500 kV GIS絕緣故障分析及處理

趙 強(qiáng)，陶 鑫，朱 森，林 甫

（國網(wǎng)內(nèi)蒙古東部電力有限公司內(nèi)蒙古超特高壓分公司，內(nèi)蒙古 通遼 028000）

0 引言

氣體絕緣金屬封閉組合開關(guān)設(shè)備（Gas Insulat?ed Switchgear，GIS）由于其集成度高、占地面積小、運(yùn)行安全可靠等特點(diǎn)，在我國電網(wǎng)特別是特高壓直流輸電工程中得到廣泛應(yīng)用。GIS由斷路器、隔離開關(guān)、接地開關(guān)、快速接地開關(guān)、SF6套管、母線、電壓互感器、電流互感器、避雷器等電氣元件組成[1-6]。各個電氣元件通過一定的接線方式連接，密封在接地的全金屬殼中，內(nèi)部充以SF6氣體作為絕緣和滅弧介質(zhì)。隨著GIS設(shè)備的大范圍應(yīng)用，其故障頻次也相對增多，對GIS設(shè)備制造階段的工藝水平、安裝階段的質(zhì)量控制以及運(yùn)行過程中的監(jiān)測環(huán)節(jié)提出了更高的要求。本文通過對某特高壓換流站某線路恢復(fù)送電過程中兩次充電跳閘故障檢查分析，認(rèn)為氣室內(nèi)部遺留異物引發(fā)盆式絕緣子沿面放電是導(dǎo)致故障的主要原因，同時提出了相應(yīng)的防范及改進(jìn)措施。

1 故障概況

某變電站側(cè)（以下簡稱送端）向特高壓換流站側(cè)（以下簡稱受端）進(jìn)行2次充電均不成功，發(fā)生線路跳閘。故障發(fā)生時，受端側(cè)母線帶電，500 kVⅡ段母線側(cè)斷路器5081處于熱備用狀態(tài)，斷路器5082、5083處于檢修狀態(tài)，電氣主接線示意圖見圖1。兩次跳閘均為送端線路保護(hù)裝置差動保護(hù)動作、線路保護(hù)手合距離加速保護(hù)動作跳開5023斷路器，受端線路保護(hù)裝置啟動未動作。

圖1 電氣系統(tǒng)主接線示意圖Fig.1 Main wiring diagram of electrical system

2 故障分析

2.1 故障過程

第一次充電過程送受端線路故障錄波圖見圖2。由圖2（a）可知，送端發(fā)合閘命令65 ms后斷路器合閘完成，合閘后線路電流有效值為L1相4.21kA、L2相0.06 kA、L3相0.06 kA，零序電流4.30 kA，可以看出故障特征為L1相單相接地故障，故障電流出現(xiàn)后20 ms保護(hù)裝置動作，60 ms斷路器分開故障被切除。由圖2（b）可知，受端波形顯示合閘充電后L1相出現(xiàn)操作過電壓，最高值達(dá)到835.33 kV，故障持續(xù)60 ms后切除。第二次充電過程送受端線路故障錄波圖見圖3?？梢钥闯?，第二次充電過程中故障點(diǎn)依然存在，故障特征仍為L1相接地故障并持續(xù)60 ms。受端第二次充電L1相瞬時電壓最高為11.48 kV，而后電壓值接近0，可以判斷故障點(diǎn)位于受端側(cè)出口處。

圖2 第一次充電送受端線路故障錄波圖Fig.2 Fault recording of the first charging transmitting and receiving end line

圖3 第二次充電送受端線路故障錄波圖Fig.3 Fault recording of the second charging transmitting and receiving end line

2.2 現(xiàn)場檢查

2.2.1 SF6分解物檢測

兩次故障后現(xiàn)場人員對受端換流站故障線路出線設(shè)備進(jìn)行檢查，未發(fā)現(xiàn)明顯異常；對故障線路L1相分支母線及隔離開關(guān)氣室進(jìn)行SF6分解物檢測，也未發(fā)現(xiàn)異常。次日08：00，受端換流側(cè)發(fā)現(xiàn)故障線路出線G88A氣室套管下方第一個盆式絕緣子澆筑口存在漏氣，故障位置及其內(nèi)部結(jié)構(gòu)見圖4。2 h內(nèi)出線G88A氣室壓力由0.43 MPa降至0.25 MPa（額定壓力0.40 MPa），壓力變化趨勢見圖5。

圖4 故障位置及其內(nèi)部結(jié)構(gòu)Fig.4 Fault location and internal structure

圖5 G88A氣室壓力變化Fig.5 G88A chamber pressure change

再次對該氣室進(jìn)行SF6分解物檢測，發(fā)現(xiàn)SO2含量超標(biāo)，初步判斷G88A氣室內(nèi)部存在放電可能。G88A氣室L1相SF6分解物體積分?jǐn)?shù)檢測結(jié)果見表1。分析認(rèn)為，由于取氣口距離故障點(diǎn)位置較遠(yuǎn)（約30 m），分解物擴(kuò)散至取氣口需要較長時間，因此2次故障后的SF6分解物檢測結(jié)果未能發(fā)現(xiàn)故障特征氣體成分。

表1 G88A氣室L1相SF6分解物體積分?jǐn)?shù)檢測結(jié)果Tab.1 Test results of volume fraction of L1 phase SF6 decomposition in G88A gas chamber 10-6

2.2.2 設(shè)備開蓋檢查

現(xiàn)場對出線G88A氣室套管下端盆式絕緣子進(jìn)行開蓋檢查，發(fā)現(xiàn)兩側(cè)均有不同程度灼蝕（見圖6）。盆式絕緣子凸側(cè)正下方（通氣孔側(cè)）局部受熱變色，對應(yīng)殼體部位鐵紅環(huán)氧底漆受熱變黑，殼體上有點(diǎn)狀電弧燒蝕痕跡，凸面中部有明顯裂紋見圖6（a）。盆式絕緣子凹側(cè)大面積碳化，沿面有寬15 mm、深4 mm左右的溝狀電弧燒蝕碳化通道（見圖6（b）），同時發(fā)現(xiàn)凹面觸頭、導(dǎo)體有多處電弧燒蝕痕跡。凸面裂痕及損傷部位與凹面放電通道重合。

圖6 盆式絕緣子燒蝕Fig.6 Basin insulator ablation

2.3 原因分析

2.3.1 放電過程

根據(jù)對盆式絕緣子開蓋檢查結(jié)果（見表2），分析判定故障點(diǎn)在盆式絕緣子凹側(cè)，觸頭屏蔽沿盆式絕緣子表面對殼體放電。盆式絕緣子凸側(cè)的燒蝕痕跡為電弧通過盆式絕緣子通氣口對殼體放電所致。

表2 盆式絕緣子開蓋檢查結(jié)果Tab.2 Inspection results of decappingthe basin insulator

本次故障線路為同塔雙回線路，故障前后另一回路正常帶電運(yùn)行。故障發(fā)生至線路轉(zhuǎn)檢修，線路感應(yīng)電流沿盆式絕緣子沿面通道持續(xù)作用10.5 h左右。感應(yīng)電流持續(xù)作用下盆式絕緣子沿面絕緣破壞，輸電線路產(chǎn)生的感應(yīng)電壓在盆式絕緣子燒蝕沿面上電阻較小的某一位置形成感應(yīng)電流通道，對盆式絕緣子持續(xù)燒蝕，最終在盆式絕緣子表面形成燒蝕通道。從檢查情況看，盆式絕緣子凸側(cè)裂紋靠近凹側(cè)電流燒蝕通道，色澤正常，未見變色發(fā)黑等異常情況；盆式絕緣子出廠X射線探傷等試驗(yàn)均合格。分析認(rèn)為，盆式絕緣子裂紋是在放電后產(chǎn)生，首次放電后感應(yīng)電流持續(xù)燒蝕，使盆式絕緣子受熱產(chǎn)生裂紋，電流同時作用于膠墊，導(dǎo)致密封損傷最終引發(fā)漏氣[7-9]。

2.3.2 放電原因分析

盆式絕緣子放電的原因一般有絕緣及連接件松動、盆式絕緣子本身絕緣缺陷或存在表面異物。通過現(xiàn)場解體檢查，未發(fā)現(xiàn)盆式絕緣子及導(dǎo)電桿連接件松動。受端換流站GIS各個零部件（含盆式絕緣子）經(jīng)檢驗(yàn)合格后進(jìn)行裝配，總裝試驗(yàn)合格后準(zhǔn)予出廠。故障發(fā)生后對盆式絕緣子、母線單元及套管單元的出廠試驗(yàn)進(jìn)行復(fù)查。故障盆式絕緣子X射線探傷、額定短時工頻耐壓試驗(yàn)及局放試驗(yàn)均合格。分支母線單元和套管單元的主回路電阻測量、額定雷電沖擊耐受試驗(yàn)、額定工頻短時耐受試驗(yàn)、局放試驗(yàn)均合格，結(jié)果見表3[10-12]。對套管下部盆式絕緣子過電壓下電場分析復(fù)核顯示，最大場強(qiáng)位于觸頭屏蔽部位22.3 kV/mm，符合設(shè)計(jì)要求（如圖7所示）[13-14]。綜合以上復(fù)核情況，可基本排除盆式絕緣子出廠環(huán)節(jié)質(zhì)量控制問題導(dǎo)致的設(shè)備缺陷。

圖7 故障部位電場強(qiáng)度Fig.7 Electric field distribution at the fault location

表3 盆式絕緣子試驗(yàn)數(shù)據(jù)Tab.3 Basin insulator test data

對GIS的現(xiàn)場交接試驗(yàn)進(jìn)行復(fù)核，主回路絕緣試驗(yàn)、主回路電阻測量、SF6氣體密封性試驗(yàn)、SF6氣體含水量試驗(yàn)、SF6純度檢測均合格。從圖2（b）可以看出，L1相出現(xiàn)操作過電壓，電壓值達(dá)835.33 kV，超過受端站投運(yùn)以來的波形最高幅值，而現(xiàn)場試驗(yàn)未進(jìn)行雷電沖擊耐受試驗(yàn)，無法考核現(xiàn)場安裝GIS后設(shè)備承受過電壓的能力。結(jié)合盆式絕緣子放電痕跡分析，可以推斷本次故障原因?yàn)闅馐掖嬖诋愇铩?/p>

2.3.3 運(yùn)輸及安裝過程中異物來源

分支母線設(shè)備單元運(yùn)輸時導(dǎo)體一端插入盆式絕緣子觸頭上，一端通過運(yùn)輸蓋板支撐固定。運(yùn)輸過程中存在導(dǎo)體和觸頭摩擦產(chǎn)生金屬異物的可能性。現(xiàn)場安裝時對殼體內(nèi)部檢查不仔細(xì)、清理不到位，會造成金屬異物殘留在罐體中?，F(xiàn)場安裝時單元拼裝對接、更換吸附劑、清理過程中潔凈度控制和工藝管控不到位，也會造成外界的金屬異物進(jìn)入氣室內(nèi)部。

綜合以上分析，認(rèn)為現(xiàn)場安裝階段管控不嚴(yán)，氣室清理不徹底，導(dǎo)致異物遺留在氣室內(nèi)部，當(dāng)過電壓產(chǎn)生時異物在電流的作用下誘發(fā)盆式絕緣子沿面閃絡(luò)是造成本次故障的主要原因。故障后對G88A氣室損壞的盆式絕緣子及母線進(jìn)行更換，同時對L2和L3相分支母線進(jìn)行了老練、特高頻局放檢測，對L1相進(jìn)行老練、耐壓、特高頻局放檢測，試驗(yàn)結(jié)果均合格。

3 改進(jìn)措施

本次故障說明盆式絕緣子的質(zhì)量對GIS安全穩(wěn)定運(yùn)行尤為重要。盆式絕緣子故障引起的GIS故障的占比較高，為避免同類問題再次發(fā)生，結(jié)合本次故障，提出以下建議。

3.1 設(shè)備制造及運(yùn)輸階段

設(shè)備制造廠家應(yīng)加強(qiáng)產(chǎn)品制造過程質(zhì)量管控，優(yōu)化現(xiàn)有產(chǎn)品生產(chǎn)工藝，在保證產(chǎn)品出廠試驗(yàn)完全合格的同時加強(qiáng)設(shè)備運(yùn)輸環(huán)節(jié)把控，對導(dǎo)體和觸頭等易產(chǎn)生摩擦碰撞的重點(diǎn)部位采取有效的防護(hù)措施。

3.2 設(shè)備安裝階段

施工單位及設(shè)備制造廠家應(yīng)加強(qiáng)GIS現(xiàn)場安裝工藝質(zhì)量管控，嚴(yán)格落實(shí)相關(guān)安裝要求。設(shè)備運(yùn)維單位應(yīng)加強(qiáng)設(shè)備安裝階段的旁站監(jiān)督，確保設(shè)備安裝質(zhì)量。

3.3 現(xiàn)場交接試驗(yàn)階段

在條件允許的情況下，開展輔助絕緣診斷方法，作為交流耐壓試驗(yàn)有效補(bǔ)充，確保及時發(fā)現(xiàn)影響設(shè)備絕緣的隱患，為投運(yùn)后的安全穩(wěn)定運(yùn)行提供保障。

4 結(jié)束語

本文對某特高壓換流站一起因GIS絕緣故障導(dǎo)致的500 kV線路充電跳閘故障進(jìn)線了分析。闡述了故障發(fā)生的過程，結(jié)合保護(hù)動作情況、故障錄波分析、現(xiàn)場檢查試驗(yàn)及出廠追溯，分析認(rèn)為氣室內(nèi)部遺留異物引發(fā)的盆式絕緣子沿面放電是導(dǎo)致此次故障的主要原因，因此從設(shè)備的制造、運(yùn)輸、安裝、交接階段提出了防范措施，確保設(shè)備的可靠運(yùn)行。