SF6气体绝缘金属封闭断路器气室的典型故障分析

任敬国，彭 飞，李 杰，郑 建，师 伟

（国网山东省电力公司电力科学研究院，济南 250003）

SF6气体绝缘金属封闭断路器气室的典型故障分析

任敬国，彭 飞，李 杰，郑 建，师 伟

（国网山东省电力公司电力科学研究院，济南 250003）

分析某变电站252 kV气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）断路器气室的典型故障，提出一种应用于252 kV GIS设备断路器气室故障情况下的分析方法和流程。首先，利用红外测温和SF6气体分解物分析仪定位故障气室，现场打开观察孔盖，初步分析故障原因。接着，返厂解体检查故障气室的元部件，进一步分析事故原因。然后，采用金属成分分析和物相分析等试验方法确认故障发生原因。最终，根据故障气室内部情况和试验结果确定准确原因，从而为断路器气室的运维检修提供有效的参考。

GIS；组合电器；故障分析；断路器气室

0 引言

SF6气体绝缘金属封闭开关设备 （Gas Insulated Switchgear，GIS）具有占地面积小、可靠性高、维护周期长等优点，因此，被广泛地应用到电力系统变电站或电厂的主接线中。但是，当机械振动、绝缘缺陷、密封不严、异物放电等原因造成GIS设备内部故障时，其故障气室的查找和处理工作困难，检修时间长且检修工作量大。因此，GIS设备的带电检测、状态检修和故障分析一直是备受关注的问题［1-3］。

为了克服内部故障对GIS设备所带来的不利影响，需要从设备的设计、工艺、运输、安装、运维和检修等多方面进行分析，减少设计与生产阶段的不合理构造和工艺，降低运输和安装过程中的不利因素，加强变电设备运维期间的监控和带电检测，强化设备的状态检修，最大限度地提高GIS设备的可靠性。由于断路器是GIS设备中最为重要的单元，因此，对断路器气室的典型故障进行分析，有针对性地提升断路器气室的运维检修工作，能够有效地减低断路器气室的故障率，大幅度地提高GIS设备的安全性和设备生命周期［4-7］。

以某变电站252 kV GIS断路器气室的严重故障为例，给出一种用于断路器气室典型故障分析的流程。故障发生后，利用红外测温和SF6气体分解物测试仪定位故障气室，并进行现场开盖检查，初步估计故障程度和处理方案。然后，进行返厂解体检查，详细地评估故障气室内部的故障程度，分析故障可能的发生原因和过程；接着，借助于金属成分分析和物相分析等试验手段来确认故障原因。最终，根据故障气室内部情况和试验结果确定准确原因。

1 断路器气室故障情况

1.1 故障发生过程

2015年，某220 kV变电站220 kV母线A段母差保护、Y线路II线线路保护动作，2A母线及X线路I线213、Y线路II线217断路器跳闸，动作电流30.4 kA。变电站220 kV侧母线为双母线双分段接线，X线路I线和Y线路II线运行于2A段母线。故障设备主接线如图1所示。

图1 故障前设备主接线方式

该变电站252 kV组合电器2008年7月生产，型号为ZF6A-252型，室外布置，于 2008年 11月投运。

1.2 现场检查与气体分解物分析

现场巡视检查，252 kV GIS设备外观正常，设备本体接地极均无放电和灼伤痕迹。

经现场红外测温，Y线路II线217断路器气室C相有明显温升。经SF6气体分解物测试仪测量，气体SO2严重超标，达到4 906 μg／mL，其他气室检测正常。试验结果见表1。据此，可判断故障点在Y线路Ⅱ线C相断路器气室217内。

表1 SF6分解物质量浓度 μg／mL

1.3 现场解体检查

现场拆开断路器气室的观察孔盖板，观察气室内部的故障情况，如图2所示。该气室内部有较多的白色粉末，断路器气室与下TA气室导体连接处有对罐体放电的痕迹。各部件烧损情况具体如下：

经现场巡视和解体检查，初步确定气室内部故障位置位于217断路器C相气室与下TA气室连接处，如图2（a）所示。

打开217断路器C相气室的下部观察孔，发现内部有较多的白色粉末，观察孔盖板上也留有较多的白色粉末，如图2（b）和图2（c）所示。

发现217断路器C相与下TA气室导体连接处的屏蔽罩对罐壁烧灼、放电，罐壁上有较多黑色颗粒，如图2（d）所示。

图2 故障断路器气室现场解体检查

2 返厂解体检查

2.1 打开断路器故障相盆式绝缘子后的检查情况

打开C相断路器与下TA气室间的盆式绝缘子，从外侧检查灭弧室、屏蔽罩、罐壁和盆式绝缘子凸面的烧损情况。

断路器内的铸导体连接面完全烧熔，屏蔽罩有一小部分烧损，罐壁上有明显的放电灼烧痕迹，断路器气室内部有大量放电后产生的白色粉末，如图3（a）所示。

触头座和铸导体间的连接螺钉熔断，触头座完全失去与断路器内铸导体的金属连接，梅指触头的均压罩有烧损，盆式绝缘子表面有大量的白色粉末和少量的黑色粉末，如图3（b）所示。

触头座连接面出现大面积的烧熔，连接面局部金属烧损较多。铸导体和触头座间的连接螺钉全部熔化，触头座螺钉孔内有较多的金属残留物。如图3（c）和图3（d）所示。

图3 下TA盆式绝缘子检查情况

2.2 移出断路器故障相灭弧室后的检查

移出217断路器C相灭弧室后，检查灭弧室铸导体和屏蔽罩、气室罐壁以及气室底部情况。

铸导体的连接面熔化较为严重，左上方有一处连接螺钉熔化后的部分，其他3处螺钉已无法分辨出。屏蔽罩的右下方有一处约30 cm2的烧损，上方有灼烧的痕迹，如图4（a）所示。

铸导体和触头座连接面的正下方，有较多螺钉熔化后流下的黑色金属残渣，如图4（b）所示。

罐壁上有一处明显的持续放电点，对罐壁的烧损较为严重，有明显凹陷的洼坑，如图4（c）所示。

灭弧室底部有大量放电后的白色粉末，且在铸导体连接面的正下面有少量的黑色粉末，如图4（d）所示。

图4 移出断路器故障相灭弧室后的检查

根据解体检查结果，怀疑故障原因是铸导体和触头座连接处的螺钉松动，接触面产生间隙，导致连接螺钉和连接面熔化。接触面的间隙导致悬浮放电的发生，结合高温效应，进而导致SF6气体的绝缘能力下降，最终造成连接面对罐壁发生放电。

2.3 断路器正常相的解体检查与对比

打开217断路器B相与下TA气室间的盆式绝缘子，检查灭弧室、屏蔽罩、罐壁内部和盆式绝缘子凸面，如图5所示，并对比分析正常相解体检查情况与故障相情况。

触头座与铸导体连接良好，屏蔽罩完好且表面光滑，灭弧室内未发现任何异物。

触头座的螺钉紧固标识未发生变化，未发生螺钉松动的情况。

梅指触头及其均压罩内未发现异常，盆式绝缘子表面清洁无异物。

图5 正常相的解体检查情况

3 后续试验分析

为了对放电原因进一步验证，对罐体粉末和触头螺钉孔内残余物进行取样分析。基于JY／T 010—1996《分析型扫描电子显微镜方法通则》和JY／T 009—1996《转靶多晶体X射线衍射方法通则》，分别分析罐体内粉末元素成分和物相组成，分析连接螺钉孔内残留物的成分。

经过分析，GIS罐体粉末成分主要为F、Al、Cu、S、Fe和Ag，各元素含量如表2所示。物相组成为AlF3，并含有少量CuF2。F、S主要来源于SF6气体，Al、Cu和Fe来源于内部金属部件和壳体，Ag来源于接触面镀层，未发现有异常元素成分。

螺钉孔内残留物化学成分主要为F、Cu、C、Al和Fe，各元素含量如表3所示。其中Fe的元素含量较低，表明螺钉已熔化脱落，对以上推断结论提供有力的支撑。

表2 GIS罐体粉末成分

表3 螺钉孔内残留物成分

4 故障原因分析

通过对故障断路器的解体检查和试验分析，判断此次断路器的故障原因如下：

故障主要是由于铸导体和触头座间的连接螺钉松动造成的。在长期运行情况下，运行电流流过导体和触头座，产生相应的电动力而使连接部分振动，使得铸导体和触头座的连接螺钉逐渐松动，进而又加剧了振动，这种循环效应使得螺钉松动持续发展。

螺钉的松动导致铸导体和触头座间产生间隙，接触电阻增大。进一步产生的效应有：一是铸导体和触头间产生电位差，在间隙处产生局部放电情况，进而释放大量的放电粒子到SF6气体中，降低了气体绝缘；二是接触面上的温度上升而逐渐熔化，导致间隙进一步增大，同时促进了局放放电的发展和带电粒子的产生；三是随着间隙的增大，运行电流逐渐转移到连接螺钉上，流过螺钉的电流逐渐增大导致螺钉逐渐熔化直至熔断，导致间隙增大。

铸导体和触头座间的间隙增大至一定程度后，两者间产生了稳定的电弧，电弧在电动力作用下移动到屏蔽罩附近将屏壁罩烧损，同时，减小了电弧与罐壁相贯处的距离。在高温和放电粒子共同作用下，气室内的气体绝缘降低，故形成了对罐壁相贯处的固定放电通道，在罐体上形成了凹陷的洼坑。罐体和导体上的黑斑为熔化的金属和SF6分解物。

螺钉松动的主要原因是在装配过程中，螺钉装配未符合相关标准，螺钉松紧不一，导致螺钉在长期运行工况下紧固力矩逐渐减小，最终造成松动。造成螺钉松紧不一的原因可能有3种：一是铸导体和触头座连接处的螺钉未按规定力矩紧固；二是紧固时没有使用力矩扳手；三是铸导体上的部分螺钉孔内锁紧剂涂抹偏少。

5 结语

详细分析某变电站252 kV GIS设备断路器气室的典型故障，给出了断路器气室故障的分析方法和流程。利用红外测温和SF6气体分解物分析仪定位故障点，通过现场解体检查、返厂解体检查和金属材料分析方法确定故障的准确原因，并进行详细解释说明。

为预防相同或者类似的事故再次发生，建议从设备制造和运行维护两方面加强管控：加强安装工艺质量管控，对螺钉的紧固应使用力矩扳手，紧固力矩应达到规定值，锁紧剂涂抹量应保证在规定范围内；结合检修计划，利用测量回路电阻的方法来确定铸导体与触头座连接面的连接情况，排除类似隐患；加强组合电器设备的带电检测工作，重点进行断路器与TA连接处的红外精确测温和局放测量。

［1］汤铭华.GIS组合电器典型故障分析及改进［D］.广州：华南理工大学，2013.

［2］王晶晶.SF6全封闭式组合电器分解产物诊断技术应用研究［D］.广州：华南理工大学，2013.

［3］胡红红，钟建灵，郑亚君.运行中SF6全封闭组合电器的故障检测［J］.中国电力，2010，43（12）：19-22.

［4］张宇娇，庄曰平，程炯.SF6气体绝缘全封闭组合电器故障分析［J］.高电压技术，2005，31（1）：89-90.

［5］王彩雄，唐志国，常文治，等.气体绝缘组合电器尖端放电发展过程的试验研究［J］.电网技术，2011，35（11）：157-162.

［6］齐波，李成榕，耿弼博，等.GIS设备绝缘子高压电极故障局部放电严重程度的诊断与评估［J］.高电压技术，2011，37（7）：1 719-1 727.

［7］郑建，任敬国，袁海燕，等.SF6气体绝缘金属封闭母线气室的复杂故障分析［J］.山东电力技术，2015，42（12）：42-45.

Typical Fault Analysis Method of SF6Gas Insulated Switchgear Breaker-chamber

REN Jingguo，PENG Fei，LI Jie，ZHENG Jian，SHI Wei
（State Grid Shandong Electric Power Research Institute，Jinan 250003，China）

A typical fault of gas insulated switchgear（GIS） breaker-chamber is analyzed and an analysis method and procedure for GIS breaker-chamber fault is proposed.First of all，the fault position can be located by the SF6decomposition detector and the infrared thermometer， and the preliminary analysis is made.Next， a thorough strip inspection can be conducted when chambers are returned to the factory and the specific analysis can be carried on.Then，the reason can be determined by some experiments，such as metal element analysis and phase analysis.The accurate reason can be determined finally by strip inspection results and experiment results，which can be referenced for the operation and maintenance of GIS breaker-chamber.

GIS；switchgear；fault analysis；breaker chamber

TM595

B

1007－9904（2017）03－0038－04

2016-10-26

任敬国（1986），男，博士，工程师，从事电力设备带电检测、状态评价和故障诊断等工作。