熊 舟，廖詩宇

（中國長江電力股份有限公司三峽水力發(fā)電廠，湖北 宜昌 443133）

0 引言

某電站500 kV GIS 接線方式為發(fā)電機和變壓器采用一機一變單元接線，兩個單元接線組成聯(lián)合單元接線進入500 kV GIS 一倍半接線，某電站共計安裝92 組500 kV GIS 斷路器。根據(jù)DL/T 596《電力設備預防性試驗規(guī)程》規(guī)定，GIS 斷路器需按要求進行機械特性測量試驗[1]。采用傳統(tǒng)試驗方法測量時斷路器端口至少有一側(cè)是處于開路狀態(tài)，需工作人員登高去拆除斷路器地刀接地連片，增加了工作量和安全風險[2]，研究雙端接地試驗方法可大幅優(yōu)化斷路器機械特性測量條件。

1 概況

某電站GIS 斷路器為戶內(nèi)、單壓式SF6氣體絕緣型斷路器。斷路器機械特性試驗即在斷路器處于空載（回路沒有電壓和電流）的情況下，按照規(guī)定條件進行各種操作，驗證機械性能及操作可靠性的試驗。測量項目包括斷路器的三相固有合閘時間、固有分閘時間，合分時間。分閘時間指從斷路器分閘操作起始瞬間到所有極觸頭分離瞬間為止的時間間隔。合閘時間指處于分位置的斷路器，從合閘回路通電起到所有極觸頭都接觸瞬間為止的時間間隔。合分時間指斷路器在不成功重合閘的合分過程中或單獨合分操作時，從首先接觸極的觸頭接觸瞬間到隨后的分操作時所有極觸頭均分離瞬間為止的時間。而相間分、合閘不同期則是指在分、合閘操作過程中三相分斷和接觸瞬間的時間差[3]。

2 現(xiàn)場測量應用

2.1 傳統(tǒng)測量方法

采用傳統(tǒng)試驗方法測量時，斷路器機械特性測試儀的接線需連接到斷路器端口的兩側(cè)[4]，因而斷路器至少有一側(cè)是處于開路狀態(tài)。以某電站GIS 8101 斷路器為例，如圖1 所示，測量8101 斷路器時間特性時，由于1B 主變壓器高壓側(cè)為星型接線，三相通過主變壓器高壓側(cè)中性點相連，電氣連接無法斷開，此時需拆除810117 接地刀閘接地連片以滿足試驗條件。此時需采取的主要安全措施為：

圖1 8101 斷路器接線示意圖

（1）1FB、2FB 發(fā)變組停止運行；

（2）斷開8101、8102 斷路器；

（3）拉開81011、81021 隔離刀閘；

（4）推上810117、810127、5111617 接地刀閘。

拆除810117 接地刀閘接地連片時，必須將同串進線相鄰的2 號機組陪停以消除感應電壓。此時采用的測量接線方式為：

810127 接地刀閘推上保持接地狀態(tài)，810117 接地刀閘推上，接地連片拆除，儀器從810117 接地刀閘接地連片處取信號。

2.2 雙端接地技術(shù)測量方法

目前在雙端接地條件下測量斷路器時間特性有已探索出幾種方法，主要分為并聯(lián)電阻法、電磁感應法、可變電容法等[5]。本文采用的是電磁感應法，試驗時通過斷路器一側(cè)接地刀閘接地連片處的高頻電流發(fā)生器發(fā)射高頻電流，通過斷路器另一側(cè)接地刀閘接地連片處的羅氏線圈讀取信號。

以圖1 中測量 8101 斷路器時間特性為例，采用雙端接地方式測量時，8101 斷路器兩側(cè)接地刀閘保持接地狀態(tài)，接地刀閘接地連片無需拆除，同串進線相鄰的2 號機組無需陪停，此時需采取的主要安全措施為：

（1）1FB 停止運行;

（2）斷開8101 斷路器；

（3）拉開81011 隔離刀閘；

（4）推上810117、810127 接地刀閘。

此時采用的測量接線方式為： 810117、810127地刀推上保持接地狀態(tài)，接地連片無需拆除，儀器從810117、810127 地刀連片處取信號。高頻電源發(fā)射端安裝在810117、羅氏線圈安裝在810127 處。

2.3 現(xiàn)場測量數(shù)據(jù)對比

采用2 種試驗方法對8101 斷路器進行了測量，試驗數(shù)據(jù)見表1。

從表1 數(shù)據(jù)可以看出，數(shù)據(jù)存在異常，雙端接地方法測量的合閘時間明顯偏小，且分閘時間明顯低于正常分閘值。

表 1 8101 斷路器測量數(shù)據(jù)對比表

3 原因分析及改進思路

3.1 原因分析

通過專用分析軟件DB8000，示波器Tektronix TDS 2024 對斷路器原始數(shù)據(jù)進行分析。

（1）干擾源數(shù)據(jù)波形

采用專用分析軟件DB8000 對8209 斷路器進行原始數(shù)據(jù)分析時發(fā)現(xiàn)端口信號有毛刺，分合閘波形如圖2～圖5 所示。

圖2 合閘波形

圖3 分閘波形示例1

圖4 分閘波形示例2

圖5 分閘波形示例3

如圖2 合閘波形中，在29 ms 附近位置出現(xiàn)干擾毛刺，此時儀器誤認為斷路器合閘，導致合閘時間計算錯誤，實際的合閘時間約50 ms。

如圖3、4 所示，雖然出現(xiàn)干擾信號，根據(jù)分閘時間的定義：所有的弧觸頭完全分離作為計時終點，儀器判斷數(shù)據(jù)正常。

如圖5 所示，分閘同期偏大，原因是A 相的分閘時間偏短，可能是儀器將干擾信號記錄為分閘時間，實際的分閘時間被數(shù)據(jù)處理軟件濾除。

通過分析電流曲線和端口曲線，發(fā)現(xiàn)干擾信號出現(xiàn)在輔助開關(guān)分離的瞬間，如圖2～圖5 中的紅色虛線所示，從而推斷干擾源有可能來自輔助開關(guān)分離的瞬間，線圈的反向電動勢高，產(chǎn)生了很大的輻射信號，對儀器的測量信號造成了干擾。

（2）干擾源驗證試驗

為明確干擾信號來源，使用2 臺儀器進行干擾驗證，一臺儀器進行線圈控制觸發(fā)分合閘信號，但不進行信號采集，另一臺儀器不進行線圈控制觸發(fā)分合閘信號，但進行信號采集，觀察端口干擾情況。

分析圖6～圖7，線圈控制觸發(fā)與信號采集分開的情況下，干擾信號依然存在，說明干擾信號通過地或者空間干擾到羅氏線圈。

圖6 合閘

圖7 分閘

對儀器非保護接地端串接一個0.1 μF/630 V 電容后，觀察端口信號變化見下圖。

比較圖7 和圖9，圖6 和圖8，干擾信號幅值明顯減小，驗證了干擾信號通過大地對儀器產(chǎn)生干擾。

圖8 合閘

圖9 分閘

圖10 干擾信號展開圖

展開干擾信號波形，發(fā)現(xiàn)干擾信號周期接近250 us，頻率約4 kHz，幅值40 V，與儀器高頻發(fā)射端信號頻率（5 kHz）非常接近，儀器無法有效區(qū)分導致試驗數(shù)據(jù)出現(xiàn)偏差。

（3）干擾源數(shù)據(jù)分析

試驗儀器控制電源輸出回路如圖11 所示，DL1，DL2 為輔助開關(guān)，HC-合閘線圈，TQ-分閘線圈。從控制回路可以看出，分合閘控制電源接在了輔助開關(guān)前端，當輔助開關(guān)斷開的瞬間，由于合分閘線圈是電感線圈，突然斷電的瞬間，會產(chǎn)生一個很高的感應電動勢，輔助開關(guān)兩端的電壓會瞬間升高，產(chǎn)生一個很強的干擾信號。

圖11 控制回路接線圖

3.2 改進思路

（1）通過軟件增加濾波算法。因為干擾信號的時間、頻率、幅值已知，干擾信號的特征明顯，所以當儀器采集到干擾信號時，可以通過改變軟件算法進行濾除，干擾信號出現(xiàn)的時刻與真實的合分閘時刻相隔較長時間，軟件處理有效。

（2）儀器接地端串接電容。通過進一步分析干擾源產(chǎn)生的原因以及干擾信號特征，在儀器接地端串接電容后，可以有效隔離干擾信號，切斷干擾源。

（3）增加羅氏線圈抗干擾能力。對羅氏線圈增加屏蔽，提高抗干擾能力。

4 改進后現(xiàn)場驗證試驗

通過對干擾源的分析，改進了儀器內(nèi)部軟件算法以及在儀器接地端串接電容后，在同串進線5 號發(fā)電機開機狀態(tài)下，對同串進線相鄰發(fā)變組出口斷路器8106 進行測試，測試數(shù)據(jù)見表2。

表2 8106 斷路器測量數(shù)據(jù)對比表

從表2 數(shù)據(jù)可以看出，通過改進后，試驗數(shù)據(jù)與傳統(tǒng)測量數(shù)據(jù)一致。

5 結(jié)語

本次研究采用雙端接地技術(shù)和傳統(tǒng)試驗方法對500 kV GIS 斷路器時間特性測量進行現(xiàn)場應用，兩種測試方法的試驗數(shù)據(jù)具備一致性及有效性，通過軟件增加濾波算法，儀器接地端串接電容、增加羅氏線圈抗干擾能力等多方面保證基于雙端接地技術(shù)的500 kV GIS 斷路器時間特性測量數(shù)據(jù)穩(wěn)定準確，現(xiàn)場應用效果顯著。