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|一起110kV SF6断路器渗漏故障的分析及预防措施


作者首先对一起110kVSF6断路器渗漏事故进行了详细分析 ， 然后从技术上对几种用于SF6气体泄漏的监测方法进行了比较 。 同时 ， 针对变电站运行的具体情况 ， 从管理上给出了建设性意见 。 为以后类似案例的预防和处理做出了积极探索 。
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【|一起110kV SF6断路器渗漏故障的分析及预防措施】SF6应用产品可靠性高 ， 检修工作量少 ， 周期长等与传统手段相比具有不可比拟的优点 ， 使得SF6气体在电力系统中的应用日益广泛 。 伴随着SF6气体设备的大量使用 ， 由于外力损坏(包括自然灾害)、设备质量、运行年限等多方面原因 ， 设备的密封元件老化变形 ， 使SF6泄漏问题也开始显露 。
1事故经过
2月20日4时28分 ， 集控中心监控机报出“范坝变电站1号主变110kV侧101断路器SF6压力低”的信息 ， 此时监控人员未能发现 。
在20日至22日的正常巡视及交接班工作中均未发现该缺陷 。 2月23日9时50分 ，集控中心监控机报“1号主变110kV侧101开关SF6压力闭锁”的Ⅱ类信息 ， 运行人员随即到现场检查发现1号主变中压侧101开关SF6压力表指示为 0.48Mpa（该温度下的正常压力区间应0.58Mpa-0.62Mpa） ， 该断路器SF6压力闭锁 。 随后 ，集控中心进行了旁路开关代路操作 ， 对101断路器进行了故障隔离 。
2月23日 ， 修试所检修人员对该断路器进行检漏测试 ， 发现A相灭弧室根部瓷套与金属构件结合部存在漏点 。 检修人员更换了101断路器灭弧室 。 2月27日 ， 101断路器试验合格后投入运行 ， 220kV范坝变电站恢复标准运行方式 。
1号主变110kV侧101断路器硬件故障 ， A相灭弧室SF6气体泄漏是造成本次事件的根本原因 ， 而运行人员监控、巡视不到位 ， 没有及时发现该缺陷 ， 导致该缺陷进一步扩大 ， 最终造成该断路器SF6压力闭锁 ， 是造成本次事件的直接原因 。
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图1 范坝变电站主接线示意图
2. SF6气体泄漏的检测方法
上述故障反应出集控中心在SF6气体泄漏的检测方面存在严重隐患 ， 严重依赖监控机的告警信息 ， 当由于某种原因（人为疏忽或通信故障时）导致SF6气体泄漏的不能及时被发现时 ， 可能造成重大安全事故 。 下面对SF6的几种气体泄漏监测方法做分析和比较 。
2.1 SF6检漏仪检测
SF6检漏仪采用的数字信号处理技术使得它比采用的操纵电路及传感头信号更好成为可能 。 此外 ， 电路中使用的元件数量约减少40% ， 从而提高了可靠性及性能 。 微处理机实时监视传感头和电池电压值 ， 每秒钟可达4000次 ， 能及时补偿即使是最微小变动的信号脉动 。 这使得该仪表在几乎一切环境的应用中 ， 成为一种稳定而可靠的检测工具 。
2.2 SF6气体压力的检测
SF6气体的绝缘性能和气体的压力有关 ， 压力的减低能体现绝缘性能的下降 。 目前 ， 一般的SF6断路器上都配有压力表和密度继电器 ， 可以实现压力和密度的监测 ， 但是直观监测无法实现远传 。 对于数字式的密度继电器 ， 利用穿芯电流传感器可采集其输出的与气体密度相对应的4-20mA电流信号 ， 实现在线监测和远传功能 。
对于机械式密度继电器的场合 ， 则需要对密度继电器进行改造 。 此法是变电运行人员常用方法 ， 但该方法存在严重依赖监控装置的缺陷 。
2.3 SF6气体的含水量检测
SF6气体的含水量是反应SF6气体绝缘性能的重要指示 ， 但是由于其测量精度要求很高 ， 一般通过离线的检测仪进行测量 。 常用的测量方法有电解法、阻容式露点法和镜面露点法 。 在线检测目前应用较少 ， 可以通过重量法、电解法、震动频率法、镜面等方法实现 。 但由于SF6气体在110kV断路器内部 ， 取样困难 ， 该法不适用于变电运行实际操作 。
2.4 SF6气体的物理和化学方法检测方法
1） SF6故障气体的检测方法有物理方法和化学方法 ， 其应用见表1 。
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表1 SF6电气设备故障检测技术检测
2）不同方法检测结果的比较
SF6电气设备故障的快速检测方法主要有化学中和法、电化学检测法、动态离子分析法、化学显示法等 。 不同方法的检测性能不同 。 其结果比较见表2。 结合变电站运行实际 ， 电化学检测法和化学显示法是二种比较好的SF6检测方法 。
2.5 绝缘监测技术
绝缘监测是电力设备较为传统的在线监测项目之一 。 由于绝缘事故一旦发生 ， 后果往往较为严重 ， 所以对绝缘的检测通常比较重视 。 对于110 kV及以上电压等级的断路器 ， 内绝缘问题比较突出 ， 特别是内部带电导体对地电位外壳放电的故障 ， 随着运行时间和操作次数的增加而有增多的趋势 。
对于内绝缘的在线监测通常是检测局部放电 ， 目前常用的测试手段有高频电流测试法、超声波局部放电检测、特高频局部放电检测、SF6气体分解产物检测等 ， 但都不太成熟 ， 尚处于进一步研究中 。
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表2 不同方法检测结果的比较
2.6 机械性能监测技术
断路器和其他电力设备相比 ， 操作频率大 ， 也比较容易发生缺陷 。 当机械性能受到影响时 ， 可能导致SF6气体的泄漏 。 所以监测操作机构的机械特性 ， 一定程度上也能防止SF6气体泄漏的产生 。
可以通过在线监测分析断路器每一次合、分操作时的运行速度和时间 ， 即行程一时间特性的变化 ， 来发现机械故障的隐患 ， 断路器机械部分由于磨损、疲劳老化、变形、生锈、装配不当等影响正常机械性能的原因都可从该特性中反映出来 。 该法不直接针对SF6气体泄露检测 ， 作为一种辅助方法较适宜 。
3.运行管理分析
上文从技术上对SF6气体泄漏检测及预防做出了分析 ， 下面从管理上进行阐述 。
3.1完善监控信息设置
集控中心监控信息设置不合理 ， 未按《乐山电业局监控中心站信息分类原则》的规定对信息动作标志进行设置 。 验收部门验收不到位 ， 对信息分类和动作标志的合理性未深入分析 。 集控中心还存在许多冗余信息 ， 如SOE信息和站端信息同时报出；开关分合报出第一遥信和第二遥信内容；一些故障信息 ， 除上传开关及保护信息外还会同时上传“故障总”的信息 ， 增加了信息量 。
3.2 贯彻并严格执行设备巡视制度
制度要求范坝变电站每月对全站进行一次全面巡视 ， 并保留纸质记录 ， 但集控中心在1月、2月均无全面巡视的纸质记录 。 暴露除设备巡视不到位 。
3.3 树立安全责任意识
运行人员应树立高度的责任心 ， 认真对待自己的工作 ， 每2h检查监控机事件记录情况 ， 核查监控机报出的信息 ， 以避免可能的事故发生 。 该事件的起因就是运行人员疏忽大意 ， 没及时发现监控的故障信息造成的 。
3.4 强化领导管理职能
集控中心管理人员履职不到位 ， 对集控中心安全例行工作管理不力 ， 没有认真分析监控信息存在的问题并提出改进的办法 ， 没有定期检查各项生产记录并提出整改意见 ， 也没有严格监督、检查运行巡视质量 。
4.改进建议
经过此次GIS的 SF6气体渗漏事件分析 ， 今后的工作中在技术上和管理上可以从以下几方面着手：
技术上采用SF6检漏仪检测和气体压力检测为主 ， 辅以电化学检测法和化学显示法有效检测SF6气体泄漏 。 把好设备安装质量关 ， 平时做好断路器机械性能的监视 ， 减少SF6气体泄漏概率 。 只要出现有微渗漏气现象 ， 就应该引起高度的重视 。
管理上 ， 开展监控信息表的清理工作 ， 进一步规范监控信息表的术语及分类标准 ， 并对冗余信息进行屏蔽 。 修订乐山电业局变电运行管理标准 ， 使之更符合变电运行实际要求 ， 同时树立安全责任意识 ， 强化领导管理职能认真开展设备的监视、巡查 。 尽早、尽快发现异常问题 ， 及时安排时间对其进行处理 ， 以防止出现事故 。
本文编自《电气技术》 ， 作者为杨晶 。


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