福州理工学院 陈锦云 上海康恒环境股份有限公司 杨铭泽

GIS气体绝缘金属封闭开关设备是由多种高压电器组合封闭在接地的金属壳体内，壳内充以一定压力的SF6气体作为绝缘和灭弧介质的组合电器。GIS具有占地面积小、噪音低、无火灾危险、检修周期长、运行安全可靠等优点，在电力系统得到广泛应用。但该类型设备也存在一次性投资较大、故障点不易查找、发生故障时多造成设备停电损失大等问题[1]。本文对一起550kV GIS隔离开关事故进行分析，并提出防范措施，提高设备运行可靠性。

故障发生时保护动作，断路器跳闸，系统中5041/5042短引线保护采到50416刀闸故障电流有效值16.35kA，5041开关采到故障电流9.06kA，5042开关采到故障电流7.29kA，主变高压侧套管故障电流4.64kA，主变高压侧B相电压、500kV线路B相电压均为0，其它相电压及电流反应均正常。同时检查检测GIS各气室SF6气体成份，发现50416刀闸气室SF6气体成份中H2S气体含量为98.68ppm、SO2气体含量为77.69ppm，其它气室SF6成份正常。从保护动作跳闸采集到的的电流电压数据，以及GIS各气室SF6气体成份分析，确认故障位置为50416刀闸B相，故障性质为50416刀闸B相金属性单相接地故障。

1 原因分析

解体50416B相刀闸以及相关的气室后检查发现，元件的主要损伤情况有:50416B相隔离开关绝缘拉杆烧损及表面碳化、绝缘拉杆两侧屏蔽罩烧损，以及由于电弧的产生及运动造成对隔离开关传动机构室内表面多处烧伤。

1.1 事故发生的直接原因

根据现场对故障元件解体看到，隔离开关动触头外屏蔽罩和隔离开关尾部屏蔽罩烧损较严重，绝缘拉杆上平面烧损也比较严重（图1），因此认为隔离开关绝缘拉杆表面首先闪落而产生放电是引发隔离开关对地闪络事故的原因。比较该项目电厂刚投运时其中隔离开关绝缘拉杆先后发生两次放电情况，其放电位置与本次事故放电位置一致。两次放电痕迹清楚的表明，隔离开关动触头外屏蔽罩烧损，隔离开关尾部屏蔽罩左上方烧损，绝缘拉杆上表面有烧损痕迹（图2、图3），因此认为也是绝缘拉杆上表面沿面先闪络再引发接地放电保护动作跳闸。

图1 本次隔离开关绝缘拉杆放电的照片

图2 第一次隔离开关绝缘拉杆放电的照片

图3 第二次隔离开关绝缘拉杆放电的照片

在对现场事故元件的详细检查和初步分析的基础上，并结合前两次发生的绝缘拉杆表面放电烧损的情况分析，本次事故的直接原因是：绝缘拉杆上表面沿面先闪络再引发接地放电保护动作跳闸。

1.2 GIS隔离开关绝缘结构分析

从结构上分析该隔离开关经过绝缘型式试验的考核证明其绝缘结构设计是合理的、可靠的，而且在第二次事故发生后重新对该隔离开关结构进行了电场分析，计算结果表明该隔离开关电场结构完全满足技术协议规定的绝缘要求、并具有十分大的裕度。因此可彻底排除因设计结构问题造成本次故障的可能。与其同样结构的隔离开关的产品，例如其他项目工程已正常运行了两年多，没有上述同类故障问题发生，这也充分证明了该绝缘结构并不是造成本次故障的原因。

GIS设备厂的出厂绝缘试验工装设备含同类结构的两个隔离开关，该设备要对每个550kV GIS安装单元做一次耐压试验，对每个隔离开关安装单元做两次耐压试验（740kV 1min），且要对断路器、10%安装单元做1675kV雷电冲击耐压试验，该试验工装曾经累计耐压操作次数达到500多次，绝缘拉杆没更换过且无任何损伤。这更进一步证明绝缘结构没有问题，同时也说明绝缘拉杆质量问题也不是普遍现象。

1.3 故障根本原因分析

在解体故障实物，以及在上述绝缘结构的分析基础上，认为导致本次事故的根本原因为：50416B相绝缘拉杆在产品组装时其上部外表面残留有微量粉尘杂质且未能及时清理干净，或拉杆本身外表面存在局部的缺陷，例如表面可能有涂层灰尘杂质,都可能不同程度的导致GIS内部电场发生畸变，使得局部电场加强而产生局部放电,在运行电压长期作用下，此局部放电将引起绝缘快速劣化，最后造成绝缘拉杆表面闪络放电。该拉杆虽为进口件，同时也经过了出厂耐压试验和现场交接验收耐压试验，但由于存在上述缺陷，在耐受较高电压后可能在绝缘拉杆表面形成了非贯穿放电痕迹，这些痕迹经过一段时间的带压运行后，逐渐向前延伸，最终造成对地闪络。

2 解决对策及建议

现场放电事故采取的相应措施：为尽快恢复电厂供电，通过分析明确系此相隔离开关绝缘拉杆在总装试验等环节存在缺陷隐患导致，故采取了在现场对事故中损坏的零部件进行了更换：更换SF6分解物污染的母线相关元件（密封圈、触指、触指架）；更换50416B相隔离开关因短路电流作用而损坏烧损元件（动、静触头、动侧屏蔽罩、触头座、绝缘拉杆及隔板、密封圈等受损元件）；严格按造GIS清洁工艺清理由于事故而产生污染的元件，如罐体内表面、导体内外表面，确保装配元件的清洁度。装配完每一个单元后，进行了主回路电阻测量、隔离开关机械特性测量、SF6气室微水含量测量、SF6气体漏气量检测、二次接线检查、主回路工频耐压（80%额定工频耐受电压）等试验项目。

运行维护中采取的措施：为保证经过故障处理后设备安全可靠稳定运行，不再因此类缺陷隐患导致发生设备故障停电造成重大的经济损失，在运行维护中应加强GIS各部件气室的运行数据巡检分析，主要是加强运行中设备有无异常放电声音、各气室SF6气室压力是否在正常范围、各项电压电流是否平衡，以及应用GIS局部放电检测技术加强运行中局部放电的检测，如有异常应立即安排处理，避免缺陷的进一步扩大，造成跳闸停电损失重大。

装配总装环节质量控制建议：重视GIS制造工艺的各环节审查，严格控制各工序质量，提高设备的制造质量；严格GIS设备现场安装、调试的质量管理，并按照相关技术规程对设备进行逐一排查，发现微小的异常均应引起足够重视；除运行中通过各种离线和在线试验检测设备及时掌握GIS设备的运行状态外，在设备装配总装试验环节更要加强每一道工序的质量控制，把缺陷隐患消除在设备投运前，避免运行中造成重大的停电经济损失。

效果检查：按照以上提出的解决对策并经各项试验合格后，开始投入运行，运行中密切监视SF6各气室压力正常，监测的各项电压电流均正常，现场设备运行声音正常，运行至今未再发现异常和故障，设备运行良好。

综上，GIS电气设备以运行可靠性高、检修维护工作量小、故障发生率低等优点在电力系统中得到广泛应用，但GIS—旦发生故障，其检修拆卸工作量大、停电时间长，严重影响厂站正常供送电。因此对于如何减少GIS故障发生率，以及故障发生后如何进行检查、分析、处理是非常重要的。本文详细阐述了该电厂GIS隔离开关B相绝缘拉杆放电故障分析及处理过程，并提出改进措施及建议，解决了设备隐患。对提高GIS隔离开关运行安全性具有一定的意义，为同类设备电厂提供参考和依据。