330 kV GIS設備接地故障研究分析*

楊明凱

(國網青海省電力公司，青海 西寧 810001)

0 引 言

隨著氣體絕緣金屬封閉開關(Gas Insulated Switchgear，GIS)設備投入量及使用時間的增加，發熱故障越來越突出，而GIS設備密封在充有SF6氣體的金屬外殼內，對于內部發熱的分析手段欠缺，發熱不易發現并及時處理。在環境溫差變化較大時，熱脹冷縮導致的應力變化會導致發熱加劇，進而造成絕緣氣體分解，嚴重時會導致導體融化從而發生更嚴重的設備停運故障[1]。筆者針對某330 kV變電站GIS接地故障，采用故障現場調查和仿真分析的方法，判定GIS內部有發熱情況應結合停電及時處理，以免事故擴大，導致設備停運。

1 故障概況

2021年7月，某變電站330 kV GIS主變間隔B相分支中一氣室發生單相接地故障，最大故障電流22.6 kA，導致該主變兩套電氣量保護全部動作，該主變三側斷路器動作跳閘，故障持續時間為54 ms。故障前電網電壓、電流等參數無異常，經核查確認保護裝置正確動作。

330 kV GIS局部主接線圖如圖1所示，故障位置如圖中虛線框所注位置所示。故障前330 kV甲線檢修，該間隔所屬3330及3331斷路器冷備用，其余750 kV設備、330 kV設備及66 kV設備正常運行，站內無操作。故障當天該變電站所處位置天氣晴朗，氣溫約20 ℃，故障前一周該地持續高溫(氣溫同比增長5～7 ℃)，地面受熱膨脹導致站內出現地磚凸起、硬質水泥路路面擠壓破裂等現象。

圖1 330 kV GIS局部主接線圖

發生故障分支B相位于跨站內道路“幾”字形布置區西側，如圖2(a)虛線框所示；其下方拐角處所安裝波紋管底部燒穿形成長寬約(10×4)cm的孔洞，孔洞正下方筒體接地排部分熔斷，如圖2(b)所示(圖片視角為從地面至天空)；拆除該波紋管，氣室內部燒蝕嚴重，波紋管東側導通式盆式絕緣子表面存在大量故障分解物噴濺痕跡，導體與盆子對接處屏蔽罩底部被完全燒穿，導體可見部分發現燒蝕孔洞四處，底部位于屏蔽罩外沿處的不規則孔洞長寬約(4.7×3.7)cm，該孔洞面積最大且位置與波紋管燒穿位置基本一致，初步判斷為主故障點，如圖2(c)所示。

圖2 故障現場檢查圖

2 氣體組分分析、解體檢查情況及故障前帶電檢測情況

根據現場運行經驗，對故障點所在的分支各氣室氣體組分進行分析，對故障點設備進行進一步解體檢查，并對該變電站歷史帶電檢測情況進行調查。

2.1 氣體組分分析

故障后對該主變間隔分支母線各氣室及分支母線所連3360、3361斷路器氣室開展氣體組分分析，對主變進行了絕緣油色譜分析。主變絕緣油色譜試驗結果正常；氣體組分分析結果顯示3 360斷路器B相氣室存在特征氣體，其中SO2為11.0 μL/L、H2S為0.6 μL/L、CO為0.9 μL/L，判斷為故障期間斷路器滅弧所致，在故障后連續多天檢測中，特征氣體組分持續降低，其余氣室檢測數據正常。

2.2 解體檢查情況

對故障位置波紋管、盆子、屏蔽罩、截斷的導體(含觸頭)和接地排做進一步解體檢查。

2.2.1 接觸電阻測量

使用回路電阻測試儀采用100 A電流對截取的導體和觸頭間進行接觸電阻測量，測量結果平均值為631 μΩ，設計值為≤7 μΩ，分析其原因是故障造成導體和觸頭間接觸不良。

2.2.2 X射線檢測

對導體和觸頭部分進行X射線檢測，結果如圖3(a)所示，發現燒熔孔洞清晰可見，彈簧均勻分布在凹槽內，位置無異常，整體燒損嚴重。

對盆子進行X射線檢測，結果如圖3(b)所示，發現黃色通道是一道僅存在于盆子表面的凹槽，位于盆子凹面，并未貫穿，通道外側垂直方向有5道橫向裂紋，最外側橫向裂紋已貫穿且斷口無污染，判斷黃色通道是由于故障高溫鋁溶液流經時環氧樹脂熱分解所致。

圖3 X射線檢查

2.2.3 X射線衍射分析

對盆子表面黃色通道內殘留的粉末狀物質進行提取制樣，并開展X射線衍射分析，結果顯示該物質主要成分為Al2O3(95%)與SiO2(5%)。該物質主要成分與盆子高溫分解后剩余固體粉末成分一致，可判斷故障時高溫使盆子表面從屏蔽罩燒蝕最嚴重的底部開始分解形成溝槽，沿隨機性路徑抵達邊緣法蘭處。

2.2.4 切割分離檢查

使用電火花切割機對導體與觸頭進行切割，進一步觀察其內部狀態，切割后形狀如圖4。導體最大孔洞軸向位置在三圈壓緊彈簧處，最大孔洞在接觸面附近的燒蝕面積大于導體外部燒蝕面積，呈現出由接觸面向兩側燒熔擴散的痕跡。未被燒熔的彈簧固定槽及其內部彈簧無明顯形變或被擠出的情況。

圖4 切割分離檢查

對軸向位置相同的其余三個孔洞進行徑向切割，發現故障現象與最大孔洞相似，即由分界面向兩側燒熔擴散，三個孔洞位置相對分散，如圖5所示。

圖5 三個孔洞徑向切割

將上述切割體的導體和觸頭剝離，進一步證實由接觸面向兩側燒熔的現象，觸頭靠近盆子側的一圈彈簧已被完全燒熔，其余兩圈彈簧外側有不同程度的燒斷痕跡，如圖6所示。

圖6 導體與觸頭剝離

綜合現場及解體檢查情況，初步判斷本次故障的直接原因是母線導體與觸頭間接觸電阻過大導致的焦耳損耗增加，長期異常發熱使接觸面兩側的鋁合金受熱熔化[2-3]，鋁熔液在滴落過程中造成內部氣隙閃絡。

2.3 故障前帶電檢測情況

2.3.1 氣室內特征氣體異常情況

2020年年度例行帶電檢測工作中首次發現故障氣室存在SO2特征氣體，含量為5.4 μL/L，超過《輸變電設備狀態檢修試驗規程》中規定的SO2含量≤1 μL/L的注意值，其余氣室均無異常。隨后對該氣室進行跟蹤監測，SO2特征氣體持續存在，數據變化情況如圖7所示。

圖7 氣室SO2含量變化曲線

2.3.2 接地排發熱

2020年年度帶電檢測紅外測溫期間發現該主變間隔存在多處發熱點(接地排軟連接、波紋管連接螺栓等)，最高溫度達163 ℃，其中故障點所在波紋管附近存在2處發熱點，最高溫度為57.2 ℃。2020年年度帶電檢測結束后，對部分發熱點進行了螺栓接觸點打磨和導電液噴涂等處理，處理后運行正常。判斷發熱原因為銅排接觸不良。

2021年帶電檢測紅外測溫期間發現該主變間隔存在多處發熱點，故障點波紋管附近未見發熱。

2.3.3 帶電檢測及重癥監護

2020年，在年度帶電檢測發現氣室存在特征氣體后，連續三天對該氣室進行了特高頻和超聲波局部放電檢測，信號未見異常；間隔十天后，對該氣室再次進行了特高頻和超聲波局部放電檢測，信號未見異常。隨后對該氣室加裝了GIS設備(特高頻)重癥監護裝置，直至2021年4月拆除，期間未捕捉到異常放電信號。

3 仿真分析

為進一步確認故障發生原因，對于溫度變化導致的GIS內部應力變化和鋁液滴落導致的GIS內部電場分布變化進行仿真分析。

3.1 GIS運行期間應力變化仿真分析

結合故障氣室設計尺寸設置邊界條件，采用有限元仿真模擬對運行的GIS筒體及內部導體受力狀態進行模擬分析。故障點西側為長拉桿溫度補償單元，溫差應力變形均在長拉桿內吸收，因此有限元仿真模擬部位的選取西側至故障點西側第一個波紋管處，東側至門型架西側豎直段，如圖2(a)所示。

根據故障點所在位置設備的幾何尺寸建立三維實體模型，將模型導入到Abaqus軟件中，同時設置故障點的邊界條件如下：以門型架限制水平方向運動，模擬右邊強支撐；運行狀態下，導體與觸座間始終存在20 mm間隙；導體隨著左側波紋管的溫度補償作用，可在內部正常移動，筒體溫差取80 ℃，進行加載運算分析。如圖8、9所示。

圖8 等效應力云圖

圖9 等效應變云圖

通過有限元仿真計算，等效應力云圖如圖9所示，在自重和扭轉應力作用下，盆式絕緣子產生了較大的應力集中，該集中應力可能造成盆子表面出現裂紋。等效應變云圖如圖10所示，在自重和扭轉力作用下，故障點結構產生扭轉變形，波紋管上部和觸頭下部位移變化較大，可能造成導體與觸頭間接觸面結合不均勻、接觸壓力發生變化。

3.2 鋁液滴落時內部場強變化仿真分析

基于COMSOL的二維靜電場仿真，對鋁液在穿透導體下降時GIS內部電場分布情況進行仿真分析[4-5]，二維仿真模型如圖10(a)所示。按廠家設計方案，該型號產品在0.45 MPa氣壓下內部許用場強設計值為≤22.6 kV/mm。正常運行時腔體內最大場強出現在導體邊緣，最大場強為3.35 kV/mm，如圖10(b)所示。

圖10 仿真模型及仿真結果

鋁液懸掛工況：采用長度為6 mm、直徑為2 mm的鋁材質尖端開展鋁液剛穿透導體懸掛在導體外表面而未滴落時GIS筒體內部場強分布的仿真研究。根據仿真結果，此工況下GIS筒體內最大場強出現在鋁液滴最底部，場強最大值為11.5 kV/mm，遠小于許用場強設計值，該工況下GIS筒體內不會發生氣隙擊穿故障。

鋁液滴落工況：為模擬觸頭持續發熱導致鋁液滴開始滴落時GIS筒體內部場強情況，采用鋁材質尖端+鋁液滴模型開展仿真計算，其中尖端長度為6 mm、直徑為2 mm，液滴長度為9 mm、端部直徑2 mm，液滴上端距離尖端底部16 mm。根據仿真結果，此種工況下GIS筒體內最大場強出現在已經滴落的鋁液滴頂端，場強最大值為42.1 kV/mm，大于許用場強設計值，該工況下腔體極易發生氣隙擊穿故障。

鋁液滴落后的工況：為模擬鋁液滴穿過氣隙滴落在底部波紋管后GIS筒體內部場強情況，采用鋁材質尖端+鋁液滴+球狀鋁液模型開展仿真計算，其中尖端長度為6 mm、直徑為2 mm，液滴長度為9 mm、端部直徑2 mm，液滴上端距離尖端底部16 mm，球狀鋁液直徑2 mm。根據仿真結果，此種工況下GIS筒體內最大場強仍出現在已經滴落并且正在穿越氣隙的鋁液滴頂端，場強最大值為42.9 kV/mm，大于許用場強設計值，該工況下腔體也極易發生氣隙擊穿故障。

3.3 仿真結果分析

根據GIS運行期間應力變化仿真分析，在導體自重和扭轉力作用下，故障點結構會產生扭轉變形，波紋管上部和觸頭下部位移變化較大，造成導體與觸頭間接觸壓力發生變化。

靜電場仿真分析結果顯示，當鋁液滴離開導體表面開始滴落時，鋁液滴頂端局部場強急劇增大，迅速超過許用場強設計值，腔體內極易發生氣隙擊穿。

4 結論及建議

該330kV GIS分支氣室故障發生機理為：故障發生前該氣室已發現SO2特征氣體，首次發現SO2特征氣體與故障發生之間的11個月間SO2特征氣體持續存在且均超過標準注意值，但未檢測到局部放電信號，判斷故障前該部位已經存在發熱情況，并且局部溫度已達到SF6氣體的初始分解溫度(350 ℃左右)，此后發熱情況持續存在，但由于發熱源在導體內部，因此前期并未造成故障。

故障發生前幾日當地持續高溫天氣，氣溫同比增長5～7 ℃，導致母線筒出現大范圍熱脹冷縮位移，進一步導致母線觸頭應力不均，根據GIS應力變化仿真分析及接觸面發熱理論，熱脹冷縮導致的觸頭應力變化將導致觸頭接觸電阻增大，觸頭位置發熱加劇，溫度達到660 ℃時鋁合金導體和觸頭熔化形成鋁熔液，鋁熔液滴落過程中局部場強急劇增大，造成導體與波紋管間氣隙擊穿。

提出以下建議：定期(每季度或每半年)對變電站GIS設備開展SF6氣體組分帶電檢測，若發現SO2、H2S等特征氣體含量異常時，應立即分析異常原因并加強跟蹤監測，必要時結合停電檢修進行處理。開展GIS設備內部發熱檢測研究和應用，及時發現運行中GIS設備內部發熱問題，防患未然避免設備帶病運行造成事故擴大。