郭乙磊
(四川省能投攀枝花水电开发有限公司，四川 攀枝花 617000)
GIS(Gas Insulated Substation，GIS)设备是气体绝缘全封闭组合电器的英文简称。GIS设备由主变压器(简称“主变”)、母线、断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、连接件和出线终端等组成。这些设备或部件全部封闭在金属接地的外壳中，在其内部充有一定压力的SF6绝缘气体，故也称SF6全封闭组合电器。自20世纪60年代，GIS设备已得到广泛运用。GIS设备具有优良的灭弧与绝缘性能，并且占地面积少、检修周期长，广泛应用于电厂、变电站中，是通用的高压电器设备。此外，极少的故障率也是它最重要的特性之一。目前，GIS设备不仅可应用于高压、超高压领域，在特高压领域也得到应用。GIS设备在检查和验收过程中，需保证设备安装牢固，外观整洁完好，各连接元件及接地铜排无锈蚀状况，水平和垂直误差满足要求，伸缩节安装符合规定，电气连接部分动作良好，螺栓无断裂，螺纹良好。
金沙水电站位于金沙江中游，水电站GIS设备于2020年6月安装完成，同年11月顺利投运，GIS设备为现场水电站内组装。本文以2022年金沙水电站GIS设备故障引发的母线差动保护动作事件为例，重点讨论双母线接线方式下，母线差动保护的配置及保护动作分析，旨在查清保护动作情况及故障原因。
金沙水电站装机容量4×140 MW，属大(2)型水电站，水电站整体设计和设备采购在国内属于较先进水平，主要具有以下优势：① 采用双母线接线，运行灵活性强，母线上各元件可在双母线之间进行切换，但切换时必须有刀闸同时跨越两条母线的过程，要求倒换过程中母线差动保护也能正确反映母线上的各种故障[1]，因而对保护的要求相对较高。② 水电站机组为国际化知名厂家GE公司制造，制造标准高，运行稳定，且采用电制动刹车的非接触式制动方法，优点是制动转矩大，不受外部因素影响，由于制动转矩与机组的转差距成反比，即转速越低，制动力矩越大[2]。③ 采用智能化开关站设计，主要包括3层，分别是站控层、间隔层、过程层。保护装置的模拟量、定值、保护动作事件及参数、报警、软压板等MMS信息及跳合闸等GOOSE信息均通过站控层网络传输[3]。整个水电站电缆布置更加简洁，采用光纤数字化信号，保护装置全部采用双套化配置，厂家为南瑞继保和四方继保。水电站采用常规采样，即CT、PT采集的二次电流和电压信号通过常规电缆模拟量接入智能测控装置，而智能测控与保护装置的连接则采用光纤形式，跳闸以及分、合等信号通过GOOSE报文与智能终端连接。为保证可靠分闸，安装有两台智能终端，分别对应GOOSE的AB网。
图1为金沙水电站的主接线图，水电站通过4台主变压器分别升压至220 kV，通过双回220 kV线路并网。主变压器型号为S11-160000/242，联接级别为YNd11，电压比242±2×2.5%/13.8。母线差动保护总共接入7个支路(分别是4台主变压器和3条线路)和1个母联回路，形成大差动和小差动保护配置，并全面采用极性为5P20的CT。主变压器保护装置及型号如表1所示。
表1 保护装置型号及厂家
在电力系统中，变电站主变压器中性点接地方式的选取对电网的安全稳定运行有着重大的影响[4]。变压器中性点直接接地是构成零序电流通道的首要条件。线路的接地距离保护及零序过流保护中，用于改善高阻接地灵敏度的零序判别元件可能因中性点接地方式不同，出现可靠性不足的情况[5]。
注：1B，2B表示1号、2号主变压器，#1F、#2F表示1号、2号发电机，数字表示设备编号；
1～4号主变压器型号为：S-160000，电压比为242±2×2.5%(高压侧)/13.8 kV(低压侧)。
按四川省调要求，中性点接地规定为：4台主变压器中的2台主变压器中性点直接接地，其余主变压器中性点经间隙接地，且一段母线上有1台主变压器中性点直接接地。因此，电站正常运行方式：主变压器1号、主变压器3号、中西一线运行于Ⅰ母线，主变压器2号、主变压器4号、中西二线主变压器运行于Ⅱ母线，主变压器1号、主变压器3号中性点直接接地，主变压器2号、主变压器4号中性点经间隙接地。金沙水电站中性点引线上安装有两个电流互感器，变比为300/1，分别送至变压器AB套保护装置。同时，在主变压器中性点处安装有接地刀闸、避雷器，放电间隙。在放电间隙上同样装有两个电流互感器，变比为100/1，分别送至变压器AB套保护装置，用于后备保护。而中性点配置避雷器及间隙的目的主要是吸收单相接地故障、非全相运行故障或雷击时中性点不接地的主变压器中性点产生的过电压[6-7]。
2.1 事故前运行方式
2022年1月2日17：05，根据调度令，将主变压器1号由冷备用转运行于Ⅰ母线。17：25，主变压器1号带电运行正常。17：30，主变压器1号、主变压器3号、中西一线运行于Ⅰ母线，主变压器2号、主变压器4号、中西二线主变压器运行于Ⅱ母线，主变压器1号、主变压器3号中性点直接接地，主变压器2号、主变压器4号中性点经间隙接地。主变压器1号、主变压器2号、主变压器4号空载(充电运行)，主变压器3号有功功率84 MW，220 kV的Ⅰ母线电压232 kV，220 kVⅡ母线电压232 kV，中西一线有功功率42 MW，中西二线有功功率42 MW。
2.2 事故说明
2022年1月2日17∶30∶44.87，监控报220 kV的Ⅰ母线保护装置差动保护动作，212，201，203号断路器跳闸，线路对侧变电站中西一线267号断路器跳闸。
2.3 保护数据收集
经调查保护装置动作情况及相关录波文件，情况如下：220 kV母线保护动作情况为17∶30∶44.87，PCS-915A装置“差动保护动作，动作于B相，最大差电流9.58 A，失灵相电流4.67 A”；
17∶30∶44.92，“CSC-150A差动保护启动跳母联，故障B相，大差电流3.719 A，小差电流3.719 A”。
220 kV线路保护动作情况：17∶30∶44.87，PCS-931A保护动作，闭锁重合闸；
17∶30∶44.84，CSC-103A保护启动，三跳闭锁重合闸。
220 kV主变压器保护动作情况：主变压器1号保护装置PCS-985TW-H2主变压器差流报警、装置报警、主变压器差动保护启动、主变压器高压侧后备保护启动；
主变压器1号测控装置PCS-9821 A，B套智能终端报警。
发电机保护动作情况：4号发电机定子过负荷、负序过负荷、相间后备启动。
从故障录波图中提取B相动作后第30 ms时刻各支路电流、电压情况如表2所示
表2 各支路电流、电压
220 kV母线零序电压一次值为228 kV，二次值为103.7 V。
2.4 保护动作正确性分析
2.4.1 母线差动保护范围
母线差动保护范围：自主变压器高压侧CT6至线路CT6的范围内包括母线PT以及母联开关等附属设备，均属于差动保护范围。
2.4.2 大差电流
大差是指把整个母线作为一个闭合面，所有支路电流构成的差动回路。母联为内部元件，因此在计算大差电流时，母联电流不参与计算。在本文中，大差电流则计算4台主变压器+两条线路，以南瑞保护为例，南瑞规定流入母线为正方向，大差动作电流=中西一线+母联(母联为中西二线和4号主变压器的向量和)，动作电流非常大，故称为大差动作，事故时电流流向见图2。
2.4.3 小差电流
小差是指某段母线上单独组成一个闭合面(包括母联和分段开关)，各支路电流所构成的差动回路。在本文中，(PCS-915默认CT的同名端指向母线)Ⅰ母线小差电流计算为主变压器1号+主变压器3号+中西一线+母联断路器，Ⅱ母线小差电流计算为主变压器2号+主变压器4号+中西二线-母联断路器。正常情况下，由于方向的原因，大差和小差电流均接近于0，保护不动作。在本事故中，Ⅰ母线差动动作电流为母联断路器+中西一线(母联断路器为中西二线和4号主变压器的相量和)，Ⅱ母线小差动作电流为4号主变压器+中西二线-母联=0，故Ⅱ母线小差不动作。图3为2011号刀闸B相内部断路器放电示意。
图2 事故时电流流向
图3 2011号刀闸B相内部放电
2.4.4 结果分析
根据计算结果，母线差动保护动作正确，大差及小差电流与保护装置采样接近。线路保护启动但未跳闸，是由于电流、电压的突变引起。对侧变电站线路断路器跳闸，是由于电站侧母线差动保护动作后启动“远跳”。
对于中性点直接接地系统中，出现单相接地时，接地相电压降低至0，零序电压达到相电压，同时接地点处的零序电压为最高。
变压器后备保护启动，是由于故障点在高后备保护范围内，因此启动属正确动作。
根据计算及保护装置判定，220 kV母线中Ⅰ母线保护范围内存在严重故障，而1号主变压器支路是刚投运的设备，初步怀疑1号主变压器支路某元件存在严重故障，各设备保护动作正确。
3.1 主要原因初步分析
根据保护动作分析结果指向，初步判断1号主变压器支路存在故障，进一步检查发现主变压器高压侧断路器201母线侧2011号刀闸B相存在内部放电情况，如图3所示。
经停电将2011号刀闸转检修后，现场拆解，发现B相内部触头和壳体内部有大量放电后的白色粉末；
动触头表面有烧蚀的痕迹，对应的壳体内部有熏黑的痕迹；
绝缘拉杆整体从中间裂开，碎片散落在隔离开关盖板底部，确认系绝缘拉杆放电，如图4所示。
图4 2011号刀闸B相绝缘杆烧损
3.2 故障点绝缘拉杆放电原因分析
经将刀闸完全拆解后，连同所有粉末一起送往GIS设备厂家分析。从刀闸的结构到材料以及出厂试验的一系列过程进行全方位的分析。刀闸结构如图5所示。拉杆结构如图6所示。
对该批次的绝缘杆进行原材料分析等过程排查，结果如下。
(1) 原材料(环氧树脂、液态酸酐、涤纶布、高强布、玻璃布等主要原材料)试验结果合格。
(2) 金属嵌件和真空浸胶管的制造过程符合工艺标准。
(3) 绝缘拉杆出厂时，工频耐电压及局部放电试验为逐支全部检验，测试标准：SF6气压0.35 MPa，506 kV/90 s，局放测试电压333 kV下≤1.5 pc，试验过程无异常，结果合格；
X探伤试验逐支检查绝缘拉杆粘接部位及绝缘管未发现气泡、黑点、杂质，试验过程无异常，结果合格；
出厂外观及尺寸检验逐支检查绝缘拉杆整体配合尺寸并使用强光灯检验外观洁净度，未发现异常。
图5 刀闸内部结构
图6 绝缘拉杆结构
(4) 出厂时绝缘拉杆装配到隔离开关上，查验盆式绝缘子、拉杆随产品出厂时已完成工频耐压、局部放电试验和雷电冲击试验并顺利通过，试验详细过程如下：在2011号刀闸室内注满SF6气体，气室压力为0.35 MPa。试区大气条件为周围相对温度20～21 ℃，相对湿度为30%～65%，大气压力为0.098 MPa。试验施加电压(主回路断口间)为460 kV。在ABC三压分别加压，持续时间60 s，试验正常。
(5) 复查绝缘拉杆所用材料及产品制造过程，从裁布到模具准备、卷坯、压坯、装模、预热、注胶、固化、脱模等一系列过程，均未发现异常，原材料质检合格。
结合本次击穿产品实物解剖后的现象，初步判断此次绝缘拉杆放电部位为绝缘管内表面，放电的原因为隔离开关内部存在金属异物，操作过程中导电异物由绝缘拉杆透气孔进入绝缘管内腔，吸附在绝缘管内壁，逐渐向绝缘管内层及两边辐射直至造成表面碳化、起层、开裂形成放电击穿通道；
同时因运行过程中电压电流较大，热量瞬间累积，在绝缘管内腔有限空间内绝缘气体受热急剧膨胀，从而在绝缘管击穿位置将绝缘管撕裂破坏成几个碎片。
隔离开关内部的异物放电与出厂或现场安装是分不开的。除内部异物外，还可能因为静触头均压罩发生轻微偏移，而导致动静触头接触不良，引起局部放电[8]。
在现场要对GIS设备进行局部放电带电检测，它通常伴生电磁波、声波、热能、发光、产生各类型气体或化学分解物[9]，因此可以充分利用GIS设备在线监测设备，可实时检测并显示设备中的局部放电现象。
此外GIS设备安装环境温度应保持在-10～40 ℃，洁净度达到百万级以上，无风沙和雨雪，空气相对湿度小于80%[10]。现场安装不满足条件需要短期存储时，要每月目视检查一次储存状况，每个运输组件内气室的压力要保持在0.05 MPa[11]。
本文以2022年金沙水电站发生的母线差动保护动作事件为研究对象，分析了事故过程及原因，发现本次事故原因在于设备安装过程中导体内部留下金属异物，最终造成电站设备的损坏，可为类似设备安装提供借鉴。
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