某水电站500 kV GIS高压开关故障机理与处理措施研究

唐亚波

（中国大唐集团股份有限公司重庆分公司，重庆 400020）

0 引言

目前220 kV 以上的电厂高压配电装置普遍采用GIS（六氟化硫封闭式组合电器）形式，GIS 占地少、可靠性高，一般能做到免维护。GIS是电厂发电系统中的中枢，一旦发生故障将造成巨大的损失，不但故障停电范围大，更加严重的是处理难度非常大。某大型水电站属于省内骨干水电站，GIS 电压等级是500 kV，采用3/2主接线形式。由于GIS在前期厂内制造工艺把控不严，陆续发生了不少问题。本文较详细地阐述了其中一起较为严重的GIS高压开关故障，分析了故障的原因，介绍了处理的措施。希望引起其他类似水电厂的重视，以采取有效的防范措施，避免发生类似故障。

1 故障现象描述

某水电站进行2 号机组投产试验，将第二串GIS 联络开关5021开关由冷备用转热备用，17时29分运行人员操作50212 刀闸合闸，17 时30 分10 秒50212刀闸合闸到位，17时33分49秒计算机监控系统报出“开关站公用500 kV GIS 侧2 号高压电缆保护A屏保护动作”“开关站公用500 kV GIS 2号高压电缆保护B屏保护动作”“500 kVⅠ母母线保护A屏母差动作”等报警信号。

2 故障排查分析

2.1 现场故障定位

核实现场继电保护动作报告及故障录波文件后分析，2 号主变高压侧电缆保护和500 kV I 母差动保护属正确动作，故障类型为B相接地。根据保护CT配置，初步判断故障位置在2号主变高压侧开关5021 气室，通过检测发现5021 开关气室二氧化硫含量超标，进一步确定故障范围为5021开关B相气室。做好停电措施后，打开5021开关B相上端盖板检查，发现断路器辅助绝缘拉杆断裂且外壳有明显电弧烧伤痕迹（见图1）。

图1 开关内部图

2.2 故障原因分析

经分析，本次开关故障的直接原因是断路器辅助绝缘拉杆断裂，内部绝缘被击穿后放电。辅助绝缘拉杆结构见图2。

图2 辅助绝缘拉杆结构图

断路器辅助绝缘拉杆的作用有两个：一是连接操作杆和动触头装配连杆，起操作导向作用；二是承担内部带电部件对地绝缘，起绝缘作用[1]。绝缘拉杆的材质为纤维强化塑料，由玻璃纤维增强不饱和聚脂、环氧树脂与酚醛树脂基体制造而成。

将断裂的辅助绝缘拉杆返厂检验后，检验报告显示材质性能不合格。经查验投产前辅助绝缘拉杆在厂内制造的相关检验记录，发现缺失原材料入场检验、相关性能试验报告。询问生产厂家后得知：由于成本上升，降低了辅助绝缘拉杆材料采购的成本，对辅助绝缘拉杆的厂内制造质量验收环节没有进行严格管理，导致辅助绝缘拉杆的制造工艺没有达到设计的性能指标要求。

3 故障处理方案

3.1 停电隔离

本次开关是属于GIS 第二串联络开关，因而需把与第二串有电气连接的开关停电隔离。具体措施如下：断开500 kV 第一串1 号主变高压侧开关5011，断开500 kV 第二串联络甲开关5022，断开500 kV 第三串4 号主变高压侧开关5031，断开500 kV 第二串2 号主变高压侧开关Ⅰ母侧隔离刀闸50211，断开500 kV 第二串2 号主变高压侧开关Ⅱ母侧隔离刀闸50212，断开500 kV 第一串1 号主变高压侧开关Ⅰ母侧隔离刀闸50111，断开500 kV 第三串4 号主变高压侧开关Ⅰ母侧隔离刀闸50311，断开500 kV 第二串联络甲开关Ⅰ母侧隔离刀闸50221，断开500 kV 第二串联络甲开关Ⅱ母侧隔离刀闸50222，断开500 kV第二串2号主变高压侧T区隔离刀闸50216，合上500 kV Ⅰ母接地刀闸5117，合上500 kV 第二串2 号主变高压侧T 区接地刀闸502167。

3.2 断开5021开关

断开500 kV第二串2号主变高压侧开关5021，释放500 kV 第二串2 号主变高压侧开关5021B、C相操作机构压力至零压，并确认油泵电机电源断开、控制回路及加热回路电源断开。

3.3 临近气室减压

为确保作业期间安全，对临近不联通的气室进行降压处理，将气室压力降至0.2 MPa（见图3）。①将500 kV Ⅰ母气室B 相（G05-11）中间联通管断开，将靠近50211 侧气室压力回收至0.2 MPa；②将50221 气室B、C 相（G08-5、G08-6）气体回收至0.2 MPa；③将502167 B、C 相气室（G07-2、G07-3）中间联通管断开，将50216B、C 相气室气体回收至0.2 MPa；④将50211气室B相（G06-5）、50212气室B相（G06-8）、502167 B、C 相气室（G07-2、G07-3）气体回收至零压。

图3 邻近气室降压处理

3.4 拆除互感器和断路器故障相

故障相拆除见图4。①拆除2 号主变高压侧电压互感器5021YH B、C相及其二次接线、底座支架；②对500 kV第二串2号主变高压侧开关5021B相上侧母线加辅助支架；③拆除500 kV第二串2号主变高压侧开关5021B 相两侧CT 接线及CT 本体；④拆除500 kV 第二串2 号主变高压侧开关5021B、C 相二次接线及操作机构本体；⑤拆除500 kV 第二串2号主变高压侧开关5021B 相本体，下落后整体移至空地，注意防潮、防尘处理。

图4 故障相拆除图

3.5 整体更换断路器故障相

（1）整体更换5021 B 相，按解体步骤倒序进行组装恢复。

（2）组装完成后，对解体断路器气室抽真空，真空度达到133 Pa 开始计时，维持真空泵运转在30 min以上，停泵并与泵隔离，30 min后读取真空度A；再静观5 h以上，读取真空度B，要求B-A≤67 Pa（极限允许值133 Pa）才算合格；抽真空合格后充入合格的SF6气体至0.1 MPa，测试微水合格后继续充气至额定压力0.7 MPa（测试不合格重新进行回收气体并进行抽真空），压力减半气室补充合格气体至额定压力0.45 MPa。

1.2.2 资料分析方法 资料的分析在访谈时即开始进行。访谈过程中进行观察和记录，对现场笔记和录音进行标记和归档。访谈资料分析严格采用内容分析法进行[7]，包括：①转录并反复阅读，逐字逐句转录，反复听录音，核实并熟悉录音内容；②初步编码，对反复出现的意义单元进行编码；③类属分析，将编码后的编码进行分类，形成主题；④将主题联系到研究对象的完整叙述，主题如何支持数据及既有的理论观点，确认分析是否完整；⑤明确主题的内涵，明确各部分资料与各个主题的关系；⑥组织描述，将资料组织为对研究现象有意义的解释。访谈资料转录、分析后，返回访谈对象处进行求证，以确保分析结果与真实情况一致。

3.6 进行修后相关试验

对新更换的5021 B相做相关试验，试验完成后投入运行，试验内容如下：

（1）回路电阻测试。在组装完后，充气前完成，并与解体前所测的回路电阻做对比。

（2）微水测试。抽真空充气至额定压力，静止24 h后测试微水，换算到20℃时断路器气室微水含量不大于150 ppm、其他气室微水含量不大于250 ppm。

（3）包气密检查。可与测微水同时进行。

（4）断路器特性试验。

（5）考虑现场实际情况，进行反送电空载运行试验，并进行局部放电测试。

4 运行防范措施

（2）定期测量各气室气体分解产物，发现异常立即进行检查，并查明原因。

（3）断路器倒闸操作前后，由电气一次专业人员检查局放数据无异常后方可进行进一步操作；对隔离开关操作，一定要现场确认断路器是否分合闸到位，防止出现带负荷操作刀闸。

（4）GIS检修时重点排查同类型设备隐患。

（5）加强GIS 设备日常点检及巡视，断路器倒闸操作时、高温及重负荷期间，将GIS设备作为重点检查设备。

5 结语

GIS 在电厂中虽属于免维护产品，但前提是设备的制造质量和安装质量均达设计要求。对于断路器内部的零配件的质量也不能忽视，本次故障就是因为绝缘拉杆材质不合格，造成大范围停电，损失巨大。要高度重视GIS 设备在厂家制造的工艺，从材料检验、装配工艺、特性试验等全过程进行监管，把好GIS 驻场建造、出厂验收、现场安装等全过程的质量关，避免发生类似故障。