張 濤

（國(guó)網(wǎng)福建電力有限公司漳州供電公司，福建 漳州 363000）

0 引言

氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備（gas insulated switchgear，GIS）具有結(jié)構(gòu)緊湊、占地面積小、可靠性高、維護(hù)工作量小、安裝方便等諸多優(yōu)點(diǎn)，目前在新式變電站中應(yīng)用越來越廣泛［1-3］。由于GIS設(shè)備高度集成化，設(shè)備狀態(tài)變化指示并不明顯，容易出現(xiàn)分合閘不到位的情況，且當(dāng)內(nèi)部放電時(shí)無法通過感官或測(cè)溫儀等常規(guī)儀器及時(shí)檢出。雖然GIS變電站的故障發(fā)生率比常規(guī)敞開式變電站低一個(gè)數(shù)量級(jí)，但是GIS設(shè)備一旦發(fā)生故障，將會(huì)產(chǎn)生較大的不利影響，檢修周期要比常規(guī)設(shè)備長(zhǎng)［4-6］。本文介紹了一起GIS隔離開關(guān)合閘不到位未及時(shí)發(fā)現(xiàn)導(dǎo)致刀口熔化，最后GIS外殼燒穿造成線路跳閘、全站失壓的嚴(yán)重事故。針對(duì)該起事故，對(duì)原因進(jìn)行分析，提出了相應(yīng)的防范措施和整改建議。

1 事故經(jīng)過

1.1 事故前的運(yùn)行方式

變電站A 于2021年11月投運(yùn)，是一座220 kV 戶外GIS 變電站，全站共有220 kV、110 kV 和10 kV 3個(gè)電壓等級(jí)，配有一臺(tái)三繞組主變壓器，容量為240 MV·A。本期投運(yùn)M 線路與N 線路2 條220 kV線路，這兩條線路的電源取自變電站B。由于前期設(shè)計(jì)原因，本站僅作為終端站為110 kV 及10 kV 客戶供電，后期會(huì)建設(shè)新的220 kV 線路形成多回多站聯(lián)絡(luò)的可靠網(wǎng)絡(luò)構(gòu)架。

計(jì)劃2022 年2 月5 日8 時(shí)至2 月7 日18 時(shí)，對(duì)線路N的某桿塔進(jìn)行遷移施工，N線路處于停電檢修狀態(tài)。由于天氣原因，桿塔遷移工作未能如期完成，順延至2 月8 日18 時(shí)。事故前220 kV 側(cè)運(yùn)行方式如圖1所示。

圖1 事故前220 kV側(cè)運(yùn)行方式

由于變電站A 僅有M 線路作為全站電源點(diǎn)，為保證M 線路負(fù)荷平穩(wěn)運(yùn)行，調(diào)度部門提前調(diào)整了運(yùn)行方式，將部分110 kV、10 kV 重要負(fù)荷及時(shí)轉(zhuǎn)移。有關(guān)部門制定了風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警管控措施，并通知相關(guān)運(yùn)維人員做好M 線路特巡。從2 月5 日停電到事故跳閘前，運(yùn)維人員均匯報(bào)特巡無異常。

1.2 事故概況

2022年2月7日20時(shí)52分46秒，變電站B 220 kV M 線路兩套保護(hù)均動(dòng)作（該線路配置PCS-902 和PSL-603 線路成套保護(hù)裝置），單相跳閘，單相重合不成功，跳開三相斷路器。由于變電站A 僅有M 線路一條電源進(jìn)線，M 線路斷路器跳閘后，全站失壓，損失負(fù)荷24.5 MV·A。另外除跳閘信號(hào)外，該間隔還出現(xiàn)“其他氣室SF6壓力低”告警信號(hào)。

1.3 跳閘線路GIS設(shè)備信息

220 kV M 線路GIS 設(shè)備型號(hào)為ZF11-252，其額定電壓和額定電流分別為252 kV 和3150 A，斷路器氣室額定壓力為0.6 MPa，告警壓力為0.52 MPa，閉鎖壓力為0.5 MPa，其他氣室額定壓力為0.5 MPa，熱穩(wěn)定電流為50 kA，額定短時(shí)耐受時(shí)間為4 s。該線路GIS 設(shè)備從投運(yùn)到跳閘事故發(fā)生之前，未發(fā)生過任何故障。

2 現(xiàn)場(chǎng)檢查情況

2.1 保護(hù)動(dòng)作及報(bào)警信號(hào)檢查

現(xiàn)場(chǎng)檢查M 線路保護(hù)裝置，20 時(shí)52 分46 秒，M線路電流差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，高頻距離保護(hù)動(dòng)作，零序Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作，線路斷路器A 相跳閘，重合不成功，跳開三相斷路器，最大故障電流為40.7 kA，故障測(cè)距為0.03 km。M 線路斷路器匯控柜內(nèi)“其他氣室SF6壓力低告警”指示燈亮起，查看后臺(tái)機(jī)M 線路間隔光字牌也有該信號(hào)，該信號(hào)出現(xiàn)的時(shí)間與斷路器跳閘的時(shí)間一致。由此可初步判斷故障為近區(qū)短路故障，故障點(diǎn)距離該站較近，甚至在本站內(nèi)。

2.2 站內(nèi)一次設(shè)備檢查情況

現(xiàn)場(chǎng)檢查發(fā)現(xiàn)M線路的線路側(cè)隔離開關(guān)A相氣室筒體下方燒穿一個(gè)孔洞，面積大約為120 mm×80 mm，如圖2 所示。M 線路的線路側(cè)隔離開關(guān)機(jī)械指示和電氣指示均為合閘位置。

圖2 M線路的線路側(cè)隔離開關(guān)氣室燒穿孔洞

將內(nèi)窺鏡從GIS 設(shè)備燒穿孔洞伸入內(nèi)部，檢查線路側(cè)隔離開關(guān)A 相內(nèi)部放電情況，發(fā)現(xiàn)其內(nèi)部放電嚴(yán)重，動(dòng)、靜觸頭燒蝕情況如圖3 所示，靜觸頭屏蔽罩、梅花觸指、彈簧、導(dǎo)向桿等已燒熔消失，動(dòng)觸頭屏蔽罩已熔化變形（依稀可辨認(rèn)），動(dòng)觸頭觸指及彈簧飛出氣室。在氣室內(nèi)發(fā)現(xiàn)大量白色粉末，隔離開關(guān)導(dǎo)電體燒毀嚴(yán)重。

圖3 線路側(cè)隔離開關(guān)A相氣室內(nèi)動(dòng)、靜觸頭燒蝕情況

2.3 X射線檢測(cè)情況

用X 射線對(duì)M線路的線路側(cè)隔離開關(guān)三相動(dòng)、靜觸頭接觸情況進(jìn)行檢查，檢查結(jié)果如圖4 所示。由圖4 可見，A 相靜觸頭僅剩1 根彈簧，動(dòng)、靜觸頭之間存在較大縫隙，判斷合閘時(shí)動(dòng)觸頭伸入靜觸頭位置不到位；B 相動(dòng)、靜觸頭之間也有輕微縫隙，判斷B相合閘時(shí)也未完全到位；C 相動(dòng)、靜觸頭接觸良好，合閘到位。

圖4 三相動(dòng)、靜觸頭X光圖

2.4 解體檢查

2.4.1 A相隔離開關(guān)氣室解體檢查情況

對(duì)A 相隔離開關(guān)氣室進(jìn)行解體檢查，發(fā)現(xiàn)隔離開關(guān)內(nèi)部燒蝕嚴(yán)重，如圖5（a）所示。由圖5（a）可見，A 相隔離開關(guān)動(dòng)觸頭座、靜觸頭屏蔽罩及梅花觸指已全部消失，筒體燒穿孔洞位于動(dòng)觸頭座下方，氣室內(nèi)壁存在熔化物，隔離開關(guān)導(dǎo)電體及氣室內(nèi)壁表面均沾滿粉末（SF6氣體分解物）及燒蝕殘留物。

圖5 解體后A相隔離開關(guān)動(dòng)、靜觸頭檢查及測(cè)量情況

用卡尺測(cè)量動(dòng)、靜觸頭之間的距離為18.7 mm，如圖5（b）所示，A 相隔離開關(guān)顯示合閘位置時(shí)，動(dòng)觸頭剛超過剛合點(diǎn)（按照廠家規(guī)定剛合點(diǎn)深度為15 mm，該型號(hào)隔離開關(guān)標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)插入深度為24.8 mm），即合閘不到位。

2.4.2 B相隔離開關(guān)氣室解體檢查情況

對(duì)B 相隔離開關(guān)氣室進(jìn)行解體檢查，發(fā)現(xiàn)動(dòng)觸頭端部有明顯燒蝕痕跡，靜觸頭梅花觸指僅有2 片觸指接觸，其他有放電灼燒痕跡，表面有灰白色燒蝕物。靜觸頭內(nèi)導(dǎo)向螺栓、外屏蔽罩完整，GIS 氣室內(nèi)壁無放電痕跡，如圖6 所示。從動(dòng)、靜觸頭的燒蝕痕跡可以判斷B 相隔離開關(guān)合閘不到位，不到位程度較低。

圖6 解體后B相隔離開關(guān)動(dòng)、靜觸頭檢查情況

2.4.3 C相隔離開關(guān)氣室解體檢查情況

對(duì)C 相隔離開關(guān)氣室進(jìn)行解體檢查，發(fā)現(xiàn)動(dòng)、靜觸頭完好，無放電痕跡，如圖7 所示。通過動(dòng)觸頭上的痕跡位置可判斷動(dòng)觸頭插入深度達(dá)到25 mm，達(dá)到了標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)要求，滿足正常通流能力。

圖7 解體后C相隔離開關(guān)分、合位檢查情況

3 負(fù)荷電流檢查

X 射線及解體檢查結(jié)果確定了M 線路的線路側(cè)隔離開關(guān)A 相氣室內(nèi)動(dòng)、靜觸頭燒蝕嚴(yán)重是造成本次事故的直接原因。由事故前的運(yùn)行方式可知，事故前該站兩條線路狀態(tài)均未發(fā)生變化，推測(cè)M 線路負(fù)荷電流變化對(duì)本次事故有間接影響。

圖8 為M 線路A 相跳閘前幾小時(shí)的負(fù)荷電流變化情況。由圖8 可知，16 時(shí)10 分A 相負(fù)荷電流由186 A 急速增大至943 A，20 時(shí)52 分跳閘前A 相電流為743 A。跳閘前負(fù)荷電流約是平時(shí)負(fù)荷電流的4倍，在隔離開關(guān)接觸電阻不變的情況下，刀口發(fā)熱量達(dá)到原來的十幾倍，因此推測(cè)M 線路負(fù)荷電流的變化使線路側(cè)隔離開關(guān)A 相接觸不良導(dǎo)致的發(fā)熱量劇增，最后造成GIS外殼燒穿。

圖8 負(fù)荷電流變化情況

4 事故原因分析

4.1 隔離開關(guān)合閘不到位

M 線路自2021 年11 月投運(yùn)以來一直未進(jìn)行檢修、維護(hù)工作，因此判斷隔離開關(guān)合閘不到位的原因是在投運(yùn)過程中施工單位及廠家未按照規(guī)范工藝進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)調(diào)試。一般來說，隔離開關(guān)合閘不到位的原因主要有：出廠前裝配過程中工藝控制不嚴(yán)；傳動(dòng)系統(tǒng)銹蝕，螺栓松動(dòng)，連桿變形；現(xiàn)場(chǎng)對(duì)接安裝時(shí)未按要求進(jìn)行裝配及調(diào)試。

1）出廠裝配及試驗(yàn)檢查。對(duì)M 線路的線路側(cè)隔離開關(guān)出廠裝配檢查卡、試驗(yàn)檢查卡進(jìn)行仔細(xì)核對(duì)，除未記錄三相聯(lián)調(diào)尺寸外，未發(fā)現(xiàn)其他異常，基本排除廠內(nèi)裝配時(shí)工藝不嚴(yán)導(dǎo)致隔離開關(guān)合閘不到位的可能。

2）傳動(dòng)系統(tǒng)檢查。對(duì)氣室設(shè)備進(jìn)行解體檢查，未發(fā)現(xiàn)傳動(dòng)系統(tǒng)螺栓松動(dòng)、連桿變形等現(xiàn)象。傳動(dòng)連桿軸雖存在一定的銹蝕情況，但外向軸外層活動(dòng)自如，軸銷拔出時(shí)雖存在卡澀情況但不影響傳動(dòng)，可排除傳動(dòng)銹蝕、螺栓松動(dòng)及連桿變形導(dǎo)致隔離開關(guān)合閘不到位的可能。

3）現(xiàn)場(chǎng)安裝階段檢查。該變電站從2019 年籌備至2021 年11 月投運(yùn)，歷時(shí)近3 年。220 kV GIS 設(shè)備自2021 年5 月進(jìn)站到10 月調(diào)試結(jié)束，時(shí)間跨度較大，調(diào)試人員更換兩次。M線路GIS設(shè)備由第一批調(diào)試人員于7 月完成第一次調(diào)試，8 月開始由第二批調(diào)試人員進(jìn)行第二次調(diào)試。由于技術(shù)原因，第二次調(diào)試人員需要分相將第一次調(diào)試好的三相聯(lián)動(dòng)出線隔離開關(guān)、接地刀閘拆除。間隔底架和斷路器重新安裝完畢后，再將分相拆除的出線隔離開關(guān)、接地刀閘復(fù)位。復(fù)位后由第一次調(diào)試人員調(diào)試好的相間連桿及固定板位置發(fā)生了變化，第二次調(diào)試人員、現(xiàn)場(chǎng)施工單位未按照工藝標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行裝配和重新調(diào)試，也未通過觀察窗對(duì)機(jī)械指示進(jìn)行位置確認(rèn)。根據(jù)回路測(cè)試相關(guān)報(bào)告可知，線路側(cè)隔離開關(guān)各相現(xiàn)場(chǎng)調(diào)試試驗(yàn)電阻值分別為A 相304.7 μΩ、B 相287.1 μΩ、C 相292μΩ，按照1.2倍回路電阻試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)和理論極限值無法判斷出隔離開關(guān)合閘不到位。

4.2 負(fù)荷電流激增

由圖8 可見，16 時(shí)10 分之前M 線路的線路側(cè)隔離開關(guān)A 相負(fù)荷電流一直穩(wěn)定在225 A 以下，16 時(shí)10分之后負(fù)荷電流開始激增。檢查該時(shí)間點(diǎn)前后變電站內(nèi)線路運(yùn)行方式的變化情況，發(fā)現(xiàn)先前為保持負(fù)荷平衡轉(zhuǎn)移出去的110 kV和10 kV負(fù)荷于16時(shí)10分左右全部轉(zhuǎn)移至該變電站供電。查閱當(dāng)日調(diào)度交接班記錄，發(fā)現(xiàn)2 月7 日14 時(shí)調(diào)度進(jìn)行交接班時(shí)未記錄N 線路停電延期（申請(qǐng)延期至8 日18 時(shí)）事項(xiàng)。由此可知，由于當(dāng)日接班調(diào)度員未認(rèn)真核對(duì)當(dāng)前運(yùn)行方式，導(dǎo)致轉(zhuǎn)移出去的負(fù)荷被轉(zhuǎn)移回來，M 線路負(fù)荷電流激增。從16 時(shí)10 分至20 時(shí)52 分近4.5 h 內(nèi)，高負(fù)荷電流持續(xù)作用使得發(fā)熱量不斷積聚，導(dǎo)致接觸不良的M 線路的線路側(cè)隔離開關(guān)A 相動(dòng)、靜觸頭燒熔，熔化物從均壓罩內(nèi)噴濺而出，使GIS 氣室內(nèi)壁燒穿，造成對(duì)地?fù)舸┕收?，發(fā)生保護(hù)動(dòng)作，導(dǎo)致開關(guān)跳閘。

5 防范措施

由以上分析可知，安裝工藝不規(guī)范導(dǎo)致了隔離開關(guān)合閘不到位。由于本次隔離開關(guān)安裝涉及拆分后重新組裝的情況，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)做到以下幾點(diǎn)以確保隔離開關(guān)分合到位。

1）該型號(hào)隔離開關(guān)三相橫式隔接組合共用一個(gè)底座，三相傳動(dòng)連桿長(zhǎng)度固定，需要在現(xiàn)場(chǎng)將連桿分相對(duì)接。二次調(diào)試前，將連桿在軸銷位置處拆除，使用工裝對(duì)中銷保證橫式隔接組合與斷路器對(duì)中。調(diào)試完畢后恢復(fù)相間傳動(dòng)連桿，并進(jìn)行手動(dòng)分合操作，使用對(duì)燈檢查三相合閘是否同步。

2）橫式隔接組合為單相獨(dú)立機(jī)構(gòu)，三相聯(lián)動(dòng)，機(jī)構(gòu)箱傳動(dòng)軸直連拐臂，連桿恢復(fù)后，應(yīng)檢查三相拐臂角度一致。

3）隔離開關(guān)合閘后，可以用X 射線檢查觸頭接觸情況，以確認(rèn)隔離開關(guān)動(dòng)觸頭插入靜觸頭的深度滿足相關(guān)要求。

此外，調(diào)度人員應(yīng)熟悉檢修申請(qǐng)具體情況，對(duì)與停電申請(qǐng)相關(guān)的其他申請(qǐng)應(yīng)加以關(guān)聯(lián)和區(qū)分，避免出現(xiàn)誤恢復(fù)已轉(zhuǎn)移負(fù)荷導(dǎo)致負(fù)荷電流激增的情況。

6 結(jié)論

GIS 設(shè)備因其優(yōu)越的性能在變電站中得到越來越廣泛的應(yīng)用，但其故障更加隱秘，不容易被發(fā)現(xiàn)，一旦發(fā)現(xiàn)往往已經(jīng)比較嚴(yán)重。GIS 設(shè)備的安全運(yùn)行離不開調(diào)度、運(yùn)行、檢修等各專業(yè)崗位人員的協(xié)作。只有在安裝調(diào)試、運(yùn)行維護(hù)、例行檢修等各環(huán)節(jié)中，嚴(yán)格執(zhí)行調(diào)試要求、運(yùn)維規(guī)定及檢修工藝標(biāo)準(zhǔn)，才能有效預(yù)防事故的發(fā)生。