容，通常为nF级；感应电极和高压母线构成传感器的高压臂电容，通常为0.001 pF级。本文通过对GIS筒体上已有盖板进行改造构建的传感器实物如图2（b）所示。

暂态电压在线监测系统的监测终端安装在暂态电压传感器手孔盖板外，如图3所示。暂态电压监测终端由安装在不锈钢屏蔽箱内的阻抗转换单元、高速采集单元、电源模块以及深度隔离变压器等构成。外部220 V交流电通过深度隔离变压器连接至电源模块，电源模块将220 V交流电转化成直流电供给采集单元和阻抗转换单元。深度隔离变压器可防止外部电磁干扰侵入监测终端内部，保证暂态电压监测的稳定可靠。高速采集单元最高每秒采样点数为250×106，模拟带宽100 MHz，可满足暂态电压监测需要。采集单元设定为陡度触发模式，即电压波形陡度超过预设值时，立即启动长时记录，存储相应波形数据。

图3 暂态电压在线监测系统的监测终端Fig.3 Monitoring terminal of the online transient voltage monitoring

2 线路遭受雷击时水电站内的暂态响应过程分析

该水电站处于高原地区，雷暴日较多，水电站出线发生多次雷击接地故障。以下分别分析甲、乙出线遭受雷击接地故障时，水电站内的暂态响应过程。

2.1 甲线雷击的暂态响应过程分析

某次水电站甲线C 相遭受雷击，发生接地故障，继电保护正确动作，5022 和5023 C 相断路器跳闸清除了故障电流，后续重合闸成功。从雷击接地故障发生到故障电流清除，水电站内暂态响应过程如图4所示。由图4可见，当线路遭受雷击时造成线路接地，站内C相电压峰值迅速从440 kV降低至200 kV 左右。此时，C 相电流增大，线路差动保护启动，5022 和5023 C 相断路器跳闸。在大约38.5 ms后，断路器动静触头间电弧熄灭，分闸成功，水电站内C相系统电压恢复正常。

图4 甲线遭受雷击时水电站内的暂态响应过程Fig.4 Transient response process in the hydropower station during lightning strike on line A

甲线遭受雷击时，侵入水电站内的暂态电压波形如图5所示。由图5 可见，当线路遭受雷击时，雷击过电压侵入水电站，引起站内避雷器动作，限制了部分过电压，但站内电压从-440 kV 跌落至-772 kV，电压陡变时间约为12 μs。雷击引起的电压陡波在水电站和线路故障点之间，以及对侧变电站之间来回传播，形成显著的电压行波过程，可以根据电压行波特征时间实现雷击故障点的单端定位。如图5所示，第一个电压突变脉冲和第二个突变脉冲之间相隔181.64 μs，为电压行波从故障点传播至水电站时间的两倍。架空线上的行波传播速度取294 m/μs，由此可计算得到雷击故障点距离水电站26.7 km，与水电站内电流行波定位结果一致。

图5 甲线遭受雷击时侵入水电站内的暂态电压Fig.5 Transient voltage infiltrating the hydropower station during lightning strike on line A

对甲线雷击时侵入水电站内的暂态电压进行频谱分析，结果如图6所示。由图6可见，侵入水电站的雷击过电压频谱主要分布在50 kHz 以下，大部分分量低于2 kHz，在3.5 kHz、6 kHz、8 kHz附近存在较大高频分量。利用连续小波变换对暂态电压进行时频分析，结果如图7所示。由图7可见，甲线雷击时侵入水电站的暂态电压瞬时频率接近400 kHz，但很快衰减至200 kHz 以下。由此可见，雷击侵入的过电压包含高频暂态分量，对变压器绕组的匝间绝缘构成了严重威胁。

图6 甲线雷击时侵入水电站内的暂态电压频谱分布Fig.6 Spectrum distribution of transient voltage infiltrating the hydropower station during lightning strike on line A

图7 甲线雷击时侵入水电站内的暂态电压时频特征Fig.7 Time domain characteristics of transient voltage infiltrating the hydropower station during lightning strike on line A

当5022和5023 C相断路器切除雷击故障电流时，水电站内500 kV 系统也出现了明显的暂态电压过程，如图8所示。由图8可见，断路器操作引起的暂态持续了近5 ms，操作过电压接近-490 kV，电压跌落时间约为400 μs，明显缓于雷击过电压的陡变曲线。暂态电压频谱分析结果如图9所示，断路器切除故障引起的暂态电压主要频谱分布在5 kHz 以下，特征频点分布在1.9 kHz 和3.5 kHz，与水电站内电气接线相关。

图8 切除甲线雷击故障时水电站内的暂态电压Fig.8 Transient voltage in the hydropower plant when the lightning fault on line A is being cleared

图9 切除甲线雷击故障时水电站内的暂态电压频谱分布Fig.9 Spectrum distribution of transient voltage in the hydropower plant when the lightning fault on line A is being cleared

2.2 乙线雷击的暂态响应过程分析

某次水电站乙线A 相遭受雷击，引起线路接地故障，继电保护系统正确动作，5013 和5012 A相断路器分闸清除了故障电流，后续重合闸成功。从乙线雷击接地到故障电流清除，水电站内暂态响应过程如图10所示。由图10可见，当乙线遭受雷击时，较高的雷击过电压侵入水电站，站内A相的系统电压峰值迅速从440 kV降低至100 kV左右。此时，A 相电流增大，线路差动保护启动，5012和5013A相断路器跳闸。约41.9 ms后，断路器动静触头间电弧熄灭，分闸成功，水电站内的A 相系统电压恢复正常。此次乙线雷击故障清除响应时间比甲线长了3.4 ms，同时在38.5 ms 附近出现了两次幅值较小的暂态电压过程，如图10 中红框所示。

图10 乙线遭受雷击时水电站内的暂态响应过程Fig.10 Transient response process in the hydropower station during lightning strike on line B

乙线遭受雷击时，侵入水电站内的暂态电压波形如图11所示。由图11可见，当线路遭受雷击时，线路与杆塔之间绝缘被击穿，电压瞬间跌落。雷击过电压侵入水电站，站内避雷器动作，过电压受到限制，但也使站内电压从-440 kV 跌落至-852 kV，电压陡变时间约为9 μs。此时过电压值明显高于甲线遭受雷击时的侵入过电压，而且电压陡变时间更短。第一个和第二个突变脉冲之间相隔60.16 μs，计算可知雷击故障点距水电站8.8 km，与水电站内电流行波定位结果一致。雷击接地点距离水电站更近，雷击侵入的过电压衰减更小。

图11 乙线遭受雷击时侵入水电站内的暂态电压Fig.11 Transient voltage infiltrating the hydropower station during lightning strike on line B

对乙线遭受雷击时侵入水电站内的暂态电压进行频谱分析，结果如图12所示。由图12 可见，侵入水电站的雷击过电压频谱主要分布在50 kHz以下，大部分分量分布在2～10 kHz，特征频点包含2.2 kHz、4 kHz、5.9 kHz、8 kHz、10.1 kHz 及19 kHz，高频分量比甲线遭受雷击时更丰富。利用连续小波变换对暂态电压进行时频分析，结果如图13所示。由图13可见，乙线遭受雷击时侵入水电站的暂态电压瞬时频率接近800 kHz，很快衰减至200 kHz以下。由此可见，当雷击点距离水电站更近时，侵入水电站的过电压瞬时高频暂态分量更多，对变压器绕组匝间绝缘的威胁更大。

图12 乙线遭受雷击时侵入水电站内的暂态电压频谱分布Fig.12 Spectrum distribution of transient voltage infiltrating the hydropower station during lightning strike on line B

图13 乙线遭受雷击时侵入水电站内的暂态电压时频分析Fig.13 Time domain analysis of transient voltage infiltrating the hydropower station during lightning strike on line B

当5012 和5012A 相断路器切除雷击故障电流之后，水电站内500 kV 系统也出现了明显的暂态电压过程，如图14所示。由图14可见，断路器操作引起的暂态过程持续了近5 ms，操作过电压接近550 kV，电压上升时间约为400 μs，与甲线切除雷击故障时类似。暂态电压频谱分析如图15所示，断路器切除故障引起的主要分布在5 kHz以下，特征频点也分布在1.9 kHz 和3.5 kHz，与甲线切除雷击故障时一致。由此可见，水电站操作过电压的特征频率主要取决于水电站内的电气接线特征，一般不会变化。

图14 切除乙线雷击故障时水电站内的暂态电压Fig.14 Transient voltage in the hydropower plant when the lightning fault on line B is being cleared

图15 切除乙线雷击故障时水电站内的暂态电压频谱分布Fig.15 Spectrum distribution of transient voltage in the hydropower plant when the lightning fault on line B is being cleared

3 乙线雷击接地故障清除时的新暂态事件分析

乙线雷击接地故障的清除时间比甲线长了3.4 ms，并出现了两次新的暂态事件，如图16所示。在雷击过电压侵入水电站35 ms后，出现了暂态事件1，1.4 ms 后又出现了暂态事件2。暂态电压在水电站和雷击故障点之间来回传播，存在明显的返回行波。

图16 切除乙线雷击故障时出现的新暂态事件Fig.16 New transient events during the lightning fault on line B is being cleared

针对暂态事件1，对A相上5个测点监测到的暂态电压波形进行联合分析。各测点处暂态事件1的电压波形如图17所示，1 号主变A 相测点所测暂态电压突变值最大，接近100 kV，其次为2 号主变。暂态电压突变时间约为50 ns，符合SF6间隙击穿所激发的暂态电压特征［27］。此外2 号主变所测暂态电压信号先向负电压突变，之后再向正极性振荡，而其他测点均是向正电压突变。由此，可推测暂态事件1的激励源分布在1号主变和2 号主变之间的GIS设备内。各测点处暂态事件1的频谱分布如图18所示，5 个测点的暂态电压频谱分量均分布在300 kHz～2 MHz，特征频点存在一定区别。1号主变处的暂态电压高频分量明显高于其他测点，其次为2号主变，进一步印证了暂态激励源靠近1号主变。

图17 各测点处暂态事件1的电压波形Fig.17 Voltage waveforms of transient event 1 at measurement points

图18 各测点处暂态事件1的频谱分布Fig.18 Spectrum distribution of transient event 1 at measurement points

根据设备的动作时序及各测点暂态电压特征，推测暂态事件1是由于5013A相断路器在切断故障电流过程中触头间发生了重燃，从而产生了特快速暂态电压。由图16 可见，5012A 相断路器触头间电弧首先熄灭，实现电气隔离。在134.91 ms处，5013A 相断路器触头间电弧熄灭，实现故障电流切除，水电站内A 相的电压开始上升。开关故障电流产生了很多SF6气体分解产物，同时故障大电流也会导致触头烧蚀，影响断路器断口绝缘恢复强度，因此在135 ms，5013A 相断路器触头间的绝缘恢复强度低于断口电压，出现电弧重燃，产生VFTO。断路器触头流过故障电流的时间延长，加剧触头烧蚀程度。后续的断路器气体分解产物测试结果表明，5013A相的SO2含量明显高于5012A。

各测点处暂态事件2的电压波形如图19所示。由图19可见，2号主变A相测点所测暂态电压突变值最大，接近250 kV，其次为1 号主变。暂态电压突变时间约为700 ns，符合GIS内部固体绝缘表面击穿所激发的暂态电压特征［20］。各测点处暂态事件2的频谱分布如图20所示，5个测点的暂态电压频谱分量均分布在200～700 kHz，700 kHz以上的高频分量明显比暂态事件1少很多。1号主变所测暂态信号700～1 200 kHz 的高频分量明显大于其他测点。因此，推断暂态事件2的激励源也位于1 号和2 号主变之间的GIS 设备内部，且靠近1 号主变。此时系统电压较低，根据暂态电压波形特征，排除了GIS 设备对地绝缘击穿的可能。推测为断路器重燃引起的暂态故障电流较大，造成GIS避雷器内部阀片间击穿放电。后续对1号主变高压避雷器气室进行气体分解产物测试，也发现气室SO2含量偏高。

图20 各测点处暂态事件2的频谱分布Fig.20 Spectrum distribution of transient event 2 at measurement points

4 结语

本文通过在水电站主变高压侧的GIS设备上增设超宽频暂态电压传感器，构建了水电站500 kV系统暂态电压在线监测系统。监测系统准确完整地记录了两条出线遭受雷击时水电站内的暂态响应过程，通过分析线路雷击时侵入水电站的暂态电压以及断路器切除故障电流所引起的操作过电压，得到以下结论：

1）水电站出线遭受雷击接地故障时，正常故障清除时间约为38.5 ms。一旦清除时间过长，应通过暂态电压在线监测系统明确断路器是否发生重燃。一旦发生重燃，应重点关注GIS 断路器的触头烧蚀状态，必要时进行停电检修。

2）通过侵入水电站的雷击暂态电压波形可实现准确的故障单端定位。当线路雷击距离水电站10 km以内时，侵入水电站内部的暂态电压瞬时频率可接近1 MHz，最大值接近900 kV，对变压器绝缘造成威胁。

3）断路器切除故障电流在水电站内引起的操作过电压持续近5 ms，最大值接近600 kV，主要频率分布在1.9 kHz和3.5 kHz。

4）利用超宽频暂态电压监测，可准确捕捉线路遭受雷击时水电站暂态响应过程中的异常暂态事件。通过暂态波形的时域和频域特征分析，可定位暂态激励源位置，有助于及时掌握设备电气绝缘状态，保障设备运行可靠性。