一起220 kV GIS設(shè)備內(nèi)部放電故障分析及處理措施

陳 懿，王 琳，冉 月

(國網(wǎng)上海市電力公司檢修公司，上海 200063)

GIS設(shè)備具有占地面積小、元件密封不易受外界干擾、維護(hù)工作量小等優(yōu)點(diǎn)，在電網(wǎng)中得到廣泛應(yīng)用[1-3]。由于設(shè)備是密封的，當(dāng)發(fā)生內(nèi)部故障時(shí)，進(jìn)行故障定位更加復(fù)雜，事故處理步驟更加繁瑣[4-6]。為了實(shí)現(xiàn)GIS的安全運(yùn)行，有必要展開GIS內(nèi)部故障定位分析以及處理措施的研究。本文以上海電網(wǎng)220 kV某站6線啟動(dòng)過程中發(fā)生的GIS內(nèi)部故障為例進(jìn)行分析。

1 基本情況

某220 kV變電站有兩臺(tái)主變，220 kV雙母單分段，已投運(yùn)5條線路，本次啟動(dòng)為220 kV 6線。

1.1 事故前接線方式

6線作為新線路啟動(dòng)，為了不影響設(shè)備正常運(yùn)行，將正二母線上的線路均倒閘至付母線，母差保護(hù)停用，2號(hào)母聯(lián)改為熱備用，1號(hào)母聯(lián)、正母分段充電保護(hù)用上。事故發(fā)生前，6線開關(guān)已改為運(yùn)行。此時(shí)，2線運(yùn)行在正一母；6線運(yùn)行在正二母。1線、3線、4線、5線、2號(hào)220 kV主變、1號(hào)220 kV主變、運(yùn)行在付母；220 kV正母分段、1號(hào)母聯(lián)運(yùn)行，220 kV 2號(hào)母聯(lián)熱備用。

事故后，6線、220 kV正母分段開關(guān)分閘，其余接線不改變。

1.2 一次設(shè)備

6線線站內(nèi)GIS組合電氣由上海西門子高壓開關(guān)有限公司生產(chǎn)，型號(hào)為 8DN9。采用三相分箱型結(jié)構(gòu)，由斷路器、隔離開關(guān)、接地開關(guān)、電流互感器、電壓互感器、電纜終端、避雷器、母線等主要元件組成，如圖1所示。在圖1中，1為斷路器滅弧室；2為帶斷路器控制單元的彈簧儲(chǔ)能操作機(jī)構(gòu)；3為母線隔離開關(guān)Ⅰ； 4為母線Ⅰ； 5為母線隔離開關(guān)Ⅱ ；6為母線Ⅱ ；7為出線隔離開關(guān) ；8為開關(guān)母線側(cè)接地開關(guān)； 9為開關(guān)線路側(cè)接地開關(guān)；10為線路接地開關(guān)；11為電流互感器；12為電壓互感器；13為電纜密封終端；14為就地控制柜。

圖1 某站220 kV西門子GIS剖面圖

1.3 保護(hù)配置

動(dòng)作的保護(hù)主要是6線線路保護(hù)和正母分段解列保護(hù)，重點(diǎn)對(duì)其進(jìn)行闡述。

某站6線線路根據(jù)雙重化配置原則，第一套保護(hù)采用的是南瑞繼保的PCS-931A-G保護(hù)裝置和CZX-11G型單跳圈分相操作箱；第二套保護(hù)采用的是四方繼保的CSC-103A-G保護(hù)裝置和JFZ-12F型單跳圈分相操作箱；由于本線路為全線電纜，線路保護(hù)裝置的重合閘功能不投入使用。保護(hù)定值設(shè)置如表1所示。

表1 6線線路保護(hù)定值

某站220 kV正母分段解列保護(hù)使用南瑞PCS-923SA微機(jī)保護(hù)；操作箱使用南瑞CZX-12G型雙跳圈分相操作箱。正常情況下，正母分段解列保護(hù)停用；新線路啟動(dòng)時(shí)用上，即將保護(hù)定值設(shè)置改至第五區(qū)，如表2所示。

表2 220 kV正母分段解列保護(hù)定值

2 故障定位

首先檢查二次設(shè)備，調(diào)看繼保裝置顯示和故障錄波儀，判斷保護(hù)動(dòng)作是否正確，以及根據(jù)保護(hù)動(dòng)作情況初步判斷故障發(fā)生位置是否在站內(nèi)。其次，檢查一次設(shè)備，觀察是否有明顯的外部故障。若外部無明顯故障點(diǎn)，進(jìn)行GIS各氣室氣體檢測，定位具體氣室。通過這樣縮小故障范圍，最終可實(shí)現(xiàn)準(zhǔn)確定位。

2.1 二次設(shè)備檢查

6線第一套/第二套保護(hù)跳A、跳B、跳C、燈亮。6線第一套保護(hù)11:22:24:953啟動(dòng)，7 ms后縱差保護(hù)動(dòng)作；第二套保護(hù)動(dòng)作11:22:24:947啟動(dòng)，19 ms后縱差保護(hù)動(dòng)作；保護(hù)變比3 200/5，故障相別：A相，故障測距0 m，故障電流43.50 A，折算一次故障電流27 840 A。

220 kV正母分段第一組和第二組跳A、跳B、跳C、燈亮；220 kV正母分段解列保護(hù)11:22:24:963啟動(dòng)，10 ms后充電過流Ⅰ段動(dòng)作；保護(hù)變比3 200/5，故障電流42.56 A，折算一次故障電流27 238 A。

根據(jù)保護(hù)記錄得到，故障電流均達(dá)到動(dòng)作值，因此保護(hù)動(dòng)作跳閘正確，故障相別為A相，測距為0 m。檢查220 kV母差屏，無啟動(dòng)信號(hào)，排除開關(guān)流變側(cè)至母線段故障，初步判斷故障為6線線路出線側(cè)，位置在站內(nèi)。

2.2 一次設(shè)備檢查

對(duì)站內(nèi)220 kV正母分段、6線一次設(shè)備進(jìn)行現(xiàn)場檢查，外觀均無異常。

2.3 氣體分析

對(duì)6線電纜倉氣室，正母線隔離氣室，線路隔離氣室，A相、B相、C相斷路器氣室進(jìn)行了氣體成分分析，發(fā)現(xiàn)電纜倉氣室內(nèi)部SO2含量高達(dá)95 μL/L，儀器處于爆表狀態(tài)，其余氣室正常。經(jīng)過分析，初步判定故障發(fā)生在2B85電纜氣室倉內(nèi)。

3 原因分析

3.1 解體檢查

對(duì)2B85A相電纜筒進(jìn)行開蓋檢查，對(duì)電纜筒氣室內(nèi)部用吸塵器對(duì)放電分解物進(jìn)行初步清理后，拆除耦合觸頭、滑動(dòng)活絡(luò)觸頭、均壓屏蔽罩、過渡導(dǎo)體、電纜終端，對(duì)其做相應(yīng)標(biāo)記，并用酒精進(jìn)行清潔，其組成如圖2所示。圖2中，1為過渡導(dǎo)體；2為均壓屏蔽罩；3為滑動(dòng)活絡(luò)觸頭；4為耦合觸頭；1下方接電纜終端；4左側(cè)接電纜筒絕緣盆。

圖2 電纜終端連接部分設(shè)備

對(duì)各個(gè)故障受損部件和受損位置的空間對(duì)應(yīng)情況繼續(xù)作詳細(xì)檢查，主要結(jié)果如下。

(1)仔細(xì)檢查A相電纜筒絕緣盆表面，沒有沿面初始擊穿電弧燒蝕連續(xù)痕跡，表面被熏黑，有一些零散的飛濺物高溫?zé)g點(diǎn)，有大量放電粉塵附著在表面，如圖3所示。

圖3 電纜筒絕緣盆表面

(2)在滑動(dòng)觸頭部件的環(huán)形開孔/槽處露出了卡簧的一個(gè)端頭，其處于觸頭表面燒傷熔化的區(qū)域，如圖4所示。

圖4 環(huán)形開孔/槽處

(3)電纜筒內(nèi)壁只有一處有材料熔化痕跡，從筒內(nèi)觀察在連接絕緣盆側(cè)的開口轉(zhuǎn)彎處5點(diǎn)鐘，此熔化痕跡與滑動(dòng)觸頭及相鄰導(dǎo)體表面熔化受損部位向?qū)?yīng)，后者也在5點(diǎn)鐘位置，如圖5所示；內(nèi)壁其他區(qū)域有部分被高溫熏黑的地方，大致與導(dǎo)體受損部位相向。

圖5 電纜筒內(nèi)壁劃痕/壓痕

(4)從絕緣盆到電纜終端之間導(dǎo)體的燒蝕受損部位，水平安裝的一段主要在下半部，垂直安裝的一段燒融現(xiàn)象明顯，主要在絕緣盆側(cè)(不是裝干燥劑的一側(cè))，如圖6所示。

圖6 連接導(dǎo)體的燒蝕受損情況

3.2 原因確定

經(jīng)過檢查發(fā)現(xiàn)，電纜筒殼體內(nèi)壁唯一熔化區(qū)域、滑動(dòng)活絡(luò)觸頭熔化的表面與露出卡槽的卡簧端頭相對(duì)應(yīng)。因此，判斷故障主要原因是露出的卡簧端頭改變了此處空間的電場強(qiáng)度分布，在端頭附近的場強(qiáng)會(huì)畸變?cè)龃?，在足夠高的外加電壓下?huì)引起氣體放電，最終導(dǎo)致從卡簧端頭及滑動(dòng)觸頭下側(cè)表面到殼體彎曲處熔化區(qū)之間首先發(fā)生擊穿。

其次從垂直部分的燒融現(xiàn)象可以發(fā)現(xiàn)，由于絕緣盆嵌件的延伸導(dǎo)體與均壓屏蔽罩圓柱導(dǎo)體的不完全對(duì)準(zhǔn)，導(dǎo)致滑動(dòng)活絡(luò)觸頭傾斜一定角度，改變了其與電纜筒內(nèi)壁轉(zhuǎn)彎處的絕緣距離，增添了引起放電擊穿的因素。

總結(jié)而言，事故原因是絕緣盆到電纜終端之間的導(dǎo)體連接不可靠導(dǎo)致。

4 反措建議

通過分析發(fā)現(xiàn)，最終導(dǎo)致故障的原因是絕緣盆到電纜終端之間的導(dǎo)體連接存在問題，而該站之前的本體耐壓試驗(yàn)和電纜耐壓試驗(yàn)均未涉及此部分連接。

針對(duì)此問題提出反事故措施建議，將人工檢查與電阻測量結(jié)合：①電纜連接導(dǎo)體安裝水平檢查，使用水平尺放置在耦合觸頭表面，檢查耦合觸頭的水平；②耦合觸頭卡簧檢查，使用內(nèi)窺鏡或手機(jī)對(duì)耦合觸頭的卡簧進(jìn)行檢查，確認(rèn)卡簧安裝位置正確，卡簧的尖角在屏蔽內(nèi)部，不允許突出于耦合觸頭的屏蔽罩；③進(jìn)行從絕緣盆到電纜終端之間的導(dǎo)體主回路電阻測量，以確認(rèn)GIS 與電纜終端的連接可靠性，主回路電阻值應(yīng)在指定范圍內(nèi)。

5 事故處理

5.1 運(yùn)行操作

為實(shí)現(xiàn)故障處理，同時(shí)不影響設(shè)備可靠運(yùn)行，首先需要恢復(fù)220 kV線路的正常運(yùn)行方式，并隔離故障，所需進(jìn)行的操作主要有以下幾部分。

(1)220 kV第一套/第二套母差保護(hù)從信號(hào)改為跳閘，1號(hào)母聯(lián)、正母分段解列保護(hù)從跳閘改為信號(hào)。

(2)6線從正母熱備用改到線路開關(guān)檢修，隔離故障。

(3)220 kV正二母恢復(fù)：正母分段改為運(yùn)行，充正二母，2號(hào)母聯(lián)改為運(yùn)行，1線、3線、5線、2號(hào)主變220 kV從付母轉(zhuǎn)至正二母。

5.2 檢修工作

通過對(duì)故障原因分析得到，主要的檢修工作是將洋發(fā) 2B85A相電纜筒以及相鄰絕緣盆和內(nèi)部連接導(dǎo)體進(jìn)行更換，以及對(duì)B，C相電纜筒內(nèi)部進(jìn)行清潔。在恢復(fù)送電之前進(jìn)行GIS三相本體耐壓、A相電纜終端耐壓試驗(yàn)、導(dǎo)體連接可靠性檢查試驗(yàn)，以及水分和純度試驗(yàn)。試驗(yàn)的主要內(nèi)容如下。

(1)GIS三相本體耐壓：GIS 耐壓值按國家交接試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)的 80%進(jìn)行(約 294 kV/1 min)，試驗(yàn)范圍是A，B，C 電纜筒絕緣盆至斷路器斷口，逐相進(jìn)行試驗(yàn)，試驗(yàn)套管安裝在電纜筒法蘭處，同時(shí)進(jìn)行局部放電測量。

(2)A 相電纜耐壓及局放試驗(yàn)：A相電纜使用西門子提供的試驗(yàn)套管進(jìn)行耐壓試驗(yàn)，耐壓值216 kV/1 h；在耐壓電纜耐壓階段，對(duì)電纜進(jìn)行局部放電測量。

(3)電纜終端與GIS之間的導(dǎo)體連接可靠性檢查試驗(yàn)，根據(jù)廠家建議采用人工檢查與電阻測量相結(jié)合的方法。經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)，電纜連接導(dǎo)體安裝水平良好，耦合觸頭卡簧裝設(shè)位置正確，測量絕緣盆到電纜終端之間的導(dǎo)體主回路電阻值為11 μΩ，說明連接良好。

(4)氣體水分及純度試驗(yàn)：SF6氣體靜置24 h后，對(duì)新充氣的氣室進(jìn)行微水及純度檢測，微水含量應(yīng)不大于250 mg/L；氣體純度應(yīng)大于97%。

6 結(jié)語

通過本次220 kV GIS內(nèi)部放電故障處理，實(shí)現(xiàn)快速故障定位，需要對(duì)設(shè)備基本情況有所了解，然后按照一次、二次、氣體檢測的流程展開，利用筒體解體最終找到故障原因從后取對(duì)應(yīng)的解決方案。

針對(duì)本次故障原因分析發(fā)現(xiàn)，GIS設(shè)備絕緣盆到電纜終端之間的導(dǎo)體連接良好性測試問題是目前的難點(diǎn)。為了更好地應(yīng)用GIS，必須加強(qiáng)安裝工藝，做好各類試驗(yàn)，提出了人工檢查與電阻測量相結(jié)合的反措建議。

掌握GIS發(fā)生內(nèi)部故障時(shí)的故障定位、原因分析、事故處理的方法，提高人員事故處理能力，快速消除故障，確保電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。