330 kV断路器气室防爆膜故障分析

王 飞，王生鹏，李佳其，王 瑞，苟方杰

(1.国网甘肃省电力公司兰州供电公司，甘肃 兰州 730000；2.国网甘肃省电力公司电力科学研究院，甘肃 兰州 730000)

0 引言

GIS断路器或罐式断路器发生短路或接地故障时，若故障电弧持续时间较长，电弧能量将使故障气室迅速升温、气室压力急聚增加，导致设备外壳烧穿或某些薄弱环节爆破。因此，在设备内部故障相对多发处设置防爆膜，当压力超过设定值时，防爆膜将引爆泄压，从而保护设备壳体安全。下面以某330 kV GIS断路器气室防爆膜异常破损故障为例，通过出厂试验及运输、外观检查及爆破试验等检查确定防爆膜故障原因，并提出生产、安装、运输、运检各环节的防范措施。

1 故障及检查概况

该330 kV变电站于2017年4月投运，330 kV侧为GIS设备，断路器气室额定压力为0.60 MPa，每相均安装反拱刻槽型带夹持件防爆膜。防爆膜动作压力为1.15 MPa (20 ℃)，爆破允差±5 %；各断路器实际运行压力为0.62 MPa左右(该压力为密度继电器显示值，气室内部实际压力需结合温度校验曲线核定)。

2022-06-24T14：32：47，该变电站监控系统发出某330 kV GIS断路器“气压低告警”信号，随后又发出“第一组控制回路断线”“第二组控制回路断线”信号。

运维人员组织现场检查，发现该断路器A、C相SF6密度继电器指示压力为0.62 MPa，B相压力指示为-0.04 MPa (温度补偿原因导致指示值低于0)，但设备尚处于正常运行状态，三相电流为190 A，周围环境无异常。之后，检修人员使用红外检漏仪对该断路器进行SF6检漏，发现B相防爆膜处有SF6气体泄漏，且该相防爆膜防外部破坏保护片存在变形，局部向外凸出。

设备停电后，对故障断路器进一步检查得知，B相防爆膜为2011年生产，型号为YC102-1.15-20，已呈凸型向外(原为反拱态，即凹型向断路器内部)；十字刻槽处存在2处破损缝隙，第1条缝隙长约47.0 mm，最宽处2.0 mm，第2条缝隙长约14.0 mm，最宽处0.5 mm；检查断路器三相罐体内部均正常，无放电痕迹。后经现场排查，该站所有330 kV断路器中，压力最高的气室显示值为0.64 MPa。

此外，查询当地气象资料发现，故障发生当天，该站周边天气炎热，最高温度为37.5 ℃，而该地6月高温日数和平均最高气温为1961年以来历史同期最高。

2 故障分析

2.1 防爆膜特性分析

该站使用的防爆膜制造材质为金属镍(Ni 201)，材料性能受环境温度影响较小，在-20～40 ℃温度范围内，其变化不影响防爆膜爆破压力。因此，若防爆膜性能正常，故障当天环境温度虽高，也不会导致其异常爆破。

2.2 出厂试验及安装检查

查阅防爆膜出厂试验记录并经厂家专业人员确认，防爆膜在交付至用户前共做了3次筛选试验，第1次为产品成型后检测，检测压力为1.00 MPa，合格产品经激光标记后进行下一次试验，不合格的作废；第2次为产品交付前检测，检测压力为0.90 MPa，合格产品封装，不合格的作废；第3次为抽检试验，对第2次试验合格产品抽样3 %进行爆破试验，爆破压力为1.15 MPa，爆破试验合格后将第2次试验合格的产品交付用户，即GIS设备厂家。在GIS设备组装车间，防爆膜应经金属法兰盘均匀固定，并在其两侧安装防破坏保护片后连同金属法兰盘一起通过螺栓连接至断路器罐体，并随GIS设备整体运输至变电站。

设备在变电站完成整体安装后，需对防爆膜处吸附剂进行更换。一般情况下，因防爆膜此时已完成保护性封装，在两侧保护片良好的情况下，不再对其进行检查。

2.3 外观检查及爆破试验

2022-07-11，对4片防爆膜进行试验检测，分别选取该断路器原A、C相2片，新更换同批次1片(故障发生后，新选取合格的4片防爆膜，其中3片安装于故障断路器)以及防爆膜厂家最新生产批次1片进行试验。

1) 外观检查。对原故障B相防爆膜及4片送检试品防爆膜表面划痕、损伤程度进行外观检查，记录损伤程度，分析外观损伤程度与其防爆膜爆破值间的影响关系。检查发现原B相防爆膜表面有2处划痕、1处较轻凹陷；原C相防爆膜表面有1处划痕、1处轻微凹陷；其他3片被试品外观良好。

2) 爆破试验。试验爆破装置为抽检爆破专用夹持器工装，采用压力机、金属法兰、螺纹将防爆膜夹紧，以空气为介质对防爆膜进行加压，观察气压表爆破压力值。试验过程中，要求在不少于30 s内将压力上升至最小爆破压力值的90 %，并在保压5 s及更长时间后，再连续增加压力至防爆膜破裂，记录爆破压力值。对送检的4片防爆膜进行爆破试验，爆破压力值为(1.15+0.02) MPa (正常爆破值范围1.1～1.2 MPa)，试验数据合格，被试品不存在质量问题。防爆膜爆破试验数据见表1，爆破后的形态为符合要求的四瓣全开状态。

表1 防爆膜爆破试验数据

3 故障原因分析

通过上述试验、检查和分析判断，防爆膜固有性能不受环境温度影响，变电站目前使用的防爆膜在出厂前进行了严格的试验，不存在批次性质量问题，本次异常破损属于偶发事件；通过送检试验结果判断，轻微划痕、轻微凹陷并不影响防爆膜爆破性能，故判断故障原因如下。

1) 防爆膜在装配过程中，由于掉落、挤压、磕碰等因素引起防爆膜非轻微受损，造成其防爆性能下降。

2) 防爆膜在固定至金属法兰盘时，螺栓未按工艺要求采取对角依次紧固的方法，使得防爆膜各部位受力不均、互相挤压、缓慢变形，承压能力降低。

结合原C相防爆膜爆破试验，判断故障原因为后者的可能性较大。故障当天，变电站周边高温天气综合强度前所未有，该断路器为室外GIS设备，气室罐体全天受阳光照射，罐体表面温度达50 ℃以上，以密度继电器显示的气室压力0.63 MPa结合密度继电器温度补偿曲线，判断气室内部实际压力在0.68 MPa (只考虑环温37.5 ℃)至0.72 MPa (考虑罐体温度50 ℃)之间，甚至更高，该实际压力与已受损的防爆膜爆破压力相一致，最终引发防爆膜动作。

4 防范措施

1) 进一步规范防爆膜在车间安装、设备运检等过程中的管控，提高人员责任心，对掉落、摔击、磕碰等因素引起防爆膜受损的，应放弃使用或再次试验合格后使用。防爆膜在固定至金属法兰盘的过程中，螺栓应采取对角依次逐步紧固的方法，各螺栓紧固程度应一致并严格按照标准进行。

2) 紧密结合SF6密度继电器温度补偿性能、壳体防爆性能、防爆膜使用寿命及爆破动作性能等情况，制定气室表计压力与温度的关系曲线，以规范不同温度下充气上限，提升防爆膜使用寿命。

3) 加强气温剧烈变化时SF6气体设备的巡视，及时掌握设备运行状态，避免出现因温度剧变导致的设备SF6气体压力骤变而影响设备安全稳定运行的情况。密切关注设备气室压力，对气室压力偏高的设备气室进行SF6回收，防止设备长时间高压运行的现象。

4) 对在运设备防爆膜信息进行排查统计，收集各气室防爆膜信息，对爆破压力较小的防爆膜，应建立台账，加强跟踪，确保防爆膜与设备气室相匹配，对不匹配的应进行更换。

5) 密切关注防爆膜受外界环境氧化腐蚀情况，存在腐蚀的防爆膜，应停电更换，停电困难的应在其表面喷保护膜或油脂，以防腐蚀进一步发展。

6) 应储备同型号防爆膜备品，以防患于未然。该站已储备3只同型的防爆膜作为备品。

5 结束语

防爆膜作为电力设备故障情况下的重要保护组件，将伴随设备整个使用周期，因此，在生产、安装、运输、运检等各环节，应加强维护管控，提高人员责任心，严防设计参数选择不当、安装方式不当、外力破坏、氧化腐蚀等因素导致防爆膜爆破性能降低情况的发生。