220 kV GIS隔离开关对地放电故障案例分析

和晓辉，周磊，邱鹏锋，黎钟奇，彭兆裕，谭向宇，李阳，周金旺

（1.云南电网有限责任公司电力科学研究院，云南 昆明 650127；2.云南电网有限责任公司生产运营监控中心，云南 昆明 650127；3.云南电网有限责任公司丽江供电局，云南 丽江 674100）

0 前言

近年来，随着国家经济的快速发展，对电力供应提出了更大的需求，因此电网的规模也愈发壮大，由于土地资源的紧张，新建的110 kV及以上电压等级的变电站主要以GIS站为主。GIS以SF6气体作为绝缘介质和灭弧介质，将除电力变压器以外的其它电力设备封装在充满一定压力的SF6气体金属腔体内[1]。

GIS相较于敞开式变电站AIS具有占地面积少、灭弧性能优异、可靠性高、维护工作量少等优势[2-7]。但GIS在制造、装配、检修、运行过程中不可避免的引入金属异物，引起GIS内部电场严重畸变，而SF6气体对电场均匀性极为敏感，容易引起局部放电，在特定工况下导致击穿事故的发生[8-14]。且GIS一旦发生故障，其全密封结构导致故障位置查找和检修困难，抢修工作量大，波及事故范围广，严重影响到电网的安全稳定运行[15-18]。因此有必要研究GIS内部放电故障的原因并提出相对应的防范措施。

本文主要介绍了一起220 kV GIS隔离开关对地放电事故，通过对故障部位进行解体检查及有限元仿真结果分析了放电原因，并提出了相对应的防范措施。

1 故障概况

220 kV某GIS变电站220 kV侧的主接线形式为双母线接线，如图1所示，220 kV侧母联间隔2121罐式隔离开关为2012年5月生产，2014年4月投运。

图1 220 kV侧主接线示意图

2022年9月26日02时38分18秒，站内操作合上220 kV 212断路器给I段母线充电，运行约9分钟后（02时47分08秒）220 kV母差第一套、第二套保护I母差动动作，选相C相并跳开212断路器，故障后220 kV I段母线热备用，212断路器热备用。220 kV II段母线正常运行。

220 kV II母 差 流（Id2C）始 终 为0，220 kV II母无故障；故障期间（0 ms至50 ms），220 kV I母、II母C相电压降为0，大差差流（IdC）约等于I母差流（Id1C），220 kV I母故障。保护动作跳开212断路器后，220kV I母A、B相电压逐渐衰减到0，220kV II母电压恢复，故障电流消失。

根据内部母差一、母差二动作及故障原因分析，初步判断母线故障，C相接地；故障录波定位故障点距212断路器1米。故障后进行现场检查，从2121隔离开关C相气室观察窗发现，绝缘盆和导杆上附着有大量的粉尘，对该气室和212断路器C相气室进行气体成份分析，2121隔离开关C相气室SO2为36.56 μL/L，H2S为0 μL/L，CO为29.10 μL/L，判断为C相隔离开关内部存在放电。212断路器C相气室SO2为5.89 μL/L，判断为212断路器在切除故障电流时，因故障电流较大（根据录波数据计算故障电流最大值约为9000 A左右），拉弧过程引起SF6气体分解所产生。后续需将罐体解体进一步明确放电类型及放电原因。

2 解体检查

2022年9月29日，在厂家的指导下将2121断路器隔离开关C相就地进行解体检查，具体位置示意如图2所示。

图2 212母联间隔布置图

2.1 2121隔离开关C相气室检查

在将气室内部的SF6全部回收完成后，首先为了不破坏放电痕迹，将2121隔离开关C相分子筛拆除，采用内窥镜观察气室内部情况。观察发现，盆式绝缘子表面附着有大量的白色粉尘，同时在盆式绝缘子与腔体外壳的间隙处掉落有一密封胶垫，见图3。

2.2 2121隔离开关C相盆式绝缘子检查

将整个2121隔离开关气室从母联间隙中拆除，将外部腔体取下，露出盆式绝缘子和隔离开关静触头，如图4所示，不难发现盆子表面有大量黑色粉末附着，盆子底部附着有明显的烧蚀金属熔渣，同时，在盆子上方的静触头底部发现明显的放电烧蚀痕迹。

图4 2121隔离开关C相盆式绝缘子检查情况

图5 2121隔离开关气室放电路径示意图

使用酒精和白洁布擦拭盆子表面，可以明确较为清晰的看到放电路径：高电位从盆子静触头烧蚀处开始，经过盆子表面闪络后，放电通道的低电位位于壳体内壁对应放电烧蚀处。

对盆子表面的粉尘和底部附着的熔渣进行元素分析，检测结果显示产物中含有Fe和Cu元素，说明有金属异物参与了放电。

2.3 2121隔离开关C相气室相邻部件检查

检查2121隔离开关B相和C相气室，未发现明显异常，仅发现少量粉尘（2121隔离开关A、B、C三相气室通过气管连通），后续对2121隔离开关B、C两相气室进行清洁处理。对212间隔I母侧C相的电流互感器和断路器进行了性能测试，测试结果满足相关规程规定，说明该次故障并未对相邻的电流互感器和断路器造成损坏。

查询施工记录发现在对I母送电之前，对2121隔离开关的观察窗进行过密封胶垫的更换，结合2.1节发现掉落的密封胶垫，可推断该次事故是由密封胶垫或者更换胶垫过程中引入异物引起的，具体的需要进一步结合仿真计算进行分析明确。

3 原因分析

3.1 仿真模型

根据厂家提供的图纸建立了建立图6所示的三维有限元模型，模型中GIS中心导杆和外壳材料均为金属铝，由于外壳接地，模型中只考虑其内壁，盆式绝缘子材料为环氧树脂，GIS腔体中充有额定压力的SF6气体。在文中的仿真计算中，环氧树脂和SF6气体的相对介电常数分别取5.2和1.02。中心导体及屏蔽罩施加额定工作电压，其幅值为180 kV；壳体内壁接地，电势为零。

图6 220 kV GIS仿真几何模型示意图

图7 差异化网格剖分示意图

根据3.1节情况在壳体模型内放置密封胶垫模型，尺寸与实际一致，其为橡胶类材料，相对介电常数取为45；GIS中金属颗粒异物的实际尺寸主要在厘米量级以下[19]，绝缘盆上附着金属异物主要考虑球状和圆柱状，球状异物半径设为3 mm，圆柱状异物半径1 mm，长10 mm，端部曲率半径0.5 mm。在网格划分时，对胶垫和金属异物进行局部加密，以保证计算的准确性。

图8 所示为未设置密封胶垫和金属异物时气室的场强和电势分布，其中屏蔽罩表面场强的最大值为3.95 kV/mm，而盆式绝缘子表面的最大场强为 2.14 kV/mm。

图8 无缺陷时GIS电场仿真结果

3.2 密封胶垫分析

盆式绝缘子与壳体内壁间存在密封胶垫时的静电场仿真结果如图9所示，不难发现密封胶垫的存在对整个结构电场分布的影响不大，其附近出现的最大场强小于2 kV/mm，远达不到局部放电起始电压，后续发现盆子上的放电路径与胶垫所在位置相隔90°左右（如图10），因此可以判定本次放电不是由密封胶圈引起。且与运维人员和厂家确认后，明确了密封胶垫为厂家组装过程中掉落，并非更换观察窗时掉落。

图9 存在密封胶垫时GIS电场仿真结果

图10 密封胶垫与放电路径相对位置示意图

3.3 金属异物分析

仿真结果表明，金属颗粒异物模型中如果过于接近导杆，其引起的场强畸变并非最严重的，其原因在于GIS嵌件屏蔽罩对其具有屏蔽作用，应该根据仿真计算合理调整其位置。图11给出了金属异物引起场强畸变最严重时的情况，局部放大图中同时给出了等势线的分布。球形与圆柱形金属微粒引起电场畸变最大值分别为101.25 kV/mm和109.38 kV/mm，远超过绝缘子表面12 kV/mm的绝缘强度设计限值[1]，根据等势线分布可知，金属微粒与绝缘子表面附近电场强度具有强垂直分量，与套管电场分布类似，一旦引起局部放电，产生的自由电子部分被束缚在绝缘子表面，极易引起绝缘盆的沿面闪络。产生的自由电子被束缚在绝缘子表面，引起绝缘盆的沿面闪络。将电场分布云图中图例的最大值设为3 kV/mm，得到图12。

图12 存在金属异物时GIS电场仿真结果

因此，根据上面存在金属异物时的电场分布仿真分析和3.2节放电情况，可分析得出本次放电的过程如下：

1）引入异物。在更换隔离开关气室观察窗时引入金属异物；

2）异物运动。在隔离开关和断路器合闸过程中，产生的加速度可达30 g，加上GIS正常运行时存在轻微振动[20]，两者共同作用下异物发生运动；

3）异物电晕放电。异物运动到图11所示位置附近，异物与绝缘子表面楔形区域场强足够大，达到流柱放电的起始条件，该区域起始电晕放电；

4）沿面爬电。电晕放电产生的带电粒子在强垂直分量的电场作用下持续轰击绝缘子表面，局部温度升高。当温度高致引起气体热电离时，局部放电模式由电晕放电转变为沿面爬电放电；

5）对地放电。沿面爬电向导杆方向发展，在靠近屏蔽罩时转变为气隙放电（图12场强分布可知），与屏蔽罩的高电位相连。同时异物另一端电弧爬电向外壳处发展，发展到距外壳垂直距离为1～2 cm，此时电弧头部对外壳的电场分布为极不均匀场，直接通过气隙对地放电。具体放电过程示意图如图13所示。

图13 放电过程示意图

4 结束语

本文主要针对一起200 kV GIS隔离开关对地放电故障案例进行了介绍分析，通过检查检修记录以及对故障GIS进行解体分析，同时结合有限元仿真分析结果，判定本次事故是由于更换气室观察窗时引入金属异物引起的放电，在断路器合闸产生的振动及GIS存在的轻微振动下，金属异物发生运动，导致其与绝缘子接触的楔形区域电场畸变严重，引起局部放电，进而引起绝缘子表面爬电，最后导致对地放电。

为避免此类故障，结合本次放电故障案例，提出以下的防范措施：

1）优化GIS设备检修流程与环境。在设备进行开箱检修时，严格控制工作现场的环境条件，尤其是像本例中的户外GIS，必须搭建满足规程要求的防尘屏障后方可进行。在检修时，应实时监测现场温度、湿度、洁净度等参数，满足条件才能进行工作。否则会引入异物或者潮气，形成导电金属颗粒或者使设备受潮，导致放电的发生。

2）定期开展设备检查。针对SF6气体绝缘设备定期开展专项检查工作，具体包括SF6气体湿度检查、SF6分解产物检查、局部放电检查、红外测温检查、X光检查等，如发现检查结果不满足规程要求及时停电进行检查，及时排除缺陷。

3）GIS检修投运前严格进行交流耐压实验。同频同相耐压实验具有非检测设备不停电和绝缘考核严格的优点，能够及时发现GIS内部的绝缘薄弱点，避免事故发生。本次案例中进行检修后未按要求进行同频同相耐压实验，未能及时发现缺陷。

4）避免独立气室相互连通。本次案例中，2121隔离开关A、B、C三相气室相互连通，C相发生故障后产生大量的粉尘，涌入A、B两相气室，需对A、B两相气室进行解体检查和清理，对故障后的处理工作带来很大的不便。因此，需对存在管道相通的GIS设备进行改进，对每一个GIS气室作独立设置，且每个独立气室均配压力传感器，防止故障气室发生放电时分解物污染其它气室，带来额外的工作。

5）提升基层运维人员专业知识。本次故障发生后，由于基层运维人员对GIS设备内部结构不够了解，导致无法及时开展设备解体等工作，影响了故障解决进度。因此，有必要提升基层运维人员的知识储备，加强运维人员对电力设备结构的了解程度，提升设备检修效率。