一起气体绝缘组合电器事故原因分析及建议

李 涛，杜晓平，蒋瑞金，孙学武

（国网山东省电力公司，山东 济南 250001）

0 引言

GIS组合电器以其结构紧凑、绝缘性能良好、维护量小等优点，在城市电网建设中被广泛采用。但GIS组合电器发生事故时处理难度较大，恢复供电慢［1］，事故处理费用高，为GIS组合电器的使用带来了隐患。某电网2011年投产的ZF25-126型GIS设备，于2012年11月1个间隔的隔离开关气室出现闪络击穿故障，母差保护动作。

1 设备试验及投运情况

1.1 故障前试验情况

220 kV甲变电站（简称甲站）完成了全部电压等级GIS组合电器的安装工作，对110 kV组合电器的SF6气体压力、微水量、泄漏量、密度控制器检测合格，电气单元设备试验合格，老练试验、耐压试验执行110 kV的电器设备标准，其中耐压试验使用电压为230 kV，时间为1 min，各项试验全部通过，2011年9月投运。

2012年5月，故障前110 kV乙线间隔所有气室微水试验数据合格且压力无异常变化。

1.2 故障后试验情况

故障前110 kV乙线间隔为热备用状态，故障后，经检查各气室SF6气体压力正常，保护录波仪记录为三相短路故障电流16.2 kA，该间隔-3隔离开关和-D3、-D5接地隔离开关公用气室（简称-3隔离开关气室）SF6气体成分严重异常。初步判断该气室内部存在高能量放电故障。

SF6气体湿度测试。故障气室SF6气体湿度达1 000 μL/L 严重超标。

SF6气体中SO2、H2S气体含量检测。故障后对故障间隔的SF6气体进行SO2、H2S气体含量定量检测，结果均检出SO2、H2S气体，其中SO2气体体积分数达 1 205 μL/L，是正常标准 0.1 μL/L 的 12 050 倍。

SF6气体杂质含量检测。动态离子分析仪迁移波谱峰值差与样气杂质含量及污染等级关系见表1［2］。本次试验采用GAS动态离子分析仪进行试验，故障气室SF6气体杂质含量检测结果见表2。

表1 迁移波谱峰值差与样气杂质体积分数及污染等级关系

表2 故障气室SF6气体杂质体积分数检测数据

动态离子对SF6气体杂质总含量及污染情况检测结果表明：1母线1号、2号气室、乙线 CT气室、丙线CT气室均无杂质污染；乙线断路器、1号主变断路器气室为低度污染；丙线断路器气室中度污染；乙线-3隔离开关气室（故障后）、丙线-3隔离开关气室为高度污染；对丙线-3隔离开关气室进行超高频局放检测，发现其局放量已严重超标。

2 GIS解体验证及故障分析

2.1 GIS解体验证

对乙线-3隔离开关气室解体验证。 对乙线-3隔离开关气室解体，发现-3隔离开关A、C相动触头传动绝缘扭杆烧毁并断裂，如图1、图2所示。整个气室内壁及导体表面附着了一层由固体绝缘介质和SF6气体分解产生的白色粉尘。随即拆解了116-3隔离开关动触头及绝缘扭杆，如图3所示。

图1 隔离开关故障图

对丙线-3隔离开关气室解体验证。对丙线-3隔离开关气室解体，发现-3隔离开关B相静触头屏蔽罩烧损，如图4所示，已处于绝缘击穿的临界状态，如不处理势必会引起线路故障跳闸。

图2 断裂的绝缘扭杆

图3 隔离开关部件

图4 B相静触头

2.2 故障原因分析

隔离开关A、C相间的绝缘扭杆烧灼并向接地隔离开关方向断裂，与B相接地隔离开关屏蔽罩距离很近，可以判断为绝缘扭杆断裂后绝缘性能下降导致A、C相间短路，并且因为断裂方向靠近接地隔离开关B相静侧屏蔽罩，导致A、C相又与B相间发生短路，发生三相短路故障，短路发生瞬间的大电流及电弧能量将绝缘扭杆金属接头烧蚀并喷溅至周围导体及屏蔽罩表面。解体过程中观察烧蚀物喷溅方向证实这种判断。

绝缘扭杆为长期承受高电压零件，在正常使用及耐压过程中有可能出现两种故障，一是表面闪络，另一为内部击穿。在绝缘扭杆表面清理不干净、场强分布不均或绝缘距离过近时常出现表面闪络，但在上述3种情况改善后绝缘扭杆仍能达到电压耐受要求。绝缘扭杆在出现裂纹、浇注气道、内部缺陷或承受强大外力时常出现内部击穿，内部击穿为不可逆过程，出现击穿后绝缘扭杆耐电压程度不断降低直至整体导通。 绝缘扭杆出现烧毁并断裂的现象，应为扭杆发生内部击穿。而扭杆如出现裂纹、浇注气道及内部缺陷时在产品出厂耐压、局放试验及现场验收试验时均可发现此种缺陷，因此该扭杆在出厂时本身应该没有上述3种缺陷。

经核实，2011年8月GIS供应商现场安装人员，由于乙线间隔-3隔离开关电动机构在安装完毕后分合闸位置不到位，在现场重新调整了机构的行程开关以及分合位置。但由于调整的过程中无法观察隔离开关内部状态，调整过程中存在机构及本体操作过位的情况。

综上所述，乙线-3隔离开关气室出现故障的原因，隔离开关调试过程中，扭杆因开关动作过位使导电杆卡死而使绝缘扭杆承受了超出额定扭矩的外力，导致扭杆出现了内部缺陷。在运行过程中，扭杆虽存在内部缺陷，却仍能承受正常的相间运行电压，能够正常运行，但是扭杆本体的泄漏电流却超出了正常范围（尤其相间电压的峰值时），不停的微量放电使扭杆本体材质碳化，耐压水平不断降低，直至出现A、C相间短路，相间短路大电流瞬间将扭杆断裂，如图5所示，扭杆断裂又导致了与B相间的短路。

图5 扭杆断裂示意图

丙线-3隔离开关气室解体后发现隔离开关动触头及梅花触头表面出现烧蚀痕迹，判断为隔离开关B相分合闸动作不到位导致虚接，高电压下烧损。

3 结语

110 kV GIS隔离开关气室在运行1年后出现闪络故障是由于调整分合闸位置不当而导致扭杆受力（乙线-3隔离开关故障）或合闸虚接（丙线-3隔离开关临界故障）而引起的。

1）GIS设备隔离开关分合闸位置调整时，必须打开隔离开关吸附剂盖板，以确保分合闸内部机构调整到位。

2）对运行中的GIS设备进行局放监测，对发现异常的气室，进行进一步SO2、H2S气体含量带电检测［3］。

3）在异常气室的SO2、H2S气体含量不严重超标的情况下，带电检测异常气室SF6气体的污染物含量。

4）根据 2）、3）两项检测数据分析，可以引进专用气相色谱技术进行进一步故障诊断及处理。

SF6气体设备运行中，由于载流体接触不良、绝缘老化等原因，会出现过热、局部放电等故障。便携式SF6专用气相色谱仪可快速、准确、可靠地进行在线气体样品分析，通过检测SF6分解物总量及SO2、H2S、CO、CO2、HF 等特征气体含量，判断内部故障的性质及故障定位。

［1］ 梁之林，朱大铭，张英杰，等.两起GIS组合电器事故原因分析及建议［J］.电力设备，2007，8（7）：63－65.

［2］ IEC 60480—2004 Guidelines for the checking and treatment of sulfur hexafluoride （SF6） taken from electrical equipment and specification for its re-use［S］.

［3］ 张晓星，姚尧，唐炬，等.SF6放电分解气体组分分析的现状和发展［J］.高电压技术，2008，34（4）：664-669.