GIS盆式絕緣子開裂引起放電故障的原因分析

張丕沛,郭晨瑞,王江偉,李 杰

(國網山東省電力公司電力科學研究院,山東 濟南 250003)

0 引言

盆式絕緣子通常由環氧樹脂一體澆注而成,在GIS設備中發揮著絕緣、支撐、密封的多重作用[1-5]。根據省內近幾年GIS發生缺陷和故障情況統計表明,導致設備故障的大部分原因是盆式絕緣子在生產、運輸、安裝等過程中受損或表面殘留異物,進而造成氣體泄漏、局部放電等異常現象,若無法及時發現處理則極有可能發展為跳閘事故[6-10]。

文獻[11-14]介紹了幾起GIS盆式絕緣子漏氣、局部放電、擊穿等異常故障案例,通過解體檢查分析故障原因通常包括盆式絕緣子自身存在內部缺陷、現場裝配工藝不良導致盆式絕緣子受損等,但都缺少對故障過程的還原及驗證過程;文獻[15-18]分別建立了盆式絕緣子在各種運行條件下電場、溫度場、結構場的仿真模型,可以計算校核表面最大場強、最大溫升、應力分布等多種關鍵參數,其建模思路可借鑒用于盆式絕緣子相關異常及故障的分析驗證中。

本文介紹了一起GIS內盆式絕緣子開裂后漏氣引起的放電故障,結合現場開蓋檢查、探傷試驗、理論及仿真計算,對盆式絕緣子開裂原因及故障過程進行了分析驗證,并提出了針對性的改進措施。

1 故障概況

某變電站GIS設備正常運行期間,后臺突然發出“1號母線氣室SF6氣體壓力低告警”信號,約8 min后1號母線差動保護動作,無負荷損失。現場檢查保護動作正確,B 相最大故障電流35.96 k A。故障時現場天氣晴,氣溫30 ℃,站內無操作及檢修工作。該站組合電器投運3年來各項例行試驗及帶電檢測均未見異常。

故障發生后,現場檢查發現1號母線B 相1號氣室伸縮節法蘭處有明顯漏氣現象,位置如圖1所示,壓力0.03 MPa且仍在持續下降,初步判斷故障點位于該氣室。

圖1 漏氣位置及故障氣室

2 開蓋檢查情況

對1號母線B 相1號氣室開蓋檢查,發現伸縮節法蘭處盆式絕緣子有明顯裂痕,且沿面有放電熏黑痕跡,初步判斷為放電位置。

拆除伸縮節,檢查故障盆式絕緣子,發現盆式絕緣子受損破裂,破損位置掉落在殼體底部,如圖2所示。盆式絕緣子下方有一處貫穿性裂紋,裂紋延伸至密封圈外側,判斷氣體泄漏為盆式絕緣子產生貫穿性裂紋導致,如圖3所示。

圖2 盆式絕緣子破損

圖3 盆式絕緣子漏氣通道

盆式絕緣子凸面觸頭座及殼體對應位置有明顯放電燒蝕痕跡,判斷為放電通道。檢查掉落塊,斷面和表面干凈,無放電痕跡,說明絕緣子開裂掉落發生在絕緣故障之前。

結合氣體壓力報警與故障跳閘時序和現場檢查情況分析,判斷故障過程為:盆式絕緣子受損開裂導致氣室內SF6氣體急速泄漏,壓力降低造成絕緣性能下降,引起觸頭座對殼體間擊穿放電。

3 盆式絕緣子開裂原因分析

對故障盆式絕緣子進行工業CT 探傷,除開裂位置外,未見其他明顯氣泡、裂紋等缺陷,從而排除盆式絕緣子自身質量問題引起開裂。盆式絕緣子開裂通常由異常受力造成,而盆式絕緣子中心與導體相連,外側固定在殼體上,因此需依次對殼體側及導體側是否存在異常受力情況進行分析。

3.1 殼體側

故障盆式絕緣子所在位置的伸縮節為橫向補償型,與母線殼體軸向呈垂直布置,利用兩端伸縮節的有限側向角度變化(不超過3°)補償母線軸向熱脹冷縮時的變形。當母線受熱膨脹時,伸縮節A 左側壓縮、右側拉伸,伸縮節B 左側拉伸,右側壓縮,則伸縮節向左偏轉;當母線受冷壓縮時反之,如圖4所示。在側向角度變化量一定的條件下,通過改變伸縮節的長度,滿足不同母線長度熱脹冷縮變形的需要。若伸縮節長度設置不合理,則當母線受熱膨脹導致伸縮節側向角度變化超過3°時,會在盆式絕緣子上產生異常受力現象。

圖4 橫向補償型伸縮節原理

被補償母線在25 ℃時的長度設計值L為29 000 mm,最大變形量ΔLmax由式(1)計算[19],

式中:ɑ為母線材料的熱膨脹效應系數,取24×10-6K-1;ΔTmax為母線最大溫升。綜合考慮設備額定電流及該地區環境溫度后取值為45 K,從而計算得到被補償母線最大變形量為31 mm。而該伸縮節長度設計值為1 660 mm,最大可以補償母線橫向1 660×tan3°=87 mm 的變形量,說明該段伸縮節設計滿足補償要求,排除盆式絕緣子殼體側存在異常受力的可能。

3.2 導體側

導體插接在盆式絕緣子的觸頭座上,同樣考慮到導體的熱脹冷縮,設計要求導體兩側與觸頭座頂端各留有20 mm 的裕量,如圖5所示。導體長度設計值為1 765 mm,兩側觸頭座頂端相距1 805 mm。

圖5 導體長度示意

現場拆除故障相內導體,測量其導體長度為1 808 mm,超出設計值43 mm,同時也超出了兩側觸頭座頂端的間距,說明現場導體裝配后與盆式絕緣子觸頭座已無間隙。導體在通過運行電流時受熱膨脹,產生軸向擠壓力并長期作用于觸頭座及盆式絕緣子上,同時伸縮節及內部導體為補償母線熱脹冷縮而發生側向偏移趨勢,也產生剪切力通過觸頭座作用在盆式絕緣子上,擠壓力和剪切力的共同作用下,導致了盆式絕緣子的開裂。

4 仿真驗證

為驗證導體與兩側觸頭座無間隙的情況下,導體及母線因熱脹冷縮而長度變化時,盆式絕緣子所受的應力增大是否為開裂原因,本文對故障位置建立熱-結構耦合的三維仿真模型,對故障時盆式絕緣子的應力分布情況進行計算分析。仿真模型大小與實際結構尺寸相同,但為了節約計算時間,仿真模型中略去了連接螺栓等部分結構,同時第3節的分析已經排除了伸縮節使盆式絕緣子異常受力的可能性,因此只需考慮其在溫度場中的熱量傳遞過程,故仿真模型中將伸縮節簡化為普通殼體。

導體的長度設置為與兩側觸頭座間距相等(1 805 mm),即與觸頭座間無間隙,也無法側向偏轉移動。導體超出觸頭座間距的3 mm,轉化為導體彈性形變產生的應力σ1,進一步等效為導體對盆式絕緣子觸頭座的壓力p;同時母線的熱脹冷縮無法得到補償,在母線殼體上會因克服應變而產生應力σ2,進而產生作用在該氣室母線側盆式絕緣子上的剪切力τ,壓力p和剪切力τ的計算式為

式中:A1和E1分別為導體的橫截面積和彈性模量;A2和E2分別為母線殼體的橫截面積和彈性模量;ε1為導體的形變(3 mm);ε2母線殼體的形變(將故障發生時的環境溫度帶入式(1)后計算為26 mm),仿真模型及作用力情況如圖6所示。

圖6 三維仿真模型

對圖6所示的三維模型進行有限元網格劃分后,進行溫度場仿真,熱源為內部導體流過復雜電流后的焦耳發熱,熱量傳遞過程包括導體、殼體與SF6氣體間的對流換熱,以及導體、殼體與盆式絕緣子間的熱傳導。溫度場計算所需相關熱特性參數如表1所示。

表1 各元件熱特性參數

由溫度場計算結果提取導體的溫升值,與導體的熱膨脹系數、彈性模量等力學參數共同賦予仿真模型,同時在盆式絕緣子外側施加固定約束,便可對模型進行結構場仿真。相關力學參數如表2所示,完整仿真計算流程如圖7所示。

表2 各元件力學參數

圖7 盆式絕緣子應力分布計算流程

從仿真結果中提取盆式絕緣子切應力的計算結果,如圖8所示,可以看出,盆式絕緣子最大切應力為17.56 MPa,位于盆式絕緣子中心與導體結合處,超出了盆體材料與鋁導體連接處的允許剪切強度11.24 MPa[20],從而導致了盆式絕緣子的開裂,這與上文中現場檢查與原因分析的結果一致。

圖8 盆式絕緣子應力分布仿真結果(單位:MPa)

5 處理建議

本次故障氣室內安裝導體長度超出設計值,經追溯確認為發貨發錯導致,同時現場安裝過程中,施工人員未對導體長度進行測量確認,進而導致此次故障。反映出產品出庫、質量管控方面存在漏洞,流程不完善;也反映出施工安裝階段裝配工藝控制不嚴的問題。下一步需針對同廠家同類結構處導體安裝、插接情況開展X 光專項排查,同時督促制造廠家進一步完善質量管控機制,加強裝配工藝管控,對于后續基建工程、GIS解體大修等,導體安裝需嚴格按照裝配圖紙進行,安裝時確認好導體編號及尺寸,并做好記錄及復查,確保裝配正確。

6 結束語

本文介紹了一起GIS伸縮節內盆式絕緣子開裂引起的放電故障,通過開展伸縮節內各部件尺寸檢查和伸縮節補償能力校核,判斷盆式絕緣子開裂的原因是由于導體長度超出設計值,在長期熱脹冷縮過程中盆式絕緣子異常受力所導致。盆式絕緣子開裂導致氣室內SF6氣體急速泄漏,壓力降低造成絕緣性能下降,引起觸頭座對殼體間擊穿放電。為驗證導體與兩側觸頭座無間隙情況下,導體及母線的熱脹冷縮是否會導致盆式絕緣子受力開裂,本文對故障位置建立熱-結構耦合的三維仿真模型,通過計算發現盆式絕緣子最大切應力為17.56 MPa,位于盆式絕緣子中心與導體結合處,超出了盆體材料與鋁導體連接處的允許剪切強度11.24 MPa,從而導致了盆式絕緣子的開裂。