Page 91 - 电力与能源2021年第三期

陈 懿, 等: 一起 220kV GIS设备内部放电故障分析及处理措施 3 3
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关; 10 为线路接地开关; 11 为电流互感器; 12 为 动作情况初步判断故障发生位置是否在站内。其
电压互 感 器; 13 为 电 缆 密 封 终 端; 14 为 就 地 控 次, 检查一次设备, 观察是否有明显的外部故障。
制柜。 若外部无 明 显 故 障 点, 进 行 GIS 各 气 室 气 体 检
测, 定位具体气室。通过这样缩小故障范围, 最终
可实现准确定位。
2.1 二次设备检查
6 线第一套 / 第二套保护跳 A 、 跳 B 、 跳 C 、 灯
亮。 6 线第一套保护11 : 22 : 24 : 953 启动, 7ms后
纵差保护动作; 第二套保护动作 11 : 22 : 24 : 947 启
动, 19ms后纵差保护动作; 保护变比 3200 / 5 , 故
障相别: A 相, 故障测距 0m , 故障电流 43.50A ,
折算一次故障电流 27840A 。
220kV 正母 分 段 第 一 组 和 第 二 组 跳 A 、 跳
图 1 某站 220kV 西门子 GIS剖面图
B 、 跳 C 、 灯亮; 220kV 正母分段解列保护 11 : 22 :
1.3 保护配置
24 : 963 启动, 10ms后充电过流 Ⅰ 段动作; 保护变
动作的保护主要是 6 线线路保护和正母分段
比 3200 / 5 , 故障电流 42.56A , 折算一次故障电
解列保护, 重点对其进行阐述。
流 27238A 。
某站 6 线线路根据双重化配置原则, 第一套
根据保护记录得到, 故障电流均达到动作值,
保护采用的是南瑞继保的 PCS-931A-G 保护装置
因此保护动作跳闸正确, 故障相别为 A 相, 测距
和 CZX-11G 型单跳圈分相操作箱; 第二套保护采
为 0m 。检查 220kV 母差屏, 无启动信号, 排除
用的 是 四 方 继 保 的 CSC-103A-G 保 护 装 置 和
开关流变侧至母线段故障, 初步判断故障为 6 线
JFZ-12F 型单跳圈分相操作箱; 由于本线路为全
线路出线侧, 位置在站内。
线电缆, 线路保护装置的重合闸功能不投入使用。
2.2 一次设备检查
保护定值设置如表 1 所示。
对站内 220kV 正母分段、 6 线一次设备进行
某站 220kV 正 母 分 段 解 列 保 护 使 用 南 瑞
现场检查, 外观均无异常。
PCS-923SA 微机保护; 操作箱使用南瑞 CZX-12G
2.3 气体分析
型双跳圈分相操作箱。正常情况下, 正母分段解
对 6 线电缆仓气室, 正母线隔离气室, 线路隔
列保护停用; 新线路启动时用上, 即将保护定值设
离气室, A 相、 B 相、 C 相断路器气室进行了气体
置改至第五区, 如表 2 所示。
成分分析, 发现电缆仓气室内部 SO 2 含量高达 95
表 2 220kV 正母分段解列保护定值
μ L / L , 仪器处于爆表状态, 其余气室正常。经过
充电过流 充电过流
定值名称 充电零序过流电流定值 分析, 初步判定故障发生在 2B85 电缆气室仓内。
Ⅰ 段 Ⅱ 段
3 原因分析
电流定值 / A 3200 / 5 544 / 0.85 / 150
时间 / s 0.01 0.30
控制字 1 1 0 3.1 解体检查
对 2B85A 相电缆筒进行开盖检查, 对电缆筒
2 故障定位
气室内部用吸尘 器对放电分解物进行初步清理
首先检查二次设备, 调看继保装置显示和故 后, 拆除耦合触头、 滑动活络触头、 均压屏蔽罩、 过
障录波仪, 判断保护动作是否正确, 以及根据保护 渡导体、 电缆终端, 对其做相应标记, 并用酒精进

表 1 6 线线路保护定值

保护 定值名称 纵差差动动作电流 距离 Ⅱ 段( 相间、 接地)距离 Ⅲ 段( 相间、 接地) 零流 Ⅱ 段 零流 Ⅲ 段
定值 960 / 1.5A 22 / 6.4Ω 137.5 / 40Ω 2240 / 3.5A 224 / 0.35A
PCS-931A-G /
时间 / s 0 0.6 3.2 0.6 3.2
CSC-103A-G
控制字 1 1 1 1 1