一起220kV气体绝缘金属封闭开关设备母线放电故障分析

知识点：气体绝缘金属封闭母线

气体绝缘金属封闭开关设备（gas-insulated metal- enclosed switchgear, GIS）作为一种可靠的输变电设备，具有结构紧凑、运行可靠性高和检修周期长的特点，在110kV及以上变电站、电厂中广泛应用。

GIS用支柱绝缘子作为GIS中主要的绝缘部件，对管型母线等导体起机械支撑和电气绝缘的作用，其运行环境恶劣，不仅要承受短路电动力的作用，还要承受管母、附属金具荷载、机械操作冲击、热胀冷缩应力等作用，易在运行中发生倾斜、断裂、放电等问题。

此外，GIS在制造、运输和安装过程中，其内部可能会因质量把控不严留下一些如金属微粒、绝缘件或内部紧固件松动和相对位移等缺陷，严重时会导致变电站、输电线路部分或全部停电，甚至人身伤亡，造成巨大的经济损失。

近两年，国内多省份连续发生多起220kV GIS运行事故。本文介绍了一起220kVGIS母线支柱绝缘子缺陷导致三相短路故障的案例，分析了事故原因并提出了改进措施。

1  案例介绍

1.1  故障前情况

天气晴，故障前运行方式为220kV双母线运行；203、204为分段开关（已锁定，不可分闸）；2号主变、出线288在220kV #2母线运行，3号主变、出线291在220kV #1母线运行；220kV其他间隔设备未投运，电气主接线图如图1所示。

设备基本情况：220kVGIS型号为ZF1-252，西安西电高压开关有限责任公司2015年5月生产，2015年12月投运，自投运以来未经历过不良工况。二次保护设备220kV母线保护屏型号为IBP-2CA，长园深瑞生产；220kV母线保护屏Ⅱ型号为PCS- 915A，南瑞继保生产。 

图1  电气一次主接线图（部分） 

1.2  故障经过

4月2日17:10，220kV #2母线故障，220kV母线差动保护动作，201、212、288开关跳闸。4月26日—29日，对故障的220kV #2母线GM62气室解体检查，发现291与202间隔之间的过渡母线气室内部C相支柱绝缘子断裂，C相导体落于母线筒底部，掉落附近的筒体内部有严重的烧蚀痕迹。

1.3  继电保护动作情况

288开关故障录波图如图2所示。

通过图2可知，故障首先为B、C相间短路，持续11ms后转化为A、B、C三相短路故障，在母线发生故障时212开关最大电流有效值为Ia= 11515A、Ib=14666A、Ic=8967A，213开关最大电流有效值为Ia=11403A、Ib=14687A、Ic=8912A，288开关最大电流有效值为Ia=17178A、Ib=20975A、Ic=15933A，291开关最大电流有效值为Ia=7102A、Ib= 7175A、Ic=6955A。母线故障后56ms切除故障，保护装置动作记录情况见表1。

 

图2  288开关故障录波图 

表1  保护装置动作记录情况

跳闸后，立即对故障的220kV #2母线相关设备进行检查，未发现异常情况，通过检查保护装置及动作信息确定本次两套保护装置均正确动作，判断220kV #2母线B、C相间故障，排除误动可能；对220kV #2母线相关设备外观检查无异常，怀疑母线气室内部故障。

2  现场检查及分析

对220kV #2母线、2号主进212间隔、出线288间隔气室进行微水及气体组分测试，结果见表2，GM62气室中SO2特征气体组分含量为160?L/L，远高于标准≤1?L/L的要求，且相邻气室检测结果均为0，可判断220kV #2母线最右侧气室GM62内部发生放电。

表2  #2母线SF6气体微水、组分测试结果

3  解体检查试验情况

3.1  #2母线GM62气室解体检查

1）291与202间隔之间的过渡母线气室内部C相支柱绝缘子断裂，C相导体落于母线筒底部，掉落附近的筒体内部有严重的烧蚀痕迹（如图3、图4所示）。

图3  C相支柱绝缘子断裂

图4  断裂后的支柱绝缘子

2）B相（筒体最下部）支柱绝缘子沿面对筒体放电（如图5所示），A相支柱绝缘子无异常。

图5  B相支柱绝缘子放电痕迹

3）GM62和GM52气室之间的盆式绝缘子无异常，如图6所示，GM62气室也未发现其他可能引起内部故障的异常情况。

4）母线筒内壁与导体均有3处明显放电痕迹，分别如图7、图8所示。

母线筒内壁的3处明显放电痕迹，分别对应于母线导体上的3处放电位置。通过检查母线导体、支柱绝缘子和母线筒的放电痕迹，判断位置1为C相支柱绝缘子断裂后过渡导体对母线筒体放电（有2个放电点），位置2为B、C相母线导体间及B相沿支柱绝缘子直接对地放电，位置3为A、B、C相母线导体间放电。

图6  GM62和GM52间盆式绝缘子

图7  GM62气室母线筒内壁上的放电位置

图8  母线导体上的放电位置

3.2  支柱绝缘子检查

对故障的GM62气室6只支柱绝缘子进行了外观检查、X射线探伤检测，均无异常；对完好的绝缘子进行工频耐压和局放试验，结果均合格；选取1支完好绝缘子进行抗弯曲试验，力矩达到5386N?m，满足不小于4900N?m的要求。

追溯损坏的支柱绝缘子浇筑工艺流程记录，发现浇注工未及时将脱模产品放入烘箱进行二次固化，造成后固化时间缩短，不满足浇筑固化过程中温度保持127℃，时长16h工艺要求。

环氧树脂浇筑工艺是保证支柱绝缘子性能的关键，固化时间不足可导致环氧树脂分子交链不充分、不均匀，从而使机械强度降低。固化时一炉共制作支柱绝缘子3只，进一步排查该炉剩余的2只支柱绝缘子，X射线检测未发现异常，但局放试验均不合格，达到120pC以上，被判废处理。

检查断裂的支柱绝缘子金属底板与筒体螺栓连接部位，4条螺栓中有2条受力不均痕迹明显（如图9所示），说明在厂内安装及运行过程中受力不均，导体-支柱绝缘子-金属底板-母线筒体连接部位存在明显受力，并在运行中的电动力作用下最终造成绝缘子断裂。

图9  金属底板与母线筒体连接部位

3.3  故障原因分析

母线筒体内重组断裂后的C相导体绝缘子，B、C相导体之间的放电痕迹位置朝向不完全重合，说明发生相间放电时B、C相的导体位置相比原始的安装位置已发生变化。检查断开的支柱绝缘子，在一侧断裂缝附近有放电喷溅痕迹，并沿外表面深入断裂面内部，但未覆盖全部断裂面，说明发生放电时该绝缘子已存在裂缝，但裂缝并不大，因此判断放电发生在绝缘子断裂之后。

综合考虑以上现场检查结果和解体情况，判断此次故障主要原因与过程如下：

1）持续时间4ms，B、C相间短路，无零序电流。291和202间隔之间的C相母线导体支柱绝缘子因本身质量缺陷，在多种力量作用下出现断裂，C相导体因重力作用向B相移位，B、C相导电杆间绝缘距离不足发生短路。

2）4ms至15ms，B、C相短路且对筒体（地电位）放电，零序电流逐渐增大。B、C相间短路发生4ms后，电弧产生的金属蒸汽造成该气室内部绝缘下降，离相间短路点最近的（仅20cm）B相支柱绝缘子发生沿面放电。

该支柱绝缘子在母线筒下部，绝缘子闪络面正好面向B、C相间短路点，受金属蒸汽影响较大，导致绝缘子表面形成贯穿性的对母线筒体放电通道。另外，在金属蒸汽作用下，C相导体直接对母线筒放电。

3）15ms至56ms，发展为三相短路，56ms后跳开三相开关。随着气室内部绝缘持续下降，A、B、C三相之间逐渐形成稳定的放电，并最终形成三相短路。从现场放电痕迹看，A相主要通过导电杆对B相放电，B相通过导电杆与A相、C相间形成放电，最终发展为三相短路，C相导体完全跌落于母线筒右侧底部。

4  结论

1）220kV #2母线支柱绝缘子未严格执行浇筑工艺要求，造成机械强度降低，在运行中的电动力等多种电磁、机械振动力量作用下出现断裂，产生位移，致使绝缘距离不足产生放电是此次事故的根本原因。

2）此次事故检修中须更换220kV #1、#2母线全部支柱绝缘子，并根据现场检查情况更换金属底板，更换后测量导体与筒壁之间的距离，检查导体安装情况，确保导体-绝缘子-金属底板-筒壁之间的连接无受力情况。

3）基建工程施工过程中，要求厂家加强GIS母线对接、内部安装环节的管理，提高安装质量。

4）生产厂家需进一步加强产品制造质量管控，特别是对小型绝缘件按照要求进行全部绝缘试验，保证产品出厂质量。

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