董霞 李晓红

摘 要：本文针对一起 110 kV GIS 设备隔离开关气室相间短路故障进行分析，通过对GIS设备故障气室进行现场解体检查，利用 X 光无损检测、玻璃化转变温度检测以及密度检测等手段，明确此次故障是由GIS设备安装环境控制不良引起的，并针对该问题提出了相应的预控措施，对提高GIS隔离开关运行可靠性具有一定的指导意义。

关键词：110 kV GIS 设备；开关气室；短路故障；预控措施

高压组合电器（GIS/HGIS）具有体积小、占地面积少、易于安装、受外界环境影响小、运行安全可靠、配置灵活、维护简单、检修周期长等特点，在变电站中应用广泛，其将断路器、隔离开关、互感器、避雷器等元件直接联结在一起，并全部封闭在接地的金属外壳内，集成为一体的成套开关设备。随着GIS设备的广泛运用，在运行过程中越来越多的问题逐渐显现，其中绝缘故障已成为影响GIS设备安全稳定运行的最重要的因素之一。

1 事故概况

某GIS变电站进线间隔在运行过程发生A、B两相相间短路故障而跳闸，随后自动重合闸不成功，通过测距仪器确定故障点约在线路 11.6 km 处，对线路进行检查未发现异常后再次对该线路进行试送电，但还是发生A、B相间短路跳闸。试送电不成功后排查线路开关设备，SF6气体成分分析结果显示SO2含量已超出仪器测量范围，从而确定故障部位为 GIS 设

备进线电缆侧三工位 1043 隔离开关气室处。该GIS变电站主接线图如图1所示。

2 现场解体检查情况

1043隔离开关结构为三工位直插式，解体后发现该隔离开关A相处于合闸状态，B、C两相为接地状态。1043隔离开关A、B相间绝缘棒已烧毁，在其下方的些许碎片是绝缘棒烧毁产物，而B、C相间及C相与操作机构间的操作绝缘棒完好无异常，未见放电痕迹。1043隔离开关气室与104断路器连接处的盆式绝缘子表面有电弧烧灼痕迹，气室内 SF6气体固体分解物较多，其它部位无异常，分析认为1043隔离开关A、B相间绝缘操作杆在运行中绝缘被击穿，从而造成 A、B 相间短路，进而引发三相相间短路，导致相关线路跳闸。由于故障点未消除，在随后的重合闸操作以及试送电操作过程中，再次发生接地短路故障，在多次短路电流的冲击下，最终导致了A、B相间绝缘棒完全断裂损毁。

3 故障原因分析

1043隔离开关气室发生绝缘故障前，系统无操作、无恶劣天气、无过电压、保护装置及系统无异常，因此可排除放电故障是由外部原因引起。初步推断导致1043隔离开关气室A、B相间绝缘棒绝缘击穿的原因为：

（1）绝缘棒自身缺陷引起的放电。因产品质量不良、固化工艺不良导致绝缘棒内存在气泡、杂质，这使得绝缘棒在运行过程出现局部放电现象，导致绝缘劣化，从而发生相间短路故障。

（2）绝缘棒表面吸附灰尘杂质引起的沿面放电。绝缘棒表面吸附灰尘杂质主要是由于厂内安装或现场安装工艺控制不良所致，气室内的灰尘杂质在强电场作用下，逐渐形成放电通道，从而引发相间短路故障。

下面通过X光检测、玻璃化转变温度试验以及密度检测等方法对绝缘棒断裂原因进行逐一排查分析。

3.1 X光检测试验

X 光检测技术主要是利用 X 射线将物品曝光后，将其图像在显示器上显现出来。目前 X 光检测技术作为发现绝缘件内部是否存在气泡、裂缝以及金属丝等缺陷的一种有效手段，已广泛应用于GIS设备绝缘件内部缺陷的检测中。因此，采用X光对1043隔离开关B、C相间绝缘棒进行检测，可发现绝缘棒内部是否存在裂纹或气泡等缺陷。通过不同角度对该绝缘棒进行X光检测，未发现绝缘棒存在明显裂纹、气泡等缺陷。

3.2 玻璃化转变温度检测

绝缘棒是一种高分子材料，而玻璃化转变是其一种固有属性，玻璃化转变对应的温度，即为玻璃化温度。通过对玻璃化温度的检测，可发现绝缘棒的形变与温度的关系，根据玻璃化温度是否满足厂家要求，可判断绝缘棒固化工艺是否存在问题。根据GB/T 22567—2008《电气绝缘材料测定玻璃化转变温度的试样方法》，对绝缘棒进行取样，并分别将样品按1～4进行编号，其检测结果见表1。

由于目前针对绝缘棒玻璃化转变温度没有统一标准，故检测结果的判断依据采用厂家内控标准。绝缘棒生产厂家给出的玻璃化转变温度为90℃，因此除1号试品较厂家标准偏低0.7℃，其它试品检测结果均满足厂家要求，但考虑实际存在的测量误差，认为绝缘棒的玻璃化温度符合厂家要求。

3.3 密度检测

根据GB/T 4472—1984《化工产品密度、相对密度测定通则》，对绝缘棒取样后进行密度检测，其检测结果见表1。由于目前针对绝缘棒密度没有统一标准，故检测结果的判断依据采用厂家内控标准（密度差≤0.2 g/cm3）。由表1的密度测试结果可见，不同位置的密度波动较小，任意两个样品的密度差均在厂家内控标准的波动范围内。

通过对 1043 隔离开关 B、C 相间绝缘棒进行 X光、玻璃化转变温度以及密度检测，结果并未发现绝缘棒存在内部缺陷和固化工艺不良问题。因此，绝缘棒发生绝缘击穿与绝缘棒自身质量无关。事实上，根据运行经验，绝缘棒表面吸附灰尘杂质可能造成绝缘棒沿面放电，而持续的局部放电会造成绝缘棒发生绝缘故障。因此分析认为，1043隔离开关气室在厂内安装或现场安装时，存在安装环境清洁度控制不良或充气时充气管路不清洁的情况，从而造成该隔离开关气室内清洁度降低，运行后在电场作用下，灰尘或杂质逐渐聚集在A、B相间绝缘棒上，引起短路故障，造成第1次跳闸，在短路电流的作用下，绝缘棒因电弧高温局部发热从而导致裂纹产生，第2次自动重合闸时故障电流使绝缘棒裂纹加剧，在第3次试送电时，故障电流使绝缘棒完全炸裂。

4 对策及建议

本文通过对一起 110 kV GIS 设备隔离开关气室绝缘故障进行分析，认为在设备组装过程中对环境控制不严，导致灰尘杂质进入气室内，是造成该起GIS绝缘故障的主要原因。为避免此类故障再次发生，应做到以下几点：

（1）对于厂内组装的 GIS 部件，应加强品控工作，尤其是加强设备绝缘试验（如耐压试验、局放试验以及雷电冲击试验）的考核。品控工作经验表明，绝缘试验结果能够反映GIS设备厂内组装工艺以及安装环境控制缺陷。

（2）对于GIS设备现场安装工作，设备厂家应明确施工环境及安装工艺要求，且在施工过程中要严格执行工艺要求，使之符合技术条件及相关标准。在产品安装环节，确保导体、屏蔽罩及绝缘子表面彻底清理干净，使产品安全可靠。

（3）在GIS设备运 维过程中，采用超声波以及超高频法，加强局部放电测试工作，多方位对GIS设备进行排查，已达到提前发现设备隐患的目的，保证设备安全稳定运行。

参考文献：

[1]陈仓，张杰，赵满江，等.GIS典型绝缘故障案例及原因分析[J].电瓷避雷器，2017，56（6）：7-14.