摘要：GIS变电站的大部分设备是被直接或间接密封在金属管道中，采用SF6气体作为绝缘介质。GIS变电站采用综合自动化装置，设备异常通过在线监测装置进行设备运行状态的监测，并对运行数据进行在线分析判断。鉴于此，本文主要通过实例来对有关110kVGIS变电站异常事故有关内容进行分析。
关键词：GIS变电站；异常；事故处理
引言：GIS变电站设备运行状态只能通过在线监测装置对异常设备进行数据获取，从获取的数据中分析各种异常信息，判断异常问题的性质，确定保护装置产生异常信号的原因，并最终加以解决。
1.工程概括
110kV 东辛GIS变电站，本期含两台主变，110kV进线两回（糖辛Ⅰ线111、糖辛Ⅱ线112），三段母线分别设置两个内桥（100、190），扩大内桥运行方式；35kVⅠ、Ⅱ段母线冷备用，10kV单母线三分段接线，10kVⅠ、Ⅱ段A、Ⅱ段B母线。#1主变10kV侧进线（901），#2主变10kV侧双进线（992、994），10kVⅠ、Ⅱ段母联分段开关（900）。主变高压侧均无断路器，采用110kV进线开关作为主变的高压侧开关。
2.事故描述
2016年7月，110kV 东辛GIS变电站启动送电。启动送电进线至备投试验阶段，在成功完成第一种备投方式试验后进行第二种方式下的备投试验时，110kV备投未成功（未动作），10kV备投正确动作，试验成功。经过现场调试人员分析后要求恢复到试验前状态再试验一遍，运行人员向地调申请后，调度要求现场运行人员自行恢复。此时，#2主变10kV侧992开关在分位，10kV母联分段900开关在合位，110kV侧内桥二190开关、糖辛Ⅱ线112开关均在合位，对侧220kV糖城变电站糖辛Ⅱ线断路器在分位。运行人员自行恢复运行状态时将992开关遥控合闸，监控报#2主变保护动作跳闸，190、992开关由合变分，110kV糖辛Ⅱ线112线路避雷器气室气压低报警，同时110kV GIS室伴随剧烈异响。GIS室全部被白色气体笼罩，GIS室气体监测装置报警，SF6浓度超高报警，含氧量低报警。主变保护装置显示：“跳闸”，零序电压41.35V。待GIS室充分通风30分钟后进入现场，初步检查发现：110kV糖辛Ⅱ线112线路避雷器防爆膜爆裂，A、C相避雷器监测仪均动作一次，B相监测器全部发黑。
3.故障原因分析
3.1对#2主变保护动作的原因分析
运行人员自行恢复运行状态时，#1主变尚处于运行状态，110kV侧内桥二190开关、糖辛Ⅱ线112开关均在合位以及10kV母联分段开关均在合位，均未断开的情况下，遥控合上992开关时，形成了#2主变通过#1主变通过10kV侧开关对其倒送电至110kV开关、110kVⅡ、Ⅲ段母线以及110kV糖辛Ⅱ线整条线路。110kV糖辛Ⅱ线、110kV糖辛Ⅰ线两条线路均采用全程高压电缆，线路全长约7.6KM，线路较长，容性阻抗很大，根据主变保护动作报文显示，A相二次故障电流0.08A，B相3.27A，C相3.16A，CT变比为1200/5，折算成一次电流分别为19.2A，784.8A，758.4A。#2主变保护定值单中“高复流Ⅱ段1时限”整定为2.1A，2.2s。达到#2主变高后备保护动作条件，故而造成#2主变“高复流Ⅱ段1时限”正确动作跳闸，跳开190、992开关。
3.2对110kV备投未动作的原因分析
在进行110kV备投试验第一种方式时，根据本站备投保护逻辑，110kV的备投情况为：备投动作应跳开内桥一100开关，合内桥二190开关；10kV的备投情况为：备投动作应跳开901开关，合900开关。实际动作情况正确。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆在进行第二次备投试验时，即对侧变电站110kV糖辛Ⅱ线开关断开后，根据本站备投保护逻辑，110kV的备投情况为：备投动作应跳开糖辛Ⅱ线112开关，同时联跳内桥二190开关，合内桥一100开关；10kV的备投情况为：备投动作应跳开992开关，合900开关。然而110kV备投没有动作，10kV备投正确动作。经查发现110kV备投保护装置未充电。因为在此种方式下，110kV备投保护装置充电条件需要判190开关的合位（HWJ）以及合后位（KKJ），然后190开关是前一次备投试验时备投保护动作合上去的，190GIS终端只将HWJ发送到备投装置，而KKJ并不会闭合，备投保护在未接收到智能终端的KKJ开入的情况下不会充电，故而备投保护不会动作。需要人工对位，即在进线一次手合或遥合190开关，使190开关GIS终端操作箱KKJ闭合。
3.3 对线路避雷器气室击穿的原因分析
事故发生后，现场查看，未发生事故的110kV糖辛Ⅰ线避雷器监测仪放电次数是5次，而发生事故的110kV糖辛Ⅱ线线路避雷器监测仪放电次数是6次，显然发生事故的避雷器多经历了一次内部过电压。考虑到避雷器下方的连接盆子为不通的死盆子，且其他相邻气室表压没有任何变化，判断仅为避雷器气室发生了内部击穿，很可能是B、C相间击穿或B、C相同时对地击穿。现场能看到的只有B相检测仪全部变黑。监测仪发生击穿的可能性只有一个，就是内部的电阻片全部击穿，导致内部电流经导线传导至监测仪。通过#2主变保护装置报文显示，故障发生时高压侧零序电压UH0=41.35V，说明当时线路母线电压严重不平衡且其中某一相或两相幅值相当高，避雷器过电压。根据国网招标技术参数中对避雷器应能承受的工频暂态过电压的幅值及持续时间明确要求：1.2Ur、0.1s；1.15Ur、1s；1.1Ur、10s（查阅避雷器出厂试验报告以及现场交接试验报告相关数据均满足要求）。因变电站未设计故障录波装置，无法直接调取波形图确认事故发生时的线路电压。后通过故障信息系统 装置中调取故障时的文件进行解析形成波形图，发现故障时的二次电压有效值达到80V左右，而峰值超过了150V。严重超出避雷器能够承受的电压，故而造成避雷器内部击穿，防爆膜爆裂，导致事故跳闸。
4.处理方案及建议
4.1根据此次事故，反应了运行人员对扩大内桥备投保护原理认识和理解上的不足，是一次完全可以避免发生的事故，由于运行人员的误操作对110kV主变进行倒送电而导致的事故跳闸。带电运行过程中，在进行每一次备投试验时，应该首先确认备投保护装置是否充电，确保备投保护能够正确动作后方可向调度汇报方可进行下一步操作或试验。建议将此步骤写入倒闸操作票。
4.2建议变电站增加故障录波装置或者网络分析仪，能够快速具体的定位故障点，准确获取故障发生时的相关数据，从而进行快速有效的分析和判断。
4.3对事故避雷器进行拆卸，拆卸时应注意相邻气室回压。安装新的避雷器，要求重新抽真空注气，静置24h后进线微水试验以及耐压试验，所有对接面应进行气密试验，现场安装工艺，严格按照《OSS.972.027 145kV气体绝缘金属封闭开关设备现场安装作业指导书》执行。事故避雷器返厂解剖分析。
4.4对侧变电站的线路避雷器进行检查，根据现场情况确定是否需要进行相关试验。
5.结束语
通过上文中所需叙述的事件，在处理GIS变电站的异常情况时，我们要根据设备的象征，在线数据分析，仔细观察、勤于思考，不断积累经验提高处理各种问题的能力。同时要在实践中不断摸索，做好记录，不断的总结反思在处理过程中存在的问题以及选择有针对性的处理措施来解决问题，提高处理问题的效率，避免事故的扩大，将损失降到最低。
参考文献：
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[2]李平. 智能化变电站集中式后备保护算法研究[D].西安科技大学,2014.
[3]刘艳. 基于服务追踪的智能电网通信参数同步系统设计与实现[D].湘潭大学,2014.
论文作者:孙占英
论文发表刊物:《电力设备》2017年第8期
论文发表时间:2017/7/17
标签：避雷器论文; 变电站论文; 动作论文; 装置论文; 事故论文; 线路论文; 母线论文; 《电力设备》2017年第8期论文;