黃克全，鄭榮鋒，屈飛飛，劉圓方，陸曉彬，黃 鑫

(國網(wǎng)四川省電力公司成都供電公司，四川 成都 610041)

0 引 言

隨著電力技術(shù)發(fā)展以及城市土地資源緊張加劇，氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備(gas insulated switchgear, GIS)越來越多地應(yīng)用在新投變電站以及老舊變電站改造中，相對于常規(guī)敞開式變電設(shè)備，GIS具有占地面積小、技術(shù)性能優(yōu)良、日常維護簡單、可靠性高等優(yōu)點。但由于GIS的導(dǎo)電部分全封閉于GIS管道中，對運行維護帶來一些負面影響，如開罐檢修工藝復(fù)雜、安裝環(huán)境無塵化要求高、GIS氣體污染等[1]。當GIS設(shè)備發(fā)生局部故障而需要停電檢修時，往往要將相鄰的GIS氣室也進行停電，擴大了停電范圍[2]；GIS氣體回收以及真空注氣往往耗時長，增加了停電時間。特別是GIS的密封特性使得內(nèi)部的隔離開關(guān)位置只能通過位置傳動機構(gòu)進行判斷，無法進行直觀的觀察[3]，操作過程一旦出現(xiàn)分合不到位難以立即發(fā)現(xiàn)，容易造成缺相運行。

下面分析處理了某110 kV變電站一起GIS隔離開關(guān)分合不到位，造成主變壓器缺相運行后跳閘事故，通過故障分析及檢修處理恢復(fù)供電，為GIS設(shè)備的運行維護提供了典型運行經(jīng)驗。

1 故障經(jīng)過

1.1 故障前運行方式

故障前該站接線方式如圖1所示，運行方式為：182斷路器供110 kVⅡ母及2號主變壓器電源，經(jīng)110 kV內(nèi)橋130斷路器供110 kVⅠ母及1號主變壓器電源，181斷路器熱備用，110 kV備自投投入。10 kV分段930斷路器熱備用，10 kV備自投投入，10 kVⅠ段所有出線因10 kVⅠ段開關(guān)柜改造，負荷均改接(除電容一路971斷路器、站用變壓器961斷路器外)，僅站用變壓器961斷路器投入運行。

圖1 事故變電站故障前運行方式

1.2 故障發(fā)生經(jīng)過

故障當日，根據(jù)運行需要，需退出182斷路器運行，將該站主供電源切換至181斷路器。01：57，182斷路器由運行轉(zhuǎn)熱備用；01：59，181斷路器由熱備用轉(zhuǎn)運行；02：03拉開1、2號主變壓器110 kV側(cè)中性點1019、1029隔離開關(guān)。181斷路器合閘后，監(jiān)控機、測控裝置均無潮流顯示，但110 kV和10 kV電壓正常。初步判斷為監(jiān)控系統(tǒng)異常。

此后，該站還進行了主變壓器調(diào)擋和電容器投切操作。07：39，調(diào)度遠方操作將1號主變壓器由4擋調(diào)為5擋，此時2號主變壓器在7擋；07：50，10 kV電容二路972斷路器合閘；07：51，10 kV電容一路971斷路器合閘。

07：51：17：996，2號主變壓器高后備保護啟動，2965 ms間隙過流Ⅱ段保護動作，動作電流5.83 A(間隙零序Ⅱ段整定值為2 A，3 s)，2號主變壓器高后備保護出口跳開130、902斷路器。

2 故障初步分析

2.1 故障特征分析

故障錄波顯示，01：59，181斷路器由跳位轉(zhuǎn)合位時，181、130斷路器CT均檢測出B相有負荷電流，A、C相無電流，零相出現(xiàn)與B相同樣的電流，如圖2所示。02：03，拉開1、2號主變壓器110 kV側(cè)中性點1019、1029隔離開關(guān)后，181斷路器B相電流消失。分析認為，A、C相存在一次回路中斷路器或隔離開關(guān)合閘不到位的可能。由于操作過程中，主變壓器中性點均處于直接接地狀態(tài)，故B相電流等同于流過中性點的零序電流。拉開中性點隔離開關(guān)后，主變壓器高壓側(cè)無負荷接入，故高壓側(cè)無負荷電流，B相電流消失。

圖2 181斷路器電流故障錄波

故障錄波顯示，到07：51主變壓器高后備保護啟動跳閘前，全站10 kVⅠ、Ⅱ段母線電壓均正常，特別是01：57，182斷路器由運行轉(zhuǎn)熱備用后，此時本應(yīng)全站停電。因此，應(yīng)該是10 kV系統(tǒng)存在倒送電。經(jīng)逐一排查，檢查出10 kVⅡ段914線路對側(cè)斷路器違規(guī)合環(huán)，通過另一電源點倒送至該站10 kVⅡ母，對全站供電。

根據(jù)SOE記錄和故障錄波，07；39，1號主變壓器由4擋變?yōu)?擋；07：51，10 kV電容二路972斷路器合閘；07：51：14，10 kV電容一路971斷路器合閘；07：51：20，2號主變壓器間隙過流Ⅱ段動作(5.88 A)，跳182、130、902斷路器(此時182斷路器處于熱備用狀態(tài))，2號主變壓器902斷路器A、B相電流消失，181斷路器B相、零相電流減小為0，181、902斷路器錄波如圖3所示。

圖3 181斷路器、902斷路器電流故障錄波

分析認為，凌晨由于10 kVⅡ段出線負荷較低，914線路倒送電可滿足供電要求，而隨著早上用電負荷的增長，914線路供電容量已不能滿足要求，10 kVⅡ段母線電壓逐步下降，通過主變壓器調(diào)擋和投入補償電容提升10 kV母線。

當投入10 kV電容一路時，電容電流很大，使得2號主變壓器902斷路器A、B相出現(xiàn)相序相反的電流，投切電容的傳遞過電壓加上主變壓器缺相運行本身的相對地的零序過電壓疊加，導(dǎo)致2號主變壓器中性點擊穿放電并持續(xù)較長時間，造成主變壓器零序Ⅱ段動作跳閘。

2號主變壓器902斷路器關(guān)跳閘后，930斷路器合閘，110 kV九辰線181斷路器B相、零相，901斷路器A、B相，930斷路器A、B相均再次出現(xiàn)較大電流，SOE記錄顯示此后1號主變壓器高后備保護先后多次啟動，最終1號主變壓器中性點放電間隙棒燒融。08：50，經(jīng)調(diào)度命令，運行人員操作拉開181斷路器，1號主變壓器斷電。由于中性點間隙長期承受B相的相電壓，致中性點間隙性擊穿放電，零序保護啟動，但由于放電時間未達到整定值，保護返回未出口。

2.2 試驗驗證

為了驗證上述181斷路器或隔離開關(guān)A、C相缺相的推測，對該GISⅠ段設(shè)備所有接地開關(guān)之間進行了分段回路電阻測試，結(jié)果如表1所示(其中1301和1811回路之間含部分母線，阻值相對較高)。

表1 回路電阻測試值 單位：μΩ

由表1可知，1813隔離開關(guān)A、C相回路不通，驗證了1813隔離開關(guān)A、C相合閘不到位的推斷。

3 檢修處理

對1813隔離開關(guān)進行了開罐檢查，其內(nèi)部如圖4所示。開罐發(fā)現(xiàn)，該隔離開關(guān)A、C兩相動觸頭未關(guān)合到位，B相觸頭合閘正常。由于A、C兩相共用一個絕緣連桿進行操作，B相單獨使用一個絕緣連桿操作，所以A、C兩相的故障同時發(fā)生。

圖4 1813隔離開關(guān)內(nèi)部

為進一步查明操作機構(gòu)的轉(zhuǎn)動不能帶動內(nèi)部的A、C相導(dǎo)體伸縮的內(nèi)在原因，現(xiàn)場進一步拆除了隔離開關(guān)的動觸頭側(cè)導(dǎo)體并進行了解體檢查，檢查發(fā)現(xiàn)用于A、C相導(dǎo)體傳動的A相叉條拐臂卡口變形擴張，卡口內(nèi)部磨圓，導(dǎo)致A、C相絕緣傳動桿與拐臂連接處出現(xiàn)打滑現(xiàn)象。圖5為叉頭拐臂帶動絕緣拉桿分合閘的示意圖，故障卡口與新卡口對比如圖6所示。

圖5 叉頭拐臂帶動絕緣拉桿分合閘

圖6 新舊叉條拐臂對比

現(xiàn)場更換1813隔離開關(guān)A相拐臂，緊固螺釘緊固到位，完成氣室清潔、更換吸附劑和密封圈、抽真空、充SF6氣體并經(jīng)操作試驗、回路電阻測試合格。之后，對該站所有隔離開關(guān)的導(dǎo)體叉條拐臂進行全面開罐檢查，還發(fā)現(xiàn)了1011、1301隔離開關(guān)叉條處螺栓松動及磨損的痕跡，如圖7所示。

圖7 1011叉條拐臂

4 原因分析

經(jīng)與生產(chǎn)廠家共同分析，認為這是由于該部件在制造過程中的生產(chǎn)工藝欠佳和在裝配過程中控制不嚴，導(dǎo)致叉條拐臂與傳動軸存在尺寸上的正工差，再加上氣動機構(gòu)分、合閘對罐內(nèi)導(dǎo)體沖擊較大，經(jīng)過十多年來多次操作，造成螺栓松動使部件發(fā)生變形，導(dǎo)致這次故障的發(fā)生。據(jù)廠家人員介紹，該部件在全國普遍使用，但變形缺陷系首次發(fā)生，應(yīng)為極個別的問題。

5 結(jié) 論

1)該站變電一次部分采用典型的內(nèi)橋結(jié)構(gòu)，但其110 kV母線未設(shè)計單獨的母線PT，靠兩組110 kV線路側(cè)PT監(jiān)視110 kV母線電壓，雖節(jié)約了投資，但暴露出在斷路器、隔離開關(guān)合不到位時，無法有效監(jiān)視母線電壓的弊端。建議對于受端GIS變電站，必須設(shè)計兩組獨立的母線PT，以監(jiān)測線路斷路器、隔離開關(guān)是否合閘到位，確保線路電壓送到110 kV母線上。

2)GIS設(shè)備免維護是相對的，由于斷路器、隔離開關(guān)分、合閘操作會對從操作機構(gòu)到罐內(nèi)導(dǎo)體的一系列連接的傳動部分產(chǎn)生較大沖擊力，經(jīng)過多次操作，累積效應(yīng)可能會使螺栓松動，部件發(fā)生變形[4-5]。日常維護可對操作機構(gòu)進行檢查，但對罐內(nèi)傳動部分無法檢查。建議對GIS設(shè)備嚴格大修管理，對運行15年及以上的GIS設(shè)備進行開罐大修，更換老化磨損的部件，消除設(shè)備隱患，確保安全運行。

3)加強110 kV用電管理，防止斷路器意外投切形成合環(huán)倒送電導(dǎo)致人身、設(shè)備事故。同時，運行人員一旦發(fā)現(xiàn)監(jiān)控信號異常，都應(yīng)及時匯報并盡快查明原因，以防止事故擴大。