大型水電站500 kV GIL管母故障定位及原因分析

余明濤，陳 鋒

(中國長江電力股份有限公司白鶴灘水力發(fā)電廠，四川 寧南 615400)

GIL故障原因主要分為絕緣缺陷、氣體泄漏、機械故障以及其他因素。根據(jù)CIGRE統(tǒng)計，絕緣缺陷故障誘因占57%，氣體泄漏占18%，機械故障占12%，其他因素占13%。GIL一旦發(fā)生故障，將會導(dǎo)致該線路所有機組停運，帶來巨大經(jīng)濟損失?？焖俟收隙ㄎ荒芸s短線路停運周期，減少經(jīng)濟損失、避免人力和物力的浪費。目前GIL故障一般依托故障錄波、在線局放監(jiān)測系統(tǒng)及耐壓試驗人工定位。由于前期GIL未安裝在線局放監(jiān)測系統(tǒng)、在線局放衰減大、人工定位難等問題，所以給GIL故障快速定位仍存在一定困難。本文根據(jù)GIL故障實際案例，從多角度、多方法聯(lián)合查找GIL故障位置。

某水電站單機容量及總裝容量大，運轉(zhuǎn)水頭高，輸電形式采用金屬封閉氣體絕緣輸電線路。金屬全封閉氣體絕緣輸電線路簡稱GIL[1]，是一種采取SF6氣體或者SF6與N2混合氣體作為絕緣介質(zhì)，接地外殼與內(nèi)部管狀導(dǎo)體同軸布置的超高壓、大容量、長距離電力傳輸設(shè)備[2]。主要結(jié)構(gòu)有支撐點、長外殼、導(dǎo)體、支撐絕緣子、絕緣子、彎頭、伸縮節(jié)、氣體密度繼電器、防爆膜、出線套管、電流互感器、電抗器等。GIL故障率較低，但是故障發(fā)生后查找定位較困難，故障處理周期長?？焖俳o故障定位是制定搶修方案的基礎(chǔ)，極大的挽回機組停運帶來的經(jīng)濟損失。

該水電站廠房設(shè)置在山體內(nèi)部，GIL通過豎井及平洞引出至出線塔。電站左、右岸地下廠房各設(shè)兩個GIL出線豎井，每個引出線洞均分為下出線平洞、豎井下段、上出線平洞、豎井上段四個部分。下出線平洞連接GIS(氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備)，上出線平洞與出線場塔樓連接。左、右岸共7個回路，每個回路分有為7至8個氣室，最大氣室長度為134 m，垂直段每個氣室首尾兩端各安裝1個SF6密度繼電器。GIL額定電壓550 kV，額定電流4 500 A，具體參數(shù)見表1。

表1 GIL外殼、導(dǎo)體參數(shù)表

1 GIL故障定位的一般措施

1)GIL在線監(jiān)測裝置檢查。發(fā)生故障后第一時間應(yīng)檢查故障錄波，SF6氣體密度繼電器在線監(jiān)測，GIL在線局放[3]等在線監(jiān)測裝置。故障錄波因為其測距原理和精度的問題，不能完全判斷故障點的準(zhǔn)確位置，但是能確定設(shè)備的故障相；通過查看SF6氣體密度繼電器在線監(jiān)測裝置，可以發(fā)現(xiàn)是否因某一氣室SF6氣體泄漏導(dǎo)致故障；通過查看GIL在線局放裝置數(shù)據(jù)，對比分析該線路布置的局放探頭圖譜數(shù)據(jù)信息，從事故發(fā)生時各探頭的幅值、放電率、在線單周期圖譜等數(shù)據(jù)分析出離故障點最近的探頭，確定大概的位置[4]。

2)GIL管母檢查。事故發(fā)生后應(yīng)檢查現(xiàn)場是否發(fā)生SF6氣體泄漏，確認無泄漏后方可進入現(xiàn)場進行GIL設(shè)備檢查。檢查GIL管母外觀，是否有變形、放電灼燒痕跡等。GIL導(dǎo)體對外殼放電后會釋放能量導(dǎo)致外殼溫度升高，所以應(yīng)及時對管母外殼進行紅外測溫。檢查SF6氣體壓力表，壓力值是否異常。

3)非破壞性檢查。當(dāng)GIL故障后故障錄波、SF6氣體密度繼電器在線監(jiān)測、GIL在線局放等在線監(jiān)測裝置、現(xiàn)場外觀檢查無異常時，就需要采用技術(shù)設(shè)備對故障相所有氣室進行逐一非破壞性檢查。在氣室逐一檢查過程中，優(yōu)先采取SF6氣體純度檢測、SF6氣體分解物檢測[5]、X射線數(shù)字成像檢測[6]等成熟方法。采用上述方法對故障相進行聯(lián)合定位對設(shè)備沒有二次傷害，速度快、效果佳。

4)GIL單相交流耐壓試驗閃絡(luò)定位法。在上述方法均不能定位GIL故障點時，也可以將故障相斷引使用試驗儀器進行交流耐壓，通過閃絡(luò)定位傳感器監(jiān)測閃絡(luò)發(fā)生時的超聲波幅值和時刻，比較各傳感器之間的幅值和時差，定位閃絡(luò)發(fā)生位置。因為線路故障后SF6分解物會由于重力影響可能會掉落在同一氣室的其他絕緣子上，在其他絕緣子上也可能發(fā)生閃絡(luò)擊穿，擴大設(shè)備故障范圍。在同一故障點發(fā)生閃絡(luò)擊穿，也可能會燒穿管母外殼，導(dǎo)致故障氣室SF6氣體泄漏。因此GIL故障查找使用單相交流耐壓試驗閃絡(luò)定位法時，應(yīng)充分考慮現(xiàn)場的安全措施。

2 GIL故障情況與定位

2.1 GIL故障情況介紹

某日，該水電站GIL 500 kV I線A相管道母線突然發(fā)生導(dǎo)體對外殼放電故障，導(dǎo)致該條線路跳閘。微機保護顯示第1、2套保護裝置跳閘動作，GIL差動保護跳閘動作，線路電壓、電流為零。A、B套線路保護裝置電流差動保護動作，故障相別A相，故障相電流5.98/5.96 A，差動電流6.96/6.94 A，線路保護故障測距均為0 km；A、B套短差保護裝置差動保護動作，最大差動電流6.96/6.94 A；行波測距單端測距0.2 km，故障錄波測距故障點距廠站60 m。檢查GIL局放監(jiān)測系統(tǒng)，故障前歷史數(shù)據(jù)無異常。

2.2 GIL故障定位

故障發(fā)生后SF6氣體密度繼電器在線監(jiān)測無報警，對I線各氣室進行壓力檢查，所有氣室SF6氣體無泄漏。GIL導(dǎo)體對管母外殼放電時會釋放一定能量，導(dǎo)致故障位置溫度升高，故障后第一時間對外殼進行紅外測溫。故障點溫度隨時間會迅速降低至運行時的溫度，當(dāng)應(yīng)急搶修人員對GIL管母紅外測溫時溫度無異常。通過與電網(wǎng)協(xié)調(diào)，在故障A相出線套管處斷引，進行絕緣電阻測量，絕緣電阻無異常。

GIL外觀檢查、紅外測溫及絕緣電阻測量均不能有效發(fā)現(xiàn)故障點。所以只能依次對故障A相的7個氣室進行SF6純度的測量，測量接口為每個氣室首尾兩端自密閉SF6充氣閥門。GIL氣室SF6純度測量數(shù)據(jù)結(jié)果顯示，5號氣室下端閥門SF6純度測量值為99.6%、上端為99.9%，其余氣室首尾兩端測量值均為99.9%。GIL垂直方向布置時，正常情況下SF6氣體壓力隨著垂直高度的增加會減小，壓力分布曲線如圖1所示。即垂直段SF6氣體純度測量值下端應(yīng)大于上端，垂直段5號氣室SF6純度異常。

圖1 各溫度下的SF6氣體壓力分布曲線圖

GIL導(dǎo)體對管母放電會形成電弧，當(dāng)電弧溫度>200℃時SF6便開始產(chǎn)生電離，分解物有SO2、HF、金屬氟化物等，所以同時對故障A相的7個氣室進行SF6成分的測量。由于SF6分解后GIL管母內(nèi)的壓力較大或分解物較少，導(dǎo)致分解物不能短時間內(nèi)擴散到檢測閥門口，所以在成分測量時7個氣室均未檢測出SF6分解物。

因垂直段5號氣室下端SF6純度異常，所以初步懷疑故障點可能發(fā)生在5號氣室下端。垂直段5號氣室SF6成分檢測未檢測出分解物，并不能直接確定故障點在5號氣室。所以在5號氣室下端對氣室SF6氣體進行回氣，使SF6氣體電離后的分解物短時間內(nèi)擴散，以便于檢測出SF6氣體分解物。當(dāng)排出6瓶氣體后，對5號氣室進行SF6氣體成分檢測，檢測到SO2含量為23.63 uL/L，所以將GIL故障點鎖定在垂直段5號氣室。

GIL垂直段5號氣室長113 m，由11.5 m的標(biāo)準(zhǔn)節(jié)焊接而成。5號氣室上、下端為氣密絕緣子，中間為支撐絕緣子。GIL由于安裝環(huán)境、安裝工藝以及絕緣子制造，大多數(shù)故障發(fā)生在絕緣子處。故對5號氣室氣密絕緣子及支撐絕緣子共計10處進行X射線數(shù)字成像檢測，以便進一步定位故障發(fā)生的準(zhǔn)確部位，提前準(zhǔn)備GIL更換備件。

X射線在穿透物體時，會與物體的材料發(fā)生相互作用，因吸收和散射能力不同，使透射后射線強度減弱的程度不同，X射線強度衰減程度決定了被穿透設(shè)備的衰減系數(shù)和射線的穿透厚度。被穿透物體的局部發(fā)生變化，變化區(qū)域的透過射線強度就會產(chǎn)生差異，感光膠片就會反映出這種差異，因而可以檢測出X射線穿透物體有無缺陷、以及缺陷的尺寸形狀。X射線數(shù)字成像檢測原理如圖2所示。X射線數(shù)字成像檢測結(jié)果顯示，在5號氣室所在豎井第5層絕緣子處發(fā)現(xiàn)罐體壁上存在異物或者金屬微粒缺陷(如圖3所示)，其余9處均未檢測出異常缺陷，故精確判斷故障點在5號氣室所在豎井第5層絕緣子處。

圖2 X射線數(shù)字成像檢測原理圖

圖3 5號氣室所在豎井第5層絕緣子處罐體壁上存在異物圖

GIL故障點精確定位后，對故障A相5號氣室進行SF6氣體回收作業(yè)。完成氣體回收后打開故障A相5號氣室上端檢修手孔，利用內(nèi)窺鏡從上到下檢查，通過內(nèi)窺鏡觀察到5號氣室所在豎井第5層絕緣子及管壁上有白色粉末堆積，如圖4所示。

圖4 第5層絕緣盆子物白色堆積物圖

3 故障成因分析

故障管母更換后對故障管母進行解體檢查，解體時發(fā)現(xiàn)故障段導(dǎo)體表面有2處放電點，如圖5所示。距絕緣子下沿面82～112 cm區(qū)間導(dǎo)體表面的放電燒蝕及其對應(yīng)外殼內(nèi)壁燒蝕應(yīng)由首次放電導(dǎo)致。距絕緣子下沿面180～190 cm區(qū)間導(dǎo)體表面的的放電燒蝕及其對應(yīng)外殼燒蝕,可能是線路對側(cè)保護裝置啟動重合閘時，導(dǎo)體對外殼發(fā)生第二次放電所致。

圖5 導(dǎo)體表面放電圖

GIL故障前后幾天時間段內(nèi)，電站周圍未發(fā)生地震。故障前后GIL管母氣室SF6密度繼電器并無報警記錄，故障后豎井及廠房未檢測到SF6氣體泄漏。因此可排除地震引起金屬微?；蚍蹓m引起導(dǎo)體與外殼間電場畸變而導(dǎo)致的SF6氣體間隙擊穿放電及SF6氣體泄漏引起絕緣降低而導(dǎo)致的對地放電。解體后，管母內(nèi)連接螺栓連接緊固，無發(fā)熱現(xiàn)象，可以排除設(shè)備松動引起過熱導(dǎo)致的故障。故障原因可能是突發(fā)的金屬微?；蚍蹓m引起導(dǎo)體與外殼間電場畸變而導(dǎo)致的SF6氣體間隙擊穿對地放電。

4 結(jié) 語

該大型水電站GIL故障后，將故障段母線切割并更換新母線，整個工期需要持續(xù)幾十天，直接影響發(fā)電效益，造成巨大的經(jīng)濟損失。本文通過實際案例給出了GIL故障快速定位的一些具體方法和措施。當(dāng)然GIL的故障原因有很多不可抗拒的因素：地震，制造時的缺陷或附件質(zhì)量問題，安裝時的質(zhì)量問題，運行時的人為碰撞等。因此，從源頭上控制設(shè)備質(zhì)量、安裝質(zhì)量，同時提高設(shè)備在線局放監(jiān)測的精度及設(shè)備的抗震性能是有效預(yù)防GIL故障的最有效的手段。為此可以采取以下措施：

1)提高GIL現(xiàn)場安裝環(huán)境的潔凈度[7](現(xiàn)有GIL故障部分為安裝遺留金屬微粒、懸浮物等因振動引起SF6氣體氣隙擊穿)。

2)嚴(yán)格把控GIL內(nèi)部導(dǎo)體連接螺栓質(zhì)量(地震頻繁地區(qū)不合格螺栓可能會受應(yīng)力剪斷導(dǎo)致?lián)舸┗蛘呗菟ㄋ蓜訉?dǎo)體發(fā)熱最后螺栓融化導(dǎo)致?lián)舸?。

3)加強接管后對豎井的管理，避免人為因素碰撞GIL(碰撞可能會使GIL爆裂或者使內(nèi)部金屬微粒振動掉落導(dǎo)致?lián)舸?。

4)加強對GIL設(shè)備的驗收(現(xiàn)有GIL故障部分為氣密盆子或者支撐盆子在澆筑過程中存在微小氣隙導(dǎo)致盆子閃絡(luò)、擊穿)。

5)如果發(fā)生故障，零起升壓也可能會造成二次事故(相鄰氣密性絕緣子可能會因一次故障熔斷物、金屬微粒等發(fā)生閃絡(luò))。

6)提高GIL在線局放監(jiān)測系統(tǒng)的精準(zhǔn)度、可靠性。

7)加強安裝工藝的監(jiān)督(GIL絕緣子在運輸過程中、安裝過程中可能會受應(yīng)力出現(xiàn)微小氣隙、安裝過程中螺栓力矩不符合要求等都會造成絕緣子擊穿)。

8)設(shè)備生產(chǎn)廠家針對地震活動頻繁的地區(qū)，在設(shè)備的抗震性能上應(yīng)提高標(biāo)準(zhǔn)。