0引言

充氣柜是將高壓元件如母線、斷路器、隔離開關、互感器等密封在充有較低壓力SF6氣體或其他氣體的殼體內^[1]。充氣柜很少受外界環(huán)境影響,且使用壓縮氣體絕緣,有利于其向小型化方向發(fā)展。充氣柜能夠大大減少維護和檢修工作量。傳統(tǒng)技術在氣體絕緣開關設備局部放電故障定位中應用效果不佳,不僅定位誤差比較大,而且故障定位耗時較長,無法達到預期的定位效果^[2—3]。對于35 kv充氣柜局部放電問題可用暫態(tài)地電壓、特高頻、超聲波相結合的帶電檢測方法,以進行帶電檢測、故障定位、綜合分析、停電處理,以提高充氣柜局部放電帶電檢測的準確性,保證充氣柜可靠運行^[4]。也可應用特高頻法發(fā)現(xiàn)充氣柜放電信號,結合超聲波法和特高頻時差法進行定位,對充氣柜套管放電缺陷進行分析定位能夠確定放電原因并最終驗證檢測結果^[5]。深度挖掘35 kv充氣柜穿柜套管故障發(fā)生的原因,對處理或預防35 kv 充氣柜穿柜套管故障能得到有效應對措施,避免充氣柜穿柜套管故障頻繁發(fā)生^[6]。

1案例簡介

2023—01—20T19:40,某110 kV變電站35 kV Ⅱ母發(fā)出A相接地故障告警信號,經檢修人員、運維人員溝通后,確定該段母線無法繼續(xù)運行。經調度人員許可后,現(xiàn)場拉開母聯(lián)400斷路器(表1),35 kV運行方式由35 kV I母、Ⅱ母并列運行切換為35 kvI母運行方式,現(xiàn)場35 kV Ⅱ段母線A相接地故障告警信號消失。該110 kV變電站一次接線圖如圖1所示。

2 案例分析

2.1 現(xiàn)場檢查情況

2023年2月3日,組織對該110 kV變電站35kV Ⅱ段母線A相接地故障告警信號開展現(xiàn)場檢查,檢查時4002隔離開關合位,400斷路器分位。一是拆除柜頂母線封板,對35 kV Ⅱ母母線及C型套管外觀進行檢查,外觀無破損,無放電痕跡。二是對35 kV Ⅱ母進行絕緣測試,測試結果顯示35 kV Ⅱ母A相接地,絕緣電阻值為0 MΩ,35 kV Ⅱ母B、C相絕緣電阻值檢測正常且良好。三是將A相整段母線拆除,對35 kV Ⅱ母所屬所有充氣柜頂絕緣件進行絕緣電阻測試,絕緣電阻值均合格。將拆除的全絕緣管母解體,分段進行絕緣電阻測試,試驗數(shù)據(jù)均合格,排除35 kV Ⅱ母母線故障。四是對35kV Ⅱ母所屬4001、400、406、408、4X24充氣柜逐臺進行絕緣電阻測試,在對400充氣柜進行測試時發(fā)現(xiàn),分開4002隔離開關時,絕緣電阻值數(shù)據(jù)良好,當合上4002隔離開關時,絕緣電阻降至0 MΩ,顯示接地告警信號,因此判斷接地點處于400斷路器真空泡至4002三工位之間,接地點位于氣室內部,需對氣室進行解體檢修。

該110 kV變電站35 kV充氣柜內部使用了同批次絕緣件的4001、400、406、408共計4面充氣柜,隨即開展返廠解體檢修,并進行現(xiàn)場出廠驗收。

2.2 返廠檢查及試驗情況

2023年2月24日,對該110kV變電站35kV母聯(lián)400 充氣柜氣室內部A相接地故障開展解體檢修檢查。

一是核查400充氣柜前、后柜門的封條情況,經核查封條確無損壞。二是打開400充氣柜氣室前對柜內氣體進行氣體成分測試及濕度測試,試驗結果均正常。三是將400充氣柜內的4002隔離開關氣室和400斷路器氣室的后蓋板拆除,檢查氣室內絕緣件、導電部分正面均無明顯異常。四是對400充氣柜絕緣電阻進行測量,將400斷路器及4002隔離開關拉開,分別測量頂部母線C型套管至隔離開關室、隔離開關室至斷路器室、斷路器室至出線C型套管,現(xiàn)場試驗絕緣電阻均正常,判斷絕緣存在自恢復情況。五是結合2023年2月3日在該110 kV變電站現(xiàn)場檢查情況,判斷故障點位于4002隔離開關與400斷路器之間,遂將4002隔離開關與400斷路器之間的穿屏套管及絕緣子拆除,發(fā)現(xiàn)A相穿屏套管靠斷路器氣室側有輕微放電痕跡,如圖2、圖3所示。痕跡位于靠斷路器操作機構側,故拆除400斷路器氣室后蓋板無法直接發(fā)現(xiàn)。由此,基本判斷該穿屏套管靠斷路器氣室側有放電痕跡處為唯一故障點。

2月25日,繼續(xù)開展后續(xù)檢查。一是檢查了廠家生產車間環(huán)境、裝配工藝、外購件管理、入庫檢測,未 發(fā)現(xiàn)明顯問題。二是見證了400充氣柜更換A、B、C三相穿屏套管后回路電阻、機械特性、工頻耐壓、局部放電檢測試驗結果均正常,如圖4所示。三是更換同批次穿屏套管(400、4001、406、408)共計12支,并完成全部出廠試驗。四是對更換后的12支穿屏套管逐支進行探傷試驗(X光),均未發(fā)現(xiàn)異常。五是對原拆除的12支穿屏套管進行(含原400A相故障穿屏套管)探傷試驗(X光),均未發(fā)現(xiàn)異常。六是對穿屏套管的入場檢驗僅進行外觀檢查及探傷試驗(X光),其他穿屏套管的出廠試驗項目因條件受限無法開展單體試驗,但工頻耐壓、局部放電、氦檢漏等單體試驗均可通過充氣柜組裝完成后的整體試驗實現(xiàn),并且試驗要求高于出廠試驗。七是對原400A相穿屏套管在空氣中進行局部放電試驗,發(fā)現(xiàn)該穿屏套管在電壓升至12.6 kV時開始出現(xiàn)異常局部放電信號,正常穿屏套管40 kV才開始出現(xiàn)異常局部放電信號,故原400A相穿屏套管試驗數(shù)據(jù)異常,為非合格件。八是對原400A相母排支撐絕緣子在空氣中進行局部放電試驗,試驗數(shù)據(jù)無異常。九是現(xiàn)場見證了400充氣柜更換穿屏套管后的全套出廠試驗,試驗數(shù)據(jù)均正常。

2月27日,繼續(xù)開展后續(xù)檢查。一是現(xiàn)場見證了406、4001、408充氣柜更換穿屏套管后的全套出廠試驗,試驗數(shù)據(jù)均正常。二是對同批次穿屏套管涉及的工程項目進行排查,發(fā)現(xiàn)涉及另一個35 kV變電站新建工程項目,該項目已投運半年未發(fā)現(xiàn)類似問題。三是對穿屏套管供應商的電氣性能(工頻耐壓、局部放電試驗)出廠試驗條件進行圖片檢查,其將單個穿屏套管置于專門的充滿SF6氣體的工裝內完成出廠試驗。

2.3 故障穿屏套管返廠解體檢查

2023年3月,穿屏套管供應商對400A相故障穿屏套管開展解體檢查,變電檢修公司遠程見證。一是外觀檢查發(fā)現(xiàn)放電位置位于套管上方導電銅棒錐度方向,表面環(huán)氧樹脂有燒損點。二是對穿屏套管非放電位置分別開展橫、縱向解體,內部均未發(fā)現(xiàn)任何放電痕跡及空隙。三是對穿屏套管有放電痕跡的位置進行解體切割,其放電痕跡靠導電部分側也未發(fā)現(xiàn)內部絕緣介質存在其他放電痕跡及空隙,整個穿屏套管僅外表面存在放電痕跡,如圖5所示。

2.4 故障原因分析

2023年1月13 日,該110kV變電站35kV充氣柜沖擊受電成功,并成功運行至2023年1月20日。在7天時間里,因母聯(lián)400充氣柜內A相穿屏套管靠400斷路器氣室側外絕緣表面澆注存在無法通過絕緣件供應商的出廠試驗以及充氣柜供應商出廠試驗得以發(fā)現(xiàn)的缺陷(肉眼無法觀察到的微小氣泡或細小縫隙),在帶電運行的情況下,由于穿屏套管外絕緣表面缺陷處電場集中,導致了絕緣劣化,發(fā)生表面爬電情況,形成了由400穿屏套管下接線板至400穿屏套管表面放電點至400斷路器氣室與4001隔離開關氣室之間氣箱壁的對地放電通道,如圖6所示。最終,導致了該110 kV變電站35 kV Ⅱ母A相接地的故障。

綜上,該110 kV變電站35 kV Ⅱ母A相接地故障的直接原因為400充氣柜內A相穿屏套管存在澆注工藝缺陷。因穿屏套管供應商的同批次產品及其他批次產品在使用中均未發(fā)現(xiàn)類似的問題,判斷該問題為偶發(fā)性產品瑕疵,不具有普遍性。

3 監(jiān)督意見及要求

1)建議供應商優(yōu)化絕緣件澆注工藝、模具設計及過程管理,減少澆注過程表面缺陷,周轉、搬運、安裝等各環(huán)節(jié)應避免磕碰并做好防護工作。

2)絕緣件供應商在絕緣件出廠前應逐支進行工頻耐壓試驗、局部放電帶電檢測,同時每批次絕緣件應做樣件進行冷熱循環(huán)及冷熱沖擊試驗,確保缺陷能夠提前且及時地發(fā)現(xiàn)。

3)加強充氣柜出廠驗收,加強外觀及表面檢查,優(yōu)化檢驗方式。針對充氣柜每支穿屏套管的入廠試驗項目應包括工頻耐壓、局部放電、探傷試驗(X光)^[7],同時充氣柜內使用的所有支撐絕緣件、C型套管等絕緣件應全部開展入廠檢測,出具有廠檢報告,不允許以抽檢代替。

4)該110 kV變電站35 kV全部8面充氣柜質保期延長至5年。

[參考文獻]

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[3]楊雨薇,趙蓉,王柯,等.開關柜局部放電故障分析與處理[J].機電信息,2023(23):70-72.

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[6]李建明.35kV開關柜穿柜套管故障原因分析[J].電力安全技術,2021,23(1):37-38.

[7]任雙贊,曾肖明,吳經鋒,等.基于TEV和超聲波的開關柜局部放電便攜式檢測儀的研制[J].電測與儀表,2020,57(8):135-139.

2024年第15期第15篇