一起220 kV GIS设备内部放电故障分析及处理措施

陈 懿，王 琳，冉 月

(国网上海市电力公司检修公司，上海 200063)

GIS设备具有占地面积小、元件密封不易受外界干扰、维护工作量小等优点，在电网中得到广泛应用[1-3]。由于设备是密封的，当发生内部故障时，进行故障定位更加复杂，事故处理步骤更加繁琐[4-6]。为了实现GIS的安全运行，有必要展开GIS内部故障定位分析以及处理措施的研究。本文以上海电网220 kV某站6线启动过程中发生的GIS内部故障为例进行分析。

1 基本情况

某220 kV变电站有两台主变，220 kV双母单分段，已投运5条线路，本次启动为220 kV 6线。

1.1 事故前接线方式

6线作为新线路启动，为了不影响设备正常运行，将正二母线上的线路均倒闸至付母线，母差保护停用，2号母联改为热备用，1号母联、正母分段充电保护用上。事故发生前，6线开关已改为运行。此时，2线运行在正一母；6线运行在正二母。1线、3线、4线、5线、2号220 kV主变、1号220 kV主变、运行在付母；220 kV正母分段、1号母联运行，220 kV 2号母联热备用。

事故后，6线、220 kV正母分段开关分闸，其余接线不改变。

1.2 一次设备

6线线站内GIS组合电气由上海西门子高压开关有限公司生产，型号为 8DN9。采用三相分箱型结构，由断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、电缆终端、避雷器、母线等主要元件组成，如图1所示。在图1中，1为断路器灭弧室；2为带断路器控制单元的弹簧储能操作机构；3为母线隔离开关Ⅰ； 4为母线Ⅰ； 5为母线隔离开关Ⅱ ；6为母线Ⅱ ；7为出线隔离开关 ；8为开关母线侧接地开关； 9为开关线路侧接地开关；10为线路接地开关；11为电流互感器；12为电压互感器；13为电缆密封终端；14为就地控制柜。

图1 某站220 kV西门子GIS剖面图

1.3 保护配置

动作的保护主要是6线线路保护和正母分段解列保护，重点对其进行阐述。

某站6线线路根据双重化配置原则，第一套保护采用的是南瑞继保的PCS-931A-G保护装置和CZX-11G型单跳圈分相操作箱；第二套保护采用的是四方继保的CSC-103A-G保护装置和JFZ-12F型单跳圈分相操作箱；由于本线路为全线电缆，线路保护装置的重合闸功能不投入使用。保护定值设置如表1所示。

表1 6线线路保护定值

某站220 kV正母分段解列保护使用南瑞PCS-923SA微机保护；操作箱使用南瑞CZX-12G型双跳圈分相操作箱。正常情况下，正母分段解列保护停用；新线路启动时用上，即将保护定值设置改至第五区，如表2所示。

表2 220 kV正母分段解列保护定值

2 故障定位

首先检查二次设备，调看继保装置显示和故障录波仪，判断保护动作是否正确，以及根据保护动作情况初步判断故障发生位置是否在站内。其次，检查一次设备，观察是否有明显的外部故障。若外部无明显故障点，进行GIS各气室气体检测，定位具体气室。通过这样缩小故障范围，最终可实现准确定位。

2.1 二次设备检查

6线第一套/第二套保护跳A、跳B、跳C、灯亮。6线第一套保护11:22:24:953启动，7 ms后纵差保护动作；第二套保护动作11:22:24:947启动，19 ms后纵差保护动作；保护变比3 200/5，故障相别：A相，故障测距0 m，故障电流43.50 A，折算一次故障电流27 840 A。

220 kV正母分段第一组和第二组跳A、跳B、跳C、灯亮；220 kV正母分段解列保护11:22:24:963启动，10 ms后充电过流Ⅰ段动作；保护变比3 200/5，故障电流42.56 A，折算一次故障电流27 238 A。

根据保护记录得到，故障电流均达到动作值，因此保护动作跳闸正确，故障相别为A相，测距为0 m。检查220 kV母差屏，无启动信号，排除开关流变侧至母线段故障，初步判断故障为6线线路出线侧，位置在站内。

2.2 一次设备检查

对站内220 kV正母分段、6线一次设备进行现场检查，外观均无异常。

2.3 气体分析

对6线电缆仓气室，正母线隔离气室，线路隔离气室，A相、B相、C相断路器气室进行了气体成分分析，发现电缆仓气室内部SO2含量高达95 μL/L，仪器处于爆表状态，其余气室正常。经过分析，初步判定故障发生在2B85电缆气室仓内。

3 原因分析

3.1 解体检查

对2B85A相电缆筒进行开盖检查，对电缆筒气室内部用吸尘器对放电分解物进行初步清理后，拆除耦合触头、滑动活络触头、均压屏蔽罩、过渡导体、电缆终端，对其做相应标记，并用酒精进行清洁，其组成如图2所示。图2中，1为过渡导体；2为均压屏蔽罩；3为滑动活络触头；4为耦合触头；1下方接电缆终端；4左侧接电缆筒绝缘盆。

图2 电缆终端连接部分设备

对各个故障受损部件和受损位置的空间对应情况继续作详细检查，主要结果如下。

(1)仔细检查A相电缆筒绝缘盆表面，没有沿面初始击穿电弧烧蚀连续痕迹，表面被熏黑，有一些零散的飞溅物高温烧蚀点，有大量放电粉尘附着在表面，如图3所示。

图3 电缆筒绝缘盆表面

(2)在滑动触头部件的环形开孔/槽处露出了卡簧的一个端头，其处于触头表面烧伤熔化的区域，如图4所示。

图4 环形开孔/槽处

(3)电缆筒内壁只有一处有材料熔化痕迹，从筒内观察在连接绝缘盆侧的开口转弯处5点钟，此熔化痕迹与滑动触头及相邻导体表面熔化受损部位向对应，后者也在5点钟位置，如图5所示；内壁其他区域有部分被高温熏黑的地方，大致与导体受损部位相向。

图5 电缆筒内壁划痕/压痕

(4)从绝缘盆到电缆终端之间导体的烧蚀受损部位，水平安装的一段主要在下半部，垂直安装的一段烧融现象明显，主要在绝缘盆侧(不是装干燥剂的一侧)，如图6所示。

图6 连接导体的烧蚀受损情况

3.2 原因确定

经过检查发现，电缆筒壳体内壁唯一熔化区域、滑动活络触头熔化的表面与露出卡槽的卡簧端头相对应。因此，判断故障主要原因是露出的卡簧端头改变了此处空间的电场强度分布，在端头附近的场强会畸变增大，在足够高的外加电压下会引起气体放电，最终导致从卡簧端头及滑动触头下侧表面到壳体弯曲处熔化区之间首先发生击穿。

其次从垂直部分的烧融现象可以发现，由于绝缘盆嵌件的延伸导体与均压屏蔽罩圆柱导体的不完全对准，导致滑动活络触头倾斜一定角度，改变了其与电缆筒内壁转弯处的绝缘距离，增添了引起放电击穿的因素。

总结而言，事故原因是绝缘盆到电缆终端之间的导体连接不可靠导致。

4 反措建议

通过分析发现，最终导致故障的原因是绝缘盆到电缆终端之间的导体连接存在问题，而该站之前的本体耐压试验和电缆耐压试验均未涉及此部分连接。

针对此问题提出反事故措施建议，将人工检查与电阻测量结合：①电缆连接导体安装水平检查，使用水平尺放置在耦合触头表面，检查耦合触头的水平；②耦合触头卡簧检查，使用内窥镜或手机对耦合触头的卡簧进行检查，确认卡簧安装位置正确，卡簧的尖角在屏蔽内部，不允许突出于耦合触头的屏蔽罩；③进行从绝缘盆到电缆终端之间的导体主回路电阻测量，以确认GIS 与电缆终端的连接可靠性，主回路电阻值应在指定范围内。

5 事故处理

5.1 运行操作

为实现故障处理，同时不影响设备可靠运行，首先需要恢复220 kV线路的正常运行方式，并隔离故障，所需进行的操作主要有以下几部分。

(1)220 kV第一套/第二套母差保护从信号改为跳闸，1号母联、正母分段解列保护从跳闸改为信号。

(2)6线从正母热备用改到线路开关检修，隔离故障。

(3)220 kV正二母恢复：正母分段改为运行，充正二母，2号母联改为运行，1线、3线、5线、2号主变220 kV从付母转至正二母。

5.2 检修工作

通过对故障原因分析得到，主要的检修工作是将洋发 2B85A相电缆筒以及相邻绝缘盆和内部连接导体进行更换，以及对B，C相电缆筒内部进行清洁。在恢复送电之前进行GIS三相本体耐压、A相电缆终端耐压试验、导体连接可靠性检查试验，以及水分和纯度试验。试验的主要内容如下。

(1)GIS三相本体耐压：GIS 耐压值按国家交接试验标准的 80%进行(约 294 kV/1 min)，试验范围是A，B，C 电缆筒绝缘盆至断路器断口，逐相进行试验，试验套管安装在电缆筒法兰处，同时进行局部放电测量。

(2)A 相电缆耐压及局放试验：A相电缆使用西门子提供的试验套管进行耐压试验，耐压值216 kV/1 h；在耐压电缆耐压阶段，对电缆进行局部放电测量。

(3)电缆终端与GIS之间的导体连接可靠性检查试验，根据厂家建议采用人工检查与电阻测量相结合的方法。经检查发现，电缆连接导体安装水平良好，耦合触头卡簧装设位置正确，测量绝缘盆到电缆终端之间的导体主回路电阻值为11 μΩ，说明连接良好。

(4)气体水分及纯度试验：SF6气体静置24 h后，对新充气的气室进行微水及纯度检测，微水含量应不大于250 mg/L；气体纯度应大于97%。

6 结语

通过本次220 kV GIS内部放电故障处理，实现快速故障定位，需要对设备基本情况有所了解，然后按照一次、二次、气体检测的流程展开，利用筒体解体最终找到故障原因从后取对应的解决方案。

针对本次故障原因分析发现，GIS设备绝缘盆到电缆终端之间的导体连接良好性测试问题是目前的难点。为了更好地应用GIS，必须加强安装工艺，做好各类试验，提出了人工检查与电阻测量相结合的反措建议。

掌握GIS发生内部故障时的故障定位、原因分析、事故处理的方法，提高人员事故处理能力，快速消除故障，确保电网的安全稳定运行。