1.2 设备运行情况

该站220kV GIS型号为ZF11-252/3150-50，2006年5月27日投运。该设备2008年后已发生过3次内部放电击穿故障。分别为2008年9月30日，220kV一出线母线侧CT故障，导致220kV #1A母线跳闸，厂家确认该CT内使用了硫化绝缘胶板，在长时间的运行及操作过程中电弧的作用下，硫分子析出，与导电杆接头上所镀的银发生化学反应产生硫化银，喷到绝缘筒内壁，造成CT内部沿面放电。

2013年7月21日，因202-3刀闸B相气室内部故障，导致差动电流速断保护动作，引起#2主变跳闸。2014年8月13日，检修人员红外测温发现该站220kV分段22F开关A相CT与22F-B刀闸之间发热，高位筒体最高温度为38.3℃，较底部筒体高出10℃。现场初步分析为内部导电体接触不良导致发热，立即申请停电处理。

解体后检查，经检修人员综合判断分析得出原因如下：（1）电连接导电座与小触指座螺栓压接不紧；（2）早期制造工艺不良，触指不能与导电杆有效全部接触，导致电流不能均匀通过触指（27片），造成局部触指发热。

1.3 现场检查情况

现场检查发现故障间隔-2刀闸B相气室爆开，气室内接地刀闸碎裂，筒体内部表面变色有明显放电痕迹，动静触头烧灼严重，约有1cm间隙，吸附剂颗粒散落在下方绝缘子表面，周围多处散落有绝缘盆、密封罩及刀闸传动机构碎片。

图2 故障间隔现场情况

图3 故障相放电情况

2 故障原因分析

2.1 触头插入深度分析

根据现场检查情况，初步判断故障间隔-2刀闸气室内部拉弧放电，烧蚀动、静触头及中间电连接屏蔽罩，内部气体压力骤升，致使气室爆开。

为进一步分析故障原因，对故障间隔刀闸进行返厂解体检查，发现A、C相刀闸动、静触头均有不同程度的放电烧蚀痕迹。

图4 A相动、静触头烧蚀情况

图5 C相动、静触头烧蚀情况

观察发现A相静触头27片触指中，有部分触指颜色较深，且基本均匀分布，初步分析由于插入深度不足导致部分触指未接触，接触部分的触指通流过热后颜色发生变化，插入状态无明显偏心现象。

C相静触头烧蚀情况较A相严重，有一片弧触指烧蚀融化，该片弧触指对应静触头触指位置烧蚀严重，判断C相动触头除插入深度不够，还应存在偏心情况。

故障间隔刀闸采用的是弹簧操动机构，三相联动，B相隔离开关动、静触头在故障中烧损严重，无法通过尺寸测量判断动静触头原始接触状态，因此，只能通过测量A、C相动触头插入尺寸推断B相动触头故障前插入情况。通过测量，刀闸手动合闸到位后插入深度为33mm ，而对故障刀闸进行电动测试，测量A、C相动触头插入深度分别为20mm和23mm。与合闸到位后插入深度相比分别欠13mm和10mm。

对A、C相故障前插入状态复原：

图6 A相故障状态复原

图7 C相故障状态复原

通过A、C相的故障状态判定B相合闸不到位，即动触头并未完全插入静触头中，处于虚接状态，导致动、静触头间拉弧放电。

2.2 机构输出角度分析

为分析隔离开关合闸不到位原因，对故障隔离开关机构输出角度进行测量。该隔离开关操动机构分合闸转角设计要求为76°~ 82°。对故障隔离开关，进行电动分合闸操作试验，转角测量结果为分闸72.32°，合闸72.59°，不满足设计要求。因此判定故障隔离开关合闸不到位的原因为操动机构输出角度不够。

为进一步分析操动机构输出角度不够的原因，对机构弹簧进行检测。选取5根弹簧进行计量（其中故障间隔-2隔离开关机构弹簧（项6弹簧）1根、故障间隔快速接地开关机构弹簧（项5弹簧）1根、故障间隔-3隔离开关机构弹簧（项4弹簧）1根、现场更换下来的弹簧（项6弹簧）2根），检测结果如表1。

表1 弹簧检测结果

根据测量结果表明项4型号弹簧实测值在设计要求中心值以上，项5、项6型号弹簧实测值均在设计要求中心值以下，其中故障间隔-2隔离开关机构中弹簧P1值为1980N，P2值为3640N，均接近设计要求值下限。其中变电站现场检查过程中，采用项4型号弹簧的-3隔离开关未发现合闸不到位情况，与检测结果对应。

而其余所有采用项5、项6型号弹簧的-1、-2隔离开关及快速接地开关均存在合闸不到位情况。因此判定机构输出角度不够是由弹簧压缩储能不足引起的。

综上所述，可得出如下结论：造成本次故障发生的直接原因为故障隔离开关合闸不到位，动、静触头处于虚接状态，设备在运行后动、静触头持续发热，造成B相触头烧蚀，气室内部气压骤升，接地开关底座炸裂；造成故障隔离开关合闸不到位的根本原因为机构弹簧储能不能完全满足合闸操作需要。

机构操作力设计裕度偏小，隔离开关机构长时间运行，其弹簧力值变化至设计要求下限后，不能保证现场设备因锈蚀等原因造成阻尼增大后的可靠合闸。

3 处理及反事故措施

3.1 停电处理方案

经技术人员商讨，处理方案确定为A段两条母线同时停电检修，整体更换故障间隔-1、-2、-3隔离开关。示意图如图8所示。

图8 现场更换故障间隔部件示意图

具体的工艺流程如下：方案制定及前期准备工作；回收隔离开关、母线及套管气室气体至零表压，将相邻气室压力降至0.3Mpa；拆除一次引线、套管、分支母线及主导体；拆除隔离开关机构及本体；清理CT和分支母线气室并打磨筒体接触端面，更换吸附剂；安装隔离开关本体、机构及套管，对本体、套管及母线气室抽真空，注SF6气体，二次接线；静置24h，进行微水、直阻、检漏试验，合格后进行耐压、局放试验；恢复一次引线，清理现场。

GIS故障现场处理过程中需要注意以下问题：

（1）作业环境要求：浮动粉尘小于20CPM（0.2mg/m3）；相对湿度小于70%；

（2）吸附剂的更换：不能在雨中或湿度大于80%时更换；吸附剂从密封装置中取出到装入设备在大气中暴露时间应尽量缩短，一般不超过15min，安装好后应立即对该设备气室抽真空；

（3）抽真空及充SF6气体：抽真空到40Pa后关闭设备气体入口阀门并静置4h，之后打开阀门观察静置前后真空度变化值，若大于133Pa则应再循环一次，若小于133Pa则继续抽2h，充分利用真空状态汽化设备内的水分。抽真空结束后以缓慢的速度把SF6气室气体充至额定压力；

（4）耐压试验：耐压试验前必须把GIS上所有电流互感器的二次绕组抽头短路并接地，同时断开出线避雷器及电压互感器，并可靠接地[5-6]。

3.2 反事故措施

为防止此类事故再次发生，现有针对性的提出如下措施：

（1）对同期同类产品GIS隔离、接地开关分、合闸位置指示划线，以便确认同类其他产品是否出现类似问题，若有应尽快更换隔离、接地开关所配弹簧操动机构中的弹簧；

（2）运维人员在进行隔离开关和接地开关操作后，应核对分合闸指示位置，确认分合闸到位。隔离开关合闸送电后，应立即进行超声波、特高频局放检测，并及时对操作合闸后的隔离开关气室进行红外测温及气体组分测试，确保提早发现内部缺陷；

（3）加强对运行中的GIS设备进行定期检修维护，如除尘、除锈、去污以及转动部件增加润滑剂等措施；

（4）积极开展带电检测工作，深入分析同设备不同时期的试验数据，准确判断设备运行状态，及时发现问题妥善处理[7-8]。

4 结论

针对一起220 kV GIS设备内部放电故障，通过现场检查及返厂解体试验等方法，确定了机构输出角度不够是造成刀闸合闸不到位、运行后刀闸触头发热并最终导致气室炸裂的主要原因，并经过多次试验得出弹簧储能不足是造成机构输出角度不够的直接原因。

此类故障是变电站内GIS电气设备发生内部放电的一个典型事例，故障轻者发生闪络，重者导致壳体炸裂，严重危害着人身安全及电网设备的安全稳定运行。因此，结合此次故障，分别从设备隐患排查、设备运行维护以及加强带电检测等方面提出了预防和反事故措施，确保设备在装配后以最佳状态运行。

另外，进一步明确了专业技术人员在检修中注意的要点，并提出了相应的质量控制要求，以进一步规范GIS设备的检修工艺流程。返回搜狐，查看更多