SF6氣體絕緣金屬封閉斷路器氣室的典型故障分析

任敬國，彭 飛，李 杰，鄭 建，師 偉

（國網山東省電力公司電力科學研究院，濟南 250003）

SF6氣體絕緣金屬封閉斷路器氣室的典型故障分析

任敬國，彭 飛，李 杰，鄭 建，師 偉

（國網山東省電力公司電力科學研究院，濟南 250003）

分析某變電站252 kV氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS）斷路器氣室的典型故障，提出一種應用于252 kV GIS設備斷路器氣室故障情況下的分析方法和流程。首先，利用紅外測溫和SF6氣體分解物分析儀定位故障氣室，現場打開觀察孔蓋，初步分析故障原因。接著，返廠解體檢查故障氣室的元部件，進一步分析事故原因。然后，采用金屬成分分析和物相分析等試驗方法確認故障發生原因。最終，根據故障氣室內部情況和試驗結果確定準確原因，從而為斷路器氣室的運維檢修提供有效的參考。

GIS；組合電器；故障分析；斷路器氣室

0 引言

SF6氣體絕緣金屬封閉開關設備 （Gas Insulated Switchgear，GIS）具有占地面積小、可靠性高、維護周期長等優點，因此，被廣泛地應用到電力系統變電站或電廠的主接線中。但是，當機械振動、絕緣缺陷、密封不嚴、異物放電等原因造成GIS設備內部故障時，其故障氣室的查找和處理工作困難，檢修時間長且檢修工作量大。因此，GIS設備的帶電檢測、狀態檢修和故障分析一直是備受關注的問題［1-3］。

為了克服內部故障對GIS設備所帶來的不利影響，需要從設備的設計、工藝、運輸、安裝、運維和檢修等多方面進行分析，減少設計與生產階段的不合理構造和工藝，降低運輸和安裝過程中的不利因素，加強變電設備運維期間的監控和帶電檢測，強化設備的狀態檢修，最大限度地提高GIS設備的可靠性。由于斷路器是GIS設備中最為重要的單元，因此，對斷路器氣室的典型故障進行分析，有針對性地提升斷路器氣室的運維檢修工作，能夠有效地減低斷路器氣室的故障率，大幅度地提高GIS設備的安全性和設備生命周期［4-7］。

以某變電站252 kV GIS斷路器氣室的嚴重故障為例，給出一種用于斷路器氣室典型故障分析的流程。故障發生后，利用紅外測溫和SF6氣體分解物測試儀定位故障氣室，并進行現場開蓋檢查，初步估計故障程度和處理方案。然后，進行返廠解體檢查，詳細地評估故障氣室內部的故障程度，分析故障可能的發生原因和過程；接著，借助于金屬成分分析和物相分析等試驗手段來確認故障原因。最終，根據故障氣室內部情況和試驗結果確定準確原因。

1 斷路器氣室故障情況

1.1 故障發生過程

2015年，某220 kV變電站220 kV母線A段母差保護、Y線路II線線路保護動作，2A母線及X線路I線213、Y線路II線217斷路器跳閘，動作電流30.4 kA。變電站220 kV側母線為雙母線雙分段接線，X線路I線和Y線路II線運行于2A段母線。故障設備主接線如圖1所示。

圖1 故障前設備主接線方式

該變電站252 kV組合電器2008年7月生產，型號為ZF6A-252型，室外布置，于 2008年 11月投運。

1.2 現場檢查與氣體分解物分析

現場巡視檢查，252 kV GIS設備外觀正常，設備本體接地極均無放電和灼傷痕跡。

經現場紅外測溫，Y線路II線217斷路器氣室C相有明顯溫升。經SF6氣體分解物測試儀測量，氣體SO2嚴重超標，達到4 906 μg／mL，其他氣室檢測正常。試驗結果見表1。據此，可判斷故障點在Y線路Ⅱ線C相斷路器氣室217內。

表1 SF6分解物質量濃度 μg／mL

1.3 現場解體檢查

現場拆開斷路器氣室的觀察孔蓋板，觀察氣室內部的故障情況，如圖2所示。該氣室內部有較多的白色粉末，斷路器氣室與下TA氣室導體連接處有對罐體放電的痕跡。各部件燒損情況具體如下：

經現場巡視和解體檢查，初步確定氣室內部故障位置位于217斷路器C相氣室與下TA氣室連接處，如圖2（a）所示。

打開217斷路器C相氣室的下部觀察孔，發現內部有較多的白色粉末，觀察孔蓋板上也留有較多的白色粉末，如圖2（b）和圖2（c）所示。

發現217斷路器C相與下TA氣室導體連接處的屏蔽罩對罐壁燒灼、放電，罐壁上有較多黑色顆粒，如圖2（d）所示。

圖2 故障斷路器氣室現場解體檢查

2 返廠解體檢查

2.1 打開斷路器故障相盆式絕緣子后的檢查情況

打開C相斷路器與下TA氣室間的盆式絕緣子，從外側檢查滅弧室、屏蔽罩、罐壁和盆式絕緣子凸面的燒損情況。

斷路器內的鑄導體連接面完全燒熔，屏蔽罩有一小部分燒損，罐壁上有明顯的放電灼燒痕跡，斷路器氣室內部有大量放電后產生的白色粉末，如圖3（a）所示。

觸頭座和鑄導體間的連接螺釘熔斷，觸頭座完全失去與斷路器內鑄導體的金屬連接，梅指觸頭的均壓罩有燒損，盆式絕緣子表面有大量的白色粉末和少量的黑色粉末，如圖3（b）所示。

觸頭座連接面出現大面積的燒熔，連接面局部金屬燒損較多。鑄導體和觸頭座間的連接螺釘全部熔化，觸頭座螺釘孔內有較多的金屬殘留物。如圖3（c）和圖3（d）所示。

圖3 下TA盆式絕緣子檢查情況

2.2 移出斷路器故障相滅弧室后的檢查

移出217斷路器C相滅弧室后，檢查滅弧室鑄導體和屏蔽罩、氣室罐壁以及氣室底部情況。

鑄導體的連接面熔化較為嚴重，左上方有一處連接螺釘熔化后的部分，其他3處螺釘已無法分辨出。屏蔽罩的右下方有一處約30 cm2的燒損，上方有灼燒的痕跡，如圖4（a）所示。

鑄導體和觸頭座連接面的正下方，有較多螺釘熔化后流下的黑色金屬殘渣，如圖4（b）所示。

罐壁上有一處明顯的持續放電點，對罐壁的燒損較為嚴重，有明顯凹陷的洼坑，如圖4（c）所示。

滅弧室底部有大量放電后的白色粉末，且在鑄導體連接面的正下面有少量的黑色粉末，如圖4（d）所示。

圖4 移出斷路器故障相滅弧室后的檢查

根據解體檢查結果，懷疑故障原因是鑄導體和觸頭座連接處的螺釘松動，接觸面產生間隙，導致連接螺釘和連接面熔化。接觸面的間隙導致懸浮放電的發生，結合高溫效應，進而導致SF6氣體的絕緣能力下降，最終造成連接面對罐壁發生放電。

2.3 斷路器正常相的解體檢查與對比

打開217斷路器B相與下TA氣室間的盆式絕緣子，檢查滅弧室、屏蔽罩、罐壁內部和盆式絕緣子凸面，如圖5所示，并對比分析正常相解體檢查情況與故障相情況。

觸頭座與鑄導體連接良好，屏蔽罩完好且表面光滑，滅弧室內未發現任何異物。

觸頭座的螺釘緊固標識未發生變化，未發生螺釘松動的情況。

梅指觸頭及其均壓罩內未發現異常，盆式絕緣子表面清潔無異物。

圖5 正常相的解體檢查情況

3 后續試驗分析

為了對放電原因進一步驗證，對罐體粉末和觸頭螺釘孔內殘余物進行取樣分析。基于JY／T 010—1996《分析型掃描電子顯微鏡方法通則》和JY／T 009—1996《轉靶多晶體X射線衍射方法通則》，分別分析罐體內粉末元素成分和物相組成，分析連接螺釘孔內殘留物的成分。

經過分析，GIS罐體粉末成分主要為F、Al、Cu、S、Fe和Ag，各元素含量如表2所示。物相組成為AlF3，并含有少量CuF2。F、S主要來源于SF6氣體，Al、Cu和Fe來源于內部金屬部件和殼體，Ag來源于接觸面鍍層，未發現有異常元素成分。

螺釘孔內殘留物化學成分主要為F、Cu、C、Al和Fe，各元素含量如表3所示。其中Fe的元素含量較低，表明螺釘已熔化脫落，對以上推斷結論提供有力的支撐。

表2 GIS罐體粉末成分

表3 螺釘孔內殘留物成分

4 故障原因分析

通過對故障斷路器的解體檢查和試驗分析，判斷此次斷路器的故障原因如下：

故障主要是由于鑄導體和觸頭座間的連接螺釘松動造成的。在長期運行情況下，運行電流流過導體和觸頭座，產生相應的電動力而使連接部分振動，使得鑄導體和觸頭座的連接螺釘逐漸松動，進而又加劇了振動，這種循環效應使得螺釘松動持續發展。

螺釘的松動導致鑄導體和觸頭座間產生間隙，接觸電阻增大。進一步產生的效應有：一是鑄導體和觸頭間產生電位差，在間隙處產生局部放電情況，進而釋放大量的放電粒子到SF6氣體中，降低了氣體絕緣；二是接觸面上的溫度上升而逐漸熔化，導致間隙進一步增大，同時促進了局放放電的發展和帶電粒子的產生；三是隨著間隙的增大，運行電流逐漸轉移到連接螺釘上，流過螺釘的電流逐漸增大導致螺釘逐漸熔化直至熔斷，導致間隙增大。

鑄導體和觸頭座間的間隙增大至一定程度后，兩者間產生了穩定的電弧，電弧在電動力作用下移動到屏蔽罩附近將屏壁罩燒損，同時，減小了電弧與罐壁相貫處的距離。在高溫和放電粒子共同作用下，氣室內的氣體絕緣降低，故形成了對罐壁相貫處的固定放電通道，在罐體上形成了凹陷的洼坑。罐體和導體上的黑斑為熔化的金屬和SF6分解物。

螺釘松動的主要原因是在裝配過程中，螺釘裝配未符合相關標準，螺釘松緊不一，導致螺釘在長期運行工況下緊固力矩逐漸減小，最終造成松動。造成螺釘松緊不一的原因可能有3種：一是鑄導體和觸頭座連接處的螺釘未按規定力矩緊固；二是緊固時沒有使用力矩扳手；三是鑄導體上的部分螺釘孔內鎖緊劑涂抹偏少。

5 結語

詳細分析某變電站252 kV GIS設備斷路器氣室的典型故障，給出了斷路器氣室故障的分析方法和流程。利用紅外測溫和SF6氣體分解物分析儀定位故障點，通過現場解體檢查、返廠解體檢查和金屬材料分析方法確定故障的準確原因，并進行詳細解釋說明。

為預防相同或者類似的事故再次發生，建議從設備制造和運行維護兩方面加強管控：加強安裝工藝質量管控，對螺釘的緊固應使用力矩扳手，緊固力矩應達到規定值，鎖緊劑涂抹量應保證在規定范圍內；結合檢修計劃，利用測量回路電阻的方法來確定鑄導體與觸頭座連接面的連接情況，排除類似隱患；加強組合電器設備的帶電檢測工作，重點進行斷路器與TA連接處的紅外精確測溫和局放測量。

［1］湯銘華.GIS組合電器典型故障分析及改進［D］.廣州：華南理工大學，2013.

［2］王晶晶.SF6全封閉式組合電器分解產物診斷技術應用研究［D］.廣州：華南理工大學，2013.

［3］胡紅紅，鐘建靈，鄭亞君.運行中SF6全封閉組合電器的故障檢測［J］.中國電力，2010，43（12）：19-22.

［4］張宇嬌，莊曰平，程炯.SF6氣體絕緣全封閉組合電器故障分析［J］.高電壓技術，2005，31（1）：89-90.

［5］王彩雄，唐志國，常文治，等.氣體絕緣組合電器尖端放電發展過程的試驗研究［J］.電網技術，2011，35（11）：157-162.

［6］齊波，李成榕，耿弼博，等.GIS設備絕緣子高壓電極故障局部放電嚴重程度的診斷與評估［J］.高電壓技術，2011，37（7）：1 719-1 727.

［7］鄭建，任敬國，袁海燕，等.SF6氣體絕緣金屬封閉母線氣室的復雜故障分析［J］.山東電力技術，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

任敬國（1986），男，博士，工程師，從事電力設備帶電檢測、狀態評價和故障診斷等工作。