110kVGIS避雷器故障实例分析

龚源 李佳其 高立超 王晓飞

国网甘肃省电力公司电力科学研究院

110kVGIS避雷器故障实例分析

龚源 李佳其 高立超 王晓飞

国网甘肃省电力公司电力科学研究院

介绍某变电站110kV GIS一间隔避雷器发生跳闸故障，进过现场拆卸检测及返厂解体全面检查，对故障进行分析定性，并针对故障原因提出建议。

GIS 解体检查 盆式绝缘子 裂纹

1 引言

某330kV变电站110kV GIS发生放电故障。经现场检查，初步确定故障气室为21间隔出线分支气室。进一步开盖检查确认故障位置为21间隔线避雷器上方十字罐位置。21间隔GIS设备结构图及发生故障位置如图1所示：

图1 GIS设备结构图及发生故障位置

2 解体检查及试验情况

2.1 解体检查情况

现场进行初步拆解检查，避雷器盆式绝缘子（分支气室侧）表面大面积受热变黑，沿面自B相嵌件附近至盆式绝缘子边沿有长约200mm裂纹。回收气体时，发现避雷器气室与分支气室已贯通。避雷器盆式绝缘子自边缘开始至B相嵌件附近（未到达嵌件）有贯通性裂纹。如图2所示。

出线隔离开关内部附着少量放电后电弧烧蚀产生白色粉末，内部导体触头、绝缘拉杆等元件无其它异常，三通壳体内部B相导体座内有一处螺钉有轻微局放烧蚀痕迹，该位置其它部位未见烧蚀痕迹，应为该位置落入异物粉尘所致。

图2 盆式绝缘子支气管侧及避雷器侧裂纹

2.2 故障部件试验情况

（1）厂内解体完毕后，对本次故障气室内部相关零部件分别进行试验，试验项目及试验结果如下表1所示，其中耐压试验及局部放电试验将绝缘子放置于SF6气体压力0.3MPa密闭气室中，升高电压至275kV持续1min，后降至174kV，检测到放电量为1.0pc。

（2）对灼烧产生的粉末进行成分分析试验，能谱成份分析显示结果如下表1所示。

表1 放电遗留粉末成份分析数据

3 原因分析

3.1 引起故障的原因分析

根据设备解体情况综合分析：

（1）放电气室内部有大量的放电分解物附着，避雷器盆式绝缘子上侧沿面大面积受热变色，距离避雷器盆式绝缘子约400mm的隔离开关静侧盆式绝缘子表面有电弧烧熔的铝液喷溅。上述现象说明在本次故障发生前已有局部放电现象。

（2）经检查避雷器盆式绝缘子从B相嵌件附近至边沿有一长约200mm贯穿性裂纹，现场故障后回收气体时已发现避雷器气室与分支气室贯通。盆式绝缘子沿面裂纹，会导致沿面场强变化，容易发生局部放电。

3.2 盆式绝缘子裂纹原因分析

根据故障部件试验情况分析：

（1）导体尺寸检查，该盆式绝缘子位于避雷器上侧，其上装配导体与分支导体为插接结构，预留5mm～8mm间隙。返厂后对导体进行尺寸检查，尺寸符合图纸要求，排除导体过长导致的盆子开裂的可能性。

（2）在现场安装环节中，由于避雷器需要在现场耐压试验完成前后拆除和安装，在外力作用下产生裂纹盆式绝缘子在突然的撞击等外力作用下可能产生裂纹。另一方面，常见的盆式绝缘子裂纹都是在装配应力、温度应力等持续作用下逐步产生和发展的。检查盆式绝缘子的裂纹状态，可见盆式绝缘子裂纹盆式绝缘子边沿至嵌件附近发展。

若出现上述不规范装配情况，则存在一定可能避雷器在回装过程中因触头不能准确插入或插入不正，从而导致避雷器盆式绝缘子受到异常外力或对接紧固时使得盆式绝缘子受力不均，出现裂纹。

3.3 综合分析结论

根据上述分析，避雷器盆式绝缘子在外力作用下产生裂纹的可能性极大。现场耐压试验完成后的避雷器回装作业过程中由于现场操作不当致使盆式绝缘子产生裂纹，随着运行时间增长，在温度应力及装配应力等作用下，裂纹逐步发展，直至发生绝缘故障。

4 改进措施

建议从设计上改进避雷器的安装方法，在现场耐压试验时通过三通壳体顶盖板拆除屏蔽、导电杆，将避雷器与主回路断开。耐压试验完成后，通过三通壳体顶盖板回装避雷器连接导体。避免了耐压试验前后避雷器的拆除与回装工作，同时规避了避雷器回装不规范作业带来的装配质量问题，回装方法见下图2所示。

图2 避雷器导体回装示意图

[1]邱毓昌.GIS装置及其绝缘技术[M].北京:水利电力出版社,1994

[2]陈振生.气体绝缘金属封闭开关设备的状态维护技术[J].电力设备,2005,6(9):40-43

[3]陈振生．气体绝缘金属封闭开关设备的状态维护技术[J].电力设备,2005,6(9):40-43

龚源（1984-），硕士，工程师，单位名称：国网甘肃省电力公司电力科学研究院，从事高电压技术及带电检测专业。