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  • 頭條一起1100千伏氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備母線放電故障的分析
    2022-01-21 作者:余爽 趙科  |  來源:《電氣技術(shù)》  |  點擊率:
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    導(dǎo)語國網(wǎng)江蘇省電力有限公司檢修分公司、國網(wǎng)江蘇省電力有限公司電力科學(xué)研究院的研究人員余爽、趙科,在2021年第4期《電氣技術(shù)》上撰文,針對一起特高壓變電站1 100kV氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備母線跳閘故障進行了分析。闡述了故障發(fā)展過程,結(jié)合現(xiàn)場診斷、解體檢查及返廠試驗情況,分析認(rèn)為母線盆式絕緣子電連接裝配間隙處存在異物,在盆子表面殘余電荷、操作過電壓等因素作用下,造成盆子沿面閃絡(luò)是此次事故的主要原因,最后提出了相應(yīng)的改進措施及建議。

    氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備(gas insulated switchgear, GIS)在現(xiàn)代電力系統(tǒng)中起著舉足輕重的作用,具有結(jié)構(gòu)緊湊、運行可靠和易維護等優(yōu)點。GIS在制造、運輸、安裝、運行過程中,可能會因產(chǎn)品質(zhì)量把控不嚴(yán)或長期操作振動,導(dǎo)致其內(nèi)部導(dǎo)體表面存在金屬微粒、絕緣件或緊固件松動和相對位移等缺陷,嚴(yán)重時引發(fā)跳閘事故,甚至造成人身傷害,帶來巨大的損失。

    1 故障概述

    特高壓站執(zhí)行網(wǎng)調(diào)1 000kV Ⅰ母線復(fù)役操作,通過T011開關(guān)給Ⅰ母線充電,遙控合T011開關(guān),40ms后,1 100kV GIS故障,Ⅰ母兩套母差保護動作,跳開T011開關(guān),C相故障電流約為14.2kA。故障時現(xiàn)場天氣晴,氣溫-6℃~6℃。

    故障前運行方式為T011處于熱備用狀態(tài),T051、T041、T022處于冷備用狀態(tài),T053、T042、T043、T023、T013開關(guān)處于運行狀態(tài),如圖1所示。

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    圖1 故障前運行方式

    故障設(shè)備為河南平高電氣股份有限公司生產(chǎn)的ZF27—1100(L)型GIS,額定電流為6 300A(母線8 000A),額定短路開斷電流為63kA,制造日期為2014年,投運日期為2016年4月3日。

    2 檢查處理

    2.1 保護動作情況

    故障發(fā)生后,現(xiàn)場檢查1000kV Ⅰ母第一套母差保護和第二套母差保護均動作,故障電流14.2kA,保護動作行為正確。調(diào)取監(jiān)控后臺事件順序記錄(sequence of event, SOE),故障發(fā)展過程見表1,故障時刻波形如圖2所示。

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    表1 故障發(fā)展過程

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    圖2 1000kV線路及母線故障錄波

    從圖2可以看出,T011開關(guān)遙控合閘后4ms盱泰Ⅰ線電壓波形開始出現(xiàn)異常,14ms時C相電壓跌至零,故障電流增加。本次故障電流由T011開關(guān)流向故障點。由于盱泰Ⅰ線線路保護未動作,判斷故障點處于盱泰Ⅰ線保護范圍外,即T011母線側(cè)隔離開關(guān)至整個Ⅰ母母線段。

    2.2 一次設(shè)備檢查情況

    故障后,現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)1 100kV GIS T011斷路器位置為分位,機構(gòu)油壓為33MPa(額定為31.5MPa),未見異常。對設(shè)備SF6壓力情況進行排查,非斷路器氣室的壓力為0.48MPa左右(額定值為0.45MPa),斷路器氣室的壓力為0.68MPa左右(額定值為0.65MPa),排查未見壓力異常。

    對Ⅰ母及關(guān)聯(lián)設(shè)備C相的SF6組分進行了測量,發(fā)現(xiàn)Ⅰ母10號氣室氣體組分異常,SO2和H2S含量嚴(yán)重超標(biāo),測量結(jié)果如圖3所示,初步判斷放電故障點位于該氣室。

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    圖3 Ⅰ母10號氣室氣體成分測量結(jié)果

    現(xiàn)場對Ⅰ母C相10號氣室進行開蓋檢查,確定放電點位于Ⅰ母C相10號氣室近T0411側(cè)隔離開關(guān)盆式絕緣子,為絕緣沿面閃絡(luò)故障,盆子沿面閃絡(luò)情況如圖4所示。對該氣室另一側(cè)盆子進行檢查未發(fā)現(xiàn)放電痕跡。

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    圖4 故障盆子沿面閃絡(luò)情況

    綜合一次設(shè)備檢查情況及保護動作情況,初步分析故障原因為Ⅰ母C相10號氣室近T0411側(cè)隔離開關(guān)盆式絕緣子存在絕緣缺陷,在空母線投入時發(fā)生沿面閃絡(luò),進而導(dǎo)致母差保護動作跳閘。

    3 返廠檢查

    3.1 外觀檢查

    對故障盆子返廠檢查發(fā)現(xiàn),10:00~13:00區(qū)域(面向盆子凹面)有大片灼黑痕跡,3:00區(qū)域有三條細(xì)樹叉狀放電痕跡,6:00區(qū)域有熔融物飛濺痕跡,如圖5所示。

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    圖5 故障盆子外觀檢查

    故障盆子觸頭座在10:00、12:00左右區(qū)域(面向盆子凹面)有2片金屬燒融痕跡,如圖6所示。筒體內(nèi)表面(對應(yīng)導(dǎo)體電弧燒蝕點)在10:00、12:00區(qū)域(面向盆子凹面)有兩處電弧燒蝕點。筒體內(nèi)表面6:00方向有熔融物滴落堆積痕跡,導(dǎo)體觸頭座表面燒蝕嚴(yán)重,如圖7所示。

    3.2 試驗檢查

    對故障盆子進行X光檢查,未見異常,如圖8所示。對故障盆子凹、凸面打磨拋光,分別進行著色滲透試驗,試驗結(jié)果未見異常,如圖9所示。

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    圖6 故障盆子觸頭座

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    圖7 導(dǎo)體觸頭座外觀檢查

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    圖8 故障盆子X光檢查

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    圖9 故障盆子著色滲透試驗

    將故障盆子封入試驗工裝,進行工頻耐壓局部放電試驗,試驗加壓順序為:0→1 100kV/5min→ 762kV/10min→試驗結(jié)束。最大局部放電量約為1.7pC,滿足單只絕緣件局部放電量不超過3pC的要求,試驗結(jié)果未見異常。

    3.3 原因分析

    盆式絕緣子放電的原因主要有內(nèi)部絕緣缺陷、絕緣及連接件松動、表面異物三個方面。通過返廠X光檢測、著色滲透試驗及耐壓試驗,發(fā)現(xiàn)盆子絕緣無異常,因此排除內(nèi)部絕緣缺陷的問題。通過現(xiàn)場解體檢查,未發(fā)現(xiàn)盆子及導(dǎo)電桿連接件松動的問題,這一方面的原因也可排除。通過對盆子表面、觸頭座的放電痕跡檢查可以看出,放電起始通道為中心導(dǎo)體12點方向沿盆式絕緣子表面發(fā)展,到GIS筒體12點位置導(dǎo)通形成放電通道。因此推斷本次故障原因為盆子電連接裝配間隙處可能存在微小顆粒、纖維等異物。

    故障盆子位于Ⅰ母C相母線末端,該相母線未安裝PT,在盆子表面容易積聚殘余電荷。T011開關(guān)處于母線另一側(cè),通過T011開關(guān)給Ⅰ母線充電時,在操作過電壓、盆子表面殘余電荷、長母線容性效應(yīng)的共同作用下,故障盆子處電壓相對升高,放電電壓降低,造成絕緣子沿面放電。

    綜合上述分析,本次故障原因為盆子電連接裝配間隙處可能存在微小顆粒、纖維等異物,母線復(fù)役過程中,在盆子表面殘余電荷、操作過電壓等因素作用下,造成盆子的閃絡(luò)故障。故障后異物消除,盆子絕緣強度得到恢復(fù)。

    4 結(jié)論

    本文對一起特高壓變電站1 100kV氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備母線跳閘故障進行了分析。綜合廠內(nèi)檢查、解體結(jié)果,本次故障原因為盆子電連接裝配間隙處可能存在微小顆粒、纖維等異物,母線復(fù)役過程中,在盆子表面殘余電荷、操作過電壓等因素作用下,誘發(fā)盆子電連接裝配三角區(qū)電場畸變,造成盆子的閃絡(luò)故障。

    針對本次故障的原因,為避免類似故障再次發(fā)生,提出以下建議:

    1)生產(chǎn)廠家需進一步加強產(chǎn)品制造質(zhì)量管控,保證產(chǎn)品生產(chǎn)環(huán)境及出廠質(zhì)量。同時核算盆子結(jié)構(gòu)、盆子與電連接裝配三角區(qū)電場,進一步研究操作過電壓下盆子的絕緣特性。

    2)基建安裝過程中,施工單位及廠家加強GIS母線對接、內(nèi)部安裝環(huán)節(jié)的管理,提高安裝質(zhì)量。

    3)設(shè)備驗收過程中,監(jiān)理及運維單位加強實施驗收檢查,交接試驗過程中對設(shè)備本體進行全面的局部放電檢測。

    本文編自2021年第4期《電氣技術(shù)》,論文標(biāo)題為“一起1100kV氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備母線放電故障分析”,作者為余爽、趙科。

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