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摘要：GIS设备全封闭结构导致故障检查相对复杂，应联合多种手段以快速准确判断出故障原因，保证设备安全。本文介绍了一起某变电站GIS闪络故障，针对气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）开展现场交接试验过程中出现击穿的问题，通过采用多种测试方式，查找故障点，判断故障原因，最终发现故障原因，可为防止类似事故的发生和处理提供借鉴。
关键词：GIS；故障原因；导电杆；故障分析
引言
近年来，随着电力工业的快速发展，气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）以其结构紧凑、占地空间小、操作简单以及安全可靠性高等优点在变电站中得到了广泛的应用。但GIS在应用中也存在一系列的问题，例如当GIS出现故障时，事故影响范围大且处理周期长，严重影响着变电站的安全稳定运行。因此，对于GIS必须要求严格开展交接试验，以发现潜在故障并及时整改，同时开展带电检测技术，在投运后采用带电检测的方式定位故障点，判断故障类型，以确保设备安全稳定运行。本文以某变电站气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）闪络故障为例，从故障经过、故障查找、故障分析等方面进行了介绍，可为之后的交接试验及现场安装提供了经验。
1.GIS内部常见缺陷分析
GIS是封闭式设备，其内部由于安装或运行过程中产生的气泡、金属颗粒等杂质会导致GIS设备试验及运行过程中出现缺陷，颗粒的跳动以及固体材料的微小振动会发出超高频或超声波信号，因此在不停电检修的前提下，通过采用检测超声波与超高频信号的方式观测GIS内部缺陷类型及缺陷的严重程度[1]。
GIS内部缺陷中，经常出现的缺陷类型包括电晕放电、悬浮放电、自由金属颗粒放电、空穴放电、沿面放电等放电现象。每种内部缺陷都有相应的测量特征。不同的放电类型所产生的原因不同，当在不均匀的电场周围曲率半径小的电极附近当电压升高到一定值时，由于空气游离就会产生电晕放电现象；悬浮电位则是由于在运输或运行过程中，导体或绝缘子等与其他的金属构件接触不良，导致电位悬浮，与周边的部位形成电位差，产生放电；空穴放电则是由于设备内部产生气泡或其他杂质，在正常运行过程中产生局部放电；沿面放电是固体绝缘表面金属颗粒对绝缘表面、固体绝缘表面脏污或固体绝缘表面其他异物引起的放电。图1为GIS内部缺陷位置的示意图。
图1GIS绝缘缺陷位置
如图1所示，在GIS壳体、导体上均易出现由毛刺造成的电晕放电；在导体上易出现由于机械松动造成的悬浮放电；在盆式绝缘子、导体或壳体上易于出现气泡或杂质造成的空穴放电。不同的因素产生的局放形式不同，但不同类型的局部放电都会对GIS的绝缘造成破坏，同时，放电产生的气体或热效应，有的使局部绝缘腐蚀、电导增加，导致了绝缘性能下降，在严重的局放作用下，甚至会造成绝缘击穿。
2.设备情况
本次被试设备为某公司生产的500kVGIS，主要技术参数如下所示：设备额定电压：550kV，额定频率；50Hz，工频1min耐受电压：740kV，在周围空气温度为20℃时的气体压力（相对值），断路器室：0.5MPa，其他气室：0.4MPa。所开展的交接试验项目具体包括：SF6气体微水与纯度测试、主回路绝缘试验及超声波局放测试等。
3.试验过程及故障点查找
3.1试验步骤
交接试验首先对充入GIS内部气室的SF6气体开展微水及纯度测试，以气室为单位，对每个气室分别检测，检测结果无异常，具备主回路绝缘试验条件。
主回路绝缘试验包括三个步骤[2]：老练、主回路对地耐压、局部放电测量，首先进行老练试验，试验的加压程序为：0→Um/3（550/3=318kV）持续5min→Um（550kV）持续3min；主回路对地耐压加压程序为：Um（550kV）→Uf（740kV）持续1min；耐压试验结束后，将试验电压降至1.1Um/3（349kV）后进行局部放电测量，局部放电测量结束后电压降至零。整体加压程序如图2所示。
图2GIS主回路绝缘试验加压程序示意图
3.2故障经过及故障点定位
500kVGIS第4串主回路绝缘试验于8月17日开始进行，老练试验无异常，升至550kV时保持3min后，准备升至740kV时发生放电，现场对加压回路及被试回路进行检测，未发现明显异常，经现场讨论决定再次试验。由于加压回路采用串联谐振的方式升压，因此需要调节试验频率，再次调频后，发现无法升压，切断加压回路，采用绝缘表对被试回路绝缘状况进行测量，发现主回路对地无绝缘，判断GIS第4串主回路某部分出现绝缘击穿现象。
采用多种手段进行故障点定位，首先通过超声波闪络定位仪定位，在试验前安装的闪络定位仪上发现CB42A相以及相邻电流互感器CT气室的闪络定位仪示数较大，其余气室闪络定位仪显示无异常，初步判断发生故障的位置位于CB42A相断路器或其相邻的CT气室内部。采用气体分析仪对以上两个疑似气室进行SF6气体成分分析，结果如表1所示。
表1气体成分分析结果μL/L
从气体分析结果可以看出CB42A相断路器H2S及SO2数值偏高，且现场打开充气阀门可闻到明显的臭鸡蛋气味，因此基本判断放电气室位于CB42A相断路器处。
为进一步验证放电位置，采用绝缘测量的方式，将第4串GIS断路器及隔离开关逐步断开，查找故障点，首先断开DS44隔离开关，绝缘电阻为60GΩ，断开DS44断路器，发现绝缘电阻为5MΩ，断开CB42断路器，绝缘电阻为56GΩ，判断为CB42断路器合闸绝缘强度降低。发生故障位置和设备形态如图3所示。
图3故障位置
由于现场不具备解体条件，将故障断路器返厂解体，在更换完故障断路器后第2次进行主回路绝缘试验，试验通过。
3.3厂内解体
9月5日在厂内对故障断路器进行了解体检查。检查结果发现断路器导电杆表面存在沿面放电痕迹。
除沿面放电痕迹外，在导电杆表面还发现有磕碰痕迹，如图4所示。
图4断路器磕碰痕迹
4.故障分析
根据解体检查的情况分析，本次故障属于气室内部金属类异物引发的导电杆沿面放电。
4.1 GIS监造记录
500kVGIS使用的导电杆为该公司外购的产品。导电杆所开展的试验项目如表2所示。
表2导电杆试验项目
总装车间将合格的导电杆装配到断路器试验形态，装配完毕后按试验形态进行工频耐压试验，试验电压740kV，持续时间90s，局部放电试验、雷电冲击试验，其中正负极性各三次，试验电压1675kV，全部试验合格以后按运输形态进行解体包装。
4.2故障分析
将解体的导电杆表面打磨清理后，现场对导电杆进行了工频耐压试验及局部放电试验[3]。
从导电杆工频耐压试验及局部放电试验情况及试验记录可知，该导电杆顺利通过了工频耐压试验，试验电压740kV，持续时间90s及局部放电试验（局放值1pC），说明导电杆自身绝缘性能优良、质量可靠。
本次断路器绝缘故障是气室内部金属类异物引发的导电杆沿面放电。气室内金属异物来源渠道可能为：
（1）断路器气室装配时，使得金属异物带入气室内部，完成机械操作后，进行气室清理未能将气室清理干净，使得气室内部遗留金属异物。这些金属异物在低电场区域，产品有一定的绝缘裕度，耐压试验通过。断路器气室是完整形态运输，运输时断路器气室内部充有0.05MPa的SF6运输气体。在运输过程中倒运、颠簸等会使金属异物进行跳跃、移动，金属异物移动至高场强区域，引发了绝缘故障。
（2）断路器到达现场后，对气室SF6运输气体进行微水测试，合格后进行充SF6气体工作。现场充气过程中如未将充气接口清洁彻底，高压SF6气体将充气口处的微粒异物吹入气室内部，或者在充气时将SF6气瓶倒置，气瓶底部杂质充入气室内部，附着在导电杆表面会引发绝缘故障。
5.结语
综上所述，本文对某变电站气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）开展现场交接试验过程中出现击穿的问题进行研究，通过闪络定位仪、气体分析仪及绝缘检测等多种手段对故障间隔气室进行定位，最终怀疑短路点位于CB42A相断路器处，且在该断路器合闸时绝缘强度降低，怀疑断路器内部可能出现绝缘件破损；并结合解体检查，结果表明本次断路器绝缘故障是气室内部金属类异物引发的导电杆沿面放电。为避免此类故障的发生，建议确保断路器在运输过程中的平稳性以及加强对现场安装工艺的管控。此研究成果可为同类型故障处理提供很好地参考借鉴意义。
参考文献：
[1]谢伟东.一起220KV GIS地刀导电杆镀银层脱落的分析与处理[J].中国新技术新产品，2012（14）：11-12.
[2]王飞风，黄金剑，张默迪，等.一起110kV GIS盆式绝缘子故障分析及防范措施[J].能源与环境，2016（1）：31-32.
[3]李劝.一起220kVGIS设备故障原因分析[J].探索科学，2016（5）.
论文作者:莫松
论文发表刊物:《基层建设》2018年第24期
论文发表时间:2018/9/18
标签：断路器论文; 故障论文; 回路论文; 气体论文; 异物论文; 金属论文; 耐压论文; 《基层建设》2018年第24期论文;