500 kV GIS电压互感器事故分析和处理

尹利群

(五凌电力有限公司，湖南 长沙 410004)

1 设备及事故情况

某新建水电站采用GIS出线，两进两出，带1个TV间隔。设备投产前对GIS进行了老练和耐压，无异常;由于技术原因，GIS耐压时不能带入TV间隔，实际上TV间隔未经过耐压考验。

2011年12月31日，调度部门安排对电站500 kV GIS受电。第1次受电冲击时升压站A，B双套母线差动保护动作，动作报告显示为B相接地故障。分析故障录波和保护动作报告:故障时A相电压上升正常;B相电压异常，电流最大值达到8 000 A;C相电压最初5 ms电压异常，后上升到正常值，16 ms时母差保护动作，初步判断为500 kV母线电压互感器B相故障。将TV间隔返厂解体，发现一次绕组不通，有强烈的刺激性气味。

图1 TV间隔损坏情况

如图1所示，壳体内壁有放电后粉尘，盆式绝缘子、盆式绝缘子侧连接导体、盆式绝缘子侧壳体部位、一次线圈高压屏蔽等部位有放电击穿及烧伤痕迹;一次连接导线烧损，其外绝缘套管完好;低压屏蔽连接导线用螺栓掉落。

2 事故原因分析

该TV结构为倒装式，结构图如图2所示。

图2 TV间隔结构示意图

解体检查发现低压屏蔽连接导线螺栓脱落，掉落在盆式绝缘子低压侧。该TV一次线圈高压屏蔽由2部分组成，组装后留有一定间隙，该间隙正对壳体放电位置。推测由于投运前低压屏蔽导线连接螺栓掉落到盆式绝缘子地端，与该间隙形成了近似于针－板形态的高低压电极绝缘结构，在冲击受电时被击穿。

通过对事故时运行方式、母线保护动作及解体检查情况的分析，可以判断此次事故是由于低压屏蔽连接螺栓松动后，掉落在盆式绝缘子低压侧引起，属于厂家质量问题。

3 故障处理及投运前耐压试验

由于整个间隔无修复价值，因此进行了更换，新间隔在厂内完成试验后运至现场重新安装。

为确保TV间隔在投运前的质量，一般情况下，应检查GIS内电压互感器、避雷器经长途运输、储存及总体装配过程中元件是否松动、损伤、变形，内部是否存在活动微粒、杂质或毛刺等，防止意外因素导致绝缘故障;并且需要在设备投运前再次进行TV耐压试验。而事故TV未进行投运前耐压试验的原因:一是三倍频设备容量比较大，当时试验设备不能满足要求;二是该TV间隔中还带有避雷器，该避雷器为死连接。

为检查GIS内更换后的电压互感器、避雷器绝缘状况，防止故障再次发生，在故障相电压互感器恢复后对500 kV电压互感器、避雷器间隔进行了耐压和带电检测试验。由于避雷器与电压互感器相连，在现场难以拆解，目前对电压互感器、避雷器GIS间隔耐压方法没有明确规定〔1〕，本次耐压试验时综合考虑2个设备的耐压水平，选择一个合理的试验方法、电压及频率。制定试验技术方案时必须考虑避雷器的耐压水平:电压互感器的绝缘水平为740 kV，避雷器6 mA下工频参考电压为455.5 kV，因此整个施加的电压不能超过455.5 kV;电压互感器的二次绕组容量为100 VA，如果从二次绕组感应加压，由于一次杂散电容、避雷器工频电流等的影响，二次绕组中的电流会远远超过额定电流，有可能导致二次绕组永久性损坏，因此本次试验采用从一次加压的方法;考虑到现场从一次串联谐振加压的试验频率难以超过100 Hz(从GIS耐压试验的情况来看，试验频率在40～100 Hz之间，且本次试验尚需带上避雷器)，为了防止互感器过激磁，该试验电压不宜过高。

综合考虑各方面因素，试验电压值的方案如下:由于互感器绝缘水平比避雷器参考电压高，因此按照避雷器额定耐受电压的80%计算，选取试验电压值为444 kV×0.8=355 kV，试验频率则控制在48～60 Hz(试验频率过高容易造成避雷器损坏)，耐压时间1 min;在电压升至设定电压后，利用超声波/特高频局放检测仪检测电压互感器、避雷器处的局放信号，对比典型放电图谱，检查是否存在放电性缺陷。

试验过程中，互感器、避雷器间隔在耐受电压下耐压1 min，未发现明显放电、击穿及闪络现象，同时带电检测试验在电压升至设定电压后，超声波/特高频局放检测试验合格。

4 结束语

本次故障处理中通过综合考虑避雷器和电压互感器的性能和绝缘情况，制定适合该类型设备的技术方案，成功地对该间隔进行了绝缘检查，为GIS顺利受电奠定了基础。

从本次事故中还应吸取的一个教训就是应严把设备出厂关。通过严格控制设备出厂程序，实现关口前移，也可以避免类似事故的发生。

〔1〕肖勇，潘翀，杨帆，等.110 kV GIS电磁式电压互感器三倍频感应耐压试验〔J〕.电力自动化设备，2011，31(11):139-142.

〔2〕印华，吴高林，崔婷，等.GIS用电磁式电压互感器现场感应耐压方法的改进〔J〕.高压电器，2010，46(4):101-102.