某电厂500kV GIS盆式绝缘子闪络故障处理及分析

郭守峰，侯立东

● （雅砻江流域水电开发有限公司，四川成都 610051）

某电厂500kV GIS盆式绝缘子闪络故障处理及分析

郭守峰，侯立东

● （雅砻江流域水电开发有限公司，四川成都 610051）

介绍了某电厂500kV GIS盆式绝缘子表面闪络导致GIS导体对外壳放电故障分析、处理过程，为防止类似事故的发生和处理提供借鉴。

故障点；盆式绝缘子；闪络

0 概述

某电厂500kV开关站采用国内某企业生产的GIS组合式电气设备，开关站主接线方式为常见的3/2接线，有4回进线和2回出线[1-3]。500kV开关站进入全电压运行25d后，发生500kV母线差动保护、短引线差动保护动作，引起 1条母线失压[4]，后经厂家人员拆卸检查，发现系500kV GIS盆式绝缘子绝缘闪络所致。

1 故障点的查找及确认

电厂500kV开关站主接线示意图如图1，500kV母线、短引线分别配置2套相同的保护装置。故障时#2母差保护动作、5032与5033开关间短引线差动保护动作，引起500kV #2母失压。检查#2母第1套差动保 护装置显示差动保护动作，最大差动电流2.81A，动作相别B相；第2套差动保护装置显示A相差动电流：0.004A，A相制动电流：0.055A，B相差动电流：2.761A，B相制动电流：2.771A，C相差动电流：0.008A，C相制动电流：0.145A，故障相B相。检查5032、5033开关间短引线第1套差动保护装置显示A相差流：0.002A，B相差流：0.891A，C相差流：0.002A；第2套保护装置显示A相差流：0.002A，B相差流：0.723A，C相差流：0.001A。从保护装置检测的差流数值可以初步判断故障点在#2母差动保护装置与5032、5033开关间短引线差动保护装置保护范围交叉的B相区域，即在5033开关B相两侧。

初步确定故障点后，保持5033开关A、B、C三相分闸状态，使用5000V兆欧表对500kV #2母B相测量绝缘，测得绝缘值为130GΩ，表明5033开关B相靠#2母侧无故障。使用5000V兆欧表对5032、5033间B相导线测量，测得B相绝缘电阻仅为3.1MΩ，对A相测量，测得绝缘电阻值为200GΩ，可从测量数据确定出故障点在5033开关B相靠5032开关侧。

图1 500kV 开关站主接线示意图

确认故障点后，专业人员通过对5033开关 B相靠5032开关侧SF6气室使用SF6电气设备分解产物检测仪检测气体成分，测得其SOF2含量为110μL/L。SOF2是判断气室内是否存在放电的重要指标，SOF2是在放电时，SF6气体与HO（或者O2）产生化学反应的产物，有剧毒[1]。通常情况SF6气体中SOF2含量很低，一般为0。通过SOOF2含量判断出5033开关B相靠5032开关侧故障时产生放电，如图2曲线所标区域。该区域位于上下两个盆式绝缘之间，在此区域内仅有3组CT、两个盆式绝缘子和一根导体，如图3 该区域内部结构，由于CT采用的是外置式，不可能发生放电现象，所以最大的可能是盆式绝缘子放电。

图2 故障点SF6气室

图3 图2中所标区域内部结构图

2 原因分析

借鉴220kV水南变220kV I母线气室局部放电、110 kV港果II 线在果子山变电站侧发生A、B、C三相短路故障[2]、某供电公司110kV GIS河东变电站[3]、漫湾水电厂5500 kV GIS 5031开关A相接地故障[4]等国内发生类似故障分析，发生内部放电，主要原因如下：

1）设备生产、运输、安装等过程中引起质量问题；

2）现场安装时环境清洁度差，使金属微粒、粉末和其他杂物残留在GGIS内部；

3）现场安装时环境湿度高，导致绝缘件受潮，被腐蚀；

4）现场安装的尺寸误差大，使可动元件与固定元件发生摩擦而产生的金属粉末和残屑遗留在零件的隐蔽地方，而没有清理干净；

5）在现场安装过程中，不遵守工艺规程，存在零件错装、漏装等现象；金属件有划痕、凸凹不平之处而未处理；

6）与其他工程交叉进行。例如土建工程、照明工程、通风工程没有结束，为了赶工期，强行进行GIS设备的安装，可能造成异物落入罐内。

该电厂500kVGIS设备在出厂时进行峰值耐受电流、短时耐受电流、1mmin工频电压、11.2/50μs雷电冲击全波电压、250/2500μs操作冲击电压、局部放电等试验，试验合格后解体，分单元包装运输到工地，在工地组装成 GIS系统，完成安装后进行相同试验，合格后，投入运行。此次发生故障的部位共带电运行25d。经厂家现场对故障点GISS罐体拆卸，取下了故障部件，发现靠5033开关侧导体、触头、盆式绝缘子、GIS设备外壳均有闪络痕迹，如图44所示的导体及触头闪络痕迹 图5所示的盆式绝缘子闪络痕迹以及图6所示的GIS设备外壳闪络痕迹。

图4 导体及触头闪络痕迹

图5 盆式绝缘子闪络痕迹

图6 GIS 设备外壳闪络痕迹

根据盆式绝缘子闪络痕迹，可判断此次闪络是沿着盆式绝缘子表面逐步发展，其最终形成贯穿绝缘子表面的故障，现场拆解没发现该绝缘子有裂纹，可排除产品质量问题。在安装环节中施工场所的湿度是时刻在测量，也可以排除绝缘子受潮的因素。结合现场安装记录及故障设备拆解，可初步判定该故障的原因可能是某种带电颗粒，如毛发、毛刺或者是灰尘等在安装过程中进入，这些物质在高压电场中形成绝缘薄弱点，引起电场畸变，导致局部放电。局部放电更进一步损伤绝缘性能，电弧灼伤面积沿着电场的方向，向电阻最小的方向发展，最终形成盆式绝缘子表面贯穿性放电，导致内部导体直接对外壳放电，产生电弧，在触头上灼烧出一个直径约10mm的洞、外壳上烧蚀出一个直径约25mm，深约5mm的痕迹，由于电弧的巨大破坏作用，具体是哪一种物质原因导致的故障，已无法查证。

3 结论及防范措施

通过以上分析后，确认该故障的产生与现场的安装质量不良有关，为此结合电厂、厂家和施工方角度提出以下防范措施：

1）电厂方面应尽快测量GIS每个SF6气室在运行电压下的局部放电量，对局部放电量偏大的间隔，检测气室内SSF6的分解产物，如发现SOF2偏大，应尽快安排停电检查。

2）电厂维护人员在GIS设备投产1年内，利用红外成像像测温仪、SF6微水检测设备、SF6分解产物检测仪等仪器加强GIS设备的温度、SF6微水、分解物测量，并记录相关数据，进行测量数据对比分析，发现异常，分析原因，影响运行及时停电检查。

3）设备厂家方面，应加强现场GIS安装质量把关。GISS厂家应针对安装的每一环节制定安装质量监督控制措施，并全程参与现场安装指导，与监理单位人员一同监督施工人员严格按照安装工艺执行，提高现场安装质量。

4）厂家人员在设备安装期，加强电厂维护人员有关技能能培训，提高设备异常辨别能力，便于设备移交后及时发现现异常。

5）施工方在施工前认真组织人员进行现场安装技能、注意事项等方面的培训，培训合格后，方可参与安装，从施工源头杜绝危险源。

参考考文献：

[1]颜湘莲,王承玉,杨韧,等.应用 SF6气体分解产物的高压开关设备故障诊断[J].电网技术,2011,35(12):118-123.

[2]黄金剑,韦魏,田树军.广西电网GIS设备运行缺陷分析[J].广西电力,2012,35(3):64-67.

[3]孙茁,薛源,郭宏伟.126kV GIS设备典型故障分析与处理[J].高压电器,2010,46(11):95-98.

[4]韩王羽,王占平,赵显峰,等.漫湾电厂500 kV GIS设备故障分析检查与修复[J].云南水力发电,2010,26(6):131-134.

Troubleshooting and Analysis on 500kV GIS Basin Insulator Flashover for A Power Plant

GUO Shou-feng,HOU Li-dong
(Yalong River hydropower Development Company,Lad.,Chengdu 610051,China)

This article introduces the process of power plant 500kV GIS tub of insulator surface flashover which can cause CIS conductor discharges to hull fault analysis and process of disposer.The results can provide references for preventing the similar accidents and handling.

failure point; basin insulator; flashover

TM50

A

郭守峰（1985-），男，四川成都人，助理工程师。主要从事水电厂运行工作研究。