110 kV GIS設備故障原因分析

韓玉停

(馬鞍山供電公司，安徽 馬鞍山 243002)

1 故障經過

2010-11-27，某220 kV變電站110 kV II段母線母差動作，110 kV II段母線失電。經設備外觀檢查，110 kV II段母線側隔離開關氣體密度繼電器壓力值正常。通過SF6氣體分解產物測試儀對故障氣體進行分析，發現8882隔離開關氣室SO2含量超過 100 μL/L，H2S 含量為 0.8 μL/L(由于此儀器在SO2含量超量程時會引起“中毒”，所以當遠超標準達到100 μL/L時，停止了檢測)。通過隔離開關觀察窗發現，110 kV 8882隔離開關C相窗口處有白色粉末狀固體物，疑似故障過程中SF6與絕緣有機材料在閃絡的高溫作用下反應生成的產物；其他與110 kV II段母線相關的氣室未見異常。

通過上述檢查并結合保護記錄信息，初步判斷8882隔離開關C相氣室內部存在故障。因此，對該間隔設備停電檢修。

2 原因分析

用SF6氣體分解產物測試儀對8882隔離開關氣室氣體進行檢測，結果顯示SO2含量超過100 μL/L，遠遠超過《安徽省電網電力設備預防性試驗規程》規定的SO2≤10 μL/L的標準，故判斷該氣室為故障氣室。

解體前首先對故障設備C相進行SF6色譜分析，檢查數據如表1所示。

由表1可知，SF6含量低于電力行業標準DL/T941—2005《運行中變壓器用六氟化硫質量標準》規定的99.7 %，AIR，CF4及SO2濃度有明顯的增加。

將隔離開關故障氣室返廠解體檢查發現：8882隔離開關C相盆子上部約有1/2扇面的電弧燒灼痕跡(見圖1b)；同批次設備8882 A相、8882 B相盆子密封圈內、外兩側均涂有較多硅脂，且部分硅脂已發生融化；盆子表面上部有硅脂流過的痕跡，且部分硅脂已發生融化，并流向絕緣子外側(見圖1a)。另外對故障盆子進行交流耐壓試驗，結果正常，排除了盆子本身的質量問題。

表1 色譜分析表

通過試驗分析判斷，確定8882隔離開關放電現象是由于硅脂使用過量，改變了設備內部的電場強度，電場強度的改變極大地降低了電氣設備的閃絡電壓，從而發生沿邊閃污。一般情況下，放電總是發生在固體介質表面，而且沿固體表面的閃絡電壓比純空氣間隙的擊穿電壓要低得多，其原因有以下3點。

(1) 固體介質表面會吸附氣體中的水分形成水膜，介質吸附水分的能力與自身結構有關，因此介質的表面電導能力也是介質本身固有的性質。

(2) 介質表面電阻不均勻以及介質表面有傷痕和裂紋也會使電場的分布畸變，閃絡電壓降低。

(3) 若電極和固體介質端面間存在氣隙，氣隙處場強大，極易發生電離。而產生的帶電質點到達介質表面，會使原電場分布畸變，從而降低閃絡電壓。在電場作用下，固體介質的擊穿可能因電過程(電擊穿)、熱過程(熱擊穿)、電化學過程(電化學擊穿)而引起。固體介質擊穿后，會在擊穿路徑上留下放電痕跡，如燒穿或融化的通道以及裂縫等，從而永遠喪失其絕緣性能，為非自恢復絕緣。這次事故中GIS設備使用的密封材料為硅脂，其短時電氣強度高，但在工作電壓的長期作用下，會發生電離、老化，從而使其電氣強度大幅度下降。因此對于這類絕緣材料或絕緣結構，不僅要注意其短時耐電特性，而且要重視它們在長期工作電壓下的耐電性能。

3 防范措施

電氣設備的質量保證要從各個環節加強監管，具體可分為以下5點。

(1) 盡量消除電極邊緣效應的影響以顯著改善電場分布，即改變電器設備內部結構形狀可提高氣隙的擊穿電壓，因此電氣設備的結構設計非常重要。

(2) 在氣隙中放置形狀和位置合適、能阻擋帶電粒子運動和調整空間電荷分布的屏蔽，可明顯提高氣隙擊穿電壓，因此對設備內部絕緣材料的要求非常高。

(3) 加強安裝、調試過程的質量管理。施工單位必須按照有關規程、技術規范的要求制訂設備裝置的調試項目，并逐一實施，做好調試記錄。

(4) 認真履行竣工驗收手續，嚴格把關。為防止驗收時出現錯漏項，應根據不同設備的技術運行要求，分別制訂驗收標準或細則，從檢查竣工圖紙資料、試驗結果、安裝質量等方面提出明確的要求，及時發現錯誤并糾正，把隱患消滅在萌芽狀態。

(5) 設立設備定期檢驗制度。設備的運行維護管理部門應按照檢驗條例的要求對各個氣室建立設備檔案，制訂定期檢驗時間表及檢驗項目，并對異常的設備作跟蹤監測，以確定設備是否滿足運行條件的要求。

4 結束語

隨著電網建設的加快、電壓等級的提高，尤其是超高壓技術的發展，對電氣設備的要求也越來越高。通過本次設備故障處理表明，應該更加重視電氣設備制造工藝中的每個環節，對新材料、新設計提出更高要求，同時加強設備監造、安裝和運行維護全方位管理，才能確保電網安全穩定運行。