摘要：GIS设备在变电站中有着较为广泛的应用，相比较传统设备，GIS设备而的优势更加明显，不容易受到外部环境因素的干扰，运行可靠性更高。本文以某变电站220kV GIS电压互感器故障为例，对其进行了研究和分析，提出了相应的防范措施，希望能够为电力工作人员提供一些参考，避免同类故障的重复发生。
关键词：变电站；220kV；GIS；电压互感器；故障分析
前言
电力系统中的GIS指气体绝缘组合电器设备（Gas Insulated Switchgear），其能够将除变压器外的变电站所有一次设备通过优化设计后，组成为一个整体，集成度高，稳定性强，不需要占用较大的空间，而且安装周期相对较短，因此得到了广泛应用。这里针对某变压器220kV GIS运行过程中，电压互感器故障引发的母线保护动作跳闸现象，进行了分析和讨论。
1.故障描述
某变电站220kV母线采用的是GIS双母双分段结构，Ⅱ母电压互感器投运于2017年2月，5月3日出现了母差保护动作跳闸问题，之后系统显示电压互感器气室SF6气体的压力有所下降，系统动作报警，对压力传感器进行观察，低气压报警阀值在0.45MPa。在事故发生后，变电站工作人员运用红外测温技术对220kV GIS设备进行检测，发现在Ⅱ母电压互感器的B相位置，罐体底部防爆装置泄露，SF6气体压力表数据显示压力为零，不过在其与位置都没有检测到气体泄露问题。对三相罐体底部防爆装置外观进行检查，可以明显看到B相防爆装置的防爆片脱落，装置存在非常明显的动作痕迹。因为该电压互感器中的气体已经完全泄露，在气室压力为零的情况下，无法就气体分解产物进行检测，对其他气室中SF6气体的分解产物进行检测后，并没有能够发现明显异常[1]。
结合故障现场实际情况分析，之所以会出现母差保护动作跳闸，主要是在Ⅱ母电压互感器的气室中出现了短路问题，依照后台故障报文的内容分析，跳闸时间较低气压报警时间早1min，基本可以对故障现象产生的顺序进行明确：电压互感器气室内发生短路故障后，引发了母线的保护跳闸动作，然后短路故障导致了气室内气压瞬间升高，在超过罐体防爆装置设定值后，防爆片脱落，气体全部泄露后，气室内的压力归于零。考虑到母线电压互感器的三相气室相互连通，共用一个气体压力表，单纯依照现场的故障现象，并不能准确判断故障的具体位置，需要进行更加深入的研究。
2.故障检查
从故障检查的角度，将电压互感器返厂进行解体分析。技术人员在解体设备前，先对其外观进行了检查，发现B相位置的罐体底部防爆片脱落，可见白色放电粉末，其余两相罐体至少从外观上看不出异常。针对一次绕组进行相应的导通试验，发现B相电压互感器高压盆子导体无法实现与端子箱一次线圈末端N的有效导通，其余两相无异常。针对二次绕组同样进行导通试验，发现三相都可以实现正常导通。吊罩解体，针对A相和C相的高压引线、绕组线包、盆式绝缘子等进行全面检查，都没有发现明显的放电痕迹，表明其不存在异常。B相吊罩解体后，可以看到在高压绕组屏蔽罩、低压屏蔽以及高压绕组末端的接地引线端子等位置存在明显的放电痕迹，甚至高压屏蔽罩已经出现了散列问题。
观察一次线圈末端引出线一侧，可以看到接地铜线的绝缘皮以及接地端子盘的引线都已经出现烧损，部分区域外部绝缘皮脱落，接地铜皮烧损严重，出现了翘起和开裂的情况，另外一次的一次线圈没有发现放电痕迹，盆式绝缘子也没有放电，对罐体内部进行检查，仅是表面略有熏黑，无放电痕迹[2]。
3.故障原因
对事故进行分析，发生事故的GIS电压互感器为JDQX-220kV，采用的是SF6气体绝缘设计，一次绕组和二次绕组分别为高压和低压。在一次线圈中，结构设计采用的是宝塔形层式结构，线圈被缠绕在圆柱形骨架上，选择聚脂薄膜作为层间绝缘介质；二次绕组同样缠绕在圆柱形骨架上，与一次绕组在同一个铁芯芯柱上套装，构成了同轴结构（见图1）。一次绕组承担了全部主绝缘，通过设置在电压互感器罐体底部的压力释放装置，能够在检测到压力超标后及时减压，避免出现安全事故。
缠绕在圆柱形环氧骨架上的一次线圈第一层是接地铜皮，铜皮上通过焊接的方式固定一次线圈末端引出线，外侧则缠绕多层绝缘聚脂薄膜，然后才会开始塔形一次线圈的绕制。在线圈绕制完成后，需要在圆周外侧安装相应的均压屏蔽。
图1 电压互感器结构
综合故障现象以及设备解题状况进行分析，判断导致电压互感器故障的主要原因可能是因为B相电压互感器中以此绕组末端的接地引线焊接质量不合格，存在有虚焊或者较小的锡焊尖端，在这种情况下，一旦电压互感器通电投运后，缺陷位置就会出现放电现象，虽然放出的电流十分微弱，但是在这个过程中会产生一定热量，导致聚脂薄膜的局部温度持续升高，在超出材料承受极限后，接地铜皮外层包裹的聚脂薄膜逐渐破损、碳化。放电现象还会加快绝缘气体的分解速度，产生CO、H2S、SO2等气体，绝缘气体的减少会导致空间绝缘强度的持续下降，而放电所引发的累积效应也会进一步扩大绝缘缺陷。SF6绝缘气体绝缘性能的下降最终会导致高压对地击穿放电问题，当故障电流足够大时，接地引线就可能会被烧断[3]。
图2 放电通道示意
一旦故障电流烧断了接地引线，一次线圈将会出现高压悬浮现象，高压屏蔽顺着线保边缘会对接地铜皮放电，导致烧损，放电通道如图2所示。
连续放电现象会造成SF6绝缘气体被污染，气体性能的改变又会导致后续的贯穿性放电。在同一侧。高压均压屏蔽会对低压屏蔽放电，当放电电流较大时，屏蔽会被烧穿，产生孔洞，低压屏蔽还可能出现变形问题。放电现象引发的短路电流还可能将盆子与线圈首端的连接线烧断，而一旦发生这种问题，盆子上存在的高压导体会出现高压悬浮，之后就像对下方线圈均压屏蔽放电，最终引发系统保护跳闸。在这个过程中，放电会引起发热现象，导致电压互感器内部气体受热膨胀，压力会在短时间内超出额定压力2倍左右，为了保证设备运行安全，防爆装置就会开始动作，将内部压力释放。
4.故障防范
结合该故障的原因以及引发的影响进行分析，在变电站运行维护过程环节应该做好相应的防范工作，以避免同类故障的重复发生。具体来讲，一是变电站运维人员应该重视起来，针对110kV及以上电压等级的GIS电压互感器进行相应的质量管控，如果现场不具备开展励磁特性试验的挑战，则需要从设备生产工艺流程着眼，做好相应的管控以及出厂试验，避免设备质量问题对电网的安全稳定运行造成影响；二是应该重视对于变电站中GIS设备的维护工作，严格执行国家相关标准制定的状态检修周期，在开展例行试验的过程中，需要提高对绝缘电阻和直流电阻的测量精度，以此来对电压互感器一次二次绕组是否存在短路或者断线问题进行准确判断，实现对事故的有效预防；三是应该重视GIS带电检测，如果母线或者母线连接出线间隔存在有操作工作，则在送电后，需要针对互感器开展相应的特高频局部放电或者红外测温、超声波局部放电等带电检测工作，对设备的运行状态进行监测；四是应该定期分析录波器信息，结合互感器三相电压、开口三角形电压等，对设备的运行情况进行判断，看其是否处在异常波动，尤其需要关注针对母线的各种操作，配合带电检测来分析电压会干起内部是否存在放电或者发热的问题[4]。
5.结语
总而言之，变电站在电力系统运行中发挥着至关重要的作用，而GIS设备本身所具备的优点使得其在越来越多的变电站中得到了应用，想要充分发挥GIS设备的优势，就必须确保其稳定可靠运行。技术人员需要对变电站运行中存在的GIS设备故障进行分析，找出故障的诱发因素，采取有效的处理和防范措施，避免同类故障的重复发生，才能切实保证电力系统的安全稳定运行。
参考文献：
[1]徐辉.110kV变电站电压互感器常见故障与处理对策[J].中国新技术新产品，2018，（19）：30-31.
[2]张凯，王继娟，彭鹏，郭光焰，马振祺.某330kV变电站电压互感器故障分析[J].电工技术，2018，（19）：92-93+95.
[3]韩晋思，刘卫明，张明明，杨朋威，王达.220kV变电站电容式电压互感器故障分析[J].水电能源科学，2018，36，（08）：175-176，213.
[4]李佳，罗浪，陈洲，姚佶，孙铭聪.220kV GIS电压互感器贯穿性接地故障分析及防范措施研究[J].湖北电力，2018，42（02）：10-13.
论文作者:郭思鑫
论文发表刊物:《电力设备》2018年第24期
论文发表时间:2019/1/8
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