- 頭條500kV氣體絕緣金屬封閉開關設備盆式絕緣子放電故障的原因分析2022-03-10 作者：張星宇、張小明 等 | 來源：《電氣技術》 | 點擊率：導語國網內蒙古東部電力有限公司電力科學研究院的研究人員張星宇、張小明、左秀江、戴雨薇、陳雅琦，在2021年第8期《電氣技術》上撰文，介紹了某±800kV換流站恢復送電過程中發生放電故障的500kV氣體絕緣金屬封閉開關設備盆式絕緣子現場解體情況，結合繼電保護動作分析，追溯設備出廠試驗結果，并對盆式絕緣子進行了電場模擬分析，最終確定了盆式絕緣子放電故障原因。
氣體絕緣金屬封閉開關（gas insulated switch- gear, GIS）設備在現代電力系統中起著舉足輕重的作用，具有結構緊湊、運行可靠和易維護等優點。組合電器結構緊湊，很容易在生產、安裝、運行維護等環節由于管控不嚴導致母線筒內存在異物，造成內部缺陷。
某±800kV換流站一條500kV送出線路消缺結束，在恢復送電過程中，兩次充電未成功，第二次充電失敗后，變電站工作人員在巡視中發現該出線側500kV GIS設備G88A氣室漏氣。
本文在現場設備解體檢查的基礎上，結合繼電保護動作情況，追溯設備出廠試驗并進行盆式絕緣子電場模擬試驗，綜合分析該盆式絕緣子放電故障原因。
1 繼電保護動作情況及分析
繼電保護動作事件過程如圖1所示。
圖1 繼電保護動作事件過程
1.1 兩次送電故障錄波情況
該送出線路第一次送電過程中兩側換流站故障錄波波形如圖2和圖3所示，根據受端換流站側錄波顯示19:05:38:599時受端換流站發合閘命令，66ms后開關合閘完成，送出線路A、B、C相出現電壓、電流，錄波顯示A相電壓有效值為243.17kV、B相為313.05kV、C相為307.66kV，A相電流有效值為4.21kA、B相為0.057kA、C相為0.061kA，零序電流4.301kA。
故障特征為A相單相接地故障，故障電流出現21ms保護裝置動作跳閘，61ms開關跳開故障切除。送端換流站側故障錄波顯示開關合閘后，A相出現操作過電壓，幅值為835.334kV（1.95p.u.），后降為8.9kV左右，B相電壓最高幅值為-606.48kV，C相電壓最高幅值為-825.158kV，故障持續61ms。現場避雷器A、B相未動作，C相動作。
圖2 受端換流站第一次送電故障錄波波形
圖3 送端換流站第一次送電故障錄波波形
該送出線路第二次送電過程中兩側換流站故障錄波波形分別如圖4和圖5所示。第二次送電過程中受端換流站側故障量趨勢與第一次送電情況基本相符，故障持續61ms左右，故障特征為A相接地故障。送端換流站側A相瞬時電壓最高為11.989kV左右，B、C相電壓正常。從兩側錄波看，第二次送電受端換流站合閘時故障點依然存在，送端換流站側A相電壓接近0，故障應為該線路送端換流站側出口處直接接地故障。
圖4 受端換流站第二次送電故障錄波波形
圖5 送端換流站第二次送電故障錄波波形
1.2 繼電保護裝置動作情況
受端換流站側：PSL—603UA保護裝置11月14日19:05:38:664啟動，22ms分相差動保護動作、31ms距離加速動作。CSC—103A保護裝置19:05:38:665啟動，20ms縱聯差動保護動作、差動手合動作，34ms距離加速動作，67ms零序加速動作。
送端換流站側：PSL—603UA保護裝置、CSC—103A保護裝置啟動，未動作。
1.3 縱聯差動保護動作分析
線路在空充時故障或空載時發生故障，其邏輯為：一側變電站開關在分位、一側開關在合位，合閘側檢測到故障且故障電流大于差動保護定值時，合閘側線路差動保護動作跳閘，分位側線路保護不動作。本次故障受端換流站側縱聯差動保護動作，送端換流站側啟動未動作，差動保護動作行為符合空充狀態下故障的動作邏輯。
送端換流站側開關在分位，故障電流為零，保護裝置無法通過電流突變量啟動，縱聯電流差動保護針對空充狀態增加了跳閘位置節點（TWJ）啟動元件，作為手合于故障或空充線路，一側啟動另一側不啟動時，未合側保護裝置的啟動元件，即未合側只要滿足：①裝置有三相TWJ開入；②收到對側保護啟動信號，則保護啟動。送端換流站側保護啟動框圖如圖6所示。
圖6 送端換流站側保護啟動框圖
本次故障，送端換流站側滿足TWJ啟動條件，保護裝置啟動，向對側發送啟動信號，但因本側開關故障前三相在分位，不滿足差動跳閘邏輯，差動保護未動作。受端換流站側電流突變量元件啟動，接收到對側發送的啟動信號，差動電流1.112A大于差動保護動作定值0.15A，差動保護動作。
1.4 手合于故障加速保護動作分析
合閘加速保護分為距離加速和零序加速兩種，受端換流站側滿足手合加速條件，PSL—603UA保護裝置故障阻抗為29.814Ω，小于接地距離Ⅲ段定值57.6Ω，經過延時（最長不超過50ms）距離加速動作；零序加速保護手合時固定延時100ms，故障持續60ms左右，零序加速未達到延時，零序加速保護不動作。
CSC—103A保護故障阻抗為29.88Ω，小于接地距離Ⅲ段定值57.6Ω，距離手合加速動作。故障時零序電流為1.086A，大于零序過電流加速段定值0.09A，零序加速保護裝置內固定延時60ms，零序加速保護動作。
1.5 故障過程行波測距分析
送端換流站配置XC—100E行波測距裝置，其基本原理：通過測量電壓、電流行波在故障點及母線（電站）之間的傳播時間進行測距。
故障線路送電過程中因本側開關處于分位無電流量輸入，無法通過故障線路行波進行測距，可以根據故障點產生行波通過故障線路到受端換流站母線，經過另一線路到達送端換流站母線進行測距。結合測距行波波形L=(2740-1738)×148000m=146588m，分析結果為距受端換流站側約為146.7km，符合計算結果。送端換流站側行波單端測距分析結果如圖7所示。
圖7 送端換流站側行波單端測距分析結果
2 現場檢查及解體情況
2.1 現場檢查情況
14日22:00，第一次充電失敗后，檢修人員對送端換流站內5083DK線路高抗、故障線路出線設備進行檢查，設備外觀檢查無異常；對故障線路A相分支母線及隔離開關氣室進行SF6分解物試驗（見表1），試驗結果無異常。15日02:00第二次充電失敗后，對5083DK線路高抗、故障線路出線設備進行檢查，設備外觀檢查無異常；對故障線路A相分支母線及隔離開關氣室進行SF6分解物試驗（見表1），試驗結果無異常；對5083DK線路高抗進行油色譜分析，數據無異常。
15日08:00，運行人員發現故障線路出線G88A氣室漏氣，壓力開始有下降趨勢。現場立即進行全面檢查，發現套管下方第一個盆式絕緣子澆筑口有漏氣響聲。隨后進行SF6分解物檢測，發現有SO2體積分數為69.4×10-6，故障點所在氣室較長，約為35m，分析認為氣室較長，SO2擴散至取氣口需要較長時間，所以故障后很長時間才檢測到分解物（見表1）。
表1 G88A氣室（A相）分解物檢測數據
2.2 設備解體檢查情況
現場檢測發現G88A氣室SO2體積分數為69.4× 10◆6，判斷G88A氣室內部存在放電，故障位置如圖8所示。16日02:00，對故障線路出線G88A氣室套管下端第一個盆式絕緣子進行開蓋檢查，發現盆式絕緣子兩側均有燒傷。
圖8 放電氣室故障位置
現場開蓋后，發現故障部位位于套管下方通氣盆式絕緣子，如圖9和圖10所示，盆式絕緣子凸側朝向套管側，凹側朝向分支母線側。
圖9 故障位置
圖10 故障位置內部形態圖
檢查發現，故障盆式絕緣子放電位置位于正常運行位置的正下方。放電發生在盆式絕緣子凹面，凹面大面積炭化，且有兩條明顯放電通道，其中一條放電通道是寬15～20mm、深4mm左右、均勻且炭化嚴重的溝狀損傷；在凸面存在明顯裂縫，嚴重損傷部位呈長35mm、寬15mm、高9mm的鼓包狀裂縫，凸面損傷裂縫和凹面兩條放電通道重合，盆式絕緣子觸頭、導體有多處電弧燒蝕痕跡。具體檢查情況如圖11～圖14所示。
圖11 盆式絕緣子放電情況（凹面）
圖12 盆式絕緣子放電情況（凸面）
圖13 盆式絕緣子放電損傷情況（凹面）
圖14 盆式絕緣子放電損傷情況（凸面）
2.3 故障設備出廠試驗追溯和電場強度核對
廠家反饋資料顯示，該換流站550kV GIS采用單元化出產方式，所有零部件（含盆式絕緣子）經檢驗合格后，進入總裝車間進行裝配，試驗合格后出廠。經檢查盆式絕緣子的試驗記錄、G16197F5—21套管單元及G16197F5—18母線單元的試驗記錄，均合格。
按照標準和規范要求，盆式絕緣子通過了熱性能試驗、壓力試驗和密封試驗的型式試驗，隨產品通過了絕緣試驗等型式試驗。故障處的盆式絕緣子編號為517513Z1438，其X射線探傷、額定短時工頻耐壓試驗、局部放電試驗均合格。
G16197F5—18分支母線單元的主回路電阻測量、額定雷電沖擊耐受試驗、額定工頻短時耐受試驗、局部放電試驗均合格。G16197F5—21套管單元的主回路電阻測量、額定雷電沖擊耐受試驗、額定工頻短時耐受試驗、局部放電試驗均合格。對套管下部故障盆式絕緣子處的電場進行分析如圖15所示，該處內部導體電場強度最大值為22.3kV/mm，位于觸頭屏蔽部位，符合設計要求。
2.4 設備交接試驗和現場運行情況追溯
現場交接未進行雷電沖擊耐受試驗、額定工頻短時耐受試驗，無法考核現場安裝后GIS設備承受過電壓的能力。
圖15 故障盆式絕緣子處電場分析
此次消缺為輸電線路消缺，不包括站內設備，自投運以來，此次線路消缺前該GIS設備一直處于帶電運行狀態，根據投運時錄波波形顯示電壓最高幅值為-606.48kV，小于此次最大操作過電壓幅值835.334kV。
3 綜合分析
第一次充電后的故障錄波波形顯示故障線路A相最大操作過電壓為835.334kV（盆式絕緣子承受最大操作過電壓值為1 300kV），第二次充電后的故障錄波波形顯示故障線路A相電壓峰值為11.989kV，第二次充電后故障線路A相電壓峰值小于第一次充電后電壓，兩次充電故障錄波圖均顯示故障特征為A相接地故障，根據故障盆式絕緣子損傷情況（見表2），可以判定第一次充電時導電桿經故障盆式絕緣子凹面對母線筒壁放電。
表2 故障盆式絕緣子損傷情況
結合錄波波形顯示故障線路A、B、C相線路感應電壓分別為8.9kV、14.2kV、9.0kV，在盆式絕緣子第一次充電后發生放電，絕緣降低，形成放電通道，在放電通道上由感應電壓產生感應電流，自14日19:31故障發生，至15日04:00線路轉檢修，線路感應電流沿盆式絕緣子沿面通道持續作用10h29min，在感應電流的電和熱作用下盆式絕緣子進一步損傷，造成凹面均勻并炭化嚴重的溝狀損傷和凸面鼓包狀裂縫，同時引起盆式絕緣子膠墊等密封損傷，導致氣室漏氣。
通過出廠試驗、現場交接試驗追溯，基本可以排除盆式絕緣子質量原因，但現場交接試驗無法考核設備安裝后過電壓承受水平。綜合分析，本次故障應是現場安裝等環節管控不嚴導致母線筒內存在異物，造成該設備絕緣水平降低，在過電壓作用下引起放電。
4 結論
本次事故中繼電保護裝置動作正確。事故的主要原因是現場安裝等環節管控不嚴導致母線筒內存在異物造成故障線路A相分支母線盆式絕緣子在第一次充電時發生放電，盆式絕緣子絕緣降低，形成放電通道，在放電通道上由感應電壓產生感應電流，在其長時間作用下盆式絕緣子進一步損傷，并導致氣室漏氣。
本文編自2021年第8期《電氣技術》，論文標題為“500kV氣體絕緣金屬封閉開關設備盆式絕緣子放電故障原因分析”，作者為張星宇、張小明。
