一起110kV户外气体绝缘全封闭组合电器母线气室支撑绝缘子故障分析

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国网青海省电力公司海东供电公司的研究人员彭家琦、蒲寅、刘军、赵明学、张金旭，在2021年第3期《电气技术》上撰文，分析了一起110kV户外气体绝缘全封闭组合电器母线气室导体支撑绝缘子击穿故障，找到了引起故障的原因，提出了解决及处理措施，为户外气体绝缘全封闭组合电器设备类似故障的处理提供了参考。

随着电网的不断发展，密集紧凑且占用空间较小的气体绝缘全封闭组合电器（gas insulated switch- gear, GIS）在变电站中的应用越来越多，尤其多用于110kV及以上的变电站。当组合电器发生故障时，如何通过检查和试验等方法快速发现并及时处理故障尤为重要。

1  故障前变电站运行方式

某110kV变电站#1、#2主变于2006年12月10日正式投入运行，容量分别为40 000kV·A、31 500kV·A，高压侧采用内桥接线方式，并与110kV GIS设备套管之间采用钢芯铝绞线连接，低压侧通过10kV母线铜排及穿墙套管与开关柜进线电缆相连，主变压器高压侧为星形联结方式，低压侧为三角形联结方式。

110kV GIS母线开关设备采用SF6封闭组合电器，型号为ZF6—126，生产日期2004年12月，主母线及分支母线采用三相共筒式，其外壳采用铝合金材料。故障发生前，110kV Ⅰ、Ⅱ段母线并列运行，10kV、35kV Ⅰ、Ⅱ段母线分列运行，#1主变带35kV Ⅰ、Ⅱ段母线运行，#2主变带10kV Ⅰ、Ⅱ段母线运行。

2  故障基本情况

2019年9月28日20:10，该110kV变电站#2主变高压侧发生B相接地故障，110kV主变保护PST1200差动速断动作，跳开#2主变进线110kV #1170开关、110kV母线分段#80开关、35kV侧#52开关及10kV侧#02开关。事故跳闸后10kV Ⅰ、Ⅱ段母线失压，跳闸前负荷为0，跳闸后负荷未发生改变。

3  故障检查情况

2019年9月28日23:30，专业人员到达现场，对#2主变、110kV Ⅱ段母线所属GIS设备、35kV Ⅱ段母线所属设备、10kV Ⅱ段母线所属设备进行了外观检查，未发现异常。

9月29日04:30变电运维人员将#2主变转为冷备用状态，试验及检修人员对变压器本体、套管及导电接触部位、非电量保护装置、10kV母线桥及35kV母线进行了全面检查，未发现异常，对10kV 开关柜内母线及#02断路器进行内部检查，未发现异常。

二次运检人员迅速对主变保护装置进行故障录波，具体如下。

1）#2主变PST1200差动保护录波如图1所示。

图1  #2主变差动保护录波

由图1可知，故障发生时中、低压侧无故障电流，高压侧110kV兰民Ⅱ回与110kV分段B相电流突变，有很大的故障电流，其最大值分别为Ib1max=27.68A、Ib2max=17.684A，且相位相同。

根据#2主变差动保护录波，可判断#2主变区内高压侧发生B相单相接地短路故障。

2）#2主变（高压侧套管电流）高后备PST1261保护录波如图2所示。

图2  #2主变高后备保护录波

由图2可知，故障发生时#2主变高压侧套管无故障电流，说明故障发生在主变高压侧套管CT以外。

3）110kV兰民Ⅱ回线路保护录波如图3所示。

图3  110kV兰民Ⅱ回线路保护录波

由此可以画出如图4所示的相量图。

图4  110kV兰民Ⅱ回线路保护电压、电流相量图

综合以上3个保护录波文件分析结果，可得出故障点位于高压侧套管引出线B相、110kV兰民Ⅱ回#1170开关与110kV分段#80开关B相之间。

试验人员在同一时间对#2主变及110kV Ⅱ母所属设备进行了诊断性试验。经检测，#2主变直阻、绝缘、介质损耗、有载开关过渡电阻及波形、主变本体油试验均合格，鉴于事故前，该地区有雷雨天气，试验人员对全站地网及导通进行了测试，均良好，对故障段GIS母线所属设备进行绝缘电阻测试，具体结果见表1。

表1  绝缘电阻测试

从表1可以看出，所属各相一次设备绝缘电阻均在合格范围内，试验人员对相关气室进行了微水及六氟化硫组分测试，具体结果分别见表2及表3。

表2  微水测试

表3  六氟化硫组分测试

通过上述气体试验分析，并结合保护录波图，可以判断出故障位于110kV Ⅱ段母线气室内，检修人员在厂家人员的配合下，对110kV Ⅱ段母线气室进行开盖检查，发现110kV Ⅱ段母线PT间隔下方母线罐体内，B相导体支撑绝缘子被击穿，支撑绝缘子底座及罐体内壁有明显电弧灼伤痕迹，具体如图5所示，气室罐壁附着有白色粉尘，A、C相导电杆及支撑绝缘子无异常。

2019年10月4日，检修人员对故障筒体进行解体，拆除故障段母线筒内部导体及支撑绝缘子。检查故障绝缘子表面、硬母线导电杆、绝缘盆内部表面有电弧放电痕迹，绝缘子上下嵌件分离，具体如图6所示。

图5  故障支撑绝缘子

图6  故障支撑绝缘子、导电杆及绝缘盆

检查110kV Ⅱ段母线其他部位，动触杆、静触头清洁无损伤。检修人员现场更换故障段气室同一横截面三相3只支撑绝缘子；打磨修复抛光导体及筒体内壁，清理检查两侧绝缘盆子，对3只主导体分解清洗检查，设备回装后充气至额定气压并静置24h后，试验人员进行了微水、六氟化硫纯度、主回路电阻测试，测试结果均符合相关技术规范。常规试验合格后进行了交流耐压试验，1min，184kV顺利通过，投入运行后，设备运行正常。

4  故障原因分析

2019年9月28日20:10，该110kV变电站#2主变故障跳闸，根据气象局发布的信息和电网雷电智能检测系统可知，故障前该变电站所处地区共有两个落雷点，落雷时间与站内故障时间吻合，落雷点A距110kV兰民Ⅱ回5 100m，落雷点B距110kV兰民Ⅱ回6 300m。110kV兰民Ⅱ回输电线路遭受雷击，雷电波侵入变电站GIS设备，引起过电压。

虽然GIS设备有避雷器防止过电压，故障前后，B相避雷器计数器数值分别为107和109，但GIS设备已经运行13年之久，内部的杂质颗粒吸附于支撑绝缘子表面，在雷电残压等的作用下，导致110kV Ⅱ段母线PT间隔下方母线筒体内的B相导体支撑绝缘子表面形成放电通道，引起母线短路故障，上嵌件经支撑绝缘子电弧通道对下嵌件放电，导致支撑绝缘子击穿灼烧，支撑绝缘子与导体相连部位产生放电痕迹，绝缘子底座与筒体内壁产生放电痕迹。

短路电流引起保护装置动作，#2主变三侧开关及110kV分段开关动作。

5  结论

通过本次故障处理，提出以下建议：

1）在设备监造时，严格把关各出厂试验项目，监督厂家务必做全做细，在设备安装和调试时，加强现场设备对接等工艺流程控制，确保安装环境达标，严格按照相关规程要求进行。

2）在进行例行试验时，对运行时间超过10年的GIS设备，适当缩短检测周期，在开展特高频、超声波测试的同时，进行六氟化硫组分测试。

3）建议在GIS设备加装特高频在线检测装置，实时监测GIS设备运行状况，及时发现并消除隐患，避免引起设备及人身事故。

4）建议厂家生产人员在设备出厂前仔细检查做好各相关部件的材质分析，确保零部件质量均过关。

5）对雷电多发地区变电站装设雷电定位系统，装设独立避雷针，并进行防雷技术研究。

本文编自2021年第3期《电气技术》，论文标题为“一起110kV户外气体绝缘全封闭组合电器母线气室支撑绝缘子故障分析”，作者为彭家琦、蒲寅 等。