110 kV GIS设备故障原因分析

韩玉停

(马鞍山供电公司，安徽 马鞍山 243002)

1 故障经过

2010-11-27，某220 kV变电站110 kV II段母线母差动作，110 kV II段母线失电。经设备外观检查，110 kV II段母线侧隔离开关气体密度继电器压力值正常。通过SF6气体分解产物测试仪对故障气体进行分析，发现8882隔离开关气室SO2含量超过 100 μL/L，H2S 含量为 0.8 μL/L(由于此仪器在SO2含量超量程时会引起“中毒”，所以当远超标准达到100 μL/L时，停止了检测)。通过隔离开关观察窗发现，110 kV 8882隔离开关C相窗口处有白色粉末状固体物，疑似故障过程中SF6与绝缘有机材料在闪络的高温作用下反应生成的产物；其他与110 kV II段母线相关的气室未见异常。

通过上述检查并结合保护记录信息，初步判断8882隔离开关C相气室内部存在故障。因此，对该间隔设备停电检修。

2 原因分析

用SF6气体分解产物测试仪对8882隔离开关气室气体进行检测，结果显示SO2含量超过100 μL/L，远远超过《安徽省电网电力设备预防性试验规程》规定的SO2≤10 μL/L的标准，故判断该气室为故障气室。

解体前首先对故障设备C相进行SF6色谱分析，检查数据如表1所示。

由表1可知，SF6含量低于电力行业标准DL/T941—2005《运行中变压器用六氟化硫质量标准》规定的99.7 %，AIR，CF4及SO2浓度有明显的增加。

将隔离开关故障气室返厂解体检查发现：8882隔离开关C相盆子上部约有1/2扇面的电弧烧灼痕迹(见图1b)；同批次设备8882 A相、8882 B相盆子密封圈内、外两侧均涂有较多硅脂，且部分硅脂已发生融化；盆子表面上部有硅脂流过的痕迹，且部分硅脂已发生融化，并流向绝缘子外侧(见图1a)。另外对故障盆子进行交流耐压试验，结果正常，排除了盆子本身的质量问题。

表1 色谱分析表

通过试验分析判断，确定8882隔离开关放电现象是由于硅脂使用过量，改变了设备内部的电场强度，电场强度的改变极大地降低了电气设备的闪络电压，从而发生沿边闪污。一般情况下，放电总是发生在固体介质表面，而且沿固体表面的闪络电压比纯空气间隙的击穿电压要低得多，其原因有以下3点。

(1) 固体介质表面会吸附气体中的水分形成水膜，介质吸附水分的能力与自身结构有关，因此介质的表面电导能力也是介质本身固有的性质。

(2) 介质表面电阻不均匀以及介质表面有伤痕和裂纹也会使电场的分布畸变，闪络电压降低。

(3) 若电极和固体介质端面间存在气隙，气隙处场强大，极易发生电离。而产生的带电质点到达介质表面，会使原电场分布畸变，从而降低闪络电压。在电场作用下，固体介质的击穿可能因电过程(电击穿)、热过程(热击穿)、电化学过程(电化学击穿)而引起。固体介质击穿后，会在击穿路径上留下放电痕迹，如烧穿或融化的通道以及裂缝等，从而永远丧失其绝缘性能，为非自恢复绝缘。这次事故中GIS设备使用的密封材料为硅脂，其短时电气强度高，但在工作电压的长期作用下，会发生电离、老化，从而使其电气强度大幅度下降。因此对于这类绝缘材料或绝缘结构，不仅要注意其短时耐电特性，而且要重视它们在长期工作电压下的耐电性能。

3 防范措施

电气设备的质量保证要从各个环节加强监管，具体可分为以下5点。

(1) 尽量消除电极边缘效应的影响以显著改善电场分布，即改变电器设备内部结构形状可提高气隙的击穿电压，因此电气设备的结构设计非常重要。

(2) 在气隙中放置形状和位置合适、能阻挡带电粒子运动和调整空间电荷分布的屏蔽，可明显提高气隙击穿电压，因此对设备内部绝缘材料的要求非常高。

(3) 加强安装、调试过程的质量管理。施工单位必须按照有关规程、技术规范的要求制订设备装置的调试项目，并逐一实施，做好调试记录。

(4) 认真履行竣工验收手续，严格把关。为防止验收时出现错漏项，应根据不同设备的技术运行要求，分别制订验收标准或细则，从检查竣工图纸资料、试验结果、安装质量等方面提出明确的要求，及时发现错误并纠正，把隐患消灭在萌芽状态。

(5) 设立设备定期检验制度。设备的运行维护管理部门应按照检验条例的要求对各个气室建立设备档案，制订定期检验时间表及检验项目，并对异常的设备作跟踪监测，以确定设备是否满足运行条件的要求。

4 结束语

随着电网建设的加快、电压等级的提高，尤其是超高压技术的发展，对电气设备的要求也越来越高。通过本次设备故障处理表明，应该更加重视电气设备制造工艺中的每个环节，对新材料、新设计提出更高要求，同时加强设备监造、安装和运行维护全方位管理，才能确保电网安全稳定运行。