(深圳供电局有限公司 广东深圳 518000)
摘要：以巡视发现、处理4起500kV现代站500kV HGIS设备气室漏气故障为例，对故障原因进行简要分析，阐述HGIS设备日常巡视、数据跟踪、缺陷处理及预防的方法和策略。
关键字：巡视策略、数据收集、漏气处理、总结分析
0 前言
HGIS设备因其小型化、可靠性高、安全性好、维护方便等优点被广泛采用。对于HGIS设备，SF6气体泄漏必然会导致气室压力的降低，从而造成设备内部绝缘水平的降低，极大可能增大设备内部绝缘击穿放电的安全风险，严重时可能会使设备发生爆炸，影响设备的正常运行。
500kV现代变电站在深圳电网中扮演着至关重要的角色，特别是500kV设备的故障跳闸不仅对本站设备造成冲击，而且大大降低整个深圳电网的稳定性和可靠性。所以及时发现并消除故障显得尤为重要。
1.巡视策略、跟踪发现缺陷
现代站50531刀闸气室压力随温度变化曲线500kV现代站是2017年02月份新投产的变电站，500千伏区域设备采用新东北电气公司生产的户外HGIS成套产品ZF15-550 型气体绝缘金属封闭开关设备，在HGIS设备的每个气室里，都装有六氟化硫气体充放的接头、压力表和密度继电器，用于检测和判断气室压力是否异常。
2016年12月22日，运行人员在驻站验收期间，发现50221（B）相刀闸盆式绝缘子安装防雨罩支架的螺杆处有漏气声响。
2016年12月27日，500kV现代变电站运行人员在投产前巡视检查时，发现500kV第二串联络5022开关间隔（B）相发出明显的漏气声。
针对上述缺陷，为了及时防范此类HGIS漏气问题的发生， 500kV现代站专门制定了相关的防范措施：
1.1 投产之后所有表计、油位定时拍照存档，保留原始数据；
1.2 制定每月一次定期抄录计划；
1.3 对于压力变化值幅度超过0.02MPa的提级关注。
1.4提级关注并制定巡视计划
对比50531刀闸（C相）气室SF6数据后发现数值下降较多，因考虑到外界因素对压力值的影响，暂无法判断气室是否有漏气缺陷。经站内人员安全风险分析，针对50531刀闸（C相）气室，重新制定巡视计划，巡视周期由每月一抄录改成每天四抄录。加强对此压力值的跟踪，并分析该缺陷的发展趋势
1.5排除温度及压力表补偿对气室压力的影响
依据抄录数据，绘制压力和外界气温变化曲线图。分析数据发现，随着时间的推移，虽然外界气温在25摄氏度附近起伏，但是50531刀闸（C相）气室SF6压力值仍然呈现下降趋势，始终无法恢复到原始数值，从而排除外界环境温度对50531刀闸（C相）气室SF6压力值的影响，初步确定了气室存在漏气缺陷。
为再一步确定漏气缺陷，该气室压力表又与正常运行的50631刀闸（C相）气室压力表进行对调.
现代站50531与50631刀闸气室压力表计对调后压力变化曲线
由此表可知： 2月18号-2月21号为50531与50631 SF6气体压力表调换之后抄录的数据，50531压力值变化范围为0.48MPa-0.52MPa，数据分析可知：50531的变化率为0.1%-0.4%，因为每个抄录人员的角度不同，人眼误差等原因，造成此误差，综上可知：50531刀闸气室压力与SF6气体压力表无关。最终确定50531刀闸（C相）气室存在漏气缺陷。
1.6 跨专业协作，利用多项技术确定漏气部位
联合高试班组对50531刀闸（C相）气室进行检漏，为使试验达到最佳效果，检漏时间确定为早上七点钟, 此时温湿度较为适宜，可以最大程度的减少外界因素对测试结果的干扰。运行人员配合高试班利用包扎检漏、SF6红外检漏等多项技术，反复进行测试，最终确定在505367地刀（C相）机构处存在漏气部位。厂家初步分析为机构轴承密封圈密封不严造成，待专业机构解题分析具体原因。
1.7 针对盆式绝缘子漏气隐患，对可能存在缺陷的盆式绝缘子上的局放检测孔进行检查，采取重新包扎检漏及SF6气体红外成像检漏，同时，研究开展对在运盆子的X光探伤检测可行性。
1.8针对盆式绝缘子漏气爬电闪络风险隐患，建议对500kV现代站HGIS设备尽快立项加装超高频局放在线监测装置，加装前，加强运行局放检测与SF6气体组分检测，运维频度提级调整为1季度1次。
2缺陷处理的基本流程和工艺要求
2.1 施工前准备
运行人员根据停电计划，提前准备操作票、工作票等相关工作；站长组织全站人员开展停电前安全风险分析，并做好事故预想，在保质保量的前提下，为尽快消除故障争取时间。
2.2 气体回收及施工准备
气体作业，对漏气气室的SF6气体进行回收，工艺要求: 六氟化硫开关设备现场安装过程中，在进行抽真空处理时，应采用出口带有电磁阀的真空处理设备，且在使用前应检查电磁阀动作可靠，防止抽真空设备意外断电造成真空泵油倒灌进入设备内部。并且在真空处理结束后应检查抽真空管的滤芯有无油渍。为防止真空度计水银倒灌进入设备中，禁止使用麦氏真空计。
2.3 故障点解体及恢复
拆除505367 接地开关连接铜排；解除505367 接地开关连接轴与操作机构连杆的连接；拆除罐体底部盖板螺栓。拆除接地机构室与绝缘法兰连接处的螺母，将故障接地整体拆除，更换新的接地开关，然后将接地机构室与绝缘法兰连接处螺母拧紧。用吸尘器从罐体底部法兰处对罐内进行清理，清理后将盖板恢复；依次恢复连接铜排、操作机构连杆。对解体气室更换吸附剂后，设备装设完毕。工艺要求: 严格控制安装现场的环境条件，户外GIS（HGIS）的装配作业必须搭建有效的防尘围栏（帐篷）后方可进行，防尘围栏（帐篷）应配备除尘除湿、降温设施、粉尘监视仪。作业区相对湿度大于80％、阴雨天气时，不允许装配施工；装配施工时，作业区内不得进行产生粉尘及金属微粒的工作，灭弧室安装时空气洁净度等级应达到或优于8级，其它部件安装时空气洁净度等级应达到或优于9级。主控楼及其楼体、天面、墙体等引起扬尘的土建未完工禁止GIS设备电气安装。
2.4 故障修复后抽真空注气
抽真空、及真空检漏按各自的气隔单元就地进行。充注前，充气设备及管路应洁净、无水分、无油污；管路连接部分无渗漏。
连接从真空泵到设备气体入口的高压气管。所用的气管和真空泵应与被抽真空设备的容积相适应。检查确认真空泵的旋转方向，正确后开动真空泵。抽真空到1托（133.3Pa）后,继续抽真空30分钟。抽真空时，做好防止真空泵突然停止或误操作而引起倒灌进HGIS设备（发现异常，立即关闭真空泵上的阀门，检查并确定油是否逆向流动。抽真空后,进行真空泄漏试验:要求在4小时内起始和最终的压力差不超过1托（133.3Pa）,不行应继续抽真空，重复做真空泄漏试验,直至达到要求。
2.5 SF6气体微水含量测量
SF6气体微水含量测量在充气至额定气体压力下48h小时后进行。测量时，环境相对湿度一般不大于80％，经测量微水含量小于标准值，试验合格。
2.6 SF6气体密封性试验
检漏在充气24h小时后进行。采用检漏仪检漏法进行定性检漏。对接口用塑料薄膜包扎密实，采用灵敏度不低于1×1-6(体积比)的检漏仪对断路器各密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不报警，说明设备密封良好，试验合格。
2.7 完成更换工作后恢复运行状态
随着试验的完成，运行人员对现场再次检查，与各班组确认各项数据均符合相关标准后，新更换的505367地刀具备投运条件。向调度申请送电工作。5月13日00:16历经89小时完成缺陷处理工作，设备运行正常。
3 针对故障处进行其他相似位置局放监测计划
针对5022（B）相盆式绝缘子局部裂纹漏气、50531刀闸（C）相气室和505367地刀（C相）机构漏气问题。为杜绝此类问题的再次发生，保证设备安全稳定的运行，提出如下排查处理措施：1、通过超声波、超高频两种局放监测方法对现代站全站的500kV 断路器、隔离开关水平布置的盆式绝缘子及罐体进行局放监测；2、根据局放监测结果，评估产品运行状态，对于异常的部位，进行开盖检查处理。
3.1 监测项目
超声波局部放电测试、超高频局部放电测试
3.2 监测计划
进行周期跟踪监测，监测跨度3个月，第1个月每两周测试1次,每次3至4天，第2、第3个月，每月测试1次。如检测过程中发现异常，可根据具体情况对异常部位增加检测频次。
3.3 监测方案及原理
3.3.1 超高频局放监测
监测方案：本次测试会对电站内的所有500KV断路器、隔离开关进行定期监测，如下图所示标记，使用超高频局放测试仪测试断路器A、B两点的盆式绝缘子和隔离开关C点的水平盆式绝缘子，检测是否有局放信号，并保存做好记录（每个点分别保存两次，每次保存时间为一分钟）。通过比对监测结果，综合评估并出具试验结论。
检测原理：超高频检测可以测量GIS内绝缘缺陷在运行电压下辐射的高频电磁波来判断GIS内部是否发生局部放电。超高频法的最大优点是可有效地抑制背景噪声，如电晕等产生的电磁干扰。
3.3.2 超声波局放监测
检测方案：本次测试会对电站内的所有550KV断路器、隔离开关进行定期监测，如上图所示标记，使用超声波局放测试仪测试断路器罐体上的1、2、3、4、5五个点，隔离开关罐体上6、7、8三个点，检测是否有局放信号，并保存做好记录（每个点分别保存两次，每次保存时间为30秒），通过比对监测结果，综合评估并出具试验结论。
检测原理：在电力设备中当有局部放电发生时，会产生超声波信号。通过收集这些超声波信号，并且根据实际应用经验加以分析，可以对SF6绝缘电气设备的运行状况做出某种程度的安全评估。
3.4 监测结论
根据长时间持续跟踪监测结果，进行数据比对和分析，最终形成试验报告。
3.5 开盖检查方案
根据局放监测结果，对于存在局放异常的断路器和隔离开关，进行开盖检查，以消除设备运行风险。
3.5.1开盖位置：断路器运输支撑小法兰口，如下图所示。
3.5.2 检查设备：内窥镜
内窥镜结构：内窥镜由显示屏，手柄（带电池），探头管路（长4米，管路直径10mm）组成，探头可以360度旋转。
断路器下方小盖板与端部最大距离为2.5m，探头管路可以观察到罐体和灭弧室表面。隔离开关开端盖后可直接观察，对动、静触头侧不便观察部位可使用内窥镜观察。
3.5.3 操作流程
对局放监测存在异常的设备进行停电，回收气体。如监测存在异常的设备是断路器，则将断路器下方运输支撑的小法兰盖板拆下，用内窥镜检查产品的内部情况，如监测存在异常的设备是隔离开关，则将隔离开关机构侧端盖拆下，直接检查产品的内部情况。
1）内窥镜检查如未发现异常情况的断路器，对断路器恢复充气后，待检漏及微水试验合格后可恢复设备带电。
注：断路器运输支撑法兰口较小，直径为40mm，且垂直向下，现场采取防护措施后，灰尘、异物不会进入气室内部。此外，使用内窥镜检查不会动及产品主回路。为此，设备无需进行耐压试验。
2）如内窥镜检查发现断路器内部存在异物，可优先采取通过吸尘器从断路器运输支撑法兰口对异物进行吸除的方法。如吸尘器无法清除断路器内部异物，则需开启断路器尾部端盖、侧盖，进行进一步处理。
3）如检查发现隔离开关内部存在异物，可使用吸尘器对异物进行吸除，清理处理后恢复，并抽真空充气，进行检漏、微水等试验。
3.5.4 工作周期
设备开盖检查涉及主要工作有：1、设备停电；2、气体回收；3、检查处理；4、抽真空注气；5、检漏、微水。由此，处理完成1相设备单元的工作周期为5天。
注：上述工作未涉及设备耐压，因为设备耐压涉及停电范围的扩大和套管引下线的拆装等工作，工作时长需视具体情况确定。
4 结语
SF6封闭式组合电器(HGIS)存在诸多优点，在电网建设中获得广泛应用。生产及安装工艺要求高，其气密性与现场安装工艺及元件材质关系密切，且SF6气体由于其他本身的缺陷，在电网运行中容易发生漏气故障，在处理漏气类缺陷时，我们500kV变电站值班人员应沉着应对、及时汇报、正确分析判断处理是保证各类异常和事故的顺利处理的关键。要对漏气原因进行分析，制定巡视策略，按照技术规程、巡视规范要求及时发现、处理漏气缺陷。提高HGIS设备运行的可靠性，提升电网供电可靠性，满足用电负荷。
论文作者:余畅
论文发表刊物:《电力设备》2018年第1期
论文发表时间:2018/5/30
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