高压电力设备在线监测技术-第10章-GIS和高压断路器的在线监测与故障诊断

第十章GIS和高压断路器在线监测与故障诊断On-linemonitoringandfaultdiagnosisforGIS&GCB1本章内容•概述•高压断路器的监测内容•高压断路器机械特性监测与诊断•GIS绝缘故障的监测与诊断•SF6气体泄露的检测•GIS局部放电的监测2§10.1.1GIS&GCB3气体绝缘金属封闭式组合电器(GIS)的优点：敞开式变电站(72kV-1200A,215MVA)替代为金属封闭式组合电器之后•占地面积和空间占有体积小城市征地困难水电站的升压变电站nUk/10•安全可靠人员安全不受气候影响无火灾、不破坏环境•电磁兼容性好•安装工作量小，检修周期长，寿命长419561966200015001000deliveredbays197619961986300kV20042006500300kVMilestonesGISEarlyresearchFirst500kVGISClaireville(CA)First170kVGISSempersteig(CH)Largest500kVGISItaipu(BR)First500kVGISinChina,JiangmenFirst800kVGISAlpha(ZA)500kVGISThreeGorges(CN)§10.1.1GIS&GCB5§10.1.1GIS&GCBGIS间隔元件及系统辅助设备备件/工具等间隔元件及系统间隔元件及系统GIS的构成61:母线2、8:隔离开关3、7:工作接地开关4、6:电流互感器5:断路器9:接地开关10:电压互感器11:套管避雷器电缆终端控制柜§10.1.1GIS&GCB7江苏无锡华润变电站§10.1.1GIS&GCB甘肃兰州东变电站罐式短路器宁川东变电站GIS母线结构•单相封闭式母线•三相封闭式母线D/d=2.7r0/rs=0.55rc/rs=0.167因为分支出线的缘故，三相封闭式母线的导体布置与气体绝缘输电管道不同，内导体位于半径r0的圆周上，位于底部的内导体与其它两相相差90°GIL中的电极结构§10.1.2基本结构与组成§10.1.2基本结构与组成252单断口断路器本体示意图灭弧室为单压式变开距双喷结构，它是由静触头和动触头，压气缸，活塞以及其它部件组成。在合闸位置，电流从静触头侧梅花触头经静触头座、静触头、动触头、压气缸、中间触指和支持件流向动触头侧梅花触头。灭弧室内部结构图126灭弧室内部结构图SF6GCB§10.1.2基本结构与组成300～550kV63kA4000ABLG1002A弹簧操作机构合闸灭弧触头分离分闸分闸开始单压式断路器的开断过程§10.1.2基本结构与组成断路器特点：优良的开断能力自力型触头的应用优良的导电回路设计结构简单比较长的电寿命便于检修断路器的液压操动机构§10.1.2基本结构与组成(a)未贮能，分闸状态(b)已贮能，合闸状态(c)已贮能，合闸状态外形图隔离开关a)b)§10.1.2基本结构与组成c)三相共箱式隔离开关接地开关•工作用接地开关•快速接地开关工作用接地开关是用于保证维修人员安全的，常安装与隔离开关的两端§10.1.2基本结构与组成快速接地开关快速接地开关应具有关合额定动稳定电流的能力。它仅仅在故障的时候工作。快速接地开关的操动机构应符合交流高压断路器标准中有关操动机构的要求。§10.1.2基本结构与组成电压互感器•电磁式电压互感器•电容分压器§10.1.2基本结构与组成电流互感器采用环状铁芯结构，互感器的初、次级之间的绝缘为气体绝缘§10.1.2基本结构与组成金属氧化物避雷器§10.1.2基本结构与组成GIS与其他设备的连接主要特点:•自清洁硅橡胶伞裙•长爬电距离•SF6气体绝缘•运行可靠性高•重量轻复合绝缘套管套管§10.1.2基本结构与组成瓷绝缘套管主要特点:•长爬电距离•纸浸树脂•电容屏•免维护•抗震电缆终端插拔式电缆终端采用插拔式电缆终端，使得GIS的安装可以与电缆的安装完全分开，在电缆试验、检修时可以直接将电缆终端头拔出，而不需要打开GIS的SF6气室。§10.1.2基本结构与组成与变压器连接套管§10.1.2基本结构与组成外壳GIS的外壳一般为钢或铝合金制。它必须能承受一定的压力，密闭性要好，当GIS内部万一发生电弧时，必须不被烧穿，而且高温造成的压力上升不至于引起爆炸。外壳一般采用焊接或法兰进行连接。具有绝缘子的法兰连接法兰§10.1.2基本结构与组成压力释放装置当压力释放装置动作时，不应危害工作人员的安全。电弧造成的压力升高，也可用来检测故障位置。§10.1.2基本结构与组成24§10.1.2基本结构与组成接地系统25SF6系统§10.1.2基本结构与组成动、静密封采用双道密封（O形圈+密封胶技术）控制柜用于指令输入、报警和联锁等用途的辅助电气设备均安装在相应的就地控制柜内。用户控制保护设备需要的电压、电流等信号也是从就地控制柜的端子排上接取↑←ABB的GIS的控制柜§10.1.2基本结构与组成27§10.1.2基本结构与组成典型布置形式标准桥型布置形式单母布置形式双母线布置形式252kV双母线布置形式28§10.1.3故障调查与分析GIS的可靠性相当高，一般被称为免维护设备，随着技术的发展，其平均无故障时间提高到400-1000年/间隔。•采用耐电强度非常高的SF6作为绝缘和灭弧介质•高压导体全部在金属封闭外壳之内，不受外界气候和污染的影响•SF6基本不发生老化现代电力系统对GIS可靠性的要求：•在电气时代和信息时代，供电可靠性要求越来越高•GIS在电力系统中占有一个很重要的位置•投资削减造成的延长GIS寿命的要求GIS系统真的不需要维护吗？→→→不！合适的GIS故障监测技术29●持续的监督可以提高设备的可靠性，延长设备寿命TBM及CBM的概念TimebasedmaintenanceConditionbasedMaintenance(TBM)(CBM)§10.1.3故障调查与分析30根据CIGRE的第二次GIS调查结果•被调查GIS的平均投运时间为9年，只有8.4%的GIS运行超过20年•全球平均GIS故障率为0.75次/100间隔·年•大约87%的GIS从未发生故障，约7%发生过1次故障•大约20%的故障发生在投运后1年之内•断路器、母线和隔离开关是最容易出问题的部分•现存GIS的预期寿命大约为30-40年，新安装的GIS的寿命预期为30-50年•GIS的年漏气率一般小于0.5%§10.1.3故障调查与分析快速暂态过电压的问题•波前时间很陡(5~20ns)耐电强度高，放电形成时延短•有频率很高的高频电压分量电压波在GIS中折反射造成0.1-10MHz•幅值并不高，很少到达2.0p.u.VFTO的幅值大小与隔离开关触头间电弧重燃电压大小有关，也与被开断的母线上的参与点和的电压值有关。危害：引起GIS或相邻设备的绝缘故障§10.1.3故障调查与分析32GIS绝缘事故的数量及绝缘事故的比例•全球平均GIS故障率为0.75次/100间隔·年•电压等级越高，问题越严重§10.1.3故障调查与分析33GIS事故原因统计•绝缘故障、机械故障等…，其中绝缘故障超过50%§10.1.3故障调查与分析34◆GIS事故的具体原因706050403020100OccurrencesAfter2yearsinserviceBefore2yearsinserviceABCDEFGProbablecausesforincidentsＡ：ParticlesＢ：PartialdischargesＣ：InsulatordefectＤ：MechanicaldefectＥ：ComponentfailureＦ：HumanerrorＧ：OtherSource:IEREWorkshoponGasinsulatedSubstations,Ontario,Canada(1996).§10.1.3故障调查与分析35§10.1.3故障调查与分析检查瓷套和机构清洁度检查加热器功能检查气体压力A类目视检查36§10.1.3故障调查与分析操作记数器检查SF6气体压力及露点开关位置的效验主回路电阻测试机械特性测试分合闸动作电压检查防跳回路检查操作测试检查弹簧储能分合闸掣子检查缓冲器防误操作的机械联锁热成像检查螺栓、螺母紧固检查防锈蚀检查润滑检查B类预防性维护37大修条件：线路断路器∑n×I²=20000电容器组断路器电抗器组断路器滤波器组断路器大修工作内容：更换吸附剂、密封圈、触头、导弧罩等。准备工作：检修车间及真空泵、干燥的氮气、微水测量仪、机械特性测试仪等。建议：有条件返厂大修。§10.1.3故障调查与分析C类断路器的大修§10.2高压断路器的监测内容38卧式双断口GCB如何保证稳定可靠的开断性能?39§10.2.1断路器基本特性触头寿命操作次数开断短路电流(kA)10000次操作后的滑动触头40低温性能§10.2.1断路器基本特性a：0.5MPab：0.45MPac：0.43MPa41操作机构动作时间§10.2.1断路器基本特性动作时间的增加反映动触头运动速度下降，而动触头运动速度下降则可能由于跳闸线圈工作异常（阻抗大或线圈有短路）、脱扣器卡涩、润滑不良、元件的紧固问题、轴承磨损或滞塞、储能系统（弹簧或气动）泄压等造成，在线监测仪监测记录操作机构动作时间，用于辅助判断断路器操作机构存在的问题，并在需要进行维修的时候提出建议。42§10.2.1断路器基本特性电弧燃弧时间一个断路器的灭弧能力可以通过监测燃弧时间来反映。如果一个断路器的动作行程时间没变，而燃弧时间变长，那么可以推断灭弧室里一些部件出现了问题：如灭弧介质的介质强度降低(污染的油、污染的气体)，断口电场变差(触头烧损)等。主触头电寿命通过测量主触头的I²T的累加值可以记录主触头的烧损情况。43断路器特性监测单元电寿命监测：开断电流、开断次数、累计触头磨损量机械状态监测：分闸、合闸电磁线圈电流；分合闸速度；断路器操作的机械振动信号；储能电机关键信息；§10.2.2断路器监测内容44§10.2.2断路器监测内容断路器触头温度监测单元•断路器磨损–机械状态–绝缘材料的性能–由于负荷造成的主触点侵蚀•断路器动作过程–分闸过程–合闸过程–储能过程45§10.3断路器机械特性监测与诊断46§10.3.1断路器触头磨损断路器的磨损表现在机械机构性能、用来灭弧的绝缘材料的性能以及断路器开断电流造成的的主触点的侵蚀等方面。断路器的分合闸期间，机械动作实质上由三个部分组成：闭锁动作，移动，移动结束，可导致机械机构出现问题的原因：•分合闸线圈故障；•弹簧机构内部粘着；•缺乏润滑；•组件之间的粘结；•轴承卡住；•储能系统受损（弹簧，气动装置）。断路器移动速度变化47§10.3.2绝缘材料性能与触点磨损据统计，能够导致断路器灭弧能力发生问题的因素有：•油被污染（对于少油、多油断路器）；•气体被污染（SF6断路器）；•档板磨损；•喷管烧蚀。电弧持续时间由于负荷造成的主触点侵蚀：断路器主触点的磨损主要来自于电弧带来发热。在每一次电弧期间，断路器主触点的腐蚀对于I2T来说是按比例变化。B、C相500kV断路器开断时电弧重燃将触头烧伤48§10.3.3断路器动作过程分闸过程T1T5T3T2T4t1t2t3t4t5t故障电流分闸线圈带电时间轴t1---故障开始时刻t2---保护分闸命令输出时刻(分闸线圈开始带电)t3---动静触头分离时刻t4---故障电流灭弧时刻t5---分闸线圈回路辅助触点断开时刻49合闸过程§10.3.3断路器动作过程T6T7T8t6t7t8t9负荷电流合闸命令时间轴tt6--合闸命令发出时刻（合闸线圈开始带电时刻）；t7--断路器一次断口电弧接通时刻；t8--动静触头接触时刻；t9--合闸线圈回路辅助触点断开时刻。50储能过程§10.3.3断路器动作过程IstIaIm0t0t1t2t3t4t5阶段I，t=t0~t1，为电机的起动阶段。起动电流峰值Ist的大小由电源电压和电机的参数决定