金沙江中游金沙水電站GIS設備故障原因分析

郭乙磊

(四川省能投攀枝花水電開發有限公司，四川 攀枝花 617000)

0 引 言

GIS(Gas Insulated Substation，GIS)設備是氣體絕緣全封閉組合電器的英文簡稱。GIS設備由主變壓器(簡稱“主變”)、母線、斷路器、隔離開關、接地開關、互感器、避雷器、連接件和出線終端等組成。這些設備或部件全部封閉在金屬接地的外殼中，在其內部充有一定壓力的SF6絕緣氣體，故也稱SF6全封閉組合電器。自20世紀60年代，GIS設備已得到廣泛運用。GIS設備具有優良的滅弧與絕緣性能，并且占地面積少、檢修周期長，廣泛應用于電廠、變電站中，是通用的高壓電器設備。此外，極少的故障率也是它最重要的特性之一。目前，GIS設備不僅可應用于高壓、超高壓領域，在特高壓領域也得到應用。GIS設備在檢查和驗收過程中，需保證設備安裝牢固，外觀整潔完好，各連接元件及接地銅排無銹蝕狀況，水平和垂直誤差滿足要求，伸縮節安裝符合規定，電氣連接部分動作良好，螺栓無斷裂，螺紋良好。

金沙水電站位于金沙江中游，水電站GIS設備于2020年6月安裝完成，同年11月順利投運，GIS設備為現場水電站內組裝。本文以2022年金沙水電站GIS設備故障引發的母線差動保護動作事件為例，重點討論雙母線接線方式下，母線差動保護的配置及保護動作分析，旨在查清保護動作情況及故障原因。

1 水電站概況

金沙水電站裝機容量4×140 MW，屬大(2)型水電站，水電站整體設計和設備采購在國內屬于較先進水平，主要具有以下優勢：① 采用雙母線接線，運行靈活性強，母線上各元件可在雙母線之間進行切換，但切換時必須有刀閘同時跨越兩條母線的過程，要求倒換過程中母線差動保護也能正確反映母線上的各種故障[1]，因而對保護的要求相對較高。② 水電站機組為國際化知名廠家GE公司制造，制造標準高，運行穩定，且采用電制動剎車的非接觸式制動方法，優點是制動轉矩大，不受外部因素影響，由于制動轉矩與機組的轉差距成反比，即轉速越低，制動力矩越大[2]。③ 采用智能化開關站設計，主要包括3層，分別是站控層、間隔層、過程層。保護裝置的模擬量、定值、保護動作事件及參數、報警、軟壓板等MMS信息及跳合閘等GOOSE信息均通過站控層網絡傳輸[3]。整個水電站電纜布置更加簡潔，采用光纖數字化信號，保護裝置全部采用雙套化配置，廠家為南瑞繼保和四方繼保。水電站采用常規采樣，即CT、PT采集的二次電流和電壓信號通過常規電纜模擬量接入智能測控裝置，而智能測控與保護裝置的連接則采用光纖形式，跳閘以及分、合等信號通過GOOSE報文與智能終端連接。為保證可靠分閘，安裝有兩臺智能終端，分別對應GOOSE的AB網。

圖1為金沙水電站的主接線圖，水電站通過4臺主變壓器分別升壓至220 kV，通過雙回220 kV線路并網。主變壓器型號為S11-160000/242，聯接級別為YNd11，電壓比242±2×2.5%/13.8。母線差動保護總共接入7個支路(分別是4臺主變壓器和3條線路)和1個母聯回路，形成大差動和小差動保護配置，并全面采用極性為5P20的CT。主變壓器保護裝置及型號如表1所示。

表1 保護裝置型號及廠家

在電力系統中，變電站主變壓器中性點接地方式的選取對電網的安全穩定運行有著重大的影響[4]。變壓器中性點直接接地是構成零序電流通道的首要條件。線路的接地距離保護及零序過流保護中，用于改善高阻接地靈敏度的零序判別元件可能因中性點接地方式不同，出現可靠性不足的情況[5]。

注：1B，2B表示1號、2號主變壓器，#1F、#2F表示1號、2號發電機，數字表示設備編號；1～4號主變壓器型號為：S-160000，電壓比為242±2×2.5%(高壓側)/13.8 kV(低壓側)。

按四川省調要求，中性點接地規定為：4臺主變壓器中的2臺主變壓器中性點直接接地，其余主變壓器中性點經間隙接地，且一段母線上有1臺主變壓器中性點直接接地。因此，電站正常運行方式：主變壓器1號、主變壓器3號、中西一線運行于Ⅰ母線，主變壓器2號、主變壓器4號、中西二線主變壓器運行于Ⅱ母線，主變壓器1號、主變壓器3號中性點直接接地，主變壓器2號、主變壓器4號中性點經間隙接地。金沙水電站中性點引線上安裝有兩個電流互感器，變比為300/1，分別送至變壓器AB套保護裝置。同時，在主變壓器中性點處安裝有接地刀閘、避雷器，放電間隙。在放電間隙上同樣裝有兩個電流互感器，變比為100/1，分別送至變壓器AB套保護裝置，用于后備保護。而中性點配置避雷器及間隙的目的主要是吸收單相接地故障、非全相運行故障或雷擊時中性點不接地的主變壓器中性點產生的過電壓[6-7]。

2 事故概況

2.1 事故前運行方式

2022年1月2日17：05，根據調度令，將主變壓器1號由冷備用轉運行于Ⅰ母線。17：25，主變壓器1號帶電運行正常。17：30，主變壓器1號、主變壓器3號、中西一線運行于Ⅰ母線，主變壓器2號、主變壓器4號、中西二線主變壓器運行于Ⅱ母線，主變壓器1號、主變壓器3號中性點直接接地，主變壓器2號、主變壓器4號中性點經間隙接地。主變壓器1號、主變壓器2號、主變壓器4號空載(充電運行)，主變壓器3號有功功率84 MW，220 kV的Ⅰ母線電壓232 kV，220 kVⅡ母線電壓232 kV，中西一線有功功率42 MW，中西二線有功功率42 MW。

2.2 事故說明

2022年1月2日17∶30∶44.87，監控報220 kV的Ⅰ母線保護裝置差動保護動作，212，201，203號斷路器跳閘，線路對側變電站中西一線267號斷路器跳閘。

2.3 保護數據收集

經調查保護裝置動作情況及相關錄波文件，情況如下：220 kV母線保護動作情況為17∶30∶44.87，PCS-915A裝置“差動保護動作，動作于B相，最大差電流9.58 A，失靈相電流4.67 A”；17∶30∶44.92，“CSC-150A差動保護啟動跳母聯，故障B相，大差電流3.719 A，小差電流3.719 A”。

220 kV線路保護動作情況：17∶30∶44.87，PCS-931A保護動作，閉鎖重合閘；17∶30∶44.84，CSC-103A保護啟動，三跳閉鎖重合閘。

220 kV主變壓器保護動作情況：主變壓器1號保護裝置PCS-985TW-H2主變壓器差流報警、裝置報警、主變壓器差動保護啟動、主變壓器高壓側后備保護啟動；主變壓器1號測控裝置PCS-9821 A，B套智能終端報警。

發電機保護動作情況：4號發電機定子過負荷、負序過負荷、相間后備啟動。

從故障錄波圖中提取B相動作后第30 ms時刻各支路電流、電壓情況如表2所示

表2 各支路電流、電壓

220 kV母線零序電壓一次值為228 kV，二次值為103.7 V。

2.4 保護動作正確性分析

2.4.1 母線差動保護范圍

母線差動保護范圍：自主變壓器高壓側CT6至線路CT6的范圍內包括母線PT以及母聯開關等附屬設備，均屬于差動保護范圍。

2.4.2 大差電流

大差是指把整個母線作為一個閉合面，所有支路電流構成的差動回路。母聯為內部元件，因此在計算大差電流時，母聯電流不參與計算。在本文中，大差電流則計算4臺主變壓器+兩條線路，以南瑞保護為例，南瑞規定流入母線為正方向，大差動作電流=中西一線+母聯(母聯為中西二線和4號主變壓器的向量和)，動作電流非常大，故稱為大差動作，事故時電流流向見圖2。

2.4.3 小差電流

小差是指某段母線上單獨組成一個閉合面(包括母聯和分段開關)，各支路電流所構成的差動回路。在本文中，(PCS-915默認CT的同名端指向母線)Ⅰ母線小差電流計算為主變壓器1號+主變壓器3號+中西一線+母聯斷路器，Ⅱ母線小差電流計算為主變壓器2號+主變壓器4號+中西二線-母聯斷路器。正常情況下，由于方向的原因，大差和小差電流均接近于0，保護不動作。在本事故中，Ⅰ母線差動動作電流為母聯斷路器+中西一線(母聯斷路器為中西二線和4號主變壓器的相量和)，Ⅱ母線小差動作電流為4號主變壓器+中西二線-母聯=0，故Ⅱ母線小差不動作。圖3為2011號刀閘B相內部斷路器放電示意。

圖2 事故時電流流向

圖3 2011號刀閘B相內部放電

2.4.4 結果分析

根據計算結果，母線差動保護動作正確，大差及小差電流與保護裝置采樣接近。線路保護啟動但未跳閘，是由于電流、電壓的突變引起。對側變電站線路斷路器跳閘，是由于電站側母線差動保護動作后啟動“遠跳”。

對于中性點直接接地系統中，出現單相接地時，接地相電壓降低至0，零序電壓達到相電壓，同時接地點處的零序電壓為最高。

變壓器后備保護啟動，是由于故障點在高后備保護范圍內，因此啟動屬正確動作。

根據計算及保護裝置判定，220 kV母線中Ⅰ母線保護范圍內存在嚴重故障，而1號主變壓器支路是剛投運的設備，初步懷疑1號主變壓器支路某元件存在嚴重故障，各設備保護動作正確。

3 事故原因分析

3.1 主要原因初步分析

根據保護動作分析結果指向，初步判斷1號主變壓器支路存在故障，進一步檢查發現主變壓器高壓側斷路器201母線側2011號刀閘B相存在內部放電情況，如圖3所示。

經停電將2011號刀閘轉檢修后，現場拆解，發現B相內部觸頭和殼體內部有大量放電后的白色粉末；動觸頭表面有燒蝕的痕跡，對應的殼體內部有熏黑的痕跡；絕緣拉桿整體從中間裂開，碎片散落在隔離開關蓋板底部，確認系絕緣拉桿放電，如圖4所示。

圖4 2011號刀閘B相絕緣桿燒損

3.2 故障點絕緣拉桿放電原因分析

經將刀閘完全拆解后，連同所有粉末一起送往GIS設備廠家分析。從刀閘的結構到材料以及出廠試驗的一系列過程進行全方位的分析。刀閘結構如圖5所示。拉桿結構如圖6所示。

對該批次的絕緣桿進行原材料分析等過程排查，結果如下。

(1) 原材料(環氧樹脂、液態酸酐、滌綸布、高強布、玻璃布等主要原材料)試驗結果合格。

(2) 金屬嵌件和真空浸膠管的制造過程符合工藝標準。

(3) 絕緣拉桿出廠時，工頻耐電壓及局部放電試驗為逐支全部檢驗，測試標準：SF6氣壓0.35 MPa，506 kV/90 s，局放測試電壓333 kV下≤1.5 pc，試驗過程無異常，結果合格；X探傷試驗逐支檢查絕緣拉桿粘接部位及絕緣管未發現氣泡、黑點、雜質，試驗過程無異常，結果合格；出廠外觀及尺寸檢驗逐支檢查絕緣拉桿整體配合尺寸并使用強光燈檢驗外觀潔凈度，未發現異常。

圖5 刀閘內部結構

圖6 絕緣拉桿結構

(4) 出廠時絕緣拉桿裝配到隔離開關上，查驗盆式絕緣子、拉桿隨產品出廠時已完成工頻耐壓、局部放電試驗和雷電沖擊試驗并順利通過，試驗詳細過程如下：在2011號刀閘室內注滿SF6氣體，氣室壓力為0.35 MPa。試區大氣條件為周圍相對溫度20～21 ℃，相對濕度為30%～65%，大氣壓力為0.098 MPa。試驗施加電壓(主回路斷口間)為460 kV。在ABC三壓分別加壓，持續時間60 s，試驗正常。

(5) 復查絕緣拉桿所用材料及產品制造過程，從裁布到模具準備、卷坯、壓坯、裝模、預熱、注膠、固化、脫模等一系列過程，均未發現異常，原材料質檢合格。

結合本次擊穿產品實物解剖后的現象，初步判斷此次絕緣拉桿放電部位為絕緣管內表面，放電的原因為隔離開關內部存在金屬異物，操作過程中導電異物由絕緣拉桿透氣孔進入絕緣管內腔，吸附在絕緣管內壁，逐漸向絕緣管內層及兩邊輻射直至造成表面碳化、起層、開裂形成放電擊穿通道；同時因運行過程中電壓電流較大，熱量瞬間累積，在絕緣管內腔有限空間內絕緣氣體受熱急劇膨脹，從而在絕緣管擊穿位置將絕緣管撕裂破壞成幾個碎片。

隔離開關內部的異物放電與出廠或現場安裝是分不開的。除內部異物外，還可能因為靜觸頭均壓罩發生輕微偏移，而導致動靜觸頭接觸不良，引起局部放電[8]。

在現場要對GIS設備進行局部放電帶電檢測，它通常伴生電磁波、聲波、熱能、發光、產生各類型氣體或化學分解物[9]，因此可以充分利用GIS設備在線監測設備，可實時檢測并顯示設備中的局部放電現象。

此外GIS設備安裝環境溫度應保持在-10～40 ℃，潔凈度達到百萬級以上，無風沙和雨雪，空氣相對濕度小于80%[10]。現場安裝不滿足條件需要短期存儲時，要每月目視檢查一次儲存狀況，每個運輸組件內氣室的壓力要保持在0.05 MPa[11]。

4 結 語

本文以2022年金沙水電站發生的母線差動保護動作事件為研究對象，分析了事故過程及原因，發現本次事故原因在于設備安裝過程中導體內部留下金屬異物，最終造成電站設備的損壞，可為類似設備安裝提供借鑒。