一起220 kV GIS設備內(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設備具有占地面積小、元件密封不易受外界干擾、維護工作量小等優(yōu)點，在電網(wǎng)中得到廣泛應用[1-3]。由于設備是密封的，當發(fā)生內(nèi)部故障時，進行故障定位更加復雜，事故處理步驟更加繁瑣[4-6]。為了實現(xiàn)GIS的安全運行，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線啟動過程中發(fā)生的GIS內(nèi)部故障為例進行分析。

1 基本情況

某220 kV變電站有兩臺主變，220 kV雙母單分段，已投運5條線路，本次啟動為220 kV 6線。

1.1 事故前接線方式

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

事故后，6線、220 kV正母分段開關分閘，其余接線不改變。

1.2 一次設備

6線線站內(nèi)GIS組合電氣由上海西門子高壓開關有限公司生產(chǎn)，型號為 8DN9。采用三相分箱型結構，由斷路器、隔離開關、接地開關、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能操作機構；3為母線隔離開關Ⅰ； 4為母線Ⅰ； 5為母線隔離開關Ⅱ ；6為母線Ⅱ ；7為出線隔離開關 ；8為開關母線側(cè)接地開關； 9為開關線路側(cè)接地開關；10為線路接地開關；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 保護配置

動作的保護主要是6線線路保護和正母分段解列保護，重點對其進行闡述。

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

表1 6線線路保護定值

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

表2 220 kV正母分段解列保護定值

2 故障定位

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

2.1 二次設備檢查

6線第一套/第二套保護跳A、跳B、跳C、燈亮。6線第一套保護11:22:24:953啟動，7 ms后縱差保護動作；第二套保護動作11:22:24:947啟動，19 ms后縱差保護動作；保護變比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11:22:24:963啟動，10 ms后充電過流Ⅰ段動作；保護變比3 200/5，故障電流42.56 A，折算一次故障電流27 238 A。

根據(jù)保護記錄得到，故障電流均達到動作值，因此保護動作跳閘正確，故障相別為A相，測距為0 m。檢查220 kV母差屏，無啟動信號，排除開關流變側(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 一次設備檢查

對站內(nèi)220 kV正母分段、6線一次設備進行現(xiàn)場檢查，外觀均無異常。

2.3 氣體分析

對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2B85A相電纜筒進行開蓋檢查，對電纜筒氣室內(nèi)部用吸塵器對放電分解物進行初步清理后，拆除耦合觸頭、滑動活絡觸頭、均壓屏蔽罩、過渡導體、電纜終端，對其做相應標記，并用酒精進行清潔，其組成如圖2所示。圖2中，1為過渡導體；2為均壓屏蔽罩；3為滑動活絡觸頭；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備

對各個故障受損部件和受損位置的空間對應情況繼續(xù)作詳細檢查，主要結果如下。

(1)仔細檢查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燒蝕點，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)在滑動觸頭部件的環(huán)形開孔/槽處露出了卡簧的一個端頭，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點鐘，此熔化痕跡與滑動觸頭及相鄰導體表面熔化受損部位向?qū)笳咭苍?點鐘位置，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、滑動活絡觸頭熔化的表面與露出卡槽的卡簧端頭相對應。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度分布，在端頭附近的場強會畸變增大，在足夠高的外加電壓下會引起氣體放電，最終導致從卡簧端頭及滑動觸頭下側(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體與均壓屏蔽罩圓柱導體的不完全對準，導致滑動活絡觸頭傾斜一定角度，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。

總結而言，事故原因是絕緣盆到電纜終端之間的導體連接不可靠導致。

4 反措建議

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

針對此問題提出反事故措施建議，將人工檢查與電阻測量結合：①電纜連接導體安裝水平檢查，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)窺鏡或手機對耦合觸頭的卡簧進行檢查，確認卡簧安裝位置正確，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進行從絕緣盆到電纜終端之間的導體主回路電阻測量，以確認GIS 與電纜終端的連接可靠性，主回路電阻值應在指定范圍內(nèi)。

5 事故處理

5.1 運行操作

為實現(xiàn)故障處理，同時不影響設備可靠運行，首先需要恢復220 kV線路的正常運行方式，并隔離故障，所需進行的操作主要有以下幾部分。

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

(2)6線從正母熱備用改到線路開關檢修，隔離故障。

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

5.2 檢修工作

通過對故障原因分析得到，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)部連接導體進行更換，以及對B，C相電纜筒內(nèi)部進行清潔。在恢復送電之前進行GIS三相本體耐壓、A相電纜終端耐壓試驗、導體連接可靠性檢查試驗，以及水分和純度試驗。試驗的主要內(nèi)容如下。

(1)GIS三相本體耐壓：GIS 耐壓值按國家交接試驗標準的 80%進行(約 294 kV/1 min)，試驗范圍是A，B，C 電纜筒絕緣盆至斷路器斷口，逐相進行試驗，試驗套管安裝在電纜筒法蘭處，同時進行局部放電測量。

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

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

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

6 結語

通過本次220 kV GIS內(nèi)部放電故障處理，實現(xiàn)快速故障定位，需要對設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應的解決方案。

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

掌握GIS發(fā)生內(nèi)部故障時的故障定位、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)定運行。