一起GIS支柱绝缘子内部击穿故障的定位与分析

姜炯挺，邵先军， 周建平，刘江明，程 重

（1.国网浙江省电力公司宁波供电公司，浙江 宁波 315016；2.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014；3.国网浙江省电力公司检修分公司，杭州 311232）

一起GIS支柱绝缘子内部击穿故障的定位与分析

姜炯挺1，邵先军2， 周建平3，刘江明3，程 重3

（1.国网浙江省电力公司宁波供电公司，浙江 宁波 315016；2.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014；3.国网浙江省电力公司检修分公司，杭州 311232）

介绍某变电站GIS（气体绝缘全封闭组合电器）支柱绝缘子内部击穿故障的发生过程，结合故障电流分布与SF6分解产物检测精确定位了故障气室；通过对支柱绝缘子的故障解体，分析了该内部故障发生的可能原因，探讨了绝缘子内部局部缺陷、绝缘子与金属嵌件交界面缝隙等因素与其局部放电、电树枝引发、击穿放电的交互影响规律。最后结合SF6分解产物检测结果，分析了GIS SF6各分解产物产生的影响因素及其所表征的绝缘状况，为现场GIS故障和潜伏性故障的分解物检测提供参考。

气体绝缘全封闭组合电器；支柱绝缘子；SF6分解产物；局部缺陷；电弧放电

0 引言

GIS设备是保障电网可靠运行的关键电力设备，在110 kV及以上变电站和发电厂中均有广泛应用[1]。运行经验表明，尽管GIS设备的运行可靠性很高，但其在设计、制造、安装等环节遗留的微小缺陷仍有可能在强电场下快速发展为故障，而一旦发生故障将严重影响电网的正常运行。

为了快速检测定位GIS故障或潜伏性故障的位置，保证GIS快速修复投入运行，本文介绍采用故障电流分布与SF6分解产物检测相结合的办法精确快速定位某变电站GIS分支母线支柱绝缘子内部击穿故障的过程；分析了故障产生的可能原因；探讨了SF6分解产物产生的影响因素及其所表征的绝缘状况，最后提出了支柱绝缘子故障的防范措施。

1 故障概况

某变电站GIS一次接线如图1所示。2014年3月13日6时48分14秒69，该变电站Ⅱ段母线第一套母差保护启动，19 ms后差动保护动作，故障电流20.6 kA。A，B，C相差动电流分别为0.003 A，0.003 A和6.880 A，可基本确定故障相为C相。6时48分14秒67，Ⅱ段母线第二套母差保护启动，5 ms后差动保护动作；T022，T033，T052和T063开关保护瞬时联跳三相。而T021，T031，T032，T051，T061和T062开关均未动作，可判断故障不应在出线以外（含出线）和Ⅰ段母线，而是发生在Ⅱ段母线侧。

图1 某变电站GIS一次接线

另外，现场抢修人员检查发现靠近Ⅱ段母线侧的T022，T033，T052和T063 4个开关三相均在断开位置，开关油压正常，各气室SF6压力均在正常范围内。检查一次设备外观无异常，红外测温无异常，并且2014年2月份的超声波带电检测数据也无异常。

2 故障气室的定位

2.1 基于故障电流分布的初步定位

通过保护、故障录波装置，得到故障电流的分布如图2所示。分析图2可知，故障电流在T052处最大，达4.3 A，TO51和T033其次，据此可判断故障点可能位于T052开关至Ⅱ段母线之间，或第3串至第5串之间的母线上。

2.2 基于SF6分解产物检测的精确定位

SF6分解产物检测法具有受外界干扰小、灵敏度高、准确性高等特点，且同时适用于停电和带电检测，因此在诊断和定位GIS故障或潜伏性故障中有着极为广泛的应用[2]。

在停电状态下采用此方法对上述疑似故障段气室逐个进行检测，发现预留T053开关间隔C相5号气室（位于T0522闸刀C相与T0532闸刀C相之间，总长度为19 m）存在异常SF6分解产物。为排除仪器误差，采用不同型号的仪器重复检测，均发现该气室内存在异常分解产物，检测数据如表1所示。同时对相邻气室进行多次检测，则未发现异常。由此可基本确定，预留T053开关间隔C相5号气室为故障气室。

图2 故障电流分布

表1 SF6分解产物检测数据

由表1可见，4个厂家仪器的SF6分解产物检测数据有所差异，特别是H2S成分检测仅泰普联合厂家的仪器显示有数值，而其他3个厂家的仪器均无数值，这可能与仪器的检测原理、检测阈值、检测精度等级有关。

3 解体与分析

3.1 故障气室的解体

对定位得到的疑似故障气室解体后发现，该气室内部有大量白色粉末。这些粉末的主要成分为AlF3，是SF6气体在电弧放电高温下与GIS导体、腔体材料中的Al反应产生的。由于SF6气体在高温下其对流与扩散过程非常强烈，使得SF6与Al反应生成的AlF3白色粉末在腔体中的分布范围很大，破裂的支柱绝缘子碎片最远离该支柱绝缘子5 m左右。

图3（a）所示为该气室靠近T0522闸刀的第一个支柱绝缘子（正常运行时，该支柱绝缘子位于水平方向）。图3（b）支柱绝缘子被电弧烧蚀破裂，绝缘件与金属嵌件已完全脱离。这是因为电弧温度高达上万度，使支柱绝缘子（主要成分为环氧树脂）内部完全碳化，导致机械强度急剧降低，最终变脆并碎裂，图3（b）中腔体底部的黑色粉末即是电弧烧蚀支柱绝缘子所形成的碳尘。

图3 支柱绝缘子

将破裂的支柱绝缘子进行拼接后如图4所示，可见该支柱绝缘子外表面无明显闪络痕迹，仍呈乳白色，内部则几乎被电弧灼烧成黑色，属支柱绝缘子内部击穿事故（因超声波法对绝缘物内部故障的检测灵敏度较低，因此故障发生前用超声波检测未发现异常）。与支柱绝缘子两端接触固定的金属嵌件也有严重的电弧烧蚀痕迹，如图5所示。靠近金属嵌件的GIS腔体内壁和枕形导体有明显的电弧烧蚀痕迹，如图6所示，这应是电弧贯通整个支柱绝缘子后继续向两端发展，进而灼烧周围金属材料所形成的。

3.2 故障支柱绝缘子返厂试验情况

因故障支柱绝缘子内部已基本烧毁，无法进行X射线探伤等试验，只能选取未灼烧部位的样块进行试样分析。故障绝缘子返厂后，沿其纵向选取顶部、中部、底部3处未灼烧的树脂样块，分别测量玻璃化转变温度、密度和填料含量，测试结果均合格。另外，生产厂家还选取同批次支柱绝缘子进行机械性能测试，抗弯强度等力学性能指标也均在合格范围。

图4 完成部分拼接的故障支柱绝缘子

图5 支柱绝缘子金属嵌件

4 故障原因分析

因故障支柱绝缘子内部被电弧烧蚀碳化，而其外部并无闪络放电痕迹，因此首先可以排除支柱绝缘子因表面杂质、脏污等原因所引起的击穿放电。主要考虑支柱绝缘子故障是由其内部局部缺陷、绝缘子与金属嵌件交接面缝隙等原因所造成。以下就上述2个可能原因分别探讨分析。

图6 被电弧灼伤的腔体内壁及枕形导体

4.1 内部局部缺陷

支柱绝缘子常见的内部局部缺陷有空穴、材料杂质等，这些微小缺陷有可能存在于支柱绝缘子安装之前（受局部放电检测仪的灵敏度所限和局部放电标准要求不同，微弱的局部放电可能未被测量到），也有可能是因支柱绝缘子长期在强电场、大电流作用下逐渐劣化而产生的。

当支柱绝缘子内部存在局部缺陷时，缺陷附近电场将集中并产生局部放电，进而诱发形成树枝状放电破坏通道，称为电树枝[3]。局部放电产生的带电质点继续撞击缺陷附近的绝缘材料，如果带电质点的动能足够高，则有可能破坏绝缘材料的化学键，破坏支柱绝缘子的化学分子结构，使缺陷附近介质表面不断被腐蚀，使树枝状放电得以扩大和延伸；同时局部放电产生的空间电荷又进一步加强局部电场，维持树枝状放电不断发展。此外，树枝状放电通道附近往往伴随着介质发热，温度升高会促进绝缘材料的裂解，增大介质损耗和加速电树枝的发展。随着电树枝的发展，绝缘材料快速劣化和老化，将进一步加剧电树枝的发展，形成类似正反馈的效果。当某1个或数个电树枝通道发展至对面电极附近，剩余的绝缘厚度不足以承受工作电压时，电树枝通道将迅速发展成为明显的击穿通道，即绝缘材料发生内部贯穿性绝缘击穿。在GIS运行条件下，因其导通电流较大，一旦支柱绝缘子内部发生击穿放电，将迅速转变为电弧放电，使支柱绝缘子内部被烧蚀碳化。

4.2 交界面存在缝隙

支柱绝缘子与高压端/低压端金属嵌件之间的交界面是SF6气体与绝缘材料以及金属的结合处，电场非常集中，称为三结合点[4]。支柱绝缘子安装时或多或少与金属嵌件之间存在一定的缝隙，这个小缝隙的电场强度将升至原来的ε倍（ε为支柱绝缘子的相对介电常数），该缝隙内极易产生气隙放电或在缝隙内的凸点位置产生电晕放电。气隙放电或电晕放电一方面将产生与内部局部缺陷引发电树枝类似的情况，另一方面缝隙内局部放电产生的空间电荷也容易注入支柱绝缘子，注入的空间电荷在介质内部的积累可能引起材料内部电场的严重畸变,畸变的电场强度甚至可以达到原外加电场的8～10倍[5]，加剧支柱绝缘子的树枝化，最终导致支柱绝缘子击穿。从GIS设备的安装和运行经验来看，绝缘子现场安装水平对控制交界面电场强度有着十分重要的作用，必须严格按照施工工序和技术要求施工，以提升绝缘子整体运行水平。

5 SF6分解产物检测的探讨

通过SF6分解产物检测可以对GIS故障进行精确定位。从表1中可看到不同厂家的检测数据存在差异，每种气体代表的含义也各有不同，因此有必要探讨SF6各分解产物产生的影响因素及其所表征的绝缘状况，为今后潜伏性故障的判断与定位提供参考。

5.1 影响因素

影响SF6气体分解物的因素主要有：

（1）电弧的能量。一般来说气体分解物的生成率随着电弧能量的增大而增大，在电弧放电中将出现大量的分解气体，出现一般局部放电时很少出现的SF4等。

（2）水分含量。水分子在放电区域容易分解成O2-和OH-，OH-易与低氟硫化物发生反应生成SOF2和SOF4等，并扩散至气室其他区域[6]。

（3）电极材料。高温下SF6分解物会与金属发生反应生成金属氧化物，如CuF2和AlF3等[7]。

（4）固体绝缘材料。GIS内的固体绝缘材料一般有环氧树脂、聚四氟乙烯、绝缘漆等，这些材料会在500℃以上开始裂解，并与SF6气体反应，从而影响SF6分解产物的气体含量。

5.2 各气体组分的含义

目前，现场便携式仪器普遍采用电化学传感器法来检测SF6分解产物，其原理是被测气体在高温催化剂作用下与SF6发生化学反应，改变传感器输出的电信号，确定被测气体的成分及其含量。一般现场应用较多的有SO2，H2S和CO传感器。因此本文仅分析上述3种气体各自表征的GIS绝缘状况。

SO2是SOF2与水反应后的生成物，而SOF2主要是在强电弧作用下所产生的，因此可以通过SO2的含量来分析判断放电的剧烈程度，放电越剧烈，放电能量越大，SO2的含量则越高。

H2S为有毒气体，有臭鸡蛋味。在裸金属低能量放电状态下，其含量一般较少或检测不出，只有在大故障电流下才能检测出一定含量的H2S，因此H2S含量也与放电的能量相关。此外，还可以通过H2S组分含量的多少来考察故障是否涉及固体绝缘[8]。本文所述故障涉及支柱绝缘子的内部烧蚀击穿，且属于大电流故障，一般来说会产生H2S气体。

CO由固体绝缘、绝缘漆或金属导体碳化后与SF6气体反应所产生。一般只有在局部放电涉及固体绝缘或大电流故障时才会检测到CO，因此CO气体结合H2S气体含量在一定程度上可以用来表征绝缘材料的劣化情况。

5.3 SF6分解产物检测数值的探讨

由于现场故障的复杂性，在检测SF6分解产物时经常会遇到仪器数值不断变化的情况，这主要与SF6分解产物在故障气室内部向检测接口扩散的过程有关。SF6气体分解物的扩散过程十分复杂，涉及GIS气室结构、绝缘盆子（通盆）结构、分解产物含量和种类、气室压力、相邻间隔气室是否被击穿等因素，但总体来说经过一定时间后，各分解产物的检测数值将基本稳定。本文中故障涉及的GIS气室是1个预留气室，长19 m，故障发生点距检测接口4 m，在现场检测10∶30时SO2含量只有1.60 μL/L，至14∶00时SO2含量已达到11.24 μL/L，简单计算得到SO2含量增加速率为每小时2.75 μL/L，数值较小，这是由于该气室长度特殊，气室内总的SF6气体含量高，相同故障条件下分解产物含量占SF6的比例比一般气室低得多，导致了气体分解产物向两侧扩散较为缓慢。极端条件下，故障点距离检测接口19 m（气室的另一头），可能导致检测到的气体分解产物含量更低，检测数值稳定时间更长。以上情况需要在实际检测中引起注意，即发现痕量的故障特征气体也不能轻易放过，要采用不同仪器、按一定时间检测多次方能准确定位故障气室。

6 结论与建议

本文对一起GIS支柱绝缘子的内部击穿事故进行了较为详细的分析。采用故障电流分布与SF6分解产物检测相结合的办法精确快速定位了故障气室。通过对故障气室的解体分析，认为支柱绝缘子内部局部缺陷、绝缘子与金属嵌件交界面缝隙可能是引起该起事故的主要原因，并探讨了这2种缺陷与其局部放电、电树枝引发、材料劣化、击穿放电之间的交互影响规律。最后分析了SF6分解产物产生的影响因素，认为SO2含量高低与放电剧烈程度有关，而CO与H2S气体含量则在一定程度上可以用来表征绝缘材料的放电与劣化情况。

由于支柱绝缘子是GIS内部的重要绝缘部件，建议在绝缘子生产过程中严格执行制造工艺、质量标准和检验手段；要极其重视支柱绝缘子的局部放电试验，研究内部缺陷与局部放电之间的灵敏度关系，积极开展GIS SF6分解物与潜伏性故障检测、诊断的关联性研究，及早发现设备的安全隐患。

[1]刘振亚.特高压交直流电网[M].北京：中国电力出版社，2014.

[2]颜湘莲，王承玉，季严松，等.开关设备中 SF6气体分解产物检测的应用[J].电网技术，2010，34（9）∶160-165.

[3]李盛涛，郑晓泉.聚合物电树枝化[M].北京：机械工业出版社，2006.

[4]黄学增，张冠军，詹江杨，等.纳秒脉冲下圆台形可加工陶瓷真空沿面耐电特性测试与仿真分析[J].高电压技术，2011，37（6）∶1548-1554.

[5]郑飞虎，张冶文，肖春.聚合物电介质的击穿与空间电荷的关系[J].材料科学与工程学报，2006，24（2）∶316-320.

[6]蔡继兴.放电条件下SF6气体分解物的检测与研究[D].长春：长春理工大学，2011.

[7]孟庆红.不同绝缘缺陷局部放电下SF6分解特性与特征组分检测研究[D].重庆：重庆大学，2010.

[8]颜湘莲，王承玉，杨韧，等.应用SF6气体分解产物的高压开关设备故障诊断[J].电网技术，2011，35（12）∶118-123.

（本文编辑：龚 皓）

Location and Analysis of Inner Breakdown Failure in GIS Supporting Insulator

JIANG Jiongting1，SHAO Xianjun2，ZHOU Jianping3，LIU Jiangming3，CHENG Zhong3
（1.State Grid Ningbo Power Supply Company，Ningbo Zhejiang 315016，China；2.State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014，China；3.State Grid Zhejiang Maintenance Company，Hangzhou 311232，China）

In this paper，the inner breakdown failure of supporting insulator in GIS equipment of substation is introduced briefly.By combination of fault current distribution and SF6decomposition products detection，the fault chamber is located accurately.The possible causes of this inner failure are analyzed through disassembly of the fault supporting insulator.The mutual influence rules among the partial discharge，electric trees induction，breakdown and the inner partial defects of supporting insulator，the interface aperture between insulator and metal insert are discussed.Finally，the influencing factors of SF6decomposition product detection and the representative insulation condition are analyzed by combing the SF6decomposition products detection，which provides references of field decomposition products detection for GIS fault and latent fault.

GIS；supporting insulator；SF6decomposition product；partial defect；arc discharge

TM855+.1

B

1007-1881（2015）08-0004-05

2015-02-13

邵先军（1983），男，工程师，主要从事GIS局部放电检测和诊断工作。