500 kVGIS设备发生闪络接地故障的原因

寇元培

(国家电投五凌电力有限公司三板溪水电厂,贵州 锦屏 556700)

以某电厂500 kVGIS设备发生闪络接地故障且无设备击穿痕迹为例,从保护动作情况、绝缘摇测、SF6气体检测、设备开盖检查、设备设计参数复测及新设备参数比对等方面入手,查找故障原因,提出防范措施及改进建议,以消除设备隐患。

1 发生闪络接地故障点分析

1.1 保护动作情况

某厂在进行图1褐色部分开关操作时,上位机报500 kV母线保护I母母差差动保护动作,与母线相连的其他开关均跳闸,与操作开关相连的两台主变差动保护动作。其保护动作情况如下:故障发生时,500 kV母线保护I母母差差动保护动作,保护装置显示差动保护启动13 ms后I母差动动作,C相差流为2.578 A,故障发生时C相电压消失,A、B相电压正常,判断C相发生接地短路故障。与其相连的两台主变A、B套保护差动动作,装置显示差动保护启动11 ms后主变差动速断动作,B、C相有差动电流,故障发生时主变高压侧C相电压消失,电流升高;主变高压侧A、B相电压电流正常;零序电压升高,判断两台主变高压侧C相发生接地短路故障。地下开关站故障录波装置CB1与CB2开关电流采样波形如图2所示。

图1 500kVGIS设备发生闪络接故障研判Fig.1 Investigation of flashover connection fault of 500 kV GIS equipment

图2 CB1开关电流采样波形图Fig.2 Waveform of CB1 switching current sampling

地下开关站故障录波装置CB3开关电流采样波形如图3所示。地下开关站故障录波装置500 kVⅠ母母线电压采样波形如图4所示。通过查看保护动作波形及动作事件报告发现,在500 kVCB3开关分闸瞬间主变高压侧C相电压消失,电流升高,故障初步判断为故障发生在500 kV母线与主变高压侧之间,C相发生接地故障。根据保护动作情况及所配置母线差动保护、主变差动保护范围,判断故障发生在图中阴影部分,故将故障设备初步判断为操作开关C相一次侧发生了接地故障,且故障点靠近母线侧。

图3 CB3开关电流采样波形图Fig.3 Waveform of CB3 switching current sampling

图4 500 kVⅠ母母线电压采样波形图Fig.4 500 kVⅠ bus voltage sampling waveform diagram

1.2 绝缘摇测情况

对图1阴影区域部分内一次设备进行绝缘摇测,根据摇测结果再进一步确认故障点。将母线地刀ES417与两台主变高压侧开关靠近母线侧地刀ES217作为两个摇测点,具体操作如下:拉开CB3开关与CB3开关靠近母线侧刀闸DS31及CB2开关靠近母线侧地刀ES217,合上500 kV I母接地刀闸,解开CB2开关靠近母线侧地刀C相接地排,使用5000 V绝缘摇表通过500 kV母线地刀C相接地点加压,经DS21C相对500 kVⅠ母C相进行绝缘检查,若发现异常,故障点则出现在500 kV母线C相。合上CB2开关靠近母线侧地刀ES217,拉开500 kV I母地刀ES417,解开500 kV I母接地刀C相接地排,使用5000 V绝缘摇表,通过开关靠近母线侧接地刀闸C相接地点加压,经DS21C相对500 kVⅠ母C相进行绝缘检查,若发现异常,故障点则出现在500 kV开关靠近母线侧。

通过上述两种绝缘摇测,均未发现异常,则可判断故障点不在500 kV I母上,故障点为所操作的500 kV开关C相。

1.3 SF6气室分解物纯度水分测试情况

确定故障位置后,为了进一步分析故障类型,需对故障的500 kV开关CB2C相气室内气体进行检测,通过分析SF6中相关成分来初步判断故障类型。使用SF6电气设备气体综合测试仪对CB2开关三相SF6气室进行分解物纯度水分测试,检测结果如下:

表1 CB2开关三相SF6气室分解物明细Tab.1 Details of CB2 switch three-phase SF6 chamber decomposition

1.4 故障开关气室检查情况

通过气体检测初步排除因故障开关气室水分含量超标而导致操作发生异常现象。为进一步检查是否发生了闪络,查明发生原因,需对操作开关C相进行开盖检查。开盖前,检查该开关两侧隔离刀闸已拉开且两侧地刀在合闸位置,确保安全措施布置到位后,抽走该开关C相气室内SF6气体,再打开气室端盖。开盖检查发现,气室内壁与触头无明显粉尘,但故障开关C相触头屏蔽罩与开关外壳之间存在闪络放电痕迹,故判断该开关在操作时发生闪络,排除了内部存在粉尘、环境较差引起闪络。随着技术的发展,可采用放电故障超声波定位,确定故障位置并判断故障原因。

2 开关故障原因

SF6电气设备放电故障类型主要有硬故障(放电通道涉及触头的绝缘,高能放电后电气绝缘不能恢复)与软故障(放电通道涉及SF6气体绝缘或触头绝缘及SF6气体绝缘,高能放电后电气绝缘可恢复,但因绝缘降低导致发生闪络)。硬故障主要考虑触头与屏蔽层的绝缘降低,从设计参数、制作工艺、耐压试验数据进行判断。软故障主要通过SF6气体成分检测方法进行判断。

2.1 发生软故障的主要原因

SF6气体中含有过量的水分是开关操作时发生闪络的主要原因之一。SF6气体中过量的水分在一定条件下会凝露在固体绝缘材料表面,严重降低材料绝缘强度,甚至导致绝缘故障。通过实验研究不同温度条件下SF6气体中微水量的变化规律及微水对固体绝缘材料闪络电压的影响规律,结果表明,当环境温度保持不变时,微水几乎不影响绝缘材料的闪络电压;当环境温度骤变时,SF6气体的相对湿度升高,湿度值可达100%。微水量在一定范围内对绝缘材料闪络电压基本没有影响,但随着微水含量的逐渐增大,绝缘材料闪络电压降低且降低程度随微水量的增多而增大。环境温度骤升时,绝缘材料闪络电压更易受微水影响。

气室内触头或气室内壁是否有粉尘、金属粉末是引发闪络的主要原因。在进行开关操作时,粉尘会因振动而分布在气室空间内,从而降低SF6气体的绝缘效果。通过SF6气体成分检测及开盖检查发现,此次故障不是SF6气体水分超标及气室内卫生差引起的。根据开关运行情况分析,造成此次闪络故障的原因是该开关自2006年投产以来在长期操作过程中产生了微小金属异物,在开关分闸操作后,由于电动力场及SF6气流的作用,异物在开关内部由低电位移动至高电位,降低了绝缘裕度,引发了开关C相绝缘故障。

2.2 发生硬故障的主要原因

发生硬故障的主要原因有动静触头距离不合适、气室外壳直径设计不合理、屏蔽罩绝缘降低、导体或表层制造工艺差而出现毛刺、绝缘裕度考虑不足等。

根据影响GIS开关发生闪络的因素及相关试验,排除气体中微水含量超标、粉尘等因素,根据设计参数及开关动作情况进行研判。经复测,该开关为2006年以前生产的,套管直径比改进后的开关外壳直径小,且开关动静触头的距离与新开关有一定的差别,新设计的开关内部导体及绝缘层处理工艺较旧开关更优。

综上分析,套管直径大小与开关动静触头之间的距离直接影响开关绝缘裕度,若开关的绝缘裕度偏小,开关运行时间久且操作次数多之后,开关气室内运行环境发生变化,这会降低气室绝缘,绝缘裕度将进一步降低,达到一定程度后其绝缘裕度将不满足开关分闸时所需的绝缘度,进而发生闪络,这是主要原因之一。

3 故障开关处理措施

开关发生此类故障时,为了尽快恢复设备运行,满足网调供电需求,一般会对开关进行局部处理,经试验合格后将其投运,具体处理步骤如下:

对故障开关C相灭弧室静侧屏蔽与壳体放电灼烧痕迹进行打磨,用吸尘器、产品擦拭纸清理干净灭弧室静侧屏蔽及壳体、导体、绝缘件、筒璧等部件,对壳体金属部分(灼伤部分)涂敷专用绝缘油漆。

故障开关C相气室封盖后对气室进行抽真空、充气、静置等,严格按照相关标准静止72 h,检查气室是否漏气,气压是否满足要求。上述条件满足后,对气室内气体含量进行检测。检测正常后,根据《电力设备预防性试验规程》(DL/T596-2021)《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150-2016)相关要求,对开关进行绝缘电阻、导电回路电阻、动作特性试验及分合闸最低动作电压试验等。根据《防止电力生产事故的二十五项重点要求》(2023版),对与保护动作相关主变进行绕组电阻测量、绕组变形等诊断性试验,综合判断无异常后,根据相关规程要求对发生故障的开关进行1h耐压试验。上述试验结果均正常后方可将开关投入运行。

但上述措施不能解决因设备设计、制作工艺等原因导致的设备安全隐患。为了从根本上解决此类问题,需对该类型开关或设备进行改造换型,增加开关气室外壳直径及动静触头之间的距离,从而增加开关气室绝缘裕度。

4 结束语

设备需防止开关发生闪络故障,但随着开关运行时间的增加,其内部环境可能发生变化,当内部出现金属颗粒或SF6气体成分不满足绝缘要求及环境温度发生巨大变化等情况时,进行开关操作将存在发生闪络故障的风险。需定期对开关内SF6气体成分进行检测,开展超声及局放带电检测,检查相关指标是否满足运行要求,及时发现设备状况,避免发生此类事故。