摘要：气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）是直流输电工程最重要的设备之一，本文根据GIS在500KV换流站中应用的特点，结合2009年3月21日江陵换流站5211开关气室故障，详细地介绍SF6气体分解产物对GIS故障诊断及处理的重要作用。
关键词：换流站；GIS；SF6分解物；故障诊断
1 引言
三广直流输电工程是国家电网与南方电网的联网工程，是三峡电力外送的主通道之一，其中江陵换流站作为三峡至广东直流输电系统的首端站，是我国最大的换流变电站之一，地处三峡电站与华中电网的功率交汇处，是一个大型交直流枢纽换流变电站，其运行的稳定性将直接影响到华中和南方两大电网的安全，影响到三峡电站的电力外送和华中电网的正常供电，在电网系统中具有举足轻重的地位。江陵站换流站500KV交流为双母线带10串3/2接线方式，500KV交流进、出线共13回，均为户外GIS设备。
GIS设备是由断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线、连接件和出线终端等元件组成的，全部原件都被封闭在金属接地外壳中。它是一种内部用盆式绝缘子分隔成若干个气室，充以一定压力的SF6 气体作为绝缘和灭弧介质的组合电器。目前超高压、特高压直流输电工程已成为远距离跨区输电的必然趋势。GIS设备与常规开关等设备相比，因其具有占地面积少，不易受环境影响，运行安全可靠性高，维护工作量少，检修周期长，施工周期短及没有无线电、噪声干扰等优点，被广泛应用于直流输电工程中。
2 故障概述
2009年3月21日18：20，运行人员操作三江Ⅲ 线5211开关由热备用转运行时，5211开关合上后约8秒钟，三江Ⅲ 线第一、二套保护线路保护动作，5211开关C相跳闸，沟通三相跳闸。故障发生后检修部一次、二次和试验人员及时赶到现场，进行故障的检查和分析工作。
现场对三江Ⅲ 线及高抗一、二次设备进行了仔细检查。GIS 5211开关、CT、刀闸及地刀气室的压力检查正常，SF6密度继电器指针在正常范围，刀闸和地刀机械位置指示及远传电气信号均正常。对高抗三相和中性点小电抗进行油色谱试验，合格。GIS地刀521167、521127和刀闸52112安装在同一气室（B4），对三相B4气室的SF6放电分解物进行了检查，发现C相B4气室内部SF6放电分解物含量超过仪器测量标准，闻气室内气体有明显臭味，其余气室未见异常。并对A、B相所有气室进行了检测，未发现异常。随后将三江Ⅲ 线转为检修状态。故障位置如下：
3 电气设备放电故障判断依据
一、注意值
注意值是SF6电气设备运行相对安全的判据，根据该值可以缩短检测周期，监视运行时间。SF6 电气设备所使用的SF6气体主要由新气和回收气体组成。SF6 新气是由气体生产厂家提供的SF6 气体，该气体中基本不含有特征组分SO2和H2S，也没有CO和HF，但多数含有其它气体组分如CF4 SOF2、SO2F2、S2OF10 和CO2，气体的体积分数相对较低。根据国家有关规定SF6气体质量标准，对于这类气体，必须严格执行国家标准，做好在使用前的比例抽检工作，检测数据便可作为SF6电气设备中气体组分成分的基础数据。
二、故障值
故障值是SF6电气设备必须谨慎监视运行，具备检修条件的可停电检修判据。在SF6电气设备的逐步形成放电通道的过程中，结合特征组分的体积分数比值，以此来判断放电部位、放电所涉及的绝缘类型和放电通道类型等。
通过以上对SF6电气设备放电故障类型的仔细分析可知，SF6电气设备放电故障特征组分SO2和H2S的体积分数达到设备故障值时，对设备安全运行并不产生即时威胁，但仍然需要谨慎地监视，引起足够的重视，关键是要能够判断出放电故障类型，然后需要采取必要的相关措施。故障值的范围，φ（SO2）为50～100 μL / L，φ（H2S）为10～30μL / L。
三、严重故障值
严重故障值是SF6 电气设备必须尽快退出运行，转入检修状态的判据。特别针对高电压等级的设备，为了运行安全起见，应该尽量避免继续监视运行，以避免设备缺陷和故障进一步扩大，从而转变为事故。因此需要使用主动计划检修代替故障被动检修，使检修时间可控，故障范围可控。严重故障值：φ（SO2）> 100 μL / L，φ（H2S）> 30μL / L。
4 故障位置查找
4.1 GIS快速接地开关操作原理
1.接地罐；2.SF6气体；3.快速接地开关；4.操动机构；5.动触头；6.静触头；7.绝缘法兰；8.接地连接器
4.2 GIS故障处理情况
故障发生后，解体对B4气室C相内521167地刀进行检查，气室内盆式绝缘子沿面闪络，起弧点为导电杆均压罩（被严重烧蚀并出现一处缺损），放电闪络路径为均压罩下端至壳体，起弧后弧根向上漂移，进而在静触头均压罩上发现放电点，如图3和图4所示。
对接地开关的动触头检查发现，动触头的端部被高温电弧喷溅物污染，而动触头处于分闸位置后，导电杆很长一段仍处于光洁状态，未受到高温电弧喷溅，如图5所示，经测量行程确定，事故时接地开关处于分闸到位状态。
图2 接地开关动触头处于合闸位置的检查
对动触头检查未发现起弧及灼烧痕迹，仅为表面受到喷溅污染，如图6所示，因此，可以判断故障不是由于接地开关断口击穿导致的。
图3 接地开关动触头表面检查 图4不明絮状物
根据开盖检查初步分析，故障原因为盆式绝缘子沿面闪络。另外，在解体检查过程中，发现气室内多处产生之前故障中从未出现过的不明絮状物，如图7所示，其成分有待进一步检测。
4.3 故障情况分析
故障录波器在18：20：14 430的录波文件显示在运行人员合上5211开关后，三相电压均已正常建立，且持续时间至少在7秒左右。因此，可以排除事故前发生异常暂态电压波动导致事故的可能性。
本次事故是水平下安装的接地开关盆式绝缘子高压端屏蔽罩通过盆式绝缘子表面对接地壳体法兰端部放电起弧所致，如图9所示，其起因是异物导致屏蔽罩端部或接地法兰电场畸变；或盆式绝缘子表面污秽导致绝缘水平降低。
现场检查未发现异物；由于接地开关动、静触头位于气室上部，有可能历次操作及开合感应电流过程中产生的分解物（含金属微粒）散落在接地开关下部的盆式绝缘子上，从而降低了盆式绝缘子的绝缘性能，进而导致在浓度较高的地方发生闪络，与罐体间产生电弧，导致接地故障。
本次事故起因是异物导致屏蔽罩端部或接地法兰电场畸变；或盆式绝缘子表面污秽导致绝缘水平降低。
图5 接地开关动触头表面检查
5 结束语
SF6电气设备的内部故障是一个复杂的物理化学过程，在判断内部故障时必须结合设备运行、结构、检修、电气试验、继电保护和动作录波情况等作综合分析，以提高对故障的分析判断水平。通过对SF6气体检测，分析、判断SF6电气设备是否存在放电故障以及放电部位，评估SF6电气设备安全级别，对故障设备及早采取适当措施，对保证SF6电气设备安全运行具有重要意义。
参考文献：
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[2]电力用油、气分析检验培训教材[M]武汉中试所
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[4]基于SO2、H2S含量测试的SF6电气设备内部故障的判断[M]福建省电力试验研究院 游荣文，黄逸松
[5]SF6 电气设备放电故障检测和判断方法[M]广东省电力试验研究所，庄贤盛，李智，姚唯建，李翔
作者简介：
贾鸿益（1982 -），男，内蒙古赤峰人，国网内蒙古东部电力有限公司检修分公司，副高级工程师，现从事直流设备检修、电气试验及油务工作
论文作者:贾鸿益
论文发表刊物:《电力设备》2018年第34期
论文发表时间:2019/5/20
标签：故障论文; 气体论文; 电气设备论文; 绝缘子论文; 江陵论文; 设备论文; 触头论文; 《电力设备》2018年第34期论文;