唐亞波

（中國大唐集團股份有限公司重慶分公司，重慶 400020）

0 引言

目前220 kV 以上的電廠高壓配電裝置普遍采用GIS（六氟化硫封閉式組合電器）形式，GIS 占地少、可靠性高，一般能做到免維護。GIS是電廠發(fā)電系統(tǒng)中的中樞，一旦發(fā)生故障將造成巨大的損失，不但故障停電范圍大，更加嚴重的是處理難度非常大。某大型水電站屬于省內(nèi)骨干水電站，GIS 電壓等級是500 kV，采用3/2主接線形式。由于GIS在前期廠內(nèi)制造工藝把控不嚴，陸續(xù)發(fā)生了不少問題。本文較詳細地闡述了其中一起較為嚴重的GIS高壓開關故障，分析了故障的原因，介紹了處理的措施。希望引起其他類似水電廠的重視，以采取有效的防范措施，避免發(fā)生類似故障。

1 故障現(xiàn)象描述

某水電站進行2 號機組投產(chǎn)試驗，將第二串GIS 聯(lián)絡開關5021開關由冷備用轉熱備用，17時29分運行人員操作50212 刀閘合閘，17 時30 分10 秒50212刀閘合閘到位，17時33分49秒計算機監(jiān)控系統(tǒng)報出“開關站公用500 kV GIS 側2 號高壓電纜保護A屏保護動作”“開關站公用500 kV GIS 2號高壓電纜保護B屏保護動作”“500 kVⅠ母母線保護A屏母差動作”等報警信號。

2 故障排查分析

2.1 現(xiàn)場故障定位

核實現(xiàn)場繼電保護動作報告及故障錄波文件后分析，2 號主變高壓側電纜保護和500 kV I 母差動保護屬正確動作，故障類型為B相接地。根據(jù)保護CT配置，初步判斷故障位置在2號主變高壓側開關5021 氣室，通過檢測發(fā)現(xiàn)5021 開關氣室二氧化硫含量超標，進一步確定故障范圍為5021開關B相氣室。做好停電措施后，打開5021開關B相上端蓋板檢查，發(fā)現(xiàn)斷路器輔助絕緣拉桿斷裂且外殼有明顯電弧燒傷痕跡（見圖1）。

圖1 開關內(nèi)部圖

2.2 故障原因分析

經(jīng)分析，本次開關故障的直接原因是斷路器輔助絕緣拉桿斷裂，內(nèi)部絕緣被擊穿后放電。輔助絕緣拉桿結構見圖2。

圖2 輔助絕緣拉桿結構圖

斷路器輔助絕緣拉桿的作用有兩個：一是連接操作桿和動觸頭裝配連桿，起操作導向作用；二是承擔內(nèi)部帶電部件對地絕緣，起絕緣作用[1]。絕緣拉桿的材質為纖維強化塑料，由玻璃纖維增強不飽和聚脂、環(huán)氧樹脂與酚醛樹脂基體制造而成。

將斷裂的輔助絕緣拉桿返廠檢驗后，檢驗報告顯示材質性能不合格。經(jīng)查驗投產(chǎn)前輔助絕緣拉桿在廠內(nèi)制造的相關檢驗記錄，發(fā)現(xiàn)缺失原材料入場檢驗、相關性能試驗報告。詢問生產(chǎn)廠家后得知：由于成本上升，降低了輔助絕緣拉桿材料采購的成本，對輔助絕緣拉桿的廠內(nèi)制造質量驗收環(huán)節(jié)沒有進行嚴格管理，導致輔助絕緣拉桿的制造工藝沒有達到設計的性能指標要求。

3 故障處理方案

3.1 停電隔離

本次開關是屬于GIS 第二串聯(lián)絡開關，因而需把與第二串有電氣連接的開關停電隔離。具體措施如下：斷開500 kV 第一串1 號主變高壓側開關5011，斷開500 kV 第二串聯(lián)絡甲開關5022，斷開500 kV 第三串4 號主變高壓側開關5031，斷開500 kV 第二串2 號主變高壓側開關Ⅰ母側隔離刀閘50211，斷開500 kV 第二串2 號主變高壓側開關Ⅱ母側隔離刀閘50212，斷開500 kV 第一串1 號主變高壓側開關Ⅰ母側隔離刀閘50111，斷開500 kV 第三串4 號主變高壓側開關Ⅰ母側隔離刀閘50311，斷開500 kV 第二串聯(lián)絡甲開關Ⅰ母側隔離刀閘50221，斷開500 kV 第二串聯(lián)絡甲開關Ⅱ母側隔離刀閘50222，斷開500 kV第二串2號主變高壓側T區(qū)隔離刀閘50216，合上500 kV Ⅰ母接地刀閘5117，合上500 kV 第二串2 號主變高壓側T 區(qū)接地刀閘502167。

3.2 斷開5021開關

斷開500 kV第二串2號主變高壓側開關5021，釋放500 kV 第二串2 號主變高壓側開關5021B、C相操作機構壓力至零壓，并確認油泵電機電源斷開、控制回路及加熱回路電源斷開。

3.3 臨近氣室減壓

為確保作業(yè)期間安全，對臨近不聯(lián)通的氣室進行降壓處理，將氣室壓力降至0.2 MPa（見圖3）。①將500 kV Ⅰ母氣室B 相（G05-11）中間聯(lián)通管斷開，將靠近50211 側氣室壓力回收至0.2 MPa；②將50221 氣室B、C 相（G08-5、G08-6）氣體回收至0.2 MPa；③將502167 B、C 相氣室（G07-2、G07-3）中間聯(lián)通管斷開，將50216B、C 相氣室氣體回收至0.2 MPa；④將50211氣室B相（G06-5）、50212氣室B相（G06-8）、502167 B、C 相氣室（G07-2、G07-3）氣體回收至零壓。

圖3 鄰近氣室降壓處理

3.4 拆除互感器和斷路器故障相

故障相拆除見圖4。①拆除2 號主變高壓側電壓互感器5021YH B、C相及其二次接線、底座支架；②對500 kV第二串2號主變高壓側開關5021B相上側母線加輔助支架；③拆除500 kV第二串2號主變高壓側開關5021B 相兩側CT 接線及CT 本體；④拆除500 kV 第二串2 號主變高壓側開關5021B、C 相二次接線及操作機構本體；⑤拆除500 kV 第二串2號主變高壓側開關5021B 相本體，下落后整體移至空地，注意防潮、防塵處理。

圖4 故障相拆除圖

3.5 整體更換斷路器故障相

（1）整體更換5021 B 相，按解體步驟倒序進行組裝恢復。

（2）組裝完成后，對解體斷路器氣室抽真空，真空度達到133 Pa 開始計時，維持真空泵運轉在30 min以上，停泵并與泵隔離，30 min后讀取真空度A；再靜觀5 h以上，讀取真空度B，要求B-A≤67 Pa（極限允許值133 Pa）才算合格；抽真空合格后充入合格的SF6氣體至0.1 MPa，測試微水合格后繼續(xù)充氣至額定壓力0.7 MPa（測試不合格重新進行回收氣體并進行抽真空），壓力減半氣室補充合格氣體至額定壓力0.45 MPa。

1.2.2 資料分析方法 資料的分析在訪談時即開始進行。訪談過程中進行觀察和記錄，對現(xiàn)場筆記和錄音進行標記和歸檔。訪談資料分析嚴格采用內(nèi)容分析法進行[7]，包括：①轉錄并反復閱讀，逐字逐句轉錄，反復聽錄音，核實并熟悉錄音內(nèi)容；②初步編碼，對反復出現(xiàn)的意義單元進行編碼；③類屬分析，將編碼后的編碼進行分類，形成主題；④將主題聯(lián)系到研究對象的完整敘述，主題如何支持數(shù)據(jù)及既有的理論觀點，確認分析是否完整；⑤明確主題的內(nèi)涵，明確各部分資料與各個主題的關系；⑥組織描述，將資料組織為對研究現(xiàn)象有意義的解釋。訪談資料轉錄、分析后，返回訪談對象處進行求證，以確保分析結果與真實情況一致。

3.6 進行修后相關試驗

對新更換的5021 B相做相關試驗，試驗完成后投入運行，試驗內(nèi)容如下：

（1）回路電阻測試。在組裝完后，充氣前完成，并與解體前所測的回路電阻做對比。

（2）微水測試。抽真空充氣至額定壓力，靜止24 h后測試微水，換算到20℃時斷路器氣室微水含量不大于150 ppm、其他氣室微水含量不大于250 ppm。

（3）包氣密檢查。可與測微水同時進行。

（4）斷路器特性試驗。

（5）考慮現(xiàn)場實際情況，進行反送電空載運行試驗，并進行局部放電測試。

4 運行防范措施

（2）定期測量各氣室氣體分解產(chǎn)物，發(fā)現(xiàn)異常立即進行檢查，并查明原因。

（3）斷路器倒閘操作前后，由電氣一次專業(yè)人員檢查局放數(shù)據(jù)無異常后方可進行進一步操作；對隔離開關操作，一定要現(xiàn)場確認斷路器是否分合閘到位，防止出現(xiàn)帶負荷操作刀閘。

（4）GIS檢修時重點排查同類型設備隱患。

（5）加強GIS 設備日常點檢及巡視，斷路器倒閘操作時、高溫及重負荷期間，將GIS設備作為重點檢查設備。

5 結語

GIS 在電廠中雖屬于免維護產(chǎn)品，但前提是設備的制造質量和安裝質量均達設計要求。對于斷路器內(nèi)部的零配件的質量也不能忽視，本次故障就是因為絕緣拉桿材質不合格，造成大范圍停電，損失巨大。要高度重視GIS 設備在廠家制造的工藝，從材料檢驗、裝配工藝、特性試驗等全過程進行監(jiān)管，把好GIS 駐場建造、出廠驗收、現(xiàn)場安裝等全過程的質量關，避免發(fā)生類似故障。