障分析
摘 要：本文通过对某110kV变电站一起GIS隔离开关分合不到位，造成主变压器缺相运行后跳闸事故，详细分析了故障的经过及原因，通过了试验验证，并进行了改正，确保电网安全稳定运行。
关键词：110kV；变电站；GIS；隔离开关；故障 引言
近年来，随着电网规模的不断扩大以及城市中心区用地紧张，供电负荷快速增长与变电站建设征地难的矛盾日益凸显。而气体全封闭组合电器GIS(GasInsulated Switchgear，GIS)具有结构紧凑、占地面积小、受外界环境影响小、故障率低等特点，在现代电网建设中被广泛采用。在实际运行中，由于 GIS 全封闭的结构特点，其内部刀闸可能发生分合闸不到位的情况而未能及时发现，由此会造成严重的电网运行安全隐患。下文分析某110kV变电站一起GIS隔离开关分合不到位，造成主变压器缺相运行后跳闸事故，通过故障分析及检修处理恢复供电，为 GIS设备的运行维护提供了典型运行经验。
1 故障经过
1．1 故障前运行方式
故障前该站接线方式如图1所示，运行方式为:182断路器供110kVⅡ母及2号主变压器电源，经110kV内桥130断路器供 110kVⅠ母及1号主变压器电源，181 断路器热备用，110kV 备自投投入。10kV分段930断路器热备用，10kV备自投投入，10kVⅠ段所有出线因 10kVⅠ段开关柜改造，负荷均改接(除电容一路 971断路器、站用变压器 961断路器外) ，仅站用变压器 961 断路器投入运行。
图 1 事故变电站故障前运行方式 1．2 故障发生经过
故障当日，根据运行需要，需退出182断路器运行，将该站主供电源切换至181断路器。01: 57，182断路器由运行转热备用; 01: 59，181 断路器由热备用转运行; 02: 03 拉开 1、2 号主变压器110kV侧中性点 1019、1029 隔离开关。181断路器合闸后，监控机、测控装置均无潮流显示，但 110kV和10kV电压正常。初步判断为监控系统异常。
此后，该站还进行了主变压器调挡和电容器投切操作。07: 39，调度远方操作将1号主变压器由4挡调为5挡，此时2号主变压器在 7 挡; 07: 50，10kV电容二路972断路器合闸; 07: 51，10kV电容一路971断路器合闸。
07: 51: 17: 996，2号主变压器高后备保护启动，2965 ms间隙过流Ⅱ段保护动作，动作电流 5．83A(间隙零序Ⅱ段整定值为 2A，3s) ，2号主变压器高后备保护出口跳开130、902断路器。
2 故障初步分析 2．1 故障特征分析
故障录波显示，01: 59，181 断路器由跳位转合位时，181、130 断路器CT均检测出B相有负荷电流，A、C相无电流，零相出现与B相同样的电流。
02: 03，拉开1、2号主变压器 110kV侧中性点 1019、1029 隔离开关后，181断路器B相电流消失。分析认为，A、C相存在一次回路中断路器或隔离开关合闸不到位的可能。由于操作过程中，主变压器中性点均处于直接接地状态，故B相电流等同于流过中性点的零序电流。拉开中性点隔离开关后，主变压器高压侧无负荷接入，故高压侧无负荷电流，B相电流消失。
故障录波显示，到 07: 51主变压器高后备保护启动跳闸前，全站10kVⅠ、Ⅱ段母线电压均正常，特别是 01: 57，182 断路器由运行转热备用后，此时本应全站停电。因此，应该是 10kV 系统存在倒送电。经逐一排查，检查出 10kVⅡ段914线路对侧断路器违规合环，通过另一电源点倒送至该站10kVⅡ母，对全站供电。
根据SOE记录和故障录波，07; 39，1号主变压器由4挡变为5挡; 07: 51，10kV电容二路972断路器合闸; 07: 51: 14，10kV电容一路971断路器合闸; 07: 51: 20，2号主变压器间隙过流Ⅱ段动作( 5．88 A) ，跳 182、130、902 断路器(此时182断路器处于热备用状态),2号主变压器 902断路器A、B相电流消失，181 断路器B相、零相电流减小为 0。
分析认为，凌晨由于10kVⅡ段出线负荷较低，914 线路倒送电可满足供电要求，而随着早上用电负荷的增长，914 线路供电容量已不能满足要求，10kVⅡ段母线电压逐步下降，通过主变压器调挡和投入补偿电容提升 10kV母线。
当投入10kV电容一路时，电容电流很大，使得2号主变压器902断路器 A、B相出现相序相反的电流，投切电容的传递过电压加上主变压器缺相运行本身的相对地的零序过电压叠加，导致2号主变压器中性点击穿放电并持续较长时间，造成主变压器零序Ⅱ段动作跳闸。
2号主变压器 902断路器关跳闸后，930断路器合闸，110kV F线181断路器B相、零相，901断路器 A、B 相，930断路器 A、B 相均再次出现较大电流，SOE 记录显示此后 1 号主变压器高后备保护先后多次启动，最终1号主变压器中性点放电间隙棒烧融。08: 50，经调度命令，运行人员操作拉开 181断路器，1号主变压器断电。由于中性点间隙长期承受 B 相的相电压，致中性点
间隙性击穿放电，零序保护启动，但由于放电时间未达到整定值，保护返回未出口。
2．2 试验验证
为了验证上述181断路器或隔离开关 A、C 相缺相的推测，对该GISⅠ段设备所有接地开关之间进行了分段回路电阻测试，结果如表 1 所示(其中1301和1811回路之间含部分母线，阻值相对较高) 。
表 1 回路电阻测试
值 单位: μΩ
设备编号 A相 B相 C相 1813 +∞ 73 +∞ 181 35 39 36 1811 和 1011 241 250 253 1301 和 1811 424 455 428 由表1可知，1813 隔离开关 A、C相回路不通，验证了1813隔离开关 A、C相合闸不到位的推断。
3 检修处理
对1813隔离开关进行了开罐检查，其内部如图2所示。开罐发现，该隔离开关 A、C两相动触头未关合到位，B 相触头合闸正常。由于 A、C两相
共用一个绝缘连杆进行操作，B 相单独使用一个绝缘连杆操作，所以 A、C 两相的故障同时发生。
图2 1813隔离开关内部
为进一步查明操作机构的转动不能带动内部的A、C 相导体伸缩的内在原因，现场进一步拆除了隔离开关的动触头侧导体并进行了解体检查，检查发现用于 A、C 相导体传动的A 相叉条拐臂卡口变形扩张，卡口内部磨圆，导致 A、C 相绝缘传动杆与拐臂连接处出现打滑现象。图2为叉头拐臂带动绝缘拉杆分合闸的示意图，故障卡口与新卡口对比如图3所示。
图3 叉头拐臂带动绝缘拉杆分合闸
现场更换1813隔离开关A相拐臂，紧固螺钉紧固到位，完成气室清洁、更换吸附剂和密封圈、抽真空、充 SF6气体并经操作试验、回路电阻测试合格。之后，对该站所有隔离开关的导体叉条拐臂进行全面开罐检查，还发现了 1011、1301 隔离开关叉条处螺栓松动及磨损的痕迹。
4 原因分析
经与生产厂家共同分析，认为这是由于该部件在制造过程中的生产工艺欠佳和在装配过程中控制不严，导致叉条拐臂与传动轴存在尺寸上的正工差，再加上气动机构分、合闸对罐内导体冲击较大，经过十多年来多次操作，造成螺栓松动使部件发生变形，导致这次故障的发生。据厂家人员介绍，该部件在全国普遍使用，但变形缺陷系首次发生，应为极个别的问题。
5 结束语
该站变电一次部分采用典型的内桥结构，但其 110kV母线未设计单独的母线 PT，靠两组110kV线路侧PT监视110kV母线电压，虽节约了投资，但暴露出在断路器、隔离开关合不到位时，无法有效监视母线电压的弊端。建议对于受端 GIS变电站，必须设计两组独立的母线PT，以监测线路断路器、隔离开关是否合闸到位，确保线路电压送到110kV母线上。需要加强110kV用电管理，防止断路器意外投切形成合环倒送电导致人身、设备事故。因此，需定期开展设备修理和维护，及时更换老化的元件，必要时可通过模拟试验精准分析元件状态，及时发现并处理设备隐患，防范设备故障的发生，确保电网安全稳定运行。
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