110 kV GIS隔离开关缺相故障分析

黄克全，郑荣锋，屈飞飞，刘圆方，陆晓彬，黄 鑫

(国网四川省电力公司成都供电公司，四川 成都 610041)

0 引 言

随着电力技术发展以及城市土地资源紧张加剧，气体绝缘金属封闭开关设备(gas insulated switchgear, GIS)越来越多地应用在新投变电站以及老旧变电站改造中，相对于常规敞开式变电设备，GIS具有占地面积小、技术性能优良、日常维护简单、可靠性高等优点。但由于GIS的导电部分全封闭于GIS管道中，对运行维护带来一些负面影响，如开罐检修工艺复杂、安装环境无尘化要求高、GIS气体污染等[1]。当GIS设备发生局部故障而需要停电检修时，往往要将相邻的GIS气室也进行停电，扩大了停电范围[2]；GIS气体回收以及真空注气往往耗时长，增加了停电时间。特别是GIS的密封特性使得内部的隔离开关位置只能通过位置传动机构进行判断，无法进行直观的观察[3]，操作过程一旦出现分合不到位难以立即发现，容易造成缺相运行。

下面分析处理了某110 kV变电站一起GIS隔离开关分合不到位，造成主变压器缺相运行后跳闸事故，通过故障分析及检修处理恢复供电，为GIS设备的运行维护提供了典型运行经验。

1 故障经过

1.1 故障前运行方式

故障前该站接线方式如图1所示，运行方式为：182断路器供110 kVⅡ母及2号主变压器电源，经110 kV内桥130断路器供110 kVⅠ母及1号主变压器电源，181断路器热备用，110 kV备自投投入。10 kV分段930断路器热备用，10 kV备自投投入，10 kVⅠ段所有出线因10 kVⅠ段开关柜改造，负荷均改接(除电容一路971断路器、站用变压器961断路器外)，仅站用变压器961断路器投入运行。

图1 事故变电站故障前运行方式

1.2 故障发生经过

故障当日，根据运行需要，需退出182断路器运行，将该站主供电源切换至181断路器。01：57，182断路器由运行转热备用；01：59，181断路器由热备用转运行；02：03拉开1、2号主变压器110 kV侧中性点1019、1029隔离开关。181断路器合闸后，监控机、测控装置均无潮流显示，但110 kV和10 kV电压正常。初步判断为监控系统异常。

此后，该站还进行了主变压器调挡和电容器投切操作。07：39，调度远方操作将1号主变压器由4挡调为5挡，此时2号主变压器在7挡；07：50，10 kV电容二路972断路器合闸；07：51，10 kV电容一路971断路器合闸。

07：51：17：996，2号主变压器高后备保护启动，2965 ms间隙过流Ⅱ段保护动作，动作电流5.83 A(间隙零序Ⅱ段整定值为2 A，3 s)，2号主变压器高后备保护出口跳开130、902断路器。

2 故障初步分析

2.1 故障特征分析

故障录波显示，01：59，181断路器由跳位转合位时，181、130断路器CT均检测出B相有负荷电流，A、C相无电流，零相出现与B相同样的电流，如图2所示。02：03，拉开1、2号主变压器110 kV侧中性点1019、1029隔离开关后，181断路器B相电流消失。分析认为，A、C相存在一次回路中断路器或隔离开关合闸不到位的可能。由于操作过程中，主变压器中性点均处于直接接地状态，故B相电流等同于流过中性点的零序电流。拉开中性点隔离开关后，主变压器高压侧无负荷接入，故高压侧无负荷电流，B相电流消失。

图2 181断路器电流故障录波

故障录波显示，到07：51主变压器高后备保护启动跳闸前，全站10 kVⅠ、Ⅱ段母线电压均正常，特别是01：57，182断路器由运行转热备用后，此时本应全站停电。因此，应该是10 kV系统存在倒送电。经逐一排查，检查出10 kVⅡ段914线路对侧断路器违规合环，通过另一电源点倒送至该站10 kVⅡ母，对全站供电。

根据SOE记录和故障录波，07；39，1号主变压器由4挡变为5挡；07：51，10 kV电容二路972断路器合闸；07：51：14，10 kV电容一路971断路器合闸；07：51：20，2号主变压器间隙过流Ⅱ段动作(5.88 A)，跳182、130、902断路器(此时182断路器处于热备用状态)，2号主变压器902断路器A、B相电流消失，181断路器B相、零相电流减小为0，181、902断路器录波如图3所示。

图3 181断路器、902断路器电流故障录波

分析认为，凌晨由于10 kVⅡ段出线负荷较低，914线路倒送电可满足供电要求，而随着早上用电负荷的增长，914线路供电容量已不能满足要求，10 kVⅡ段母线电压逐步下降，通过主变压器调挡和投入补偿电容提升10 kV母线。

当投入10 kV电容一路时，电容电流很大，使得2号主变压器902断路器A、B相出现相序相反的电流，投切电容的传递过电压加上主变压器缺相运行本身的相对地的零序过电压叠加，导致2号主变压器中性点击穿放电并持续较长时间，造成主变压器零序Ⅱ段动作跳闸。

2号主变压器902断路器关跳闸后，930断路器合闸，110 kV九辰线181断路器B相、零相，901断路器A、B相，930断路器A、B相均再次出现较大电流，SOE记录显示此后1号主变压器高后备保护先后多次启动，最终1号主变压器中性点放电间隙棒烧融。08：50，经调度命令，运行人员操作拉开181断路器，1号主变压器断电。由于中性点间隙长期承受B相的相电压，致中性点间隙性击穿放电，零序保护启动，但由于放电时间未达到整定值，保护返回未出口。

2.2 试验验证

为了验证上述181断路器或隔离开关A、C相缺相的推测，对该GISⅠ段设备所有接地开关之间进行了分段回路电阻测试，结果如表1所示(其中1301和1811回路之间含部分母线，阻值相对较高)。

表1 回路电阻测试值 单位：μΩ

由表1可知，1813隔离开关A、C相回路不通，验证了1813隔离开关A、C相合闸不到位的推断。

3 检修处理

对1813隔离开关进行了开罐检查，其内部如图4所示。开罐发现，该隔离开关A、C两相动触头未关合到位，B相触头合闸正常。由于A、C两相共用一个绝缘连杆进行操作，B相单独使用一个绝缘连杆操作，所以A、C两相的故障同时发生。

图4 1813隔离开关内部

为进一步查明操作机构的转动不能带动内部的A、C相导体伸缩的内在原因，现场进一步拆除了隔离开关的动触头侧导体并进行了解体检查，检查发现用于A、C相导体传动的A相叉条拐臂卡口变形扩张，卡口内部磨圆，导致A、C相绝缘传动杆与拐臂连接处出现打滑现象。图5为叉头拐臂带动绝缘拉杆分合闸的示意图，故障卡口与新卡口对比如图6所示。

图5 叉头拐臂带动绝缘拉杆分合闸

图6 新旧叉条拐臂对比

现场更换1813隔离开关A相拐臂，紧固螺钉紧固到位，完成气室清洁、更换吸附剂和密封圈、抽真空、充SF6气体并经操作试验、回路电阻测试合格。之后，对该站所有隔离开关的导体叉条拐臂进行全面开罐检查，还发现了1011、1301隔离开关叉条处螺栓松动及磨损的痕迹，如图7所示。

图7 1011叉条拐臂

4 原因分析

经与生产厂家共同分析，认为这是由于该部件在制造过程中的生产工艺欠佳和在装配过程中控制不严，导致叉条拐臂与传动轴存在尺寸上的正工差，再加上气动机构分、合闸对罐内导体冲击较大，经过十多年来多次操作，造成螺栓松动使部件发生变形，导致这次故障的发生。据厂家人员介绍，该部件在全国普遍使用，但变形缺陷系首次发生，应为极个别的问题。

5 结 论

1)该站变电一次部分采用典型的内桥结构，但其110 kV母线未设计单独的母线PT，靠两组110 kV线路侧PT监视110 kV母线电压，虽节约了投资，但暴露出在断路器、隔离开关合不到位时，无法有效监视母线电压的弊端。建议对于受端GIS变电站，必须设计两组独立的母线PT，以监测线路断路器、隔离开关是否合闸到位，确保线路电压送到110 kV母线上。

2)GIS设备免维护是相对的，由于断路器、隔离开关分、合闸操作会对从操作机构到罐内导体的一系列连接的传动部分产生较大冲击力，经过多次操作，累积效应可能会使螺栓松动，部件发生变形[4-5]。日常维护可对操作机构进行检查，但对罐内传动部分无法检查。建议对GIS设备严格大修管理，对运行15年及以上的GIS设备进行开罐大修，更换老化磨损的部件，消除设备隐患，确保安全运行。

3)加强110 kV用电管理，防止断路器意外投切形成合环倒送电导致人身、设备事故。同时，运行人员一旦发现监控信号异常，都应及时汇报并尽快查明原因，以防止事故扩大。