超特高压GIS 缺陷故障分类及成因的实例分析

刘 欣，晏年平，尹桂来，童军心

（国网江西省电力科学研究院，江西南昌 330096）

0 引言

六氟化硫封闭式组合电器（GIS），将一座变电站中除变压器以外的一次设备，包括断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、母线、电缆终端、进出套管等，经过优化设计分别装在各自密封间中，集中组装在一个整体外壳中，并充以六氟化硫气体作为绝缘介质。目前，超、特高压输电工程已成为远距离跨区输电的重要途径。GIS 设备与常规设备相比，因其具有占地面积少，外部环境影响小，运行安全可靠，维护工作量少，施工周期短等有点，被广泛应用在超、特高压输电工程中。

据统计，GIS 设备的事故率只有常规式设备的16.6%～40%，且多发在新设备投产的1年之内。但是，GIS设备一旦发生故障，其检修工作比较繁杂，时间长，停电范围有时还涉及到非故障元件，这对电力系统特别是超、特高压输电系统的冲击是较大的。因此，有必要研究超、特高压GIS设备运行出现的缺陷、故障类型，分析缺陷、故障形成的原因，为GIS故障的预防提供参考。

1 超特高压GIS设备缺陷、故障类型和原因

1.1 缺陷、故障分类

根据超、特高压GIS 设备缺陷、故障的特点与案例，它们可大体分为五个类型：绝缘问题、元件（机械）问题、二次回路问题、SF6气体相关问题、密封问题。

1）绝缘缺陷、故障。从长期运行及维护的经验表明，绝缘故障是最频繁最常见的GIS 故障[1-3]，故障部位主要集中分布于操作机构、绝缘子、互感器等部位。操作过电压可和雷击过电压能使GIS 内部产生局部放电甚至气体绝缘被击穿、绝缘子沿面放电或闪络；设备长期服役、制造质量差或安装时留下污迹或尘埃都会劣化绝缘能力，会造成绝缘缺陷或故障；此外，导体间接触不良、SF6气体微水超标等问题也会造成GIS的绝缘故障。

绝缘缺陷的缺陷类型可细分为几类：金属微粒、导体间接触不良、绝缘子缺陷、绝缘配合不良、绝缘受潮、金属突出物等[1，4-9]。各种绝缘缺陷类型所诱发的绝缘故障在GIS事故中的比率各不相同，主要集中在金属微粒、接触不良和绝缘子缺陷，但金属突出物及绝缘配合等的诱因也不能忽视。

2）元件（机械）缺陷、故障。GIS是一种机械装置，元件组成功能机构，功能机构相互配合组成GIS 整体。GIS的正常运行离不开可靠的种类繁多的元件，因此元件（机械）缺陷、故障比较常见。如断路器操作机构慢分慢合、电动机异常、储能指示异常，液压机构建压异常，零部件老化失效，本体异常振动等[1，10-14]。元件缺陷可能由设计缺陷、工况恶劣、运行年限等原因造成，GIS 设备会因此出现功能障碍，进而导致诸如误动、绝缘击穿、甚至设备损毁等事故。

3）二次回路缺陷、故障。二次回路的缺陷包括二次元件接触不良或切换不到位，断路器或隔离开关的控制及辅助元器件损坏、失灵，端子排严重锈蚀或开裂，控制电路中存在寄生回路等[15，16]。这些缺陷产生的原因有可能是元件材质不良、工况恶劣或设计缺陷等。

4）SF6气体相关缺陷、故障。SF6气体相关缺陷、故障包括气室压力闭锁、报警，微水超标，气体纯度不合格等[1，17]。压力闭锁、报警一般是由于密封问题引起的，但也不排除密度继电器故障的可能性。微水超标、气体纯度不合格的原因，可能为密封不良、气室内局放导致SF6分解、气体出厂质量把关不严等。

5）密封缺陷。密封缺陷主要是指气室的气密封不良和液压系统油密封不良两种情况，其最直观的表征是气压、油压下降，渗漏油等[4，18-20]。密封问题的原因包括密封圈老化、金属件砂眼、安装不当等。

1.2 缺陷及故障成因

由上一节的分析可以看出，超、特高压GIS 设备的缺陷、故障的原因并不是单一的，往往包含多种可能性。如盆式绝缘子的击穿故障的原因可能是制造质量问题（如绝缘子内小气泡），也可能是气室内存在尘埃、金属颗粒等杂质引起局放从而导致绝缘劣化；而气室内的杂质可能来自制造过程，也可能来自安装过程。但是，GIS 设备的缺陷、故障原因归根到底主要是在制造和现场安装时造成的，也包括设计、选型、运维、管理等一些其他原因。

1）制造厂造成的故障。GIS在制造车间（特别是总装配车间）内受到污染，污染物包括金属微粒、粉尘和其他杂质等；

制造过程中装配的误差把关不严，造成可动元件与固定元件发生摩擦，产生的金属粉末和残屑遗留在设备内部的隐蔽位置，并没有在出厂前清理干净；

在GIS 零件的装配过程中，不遵守工艺规程，有零件装错、装漏的情况；

选用的材料不当，零件材质不符合设备要求；

2）现场安装造成的故障。由于安装人员不遵守工艺规程或操作失误，使得金属件受伤，留下划痕、凹凸不平等缺陷并没有进行处理；

GIS 在安装现场受到污染，导致绝缘件受潮，被腐蚀，或者外部的尘埃、杂质侵入设备内部；

安装质量把关不严、零部件装漏等现象。例如屏蔽罩内部与导体间的间隙不均匀；螺栓、垫圈、螺帽漏装装或未紧固。

工期安排不当，与其他工程交叉进行。例如土建工程、照明工程、通风工程没有结束，为了赶工期，强行进行GIS 设备的安装工作，可能造成异物污染、设备意外受损等情况。

3）其他原因。除了制造厂、安装单位所造成的原因之外，还有设计不合理，选型不当，主接线错误、运行工况差等问题，会造成运行不正常，事故范围扩大等故障；运行人员违反操作规程、管理不善也可能造成GIS 故障；运输过程中，运输方法不当也可能造成设备损伤酿成事故。

2 超特高压GIS设备缺陷及故障实例分析

2.1 绝缘缺陷及故障实例

2009年1月某电厂500 kV 系统[21，22]正常运行，无任何操作。凌晨1 点14 分，5031、5032 断路器跳闸。短路电流12 kA，短路时间60 ms，保护动作正常。

现场通过隔离开关断口观察窗发现5031-2C 隔离开关气室异常，5031-2 隔离开关操作机构电机空转，机构连杆不动。

解体检查发现隔离开关罐体内有大量电弧分解产物，管型绝缘拉杆地电位侧约1/3管壁被炸断并跌落至罐底。拉杆保留在隔离开关高电位侧原位置，但在高电位侧沿管型绝缘拉杆U 型豁口左右两侧出现约1/3长的裂纹，在紧贴与裂纹相对应的屏蔽罩左右两侧各烧穿2 个小洞，左侧洞较大，直径约15 mm。烧损迹象表明，沧东电厂放电故障明显属于5031-2C隔离开关气室管型绝缘拉杆内壁对地放电造成。被炸开的残件外表面及内表面烧伤轻微，局部内表面原色可见，可以表明炸开前电弧尚未发展到外部。可以印证故障原因由绝缘拉杆内壁放电引起，同时认为电弧是从高电位向低电位侧发展的。

该次故障激发因素为管型绝缘拉杆在组装时由于碰撞或挤压原因，尖角部位已经发生轻微起层，带电后开始发生局部放电，随着局部放电生成的分解物不断积累，绝缘拉杆管内壁绝缘不断下降，最终发生接地短路放电。

2.2 元件（机械）缺陷及故障实例

2008年5月某变电站GIS开关5012[13]转冷备用过程中，拉开50122 隔离开关时发现50122 隔离开关C相内部有持续放电声音，从观察孔可以看见隔离开关气室内部有明显火花。

将隔离开关操动机构拆下，进行手动操作时发现，向隔离开关输出力矩的锥形齿轮不转动，而隔离开关现场机械位置指示和辅助接点信号是通过齿轮带动的轴传出的，因此，虽然隔离开关未拉开到位，但机械位置指示和OWS上均显示拉开到位信号。使用电子力矩扳手转动隔离开关传动轴，转动力矩为6 Nm（大气压下），与正常力矩1.9±0.6 Nm（大气压下）相差较大。将操动机构的齿轮组拆下，发现连接转动轴与锥形齿轮的GB/T1096（4×4×10）平键损坏，导致在隔离开关分闸过程中发生隔离开关本体卡滞，使隔离开关动、静触头间距不足。由于隔离开关另一侧的第1大组滤波器仍在运行，因此隔离开关的动触头和静触头之间发生放电。更换故障齿轮组及动触头后，各项试验合格，隔离开关操作正常。

2.3 二次回路缺陷及故障实例

2011年12月某电厂某机组[23]升负荷至646 MW，线路保护Ⅳ段零序动作，导致两相开关跳闸，两个机组同时甩负荷至零。经过对现场故障的了解，展开事故原因调查分析，最后确认为某相断路器进线侧电流互感器计量回路和保护用回路短路，就地打开CT 端子，测量CT11 和CT13 绕组绝缘短路，初步判断为电流互感器内部二次接线故障。

18日21时拆出该相断路器进线侧电流互感器，发现编号CT11计量线圈S3抽头出线与编号CT13保护线圈S3线鼻子挤压到一起，且CT11计量线圈S3抽头出线外壳绝缘层被挤压损坏露出内部铜丝，导致CT11计量线圈S3抽头与CT13保护线圈S3抽头短接。

该CT曾由于其他原因返厂返工，在返工CT恢复装配过程中，CT 二次引线装配未严格按照公司相关工艺流程执行，造成二次引出线在装配过程中发生交叉，致使引线落在接线螺栓上，挤压造成导线线皮破损，在后续的运输过程中发生振动，以及在现场安装调试过程中的振动导致被挤压的导线继续恶化，最后导致导线与端子螺栓短路。

2.4 SF6气体相关缺陷及故障实例

某500 kV 换流站曾发生过SF6气体含水量超标缺陷，其主要原因为充入SF6气体前气室内真空度不够仍有水分未抽出或冲入SF6气体时操作不当水分进入。经通常办法回收SF6气体后，用氮气冲洗、干燥、抽真空处理。真空度是控制SF6微水含量的重要保证措施，它不仅能减少SF6气体本身的水分，也减少了气室内因密封性不良等因素所带来的水分。在充气之前抽真空至真空度应低于133 Pa，静止2 h后，再次读取真空表示数，读数不高于静止前测量的示数。之后充入干净的SF6气体，经检测微水含量合格。

2.5 密封缺陷实例

某变电站室外GIS设备[24]在整个交接试运行过程中均处于正常状态，但是投运后三个月发现变电站I母电流动互感器间隔气室中压力偏低，并且GIS设备监控系统也发出了报警信号，该气室的SF6压力信号正常状态下为0.45 MPa，现降低至0.38 MPa。维修人员先用专用的SF6气体检漏仪查找I母电流互感器气室可能存在的泄漏点，发现在I母电流互感器气室间隔中的U相气室管路安装连接部位发生泄漏，然后再对GIS设备其它气室压力进行检查，均可排除存在泄漏点的可能，因此可以判断上述泄漏点即为问题所在。

在充分分析GIS设备I母电流互感器气室的运行气压数据后，判定该部位发生气体泄漏的主要原因是由于在安装该连接部件过程中清洁不彻底，属于安装施工质量问题所导致的SF6气体泄漏故障。具体的故障排除方法如下：首先利用专业检修工具将泄漏点管路略微旋松，再利用GIS 设备气室外气压差把SF6气体从管路安装部位冲出，将金属壳体处遗留的微尘冲走，直至该泄漏点部位的残余微尘被彻底清理干净，再马止将管路旋紧。旋紧管路后要及时对I 母电流互感器进行补气，直至气压满足设计要求，并再次进行检查，排除泄漏问题。

3 结束语

GIS 是超、特高压输电工程中的重要设备，虽然其故障率较常规设备低，但故障后检修工作往往繁琐且耗时较长。本文通过调研，把超、特高压GIS设备缺陷、故障分为五个类型：绝缘、元件（机械）、二次回路、SF6气体相关、密封；并把这些故障的原因归结为制造问题、安装问题和其他问题3类，并描述了这3大类原因包含的具体内容；之后对各故障类型通过实例进行了分析，可作为GIS设备故障检修、消缺工作的参考。

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