雷电过电压诱发的110 kV GIS内部放电故障

陈祖伟，姚聪伟，王增彬，吕鸿，胡平，汪林立

（1. 广东电网有限责任公司电力科学研究院，广州 510080； 2. 广东省电力装备可靠性企业重点实验室，广州 510080）

0 前言

气体绝缘金属封闭式开关设备（Gas Insulated Switchgear, GIS）具备占地面积小、维护工作量小、使用寿命长等优势广泛应用于电力系统中[1-2]。然而，一旦GIS发生内部故障，通常需要开展解体检修工作，且检修周期较长，可能增加电网的运行风险[3-4]。为有针对性地制定抢修方案，加快GIS抢修进度，尽快恢复设备供电，保障电网运行可靠性，必须快速而准确定位故障点，并判断故障原因。在各类GIS故障中，内部放电破坏性大，通常会对设备造成严重损坏，同时也是占比最高的故障类型之一[5]。GIS内部放电类型可以包括绝缘件体内放电、绝缘气固界面沿面闪络和导体与导体间的绝缘气体击穿等，而引起放电的原因则多种多样，可能是设备过热、绝缘件内部气泡缺陷、沿面污秽等[6]。在工频、操作或雷电等过电压的作用下，GIS内部的绝缘缺陷更容易暴露。本文采用理化分析和雷电监测等手段，对一起由雷电过电压引起的110 kV GIS内部放电故障进行分析，推断其故障根本原因，并对风险防控措施提出建议。

1 故障发生经过

某220 kV变电站110 kV区域GIS内部发生放电故障，导致110 kV #1母线、#5母线跳闸。在故障发生前，变电站为单主变，母线并列运行方式。故障发生过程如图1所示

图1 故障发生过程

1.1 故障分析

故障GIS设备投运未满1年，本次故障很有可能是在生产、安装阶段存在或引入的绝缘缺陷导致，因此对故障GIS设备的生产监造、交接验收和历史运维数据进行查阅。结果发现生产、安装和交接验收均满足相关要求，运维也按照要求开展，未发现设备异常。

1.1.1 故障录波

故障录波如图2所示。可见，约03时38分03秒078毫秒，110 kV#1母线B相电压下降为零，即出现接地短路故障，随后，C相和A相出现接地短路故障。故障录波系统所记录到的#1母线零序电压3U0峰值约为-271.06 kV。#1主变变中1101间隔三相故障短路电流有效值在5～6.5 kA之间，故障录波系统所记录到的零序电流3I0峰值约为-20.65 kA。

图2 故障录波

1.1.2 SF6气体成分检测

在故障发生后的第一时间，对GIS气室进行SF6分解产物测试。可见，#1主变变中11011刀闸气室SF6分解产物已超过设备量程，严重超过规程注意值。变中1101开关气室检出H2S和CO，110 kV母联1012开关气室检出SO2、H2S和CO，但均未超过注意值，#1主变变中11012刀闸气室、110 kV母联10122刀闸气室和10121刀闸气室检出CO，但均未超过注意值。其他气室均没有发现SF6气体分解产物。可以确定，放电故障发生在11011刀闸气室，变中1101开关气室和1012开关气室中的SO2、H2和CO应为开断了短路电流而产生。

1.1.3 设备开盖检查

在确定故障气室后，对故障气室进行解体检查。可见，在11011刀闸及与其相连的110 kV #1母线气室中，导体和绝缘件均覆盖有大量灰白色的放电分解粉末。此外，刀闸与母线气室之间的气通绝缘盆子在#1母线一侧的表面已熏黑，母线气室侧的B相转向导体有明显的放电烧蚀痕迹，且存在非放电产生的划痕，母线气室筒壁也有放电烧蚀痕迹（虚线框）。#1母线气室两侧的气隔盆子表面未见明显异常，确认放电故障发生于11011刀闸气室和#1母线气室相连的气通盆子位置，且位于#1母线气室一侧。

1.1.4 回路电阻测量

11011刀闸气室开盖后，对三相导体进行回路电阻测量，回路电阻测量范围包括了故障位置，测量端子连接于母线气室的气隔盆子触头座上。测量发现A相回路电阻21.35 μΩ，B相回路电阻25.48 μΩ，C相回路电阻24.94 μΩ。受A相气隔盆子触头座位置的影响，少测量了一个插接位置，因此回路电阻低于另外两相。因此，可以判定回路电阻测试结果正常。

1.1.5 故障部件解体检查

对11011刀闸气室及#1母线气室进行解体检查，对开盖检查明确的放电故障范围进行检查。

1）气通盆子：解体检查发现，11011刀闸气室与#1母线气室之间的气通盆子表面已被熏黑，但盆子绝缘没有发现明显的沿面闪络通道，盆子内嵌导体没有发现明显的放电或过热烧蚀痕迹。

2）转向导体：对#1母线与气通盆子相连接的转向导体进行检查，发现A、B和C三相转向导体与母线插接部分及其弹簧触指镀银层完整，无放电或过热烧蚀痕迹。A、B和C三相转向导体接近盆子的导体表面均发现多处对应的相对地和相间放电点，就烧蚀严重程度而言，B相导体最严重的，C相导体次之，A相导体烧蚀情况较轻。

3）母线导体及气室壳体：对母线导体进行检查，可以发现母线导体与转向导体插接的部位存在放电痕迹。检查气室壳体可以发现，壳体三相均存在对壳体放电留下的痕迹，与三相导体对地放电点一致。

1.1.6 放电产物（固体粉末）分析

开盖检查和解体检查时，分别采集了11011刀闸气室及其相邻的#1母线气室的放电分解粉末进行成分分析。分析结果表明，11011刀闸气室与#1母线气室的放电产物（固体粉末）成分主要为F和Al元素，有少量的C、O和Mg元素，未检测到Fe和Cu等元素。说明发生放电故障时，没有Fe或Cu元素含量较高的金属异物参与放电反应。

图3 放电分解粉末成分检测

1.1.7 落雷与避雷器检查情况

1）落雷情况：根据雷电监测系统，故障时变电站110 kV出线杆塔附近有一次较强的落雷。落雷时间与#1母线的母差保护启动时间相同。因此，该落雷与本次#1母线放电故障具有强关联性。

2）避雷器动作情况：分别检查了故障前后各110 kV出线间隔与#1主变变中间隔的避雷器动作次数，如表1所示。可见，在两次检查之间，共有4相避雷器有动作，各动作1次。其中，某某乙线1228间隔B相避雷器在两次动作计数检查之间动作过一次，可能与本次故障有关。其他三次均为A相动作。对110 kV区域避雷器进行带电试验，试验结果合格，可排除避雷器失效可能性。

表1 避雷器动作次数检查

1.2 原因分析与讨论

1.2.1 故障原因

根据故障录波情况，可确定放电过程为#1母线B相先发生接地短路故障，并迅速引发三相接地短路故障。放电故障位置为11011刀闸气室和#1母线气室相连的气通盆子附近，且位于#1母线气室一侧。

结合雷电监测系统，在母差保护启动时刻，变电站出线杆塔附近有较强落雷，可判断#1母线放电故障诱因应是雷电过电压。

开盖与解体检查等工作发现，发生故障的#1母线导流回路的回路电阻无异常，各导体插接部位无过热烧蚀痕迹，可以确定本次放电不是过热缺陷造成。对放电分解产物粉末的检测结果表明放电过程中，含有大量Fe元素的金属异物参与放电的概率较低。气通绝缘盆子表面及其内嵌导体无明显沿面闪络或放电痕迹，且放电粉末成分中，C元素含量低，判断绝缘盆子存在绝缘缺陷的可能性较低，放电故障应不是起始于绝缘盆子沿面闪络，而是起始于气隙击穿。

雷电过电压诱发GIS气隙击穿的可能性分析如下：110 kV区域避雷器为无间隙氧化物避雷器，其残压最大值为281 kV。在避雷器正常动作的情况下，进入#1母线的雷电过电压最大可达281 kV，高于交接试验工频耐压值（230 kV）。因此，虽然GIS设备通过了出厂与交接时的工频耐压试验，但不能保证GIS设备可以承受避雷器残压。

此外，与工频耐压试验相比，雷电冲击电压峰值更高，可在导体表面微小毛刺或异物处产生更高电场强度，更能暴露导体表面的微小毛刺或异物缺陷。因此，当导体表面存在微小毛刺或异物时，GIS正常工作时的工频电压可能不足以引发放电击穿故障或可检测到的局部放电，但在雷电过电压作用下，则可能会发生放电击穿故障[7-9]。

综上所述，判断放电故障根本原因是生产装配或现场安装过程中，存在清洁度控制不足、打磨工艺不佳或导体表面刮蹭等问题，导致导体表面存在微小毛刺，形成GIS内部绝缘缺陷。

1.2.2 风险防控措施

1）由于现行技术规范未强制要求110 kV GIS设备在出厂试验和交接试验中开展雷电冲击耐压试验，部分GIS导体微小毛刺缺陷可能难以通过工频耐压或局放试验发现，导致设备带病入网运行。因此，对于重要等级较高的110 kV GIS设备可以考虑增加雷电冲击耐压试验，并研发适用于现场雷电冲击耐压的试验装备[10]。

2）提高生产监造与现场安装技术监督阶段对生产安装现场清洁度、导体表面光滑度的检查力度，研发定量检查手段，提升入网设备质量管控水平[11]。

2 结束语

本文针对一起110 kV GIS 内部放电故障进行了分析，通过第一时间检测SF6气体分解产物，快速确定了故障气室；通过测量回路电阻和检查对导体电接触位置，排除了电接触状态不良导致导体过热引起的放电；通过检测放电产物与开盖解体检查，排除了异物侵入和绝缘子表面缺陷引起的沿面闪络可能性；最终，根据雷电定位系统，发现放电故障时刻，变电站附近存在较强落雷的情况，结合上述检查试验情况，判断本起故障为导体表面毛刺或微小颗粒引起的导体间的SF6气体击穿故障。为进一步提升入网设备质量，建议增强对现场清洁度和导体光滑度的检查力度，同时，研发现场雷电冲击试验设备，并在出厂试验与交接试验阶段增加雷电冲击试验，以充分暴露110 kV GIS存在的微小绝缘缺陷。