一起GIS断路器内部灭弧室故障案例分析与处理

一起GIS断路器内部灭弧室故障案例分析与处理

全梦华卞婷婷

（广州西电高压电气制造有限公司广东广州511455；上海西电高压开关有限公司上海201700）

摘要：介绍了一起GIS断路器内部灭弧室故障案例的分析与处理过程，首先对故障案例进行了简单的描述，并对事故原因进行详细的分析，得出内部灭弧室烧蚀故障是由于绝缘拉杆受潮后绝缘性能下降导致，经过更换绝缘拉杆以及其他灭弧室零部件，完成了故障缺陷的处理。通过对案例分析，对解决类似问题起到一定的借鉴作用。气体绝缘金属封闭开关设备（简称GIS），利用了SF6气体的高绝缘性能，将断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器等多种设备以及母线组合在一起，具有占地面积小、维护工作量少、安装简便等优点，在电力系统中广泛应用，但由于结构复杂，一旦出现故障，对供电系统影响范围大、会造成较大的不良影响。

关键词：GIS；组合电器；断路器；灭弧室故障

1、故障概况

某220kV变电站采用了220kVGIS设备，户外布置，断路器机构为全弹簧操动机构，共4回进线、3回出线，1个母联间隔。在按计划进行2#间隔（出线间隔）倒送电调试作业时合闸操作，送电后约4min发生接地短路故障。故障持续时间约400ms，短路电流约11kA。故障造成全站停电，2#间隔A相灭弧室内部压力增大，防爆膜破裂。

抢修团队通过对故障现场进行勘查，与现场运行人员讨论，并结合故障期间的录播图，对现场情况作出初步判断，得出以下结论：

故障位置位于断路器灭弧室,但未影响相邻其他元件隔离开关及电流互感器内部元件,故障对电流互感器及隔离开关盆式绝缘子是否产生影响，需对设备解体后才能作出准确判断。

现场检查情况如下:

1.1设备外观检查

断路器防爆膜盖板变形，壳体内壁发现有SF6白色粉尘物；气室压力降为零；断路器机构显示为分闸位置。

1.2断路器内部检查

打开上盖后，发现绝缘拉杆爆裂，有一片飞到灭弧室静侧屏蔽上。观察灭弧室位置在罐体中心，CT导体位置正常。罐体下部法兰上堆积了大量固体块状物体，可见绝缘拉杆碎片；断路器灭弧室内部导体因烧蚀严重发生位移；下侧梅花触头烧损极为严重，罐体下部法兰上堆积了大量固体块状物体。

1.3CT检查

下侧电流互感器内部被金属喷溅物严重污染，与M1隔离开关接口位置存在电弧烧蚀的痕迹，已无法使用，导体靠近母线DS盆子侧烧损极严重，上侧CT导体部分烧损；上侧电流互感器内部同样被金属喷溅物污染。

1.4隔离开关检查

1.4.1靠断路器侧的M1隔离开关盆式绝缘子烧损严重，触头烧损严重，盆子表面上经过擦洗打磨后状态良好，表面上分布大量放电纹路。

1.4.2靠母线侧的M1隔离开关经手孔盖板开盖检查，内部清洁。母线隔离开关静侧状态良好。

1.4.3上层隔离开关盆式绝缘子仅有少量粉末，清理后情况良好。

根据工作安排，抢修团队对故障断路器拆除后，对M1隔离开关外部进行密封保护，决定对断路器、上下CT、及M1隔离开关进行更换。

2、产品解体情况

由于现场缺乏检修条件，因此将相关的故障设备解体检查，具体检查情况如下：

2.1灭弧室

灭弧室外表面被电弧侵蚀，中间支撑绝缘筒熏黑，但无放电痕迹，动侧支撑绝缘台炸裂。

2.2绝缘拉杆

灭弧室下绝缘拉杆完全炸裂；绝缘拉杆与灭弧室动端连接部件受电侵蚀痕迹；根据接头位置判断灭弧室处于合闸位置。

3、原因分析

3.1绝缘故障过程

分析团队根据故障期间的录波图、故障现场的勘查、解体检查结果，得出故障的发展过程如下图所示：

3.2故障电流通路

解体检查，绝缘拉杆顶部与断路器动侧触头连接处、灭弧室动端铝制框架、灭弧室支撑板均有明显烧蚀，灭弧室其他零部件无明显放电现象，故分析断路器故障电流路径为经绝缘拉杆直至灭弧室支撑板。

3.3绝缘拉杆故障原因分析

一般情况下造成绝缘拉杆发生绝缘故障主要有以下原因：

3.3.1绝缘拉杆本身质量造成绝缘失效，具体包括：①绝缘拉杆外沿面浸胶层缺陷引起拉杆绝缘失效；②绝缘拉杆内沿面浸胶层缺陷引起拉杆绝缘失效；③绝缘拉杆玻璃丝布层缺陷引起拉杆绝缘失效。

为避免存在上述缺陷的绝缘拉杆，生产过程中会经过严格的出厂试验，缺陷会提前发现。经核实该绝缘拉杆的入厂试验情况，试验数据表明绝缘拉杆无异常。现场安装完成后。现场绝缘局放试验一次通过。所以，初步判断不属于绝缘拉杆质量问题。

3.3.2绝缘拉杆受潮。真空浸胶管绝缘拉杆受潮会造成绝缘性能逐渐下降，在出厂试验和现场试验时绝缘拉杆刚装入产品，绝缘件绝缘性能仅有少许下降，由于产品有足够的绝缘裕度，出厂试验均顺利通过。随着时间的推移，下降程度越来越严重，直至不能承受额定电压而击穿。结合该项目安装的组装及调试时间，分析现场情况分析工程的组装及调试时间正处于雨季，相对湿度较高的时期，打开包装后裸露在空气中的时间过长，可能造成绝缘拉杆受潮，而绝缘拉杆受潮是可能导致本次故障的直接原因。

3.4结论

断路器绝缘拉杆在组装调试时厂内装配检查不到位，裸露在空气中时间过长，造成绝缘件受潮绝缘性能下降，随着时间的推移，下降程度越来越严重，直至下降到不能承受额定电压而击穿造成本次故障事件。

4、后续保证措施

增加对后续的绝缘拉杆入厂试验逐支进行X射线探伤试验。要求绝缘拉杆在完成入厂试验后包装时进行双道密封，并且包装袋内部装入防潮剂以及湿度指示纸，如指示纸变色该拉杆严禁使用。厂家加强绝缘拉杆全过程工艺控制，严格执行自检、互检制度。同时对相关人员进行故障案例警示教育，提高对绝缘拉杆全过程工艺控制重要性的认识。通过上述改进措施的执行,杜绝类似事件的再次发生。

参考文献

[1]黎斌，SF6高压电器设计[M].北京：机械工业出版社，2003.

[2]GB7674-2008，额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属开关设备[S].

作者简介

全梦华（1990-），女，广西梧州人，初级工程师，研究方向为高压电器产品研发与应用。

卞婷婷（1980-），女，江苏镇江人，工程师，研究方向为高压电器产品研发与应用。