雷電過電壓誘發的110 kV GIS內部放電故障

陳祖偉，姚聰偉，王增彬，呂鴻，胡平，汪林立

（1. 廣東電網有限責任公司電力科學研究院，廣州 510080； 2. 廣東省電力裝備可靠性企業重點實驗室，廣州 510080）

0 前言

氣體絕緣金屬封閉式開關設備（Gas Insulated Switchgear, GIS）具備占地面積小、維護工作量小、使用壽命長等優勢廣泛應用于電力系統中[1-2]。然而，一旦GIS發生內部故障，通常需要開展解體檢修工作，且檢修周期較長，可能增加電網的運行風險[3-4]。為有針對性地制定搶修方案，加快GIS搶修進度，盡快恢復設備供電，保障電網運行可靠性，必須快速而準確定位故障點，并判斷故障原因。在各類GIS故障中，內部放電破壞性大，通常會對設備造成嚴重損壞，同時也是占比最高的故障類型之一[5]。GIS內部放電類型可以包括絕緣件體內放電、絕緣氣固界面沿面閃絡和導體與導體間的絕緣氣體擊穿等，而引起放電的原因則多種多樣，可能是設備過熱、絕緣件內部氣泡缺陷、沿面污穢等[6]。在工頻、操作或雷電等過電壓的作用下，GIS內部的絕緣缺陷更容易暴露。本文采用理化分析和雷電監測等手段，對一起由雷電過電壓引起的110 kV GIS內部放電故障進行分析，推斷其故障根本原因，并對風險防控措施提出建議。

1 故障發生經過

某220 kV變電站110 kV區域GIS內部發生放電故障，導致110 kV #1母線、#5母線跳閘。在故障發生前，變電站為單主變，母線并列運行方式。故障發生過程如圖1所示

圖1 故障發生過程

1.1 故障分析

故障GIS設備投運未滿1年，本次故障很有可能是在生產、安裝階段存在或引入的絕緣缺陷導致，因此對故障GIS設備的生產監造、交接驗收和歷史運維數據進行查閱。結果發現生產、安裝和交接驗收均滿足相關要求，運維也按照要求開展，未發現設備異常。

1.1.1 故障錄波

故障錄波如圖2所示。可見，約03時38分03秒078毫秒，110 kV#1母線B相電壓下降為零，即出現接地短路故障，隨后，C相和A相出現接地短路故障。故障錄波系統所記錄到的#1母線零序電壓3U0峰值約為-271.06 kV。#1主變變中1101間隔三相故障短路電流有效值在5～6.5 kA之間，故障錄波系統所記錄到的零序電流3I0峰值約為-20.65 kA。

圖2 故障錄波

1.1.2 SF6氣體成分檢測

在故障發生后的第一時間，對GIS氣室進行SF6分解產物測試。可見，#1主變變中11011刀閘氣室SF6分解產物已超過設備量程，嚴重超過規程注意值。變中1101開關氣室檢出H2S和CO，110 kV母聯1012開關氣室檢出SO2、H2S和CO，但均未超過注意值，#1主變變中11012刀閘氣室、110 kV母聯10122刀閘氣室和10121刀閘氣室檢出CO，但均未超過注意值。其他氣室均沒有發現SF6氣體分解產物。可以確定，放電故障發生在11011刀閘氣室，變中1101開關氣室和1012開關氣室中的SO2、H2和CO應為開斷了短路電流而產生。

1.1.3 設備開蓋檢查

在確定故障氣室后，對故障氣室進行解體檢查。可見，在11011刀閘及與其相連的110 kV #1母線氣室中，導體和絕緣件均覆蓋有大量灰白色的放電分解粉末。此外，刀閘與母線氣室之間的氣通絕緣盆子在#1母線一側的表面已熏黑，母線氣室側的B相轉向導體有明顯的放電燒蝕痕跡，且存在非放電產生的劃痕，母線氣室筒壁也有放電燒蝕痕跡（虛線框）。#1母線氣室兩側的氣隔盆子表面未見明顯異常，確認放電故障發生于11011刀閘氣室和#1母線氣室相連的氣通盆子位置，且位于#1母線氣室一側。

1.1.4 回路電阻測量

11011刀閘氣室開蓋后，對三相導體進行回路電阻測量，回路電阻測量范圍包括了故障位置，測量端子連接于母線氣室的氣隔盆子觸頭座上。測量發現A相回路電阻21.35 μΩ，B相回路電阻25.48 μΩ，C相回路電阻24.94 μΩ。受A相氣隔盆子觸頭座位置的影響，少測量了一個插接位置，因此回路電阻低于另外兩相。因此，可以判定回路電阻測試結果正常。

1.1.5 故障部件解體檢查

對11011刀閘氣室及#1母線氣室進行解體檢查，對開蓋檢查明確的放電故障范圍進行檢查。

1）氣通盆子：解體檢查發現，11011刀閘氣室與#1母線氣室之間的氣通盆子表面已被熏黑，但盆子絕緣沒有發現明顯的沿面閃絡通道，盆子內嵌導體沒有發現明顯的放電或過熱燒蝕痕跡。

2）轉向導體：對#1母線與氣通盆子相連接的轉向導體進行檢查，發現A、B和C三相轉向導體與母線插接部分及其彈簧觸指鍍銀層完整，無放電或過熱燒蝕痕跡。A、B和C三相轉向導體接近盆子的導體表面均發現多處對應的相對地和相間放電點，就燒蝕嚴重程度而言，B相導體最嚴重的，C相導體次之，A相導體燒蝕情況較輕。

3）母線導體及氣室殼體：對母線導體進行檢查，可以發現母線導體與轉向導體插接的部位存在放電痕跡。檢查氣室殼體可以發現，殼體三相均存在對殼體放電留下的痕跡，與三相導體對地放電點一致。

1.1.6 放電產物（固體粉末）分析

開蓋檢查和解體檢查時，分別采集了11011刀閘氣室及其相鄰的#1母線氣室的放電分解粉末進行成分分析。分析結果表明，11011刀閘氣室與#1母線氣室的放電產物（固體粉末）成分主要為F和Al元素，有少量的C、O和Mg元素，未檢測到Fe和Cu等元素。說明發生放電故障時，沒有Fe或Cu元素含量較高的金屬異物參與放電反應。

圖3 放電分解粉末成分檢測

1.1.7 落雷與避雷器檢查情況

1）落雷情況：根據雷電監測系統，故障時變電站110 kV出線桿塔附近有一次較強的落雷。落雷時間與#1母線的母差保護啟動時間相同。因此，該落雷與本次#1母線放電故障具有強關聯性。

2）避雷器動作情況：分別檢查了故障前后各110 kV出線間隔與#1主變變中間隔的避雷器動作次數，如表1所示。可見，在兩次檢查之間，共有4相避雷器有動作，各動作1次。其中，某某乙線1228間隔B相避雷器在兩次動作計數檢查之間動作過一次，可能與本次故障有關。其他三次均為A相動作。對110 kV區域避雷器進行帶電試驗，試驗結果合格，可排除避雷器失效可能性。

表1 避雷器動作次數檢查

1.2 原因分析與討論

1.2.1 故障原因

根據故障錄波情況，可確定放電過程為#1母線B相先發生接地短路故障，并迅速引發三相接地短路故障。放電故障位置為11011刀閘氣室和#1母線氣室相連的氣通盆子附近，且位于#1母線氣室一側。

結合雷電監測系統，在母差保護啟動時刻，變電站出線桿塔附近有較強落雷，可判斷#1母線放電故障誘因應是雷電過電壓。

開蓋與解體檢查等工作發現，發生故障的#1母線導流回路的回路電阻無異常，各導體插接部位無過熱燒蝕痕跡，可以確定本次放電不是過熱缺陷造成。對放電分解產物粉末的檢測結果表明放電過程中，含有大量Fe元素的金屬異物參與放電的概率較低。氣通絕緣盆子表面及其內嵌導體無明顯沿面閃絡或放電痕跡，且放電粉末成分中，C元素含量低，判斷絕緣盆子存在絕緣缺陷的可能性較低，放電故障應不是起始于絕緣盆子沿面閃絡，而是起始于氣隙擊穿。

雷電過電壓誘發GIS氣隙擊穿的可能性分析如下：110 kV區域避雷器為無間隙氧化物避雷器，其殘壓最大值為281 kV。在避雷器正常動作的情況下，進入#1母線的雷電過電壓最大可達281 kV，高于交接試驗工頻耐壓值（230 kV）。因此，雖然GIS設備通過了出廠與交接時的工頻耐壓試驗，但不能保證GIS設備可以承受避雷器殘壓。

此外，與工頻耐壓試驗相比，雷電沖擊電壓峰值更高，可在導體表面微小毛刺或異物處產生更高電場強度，更能暴露導體表面的微小毛刺或異物缺陷。因此，當導體表面存在微小毛刺或異物時，GIS正常工作時的工頻電壓可能不足以引發放電擊穿故障或可檢測到的局部放電，但在雷電過電壓作用下，則可能會發生放電擊穿故障[7-9]。

綜上所述，判斷放電故障根本原因是生產裝配或現場安裝過程中，存在清潔度控制不足、打磨工藝不佳或導體表面刮蹭等問題，導致導體表面存在微小毛刺，形成GIS內部絕緣缺陷。

1.2.2 風險防控措施

1）由于現行技術規范未強制要求110 kV GIS設備在出廠試驗和交接試驗中開展雷電沖擊耐壓試驗，部分GIS導體微小毛刺缺陷可能難以通過工頻耐壓或局放試驗發現，導致設備帶病入網運行。因此，對于重要等級較高的110 kV GIS設備可以考慮增加雷電沖擊耐壓試驗，并研發適用于現場雷電沖擊耐壓的試驗裝備[10]。

2）提高生產監造與現場安裝技術監督階段對生產安裝現場清潔度、導體表面光滑度的檢查力度，研發定量檢查手段，提升入網設備質量管控水平[11]。

2 結束語

本文針對一起110 kV GIS 內部放電故障進行了分析，通過第一時間檢測SF6氣體分解產物，快速確定了故障氣室；通過測量回路電阻和檢查對導體電接觸位置，排除了電接觸狀態不良導致導體過熱引起的放電；通過檢測放電產物與開蓋解體檢查，排除了異物侵入和絕緣子表面缺陷引起的沿面閃絡可能性；最終，根據雷電定位系統，發現放電故障時刻，變電站附近存在較強落雷的情況，結合上述檢查試驗情況，判斷本起故障為導體表面毛刺或微小顆粒引起的導體間的SF6氣體擊穿故障。為進一步提升入網設備質量，建議增強對現場清潔度和導體光滑度的檢查力度，同時，研發現場雷電沖擊試驗設備，并在出廠試驗與交接試驗階段增加雷電沖擊試驗，以充分暴露110 kV GIS存在的微小絕緣缺陷。