一起252 kV GIS盆式絕緣子放電故障分析

(國網(wǎng)成都供電公司，四川 成都 610041)

0 引 言

氣體絕緣組合電器(gas insulated switchgear，GIS)以其占地空間小、檢修周期長、運行可靠性高等特點在電力系統(tǒng)110 kV及以上電壓等級得到了廣泛應(yīng)用[1-2]。

盆式絕緣子由以氧化鋁為填料的環(huán)氧樹脂復(fù)合體系進行澆注和固化而形成，包括盆式支持絕緣子(通氣)和盆式隔板(不通氣)。作為GIS最為核心的部件之一，盆式絕緣子起著分隔氣室、支撐導(dǎo)體和電氣絕緣的作用[3-4]。根據(jù)典型開關(guān)設(shè)備廠家的故障統(tǒng)計，盆式絕緣子是GIS最主要的絕緣薄弱環(huán)節(jié)，特別是當(dāng)開關(guān)設(shè)備觸頭磨合產(chǎn)生的金屬顆粒掉落到盆式絕緣子表面、基建安裝階段GIS盆式絕緣子表面異物清理不到位時，會導(dǎo)致盆式絕緣子沿面閃絡(luò)電壓嚴(yán)重下降[5-8]。

下面介紹了一起252 kV GIS在送電過程中及在故障修復(fù)后耐壓試驗時盆式絕緣子放電擊穿故障，分析了盆式絕緣子沿面閃絡(luò)的主要原因和發(fā)展過程，提出了減少GIS內(nèi)部絕緣故障的防范措施。

1 故障概況

2018年7月6日17：10：50，某220 kV變電站運維人員遙控合閘1號主變壓器220 kV側(cè)201斷路器，17：11：02，1號主變壓器兩套保護差動速斷動作，跳開201斷路器，動作時間5 ms，保護動作二次電流50 A，1號保護故障相別為ABC相(PCS-978，轉(zhuǎn)角方式為角轉(zhuǎn)星)，2號保護故障相別為AC相(CSC-326，轉(zhuǎn)角方式為星轉(zhuǎn)角)。

故障前，該220 kV變電站運行方式如圖1所示，220 kV系統(tǒng)為雙母線接線方式。261、262線路作為主供電源運行在220 kVⅠ母，2號主變壓器202斷路器運行在Ⅰ母，帶全站負(fù)荷運行，母聯(lián)212斷路器熱備用，263、264線路運行在Ⅱ母，201斷路器熱備用，預(yù)備在Ⅰ母投運。1號主變壓器110 kV側(cè)101斷路器、10 kV側(cè)901斷路器均處于熱備用。

該站252 kV GIS設(shè)備為2014年出廠，2016年2月投運，故障前正進行201斷路器檢修后送電操作。

圖1 故障前某220 kV變電站運行方式

1.1 設(shè)備外觀檢查及故障錄波信息

檢修人員在事故發(fā)生后第一時間現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)各氣室壓力均在正常范圍內(nèi)，一次設(shè)備外觀檢查無異常。由故障錄波信息(見圖2)可看出：A相一次故障電流為12 800 A，B、C相電流為0，A相故障電壓為0，B、C相電壓不變，持續(xù)時間60 ms。

其他保護均未動作，也無其他斷路器跳閘。

圖2 故障錄波信息

1.2 試驗分析及故障氣室定位

由于該站兩套母差保護均未動作，兩套主變壓器差動速斷保護均動作，主變壓器非電量保護未動作且變壓器本體、瓦斯繼電器、集氣盒、壓力釋放閥等檢查無異常。初步判斷故障范圍在201斷路器A相CT1與1號主變壓器本體之間，如圖3所示。主變壓器故障2 h后對相關(guān)氣室進行SF6分解產(chǎn)物檢測未見異常，故障5 h后SF6分解產(chǎn)物檢測發(fā)現(xiàn)1號主變壓器2016隔離開關(guān)氣室存在異常分解產(chǎn)物，SO2含量為2.2 μL/L，H2S含量為1.1 μL/L，如表1所示。同時對該氣室相鄰氣室進行檢測，未發(fā)現(xiàn)異常。因此確定1號主變壓器2016隔離開關(guān)A相氣室存在故障。

表1 2016隔離開關(guān)氣室SF6氣體分解產(chǎn)物檢測數(shù)據(jù)

圖3 故障位置

2 故障氣室解體檢查

2016隔離開關(guān)A相氣室自投運以來SF6壓力正常，未發(fā)生漏氣現(xiàn)象。2018年7月5日至6日開展201斷路器機構(gòu)隱患整治，更換斷路器合閘彈簧后調(diào)試數(shù)據(jù)合格，且故障后斷路器氣室分解產(chǎn)物未見異常。

故障氣室為三相分體式，但三相氣管連通，為確定A相氣室放電對其他兩相氣室污染情況，對1號主變壓器2016隔離開關(guān)三相氣室均開罐檢查。

解體發(fā)現(xiàn)A相氣室內(nèi)部遺留大量盆式絕緣子環(huán)氧樹脂放電后產(chǎn)生的粉塵，位于110 kV GIS室夾層處的盆式絕緣子表面有明顯電弧灼燒痕跡，該放電盆式絕緣子位置如圖4所示，為水平布置(凸面朝上)。水平布置的盆式絕緣子類似于收集皿，GIS裝配過程中的粉塵以及金屬屑極易掉落其表面引起電場畸變。

圖4 放電氣室

圖5為放電的A相盆式絕緣子燒蝕受損情況，可以看出該盆式絕緣子表面明顯受大電流電弧燒蝕，金屬嵌件及導(dǎo)體屏蔽罩已燒蝕嚴(yán)重變形，GIS筒體表面也有明顯燒蝕痕跡，筒內(nèi)存在大量盆式絕緣子放電后產(chǎn)生的粉末。

對1號主變壓器2016隔離開關(guān)B相氣室開罐檢查未見異常，盆式絕緣子表面無放電痕跡，分支母線筒內(nèi)無放電粉塵。

圖5 1號主變壓器2016隔離開關(guān)氣室A相放電盆式絕緣子

對1號主變壓器2016隔離開關(guān)C相氣室開罐檢查，分支母線筒內(nèi)無放電粉塵，但C相位于110 kV GIS夾層處的水平布置盆式絕緣子表面有明顯放電痕跡。該間隔自投運以來無異常，在1號主變壓器201斷路器隔離開關(guān)合閘送電時C相電流也無異常。根據(jù)放電樹枝分析，該放電樹枝明顯是在較小能量下放電形成的，可排除運行中放電的可能。根據(jù)DL/T 618-2011規(guī)程，GIS耐壓調(diào)試過程中發(fā)生放電，若重復(fù)耐壓通過則認(rèn)為試驗合格。經(jīng)咨詢基建調(diào)試單位，該間隔交接驗收時確實發(fā)生過放電擊穿，但重復(fù)耐壓試驗合格。故判斷該放電痕跡為基建調(diào)試交流耐壓時盆式絕緣子放電造成，雖然盆式絕緣子表面有放電閃絡(luò)痕跡，但絕緣未完全破壞、絕緣子仍可承受試驗電壓。

圖6 1號主變壓器2016隔離開關(guān)氣室C相放電盆式絕緣子

根據(jù)現(xiàn)場GIS受損情況，修復(fù)方案為更換1號主變壓器2016隔離開關(guān)A相氣室水平布置盆式絕緣子以及110 kV GIS夾層受損的分支母線筒，更換1號主變壓器2016隔離開關(guān)C相氣室水平布置盆式絕緣子，并對1號主變壓器2016隔離開關(guān)三相氣室全面清理，檢查該氣室三相所有盆式絕緣子沿面狀況，確認(rèn)盆式絕緣子沿面潔凈。

故障修復(fù)后現(xiàn)場交流耐壓試驗值為368 kV(出廠試驗值的80%)，其中A、C相一次通過，但B相在耐壓試驗過程中放電擊穿(放電電壓在220～250 kV間)。現(xiàn)場核實耐壓設(shè)備及高壓引線對地距離后再次對B相試驗，第1次升壓至252 kV 10 s后放電擊穿，第2次加壓至180 kV放電擊穿，第3次加壓至210 kV放電擊穿，判定在耐壓區(qū)域B相內(nèi)發(fā)生絕緣擊穿。

對1號主變壓器2016隔離開關(guān)B相氣室再次開罐檢查，發(fā)現(xiàn)220 kV GIS室豎直布置盆式絕緣子表面有明顯放電痕跡，放電位置如圖7中所示，放電痕跡如圖8、圖9所示。

從圖8中放電樹枝形態(tài)分析，該盆式絕緣子表面有多條放電通道，且對耐壓區(qū)域其他盆式絕緣子及母線筒檢查無異常，因此判斷盆式絕緣子在試驗過程中沿面發(fā)生多次放電擊穿。

圖7 1號主變壓器2016隔離開關(guān)氣室B相放電盆式絕緣子位置(耐壓試驗時放電擊穿)

圖8 B相盆式絕緣子放電痕跡(耐壓試驗時放電擊穿)

從圖9中可以看出放電點處金屬嵌件與環(huán)氧樹脂結(jié)合處有明顯燒蝕痕跡，且圖9中虛框內(nèi)金屬嵌件與環(huán)氧樹脂結(jié)合處明顯不平整，該處為環(huán)氧樹脂、金屬嵌件以及SF6氣體三交界面，屬于電場畸變區(qū)，在絕緣子表面未清理干凈的情況下易發(fā)生放電。

同時該盆式絕緣子安裝在拐角處，由于安裝位置限制，在故障后回收氣體、抽真空過程中，絕緣子表面吸附異物后不易清理干凈。

3 金屬顆粒對絕緣子表面電荷影響分析

圖10為金屬微粒對盆式絕緣子表面電荷影響示意圖。當(dāng)高壓導(dǎo)體電壓為正半波，金屬微粒A端相對于高壓導(dǎo)體為負(fù)極性，B端相對于外殼為正極性。由于負(fù)極性電暈放電起始電壓低于正極性，當(dāng)A端局部電場強度超過電暈放電起始電場強度時，A端將先于B端發(fā)生負(fù)極性電暈放電。A端附近盆式絕緣子表面聚集起正極性表面電荷，在離A端較遠的空間則是分散的負(fù)電荷，A端附近的正電荷使電場畸變更容易形成流注、產(chǎn)生電暈放電，放電產(chǎn)生的許多電子崩造成了彌散分布的等離子層，削弱了等離子體前方的電場，不利于放電的向前發(fā)展，因此A端放電類似于湯遜放電，分布較為彌散，在放電路徑上積聚起負(fù)極性表面電荷[9]。

圖9 放電盆式絕緣子與金屬嵌件交界情況(耐壓試驗時放電擊穿)

圖10 金屬微粒對盆式絕緣子表面電荷影響

當(dāng)B端局部電場強度超過電暈起始場強，B端發(fā)生正極性電暈放電，在B端附近盆式絕緣子表面積聚起少量正極性表面電荷。

當(dāng)高壓導(dǎo)體電壓為負(fù)半波時，B端首先發(fā)生負(fù)電暈放電，在B端附近盆式絕緣子表面積聚負(fù)極性表面電荷；當(dāng)電壓升高到A端發(fā)生正極性電暈放電時，在A端附近盆式絕緣子表面積聚起少量正表面電荷。

由于電壓極性周期性變化，電荷整體分布比較均勻，但負(fù)極性電暈放電比正極性電暈放電更容易起始，放電更為彌散，且SF6氣體為強負(fù)電性氣體，很容易吸附電子形成負(fù)離子，因此在交流電壓下，絕緣子沿面放電會產(chǎn)生以負(fù)電荷為主的電荷積聚[4,9]。盆式絕緣子表面電荷積聚及其電場畸變直接導(dǎo)致沿面閃絡(luò)電壓降低。

4 結(jié) 語

故障前無惡劣天氣，所有保護裝置及系統(tǒng)無異常，在1號主變壓器201斷路器檢修完成后送電1號主變壓器時發(fā)生A相盆式絕緣子沿面閃絡(luò)放電，B、C相盆式絕緣子均在試驗電壓下發(fā)生沿面放電，經(jīng)分析本次故障的原因?qū)佼a(chǎn)品或裝配質(zhì)量問題。

造成本次三相盆式絕緣子放電的原因是：

1)盆式絕緣子生產(chǎn)過程中，金屬嵌件與環(huán)氧樹脂結(jié)合處工藝不良。由于該處為環(huán)氧樹脂、金屬及SF6氣體3類電介質(zhì)交界面，工藝處理不良產(chǎn)生不光滑的毛刺后會導(dǎo)致電場畸變產(chǎn)生局部放電，在表面有粉塵、金屬屑等異物的情況下局部放電加劇，最終導(dǎo)致放電擊穿。

2)在基建安裝時絕緣子表面未清理干凈。GIS裝配過程中的粉塵以及金屬屑掉落在盆式絕緣子表面引起電場畸變，在送電過程中產(chǎn)生的操作過電壓以及機械振動作用下，絕緣子表面絕緣裂化或異物跳躍至高電場區(qū)域，導(dǎo)致盆式絕緣子沿面放電。

建議：1)制造廠應(yīng)加強盆式絕緣子的澆筑、固化工藝質(zhì)量管控，加強磨具的清潔度檢查，避免絕緣子內(nèi)存在異物、空穴、裂紋等隱性缺陷。

2)基建安裝時應(yīng)對GIS內(nèi)盆式絕緣子、導(dǎo)體、筒體全面清理，確保安裝質(zhì)量工藝，并嚴(yán)格按照100%出廠耐壓試驗值開展現(xiàn)場交流耐壓試驗。

3)根據(jù)DL/T 618-2011《氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備現(xiàn)場交接試驗規(guī)程》，GIS耐壓過程中發(fā)生擊穿放電，可進行重復(fù)耐壓，若重復(fù)耐壓能經(jīng)受規(guī)定的試驗電壓，認(rèn)為耐壓試驗通過。然而從本次耐壓試驗結(jié)果以及C相盆式絕緣子表面已有放電痕跡仍在運行電壓下正常運行的情況來看，建議GIS耐壓試驗時一旦發(fā)生放電擊穿就應(yīng)該開罐檢查確認(rèn)放電點及放電原因。

4)根據(jù)220 kV室內(nèi)變電站典型設(shè)計方案，該站220 kV GIS主變壓器進線分支母線從4樓GIS室至1樓主變壓器室設(shè)計為一個氣室，氣室長20 m左右且三相氣室連通，主變壓器室內(nèi)GIS分支母線和套管安裝高度12 m左右且無檢修通道，在發(fā)生故障時施工難度極大、故障影響范圍大，建議在今后的新建變電站中避免采用此類設(shè)計。