劉 欣，晏年平，尹桂來，童軍心

（國網(wǎng)江西省電力科學研究院，江西南昌 330096）

0 引言

六氟化硫封閉式組合電器（GIS），將一座變電站中除變壓器以外的一次設備，包括斷路器、隔離開關(guān)、接地開關(guān)、電壓互感器、電流互感器、避雷器、母線、電纜終端、進出套管等，經(jīng)過優(yōu)化設計分別裝在各自密封間中，集中組裝在一個整體外殼中，并充以六氟化硫氣體作為絕緣介質(zhì)。目前，超、特高壓輸電工程已成為遠距離跨區(qū)輸電的重要途徑。GIS 設備與常規(guī)設備相比，因其具有占地面積少，外部環(huán)境影響小，運行安全可靠，維護工作量少，施工周期短等有點，被廣泛應用在超、特高壓輸電工程中。

據(jù)統(tǒng)計，GIS 設備的事故率只有常規(guī)式設備的16.6%～40%，且多發(fā)在新設備投產(chǎn)的1年之內(nèi)。但是，GIS設備一旦發(fā)生故障，其檢修工作比較繁雜，時間長，停電范圍有時還涉及到非故障元件，這對電力系統(tǒng)特別是超、特高壓輸電系統(tǒng)的沖擊是較大的。因此，有必要研究超、特高壓GIS設備運行出現(xiàn)的缺陷、故障類型，分析缺陷、故障形成的原因，為GIS故障的預防提供參考。

1 超特高壓GIS設備缺陷、故障類型和原因

1.1 缺陷、故障分類

根據(jù)超、特高壓GIS 設備缺陷、故障的特點與案例，它們可大體分為五個類型：絕緣問題、元件（機械）問題、二次回路問題、SF6氣體相關(guān)問題、密封問題。

1）絕緣缺陷、故障。從長期運行及維護的經(jīng)驗表明，絕緣故障是最頻繁最常見的GIS 故障[1-3]，故障部位主要集中分布于操作機構(gòu)、絕緣子、互感器等部位。操作過電壓可和雷擊過電壓能使GIS 內(nèi)部產(chǎn)生局部放電甚至氣體絕緣被擊穿、絕緣子沿面放電或閃絡；設備長期服役、制造質(zhì)量差或安裝時留下污跡或塵埃都會劣化絕緣能力，會造成絕緣缺陷或故障；此外，導體間接觸不良、SF6氣體微水超標等問題也會造成GIS的絕緣故障。

絕緣缺陷的缺陷類型可細分為幾類：金屬微粒、導體間接觸不良、絕緣子缺陷、絕緣配合不良、絕緣受潮、金屬突出物等[1，4-9]。各種絕緣缺陷類型所誘發(fā)的絕緣故障在GIS事故中的比率各不相同，主要集中在金屬微粒、接觸不良和絕緣子缺陷，但金屬突出物及絕緣配合等的誘因也不能忽視。

2）元件（機械）缺陷、故障。GIS是一種機械裝置，元件組成功能機構(gòu)，功能機構(gòu)相互配合組成GIS 整體。GIS的正常運行離不開可靠的種類繁多的元件，因此元件（機械）缺陷、故障比較常見。如斷路器操作機構(gòu)慢分慢合、電動機異常、儲能指示異常，液壓機構(gòu)建壓異常，零部件老化失效，本體異常振動等[1，10-14]。元件缺陷可能由設計缺陷、工況惡劣、運行年限等原因造成，GIS 設備會因此出現(xiàn)功能障礙，進而導致諸如誤動、絕緣擊穿、甚至設備損毀等事故。

3）二次回路缺陷、故障。二次回路的缺陷包括二次元件接觸不良或切換不到位，斷路器或隔離開關(guān)的控制及輔助元器件損壞、失靈，端子排嚴重銹蝕或開裂，控制電路中存在寄生回路等[15，16]。這些缺陷產(chǎn)生的原因有可能是元件材質(zhì)不良、工況惡劣或設計缺陷等。

4）SF6氣體相關(guān)缺陷、故障。SF6氣體相關(guān)缺陷、故障包括氣室壓力閉鎖、報警，微水超標，氣體純度不合格等[1，17]。壓力閉鎖、報警一般是由于密封問題引起的，但也不排除密度繼電器故障的可能性。微水超標、氣體純度不合格的原因，可能為密封不良、氣室內(nèi)局放導致SF6分解、氣體出廠質(zhì)量把關(guān)不嚴等。

5）密封缺陷。密封缺陷主要是指氣室的氣密封不良和液壓系統(tǒng)油密封不良兩種情況，其最直觀的表征是氣壓、油壓下降，滲漏油等[4，18-20]。密封問題的原因包括密封圈老化、金屬件砂眼、安裝不當?shù)取?/p>

1.2 缺陷及故障成因

由上一節(jié)的分析可以看出，超、特高壓GIS 設備的缺陷、故障的原因并不是單一的，往往包含多種可能性。如盆式絕緣子的擊穿故障的原因可能是制造質(zhì)量問題（如絕緣子內(nèi)小氣泡），也可能是氣室內(nèi)存在塵埃、金屬顆粒等雜質(zhì)引起局放從而導致絕緣劣化；而氣室內(nèi)的雜質(zhì)可能來自制造過程，也可能來自安裝過程。但是，GIS 設備的缺陷、故障原因歸根到底主要是在制造和現(xiàn)場安裝時造成的，也包括設計、選型、運維、管理等一些其他原因。

1）制造廠造成的故障。GIS在制造車間（特別是總裝配車間）內(nèi)受到污染，污染物包括金屬微粒、粉塵和其他雜質(zhì)等；

制造過程中裝配的誤差把關(guān)不嚴，造成可動元件與固定元件發(fā)生摩擦，產(chǎn)生的金屬粉末和殘屑遺留在設備內(nèi)部的隱蔽位置，并沒有在出廠前清理干凈；

在GIS 零件的裝配過程中，不遵守工藝規(guī)程，有零件裝錯、裝漏的情況；

選用的材料不當，零件材質(zhì)不符合設備要求；

2）現(xiàn)場安裝造成的故障。由于安裝人員不遵守工藝規(guī)程或操作失誤，使得金屬件受傷，留下劃痕、凹凸不平等缺陷并沒有進行處理；

GIS 在安裝現(xiàn)場受到污染，導致絕緣件受潮，被腐蝕，或者外部的塵埃、雜質(zhì)侵入設備內(nèi)部；

安裝質(zhì)量把關(guān)不嚴、零部件裝漏等現(xiàn)象。例如屏蔽罩內(nèi)部與導體間的間隙不均勻；螺栓、墊圈、螺帽漏裝裝或未緊固。

工期安排不當，與其他工程交叉進行。例如土建工程、照明工程、通風工程沒有結(jié)束，為了趕工期，強行進行GIS 設備的安裝工作，可能造成異物污染、設備意外受損等情況。

3）其他原因。除了制造廠、安裝單位所造成的原因之外，還有設計不合理，選型不當，主接線錯誤、運行工況差等問題，會造成運行不正常，事故范圍擴大等故障；運行人員違反操作規(guī)程、管理不善也可能造成GIS 故障；運輸過程中，運輸方法不當也可能造成設備損傷釀成事故。

2 超特高壓GIS設備缺陷及故障實例分析

2.1 絕緣缺陷及故障實例

2009年1月某電廠500 kV 系統(tǒng)[21，22]正常運行，無任何操作。凌晨1 點14 分，5031、5032 斷路器跳閘。短路電流12 kA，短路時間60 ms，保護動作正常。

現(xiàn)場通過隔離開關(guān)斷口觀察窗發(fā)現(xiàn)5031-2C 隔離開關(guān)氣室異常，5031-2 隔離開關(guān)操作機構(gòu)電機空轉(zhuǎn)，機構(gòu)連桿不動。

解體檢查發(fā)現(xiàn)隔離開關(guān)罐體內(nèi)有大量電弧分解產(chǎn)物，管型絕緣拉桿地電位側(cè)約1/3管壁被炸斷并跌落至罐底。拉桿保留在隔離開關(guān)高電位側(cè)原位置，但在高電位側(cè)沿管型絕緣拉桿U 型豁口左右兩側(cè)出現(xiàn)約1/3長的裂紋，在緊貼與裂紋相對應的屏蔽罩左右兩側(cè)各燒穿2 個小洞，左側(cè)洞較大，直徑約15 mm。燒損跡象表明，滄東電廠放電故障明顯屬于5031-2C隔離開關(guān)氣室管型絕緣拉桿內(nèi)壁對地放電造成。被炸開的殘件外表面及內(nèi)表面燒傷輕微，局部內(nèi)表面原色可見，可以表明炸開前電弧尚未發(fā)展到外部?？梢杂∽C故障原因由絕緣拉桿內(nèi)壁放電引起，同時認為電弧是從高電位向低電位側(cè)發(fā)展的。

該次故障激發(fā)因素為管型絕緣拉桿在組裝時由于碰撞或擠壓原因，尖角部位已經(jīng)發(fā)生輕微起層，帶電后開始發(fā)生局部放電，隨著局部放電生成的分解物不斷積累，絕緣拉桿管內(nèi)壁絕緣不斷下降，最終發(fā)生接地短路放電。

2.2 元件（機械）缺陷及故障實例

2008年5月某變電站GIS開關(guān)5012[13]轉(zhuǎn)冷備用過程中，拉開50122 隔離開關(guān)時發(fā)現(xiàn)50122 隔離開關(guān)C相內(nèi)部有持續(xù)放電聲音，從觀察孔可以看見隔離開關(guān)氣室內(nèi)部有明顯火花。

將隔離開關(guān)操動機構(gòu)拆下，進行手動操作時發(fā)現(xiàn)，向隔離開關(guān)輸出力矩的錐形齒輪不轉(zhuǎn)動，而隔離開關(guān)現(xiàn)場機械位置指示和輔助接點信號是通過齒輪帶動的軸傳出的，因此，雖然隔離開關(guān)未拉開到位，但機械位置指示和OWS上均顯示拉開到位信號。使用電子力矩扳手轉(zhuǎn)動隔離開關(guān)傳動軸，轉(zhuǎn)動力矩為6 Nm（大氣壓下），與正常力矩1.9±0.6 Nm（大氣壓下）相差較大。將操動機構(gòu)的齒輪組拆下，發(fā)現(xiàn)連接轉(zhuǎn)動軸與錐形齒輪的GB/T1096（4×4×10）平鍵損壞，導致在隔離開關(guān)分閘過程中發(fā)生隔離開關(guān)本體卡滯，使隔離開關(guān)動、靜觸頭間距不足。由于隔離開關(guān)另一側(cè)的第1大組濾波器仍在運行，因此隔離開關(guān)的動觸頭和靜觸頭之間發(fā)生放電。更換故障齒輪組及動觸頭后，各項試驗合格，隔離開關(guān)操作正常。

2.3 二次回路缺陷及故障實例

2011年12月某電廠某機組[23]升負荷至646 MW，線路保護Ⅳ段零序動作，導致兩相開關(guān)跳閘，兩個機組同時甩負荷至零。經(jīng)過對現(xiàn)場故障的了解，展開事故原因調(diào)查分析，最后確認為某相斷路器進線側(cè)電流互感器計量回路和保護用回路短路，就地打開CT 端子，測量CT11 和CT13 繞組絕緣短路，初步判斷為電流互感器內(nèi)部二次接線故障。

18日21時拆出該相斷路器進線側(cè)電流互感器，發(fā)現(xiàn)編號CT11計量線圈S3抽頭出線與編號CT13保護線圈S3線鼻子擠壓到一起，且CT11計量線圈S3抽頭出線外殼絕緣層被擠壓損壞露出內(nèi)部銅絲，導致CT11計量線圈S3抽頭與CT13保護線圈S3抽頭短接。

該CT曾由于其他原因返廠返工，在返工CT恢復裝配過程中，CT 二次引線裝配未嚴格按照公司相關(guān)工藝流程執(zhí)行，造成二次引出線在裝配過程中發(fā)生交叉，致使引線落在接線螺栓上，擠壓造成導線線皮破損，在后續(xù)的運輸過程中發(fā)生振動，以及在現(xiàn)場安裝調(diào)試過程中的振動導致被擠壓的導線繼續(xù)惡化，最后導致導線與端子螺栓短路。

2.4 SF6氣體相關(guān)缺陷及故障實例

某500 kV 換流站曾發(fā)生過SF6氣體含水量超標缺陷，其主要原因為充入SF6氣體前氣室內(nèi)真空度不夠仍有水分未抽出或沖入SF6氣體時操作不當水分進入。經(jīng)通常辦法回收SF6氣體后，用氮氣沖洗、干燥、抽真空處理。真空度是控制SF6微水含量的重要保證措施，它不僅能減少SF6氣體本身的水分，也減少了氣室內(nèi)因密封性不良等因素所帶來的水分。在充氣之前抽真空至真空度應低于133 Pa，靜止2 h后，再次讀取真空表示數(shù)，讀數(shù)不高于靜止前測量的示數(shù)。之后充入干凈的SF6氣體，經(jīng)檢測微水含量合格。

2.5 密封缺陷實例

某變電站室外GIS設備[24]在整個交接試運行過程中均處于正常狀態(tài)，但是投運后三個月發(fā)現(xiàn)變電站I母電流動互感器間隔氣室中壓力偏低，并且GIS設備監(jiān)控系統(tǒng)也發(fā)出了報警信號，該氣室的SF6壓力信號正常狀態(tài)下為0.45 MPa，現(xiàn)降低至0.38 MPa。維修人員先用專用的SF6氣體檢漏儀查找I母電流互感器氣室可能存在的泄漏點，發(fā)現(xiàn)在I母電流互感器氣室間隔中的U相氣室管路安裝連接部位發(fā)生泄漏，然后再對GIS設備其它氣室壓力進行檢查，均可排除存在泄漏點的可能，因此可以判斷上述泄漏點即為問題所在。

在充分分析GIS設備I母電流互感器氣室的運行氣壓數(shù)據(jù)后，判定該部位發(fā)生氣體泄漏的主要原因是由于在安裝該連接部件過程中清潔不徹底，屬于安裝施工質(zhì)量問題所導致的SF6氣體泄漏故障。具體的故障排除方法如下：首先利用專業(yè)檢修工具將泄漏點管路略微旋松，再利用GIS 設備氣室外氣壓差把SF6氣體從管路安裝部位沖出，將金屬殼體處遺留的微塵沖走，直至該泄漏點部位的殘余微塵被徹底清理干凈，再馬止將管路旋緊。旋緊管路后要及時對I 母電流互感器進行補氣，直至氣壓滿足設計要求，并再次進行檢查，排除泄漏問題。

3 結(jié)束語

GIS 是超、特高壓輸電工程中的重要設備，雖然其故障率較常規(guī)設備低，但故障后檢修工作往往繁瑣且耗時較長。本文通過調(diào)研，把超、特高壓GIS設備缺陷、故障分為五個類型：絕緣、元件（機械）、二次回路、SF6氣體相關(guān)、密封；并把這些故障的原因歸結(jié)為制造問題、安裝問題和其他問題3類，并描述了這3大類原因包含的具體內(nèi)容；之后對各故障類型通過實例進行了分析，可作為GIS設備故障檢修、消缺工作的參考。

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