500kV气体绝缘金属封闭开关设备盆式绝缘子放电故障原因分析

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国网内蒙古东部电力有限公司电力科学研讨院的研讨职员张星宇、张小明、左秀江、戴雨薇、陈雅琦，在2021年第8期《电气技术》上撰文，先容了某±800kV换流站规复送电进程中产生放电故障的500kV气体绝缘金属关闭开关装备盆式绝缘子现场解体环境，联合继电掩护动作阐发，追溯装备出厂实验成果，并对盆式绝缘子进行了电场模拟阐发，终极肯定了盆式绝缘子放电故障缘故原由。

气体绝缘金属关闭开关（gas insulated switch- gear, GIS）装备在当代电力体系中起着举足轻重的作用，具有布局紧凑、运行靠得住和易维护等长处。组合电器布局紧凑，很容易在临盆、安装、运行维护等环节因为管控不严导致母线筒内存在异物，造成内部缺陷。

某±800kV换流站一条500kV送出线路消缺停止，在规复送电进程中，两次充电未胜利，第二次充电失败后，变电站事情职员在巡查中发现该出线侧500kV GIS装备G88A气室漏气。

本文在现场装备解体反省的根基上，联合继电掩护动作环境，追溯装备出厂实验并进行盆式绝缘子电场模拟实验，综合阐发该盆式绝缘子放电故障缘故原由。

1 继电掩护动作环境及阐发

继电掩护动作变乱进程如图1所示。

图1 继电掩护动作变乱进程

1.1 两次送电故障录波环境

该送出线路第一次送电进程中两侧换流站故障录波波形如图2和图3所示，依据受端换流站侧录波显示19:05:38:599时受端换流站发合闸敕令，66ms后开关合闸完成，送出线路A、B、C相呈现电压、电流，录波显示A相电压有用值为243.17kV、B相为313.05kV、C相为307.66kV，A相电流有用值为4.21kA、B相为0.057kA、C相为0.061kA，零序电流4.301kA。

故障特性为A相单相接地故障，故障电流呈现21ms掩护装配动作跳闸，61ms开关跳开故障切除。送端换流站侧故障录波显示开关合闸后，A相呈现操作过电压，幅值为835.334kV（1.95p.u.），后降为8.9kV左右，B相电压最高幅值为-606.48kV，C相电压最高幅值为-825.158kV，故障连续61ms。现场避雷器A、B相未动作，C相动作。

图2 受端换流站第一次送电故障录波波形

图3 送端换流站第一次送电故障录波波形

该送出线路第二次送电进程中两侧换流站故障录波波形分离如图4和图5所示。第二次送电进程中受端换流站侧故障量趋向与第一次送电环境根本符合，故障连续61ms左右，故障特性为A相接地故障。送端换流站侧A相瞬时电压最高为11.989kV左右，B、C相电压正常。从两侧录波看，第二次送电受端换流站合闸时故障点依然存在，送端换流站侧A相电压靠近0，故障应为该线路送端换流站侧出口处直接接地故障。

图4 受端换流站第二次送电故障录波波形

图5 送端换流站第二次送电故障录波波形

1.2 继电掩护装配动作环境

受端换流站侧：PSL—603UA掩护装配11月14日19:05:38:664启动，22ms分相差动掩护动作、31ms间隔加快动作。CSC—103A掩护装配19:05:38:665启动，20ms纵联差动掩护动作、差着手合动作，34ms间隔加快动作，67ms零序加快动作。

送端换流站侧：PSL—603UA掩护装配、CSC—103A掩护装配启动，未动作。

1.3 纵联差动掩护动作阐发

线路在空充时故障或空载时产生故障，其逻辑为：一侧变电站开关在分位、一侧开关在合位，合闸侧检测到故障且故障电流年夜于差动掩护定值时，合闸侧线路差动掩护动作跳闸，分位侧线路掩护不动作。本次故障受端换流站侧纵联差动掩护动作，送端换流站侧启动未动作，差动掩护动作行动相符空充状况下故障的动作逻辑。

送端换流站侧开关在分位，故障电流为零，掩护装配无法经由过程电流突变量启动，纵联电流差动掩护针对空充状况增长了跳闸地位节点（TWJ）启动元件，作为手合于故障或空充线路，一侧启动另一侧不启动时，未合侧掩护装配的启动元件，即未合侧只要满意：①装配有三相TWJ开入；②收到对侧掩护启动旌旗灯号，则掩护启动。送端换流站侧掩护启动框图如图6所示。

图6 送端换流站侧掩护启动框图

本次故障，送端换流站侧满意TWJ启动前提，掩护装配启动，向对侧发送启动旌旗灯号，但因本侧开关故障前三相在分位，不满意差动跳闸逻辑，差动掩护未动作。受端换流站侧电流突变量元件启动，接管到对侧发送的启动旌旗灯号，差动电流1.112A年夜于差动掩护动作定值0.15A，差动掩护动作。

1.4 手合于故障加快掩护动作阐发

合闸加快掩护分为间隔加快和零序加快两种，受端换流站侧满意手合加快前提，PSL—603UA掩护装配故障阻抗为29.814Ω，小于接地间隔Ⅲ段定值57.6Ω，颠末延时（最长不跨越50ms）间隔加快动作；零序加快掩护手应时固定延时100ms，故障连续60ms左右，零序加快未到达延时，零序加快掩护不动作。

CSC—103A掩护故障阻抗为29.88Ω，小于接地间隔Ⅲ段定值57.6Ω，间隔手合加快动作。故障时零序电流为1.086A，年夜于零序过电流加快段定值0.09A，零序加快掩护装配内固定延时60ms，零序加快掩护动作。

1.5 故障进程行波测距阐发

送端换流站设置装备摆设XC—100E行波测距装配，其根本原理：经由过程丈量电压、电流行波在故障点及母线（电站）之间的流传光阴进行测距。

故障线路送电进程中因本侧开关处于分位无电流量输入，无法经由过程故障线路行波进行测距，可以依据故障点发生行波经由过程故障线路到受端换流站母线，颠末另一线路达到送端换流站母线进行测距。联合测距行波波形L=(2740-1738)×148000m=146588m，阐发成果为距受端换流站侧约为146.7km，相符计算成果。送端换流站侧行波单端测距阐发成果如图7所示。

图7 送端换流站侧行波单端测距阐发成果

2 现场反省及解体环境

2.1 现场反省环境

14日22:00，第一次充电失败后，检修职员对送端换流站内5083DK线路高抗、故障线路出线装备进行反省，装备外观反省无非常；对故障线路A相分支母线及隔分开关气室进行SF6分化物实验（见表1），实验成果无非常。15日02:00第二次充电失败后，对5083DK线路高抗、故障线路出线装备进行反省，装备外观反省无非常；对故障线路A相分支母线及隔分开关气室进行SF6分化物实验（见表1），实验成果无非常；对5083DK线路高抗进行油色谱阐发，数据无非常。

15日08:00，运行职员发现故障线路出线G88A气室漏气，压力开端有降落趋向。现场立刻进行周全反省，发现套管下方第一个盆式绝缘子浇筑口有漏气响声。随落后行SF6分化物检测，发现有SO2体积分数为69.4×10-6，故障点地点气室较长，约为35m，阐发以为气室较长，SO2扩散至取气口必要较永劫间，以是故障后很永劫间才检测到分化物（见表1）。

表1 G88A气室（A相）分化物检测数据

2.2 装备解体反省环境

现场检测发现G88A气室SO2体积分数为69.4× 106，断定G88A气室内部存在放电，故障地位如图8所示。16日02:00，对故障线路出线G88A气室套管下端第一个盆式绝缘子进行开盖反省，发现盆式绝缘子两侧均有烧伤。

图8 放电气室故障地位

现场开盖后，发现故障部位位于套管下方通气盆式绝缘子，如图9和图10所示，盆式绝缘子凸侧朝向套管侧，凹侧朝向分支母线侧。

图9 故障地位

图10 故障地位内部形态图

反省发现，故障盆式绝缘子放电地位位于正常运行地位的正下方。放电产生在盆式绝缘子凹面，凹面年夜面积炭化，且有两条显著放电通道，此中一条放电通道是宽15～20mm、深4mm左右、平均且炭化严重的沟状毁伤；在凸面存在显著缝隙，严重毁伤部位呈长35mm、宽15mm、高9mm的鼓包状缝隙，凸面毁伤缝隙和凹面两条放电通道重合，盆式绝缘子触头、导体有多处电弧烧蚀陈迹。详细反省环境如图11～图14所示。

图11 盆式绝缘子放电环境（凹面）

图12 盆式绝缘子放电环境（凸面）

图13 盆式绝缘子放电毁伤环境（凹面）

图14 盆式绝缘子放电毁伤环境（凸面）

2.3 故障装备出厂实验追溯和电场强度查对

厂家反馈材料显示，该换流站550kV GIS采纳单位化出产方式，所有零部件（含盆式绝缘子）经查验及格后，进入总装车间进行装置，实验及格后出厂。经反省盆式绝缘子的实验记载、G16197F5—21套管单位及G16197F5—18母线单位的实验记载，均及格。

依照尺度和规范要求，盆式绝缘子经由过程了热机能实验、压力实验和密封实验的型式实验，随产物经由过程了绝缘实验等型式实验。故障处的盆式绝缘子编号为517513Z1438，其X射线探伤、额定短时工频耐压实验、局部放电实验均及格。

G16197F5—18分支母线单位的主回路电阻丈量、额定雷电冲击耐受实验、额定工频短时耐受实验、局部放电实验均及格。G16197F5—21套管单位的主回路电阻丈量、额定雷电冲击耐受实验、额定工频短时耐受实验、局部放电实验均及格。对套管下部故障盆式绝缘子处的电场进行阐发如图15所示，该处内部导体电场强度最年夜值为22.3kV/mm，位于触头屏障部位，相符设计要求。

2.4 装备交接实验和现场运行环境追溯

现场交接未进行雷电冲击耐受实验、额定工频短时耐受实验，无法稽核现场安装后GIS装备蒙受过电压的才能。

图15 故障盆式绝缘子处电场阐发

这次消缺为输电线路消缺，不包含站内装备，自投运以来，这次线路消缺前该GIS装备一直处于带电运行状况，依据投运时录波波形显示电压最高幅值为-606.48kV，小于这次最年夜操作过电压幅值835.334kV。

3 综合阐发

第一次充电后的故障录波波形显示故障线路A相最年夜操作过电压为835.334kV（盆式绝缘子蒙受最年夜操作过电压值为1 300kV），第二次充电后的故障录波波形显示故障线路A相电压峰值为11.989kV，第二次充电后故障线路A相电压峰值小于第一次充电后电压，两次充电故障录波图均显示故障特性为A相接地故障，依据故障盆式绝缘子毁伤环境（见表2），可以鉴定第一次充电时导电杆经故障盆式绝缘子凹面临母线筒壁放电。

表2 故障盆式绝缘子毁伤环境

联合录波波形显示故障线路A、B、C相线路感应电压分离为8.9kV、14.2kV、9.0kV，在盆式绝缘子第一次充电后产生放电，绝缘低落，形成放电通道，在放电通道上由感应电压发生感应电流，自14日19:31故障产生，至15日04:00线路转检修，线路感应电流沿盆式绝缘子沿面通道连续作用10h29min，在感应电流的电和热作用下盆式绝缘子进一步毁伤，造成凹面平均并炭化严重的沟状毁伤和凸面鼓包状缝隙，同时引起盆式绝缘子胶垫等密封毁伤，导致气室漏气。

经由过程出厂实验、现场交接实验追溯，根本可以排除盆式绝缘子质量缘故原由，但现场交接实验无法稽核装备安装后过电压蒙受程度。综合阐发，本次故障应是现场安装等环节管控不严导致母线筒内存在异物，造成该装备绝缘程度低落，在过电压作用下引起放电。

4 结论

本次事故中继电掩护装配动作正确。事故的主要缘故原由是现场安装等环节管控不严导致母线筒内存在异物造成故障线路A相分支母线盆式绝缘子在第一次充电时产生放电，盆式绝缘子绝缘低落，形成放电通道，在放电通道上由感应电压发生感应电流，在其永劫间作用下盆式绝缘子进一步毁伤，并导致气室漏气。

本文编自2021年第8期《电气技术》，论文题目为“500kV气体绝缘金属关闭开关装备盆式绝缘子放电故障缘故原由阐发”，作者为张星宇、张小明。

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