GIS设备故障分析研究吴淳天

GIS设备故障分析研究吴淳天

吴淳天

广东电网有限责任公司汕头供电局广东汕头515000

摘要：针对某变电站500kV气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)开展现场交接试验过程中出现击穿的问题，通过闪络定位仪、气体分析仪及绝缘检测等多种手段对故障间隔气室进行定位，查找故障点，判断故障原因。解体后发现GIS内部导电杆上有明显的磕碰痕迹，改变了导电杆周围电场的分布规律，导致耐压过程中导电杆周围电场发生畸变，在导电杆上发生沿面放电，出现绝缘击穿现象。此次故障的发现及分析，为之后的交接试验及现场安装提供了经验。

关键词：气体绝缘金属封闭开关设备；交流耐压；局部放电；导电杆；定位

前言

气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)由于其运行可靠性高、操作简单等优势广泛应用于各个电压等级的变电站中，逐步取代传统的罐式断路器，但GIS也有其相应的缺点，如维护困难、故障原因难以明确、故障点查找困难等，因此要求严格开展交接试验，在试验过程中发现潜在故障，及时整改，同时开展带电检测技术，在投运后采用带电检测的方式定位故障点，判断故障类型。

某变电站500kVGIS进线14回，出线11回，设备一次主接线采用3/2接线方式，共计16串(含10个完整串，4个不完整串，1个预留串，1个母线电抗器串)，39个断路器间隔,2个母线间隔。在开展550kVGIS第4串设备外施工频耐压过程中，当试验电压升至550kV时保持3min后，准备升至740kV时出现闪络，现场对试验接线、试验回路等进行检查、并经厂家同意后再次升压，调频结束后，发现回路无法升压，疑似被试回路中存在短路情况，将加压回路断开，用绝缘表对被试回路进行了测试，测试发现主回路对地绝缘偏低，疑似短路，现场采用多种测试方式，查找故障点，判断故障原因，最终怀疑短路点位于A相断路器处，且在该断路器合闸时绝缘强度降低，怀疑断路器内部可能出现绝缘件破损。

1GIS内部常见缺陷分析

GIS是封闭式设备，其内部由于安装或运行过程中产生的气泡、金属颗粒等杂质会导致GIS设备试验及运行过程中出现缺陷，颗粒的跳动以及固体材料的微小振动会发出超高频或超声波信号，因此在不停电检修的前提下，可通过采用检测超声波与超高频信号的方式观测GIS内部缺陷类型及缺陷的严重程度。

GIS内部缺陷中，经常出现的缺陷类型包括电晕放电、悬浮放电、自由金属颗粒放电、空穴放电、沿面放电等放电现象。每种内部缺陷都有相应的测量特征。不同的放电类型所产生的原因不同，当在不均匀的电场周围曲率半径小的电极附近当电压升高到一定值时，由于空气游离就会产生电晕放电现象；悬浮电位则是由于在运输或运行过程中，导体或绝缘子等与其他的金属构件接触不良，导致电位悬浮，与周边的部位形成电位差，产生放电；空穴放电则是由于设备内部产生气泡或其他杂质，在正常运行过程中产生局部放电；沿面放电是固体绝缘表面金属颗粒对绝缘表面、固体绝缘表面脏污或固体绝缘表面其他异物引起的放电。图1为GIS内部缺陷位置的示意图。

图1GIS绝缘缺陷位置

如图1所示，在GIS壳体、导体上均易出现由毛刺造成的电晕放电；在导体上易出现由于机械松动造成的悬浮放电；在盆式绝缘子、导体或壳体上易于出现气泡或杂质造成的空穴放电。不同的因素产生的局放形式不同，但不同类型的局部放电都会对GIS的绝缘造成破坏，同时，放电产生的气体或热效应，有的使局部绝缘腐蚀、电导增加，导致了绝缘性能下降，在严重的局放作用下，甚至会造成绝缘击穿。

2设备情况

本次被试设备为某开关电气有限公司生产的500kVGIS，主要技术参数如下所示：设备额定电压：550kV，额定频率；50Hz，工频1min耐受电压：740kV，在周围空气温度为20℃时的气体压力(相对值)，断路器室：0.5MPa，其他气室：0.4MPa。所开展的交接试验项目具体包括：SF6气体微水与纯度测试、主回路绝缘试验及超声波局放测试等。

3试验过程及故障点查找

3.1试验步骤

交接试验首先对充入GIS内部气室的SF6气体开展微水及纯度测试，以气室为单位，对每个气室分别检测，检测结果无异常，具备主回路绝缘试验条件。主回路绝缘试验包括三个步骤：耐压试验、主回路对地耐压、局部放电测量，首先进行耐压试验，试验的加压程序，整体加压程序如图2所示。

图2GIS主回路绝缘试验加压程序示意图

3.2故障经过及故障点定位

500kVGIS第4串主回路绝缘试验于8月17日开始进行，耐压试验无异常，升至550kV时保持3min后，准备升至740kV时发生放电，现场对加压回路及被试回路进行检测，未发现明显异常，经现场讨论决定再次试验。由于加压回路采用串联谐振的方式升压，因此需要调节试验频率，再次调频后，发现无法升压，切断加压回路，采用绝缘表对被试回路绝缘状况进行测量，发现主回路对地无绝缘，判断GIS第4串主回路某部分出现绝缘击穿现象。

采用多种手段进行故障点定位，首先通过超声波闪络定位仪定位，在试验前安装的闪络定位仪上发现A相以及相邻电流互感器CT气室的闪络定位仪示数较大，其余气室闪络定位仪显示无异常，初步判断发生故障的位置位于A相断路器或其相邻的CT气室内部。采用气体分析仪对以上两个疑似气室进行SF6气体成分分析，结果如表1所示。

表1气体成分分析结果

从气体分析结果可以看出A相断路器H2S及SO2数值偏高，且现场打开充气阀门可闻到明显的臭鸡蛋气味，因此基本判断放电气室位于A相断路器处。由于现场不具备解体条件，将故障断路器返厂解体，在更换完故障断路器后第2次进行主回路绝缘试验，试验通过。

3.3厂内解体

在厂内对故障断路器进行了解体检查。检查结果发现断路器导电杆表面存在沿面放电痕迹。除沿面放电痕迹外，在导电杆表面还发现有磕碰痕迹。

4故障分析

根据解体检查的情况分析，本次故障属于气室内部金属类异物引发的导电杆沿面放电。

4.1GIS监造记录

500kVGIS使用的导电杆产品。导电杆所开展的试验项目如表2所示。

表2导电杆试验项目

总装车间将合格的导电杆装配到断路器试验形态，装配完毕后按试验形态进行工频耐压试验，试验电压740kV，持续时间90s，局部放电试验、雷电冲击试验，其中正负极性各三次，试验电压1675kV，全部试验合格以后按运输形态进行解体包装。

4.2故障分析

将解体的导电杆表面打磨清理后，现场对导电杆进行了工频耐压试验及局部放电试验。从导电杆工频耐压试验及局部放电试验情况及试验记录可知，该导电杆顺利通过了工频耐压试验，试验电压740kV，持续时间90s及局部放电试验(局放值1pC)，说明导电杆自身绝缘性能优良、质量可靠。本次断路器绝缘故障是气室内部金属类异物引发的导电杆沿面放电。气室内金属异物来源渠道可能为：

1)断路器气室装配时，使得金属异物带入气室内部，完成机械操作后，进行气室清理未能将气室清理干净，使得气室内部遗留金属异物。这些金属异物在低电场区域，产品有一定的绝缘裕度，耐压试验通过。断路器气室是完整形态运输，运输时断路器气室内部充有0.05MPa的SF6运输气体。在运输过程中倒运、颠簸等会使金属异物进行跳跃、移动，金属异物移动至高场强区域，引发了绝缘故障。

2)断路器到达现场后，对气室SF6运输气体进行微水测试，合格后进行充SF6气体工作。现场充气过程中如未将充气接口清洁彻底，高压SF6气体将充气口处的微粒异物吹入气室内部，或者在充气时将SF6气瓶倒置，气瓶底部杂质充入气室内部，附着在导电杆表面会引发绝缘故障。

5结语

1)断路器在运输过程中倒运、颠簸等，造成在低电场区域的金属异物通过跳跃、移动，当金属异物移动至高场强区域则可能会引发绝缘故障。或在现场充气过程中如未严格按照充气工艺管控，造成微粒异物充入气室内部，附着在导电杆表面会引发绝缘故障。

2)现场安装过程中工艺管控不到位，在装配清理和更换吸附剂等环节产生异物并带入气室内部。人员服务意识不强，对现场施工要求和管控措施未理解到位，工艺纪律方面未做到始终如一，有松懈现象。

加强GIS设备的监造、现场安全管理、验收管理、试验管理，有助于GIS设备稳定安全的运行，减少其故障带来的经济损失及社会影响。

参考文献

[1]钱小泉.变电站GIS设备常见故障与处理技术[J].企业技术开发，2015，34(35):15+17.

[2]张焕青，王浩，丁友.湖北电网GIS常见故障分析及诊断实例[J].湖北电力，2014，38(02):55-57.