GIS内部放电引起主变差速保护动作故障的检查处理与分析
山西省黄河万家寨水务集团有限公司的研究人员张海、白莹，在2018年第10期《电气技术》杂志上撰文指出，随着技术的发展，GIS（气体绝缘全封闭组合电器）在电力系统中的运用已非常普遍，然而故障现象及检查处理的方法则各有不同。
本文对一次由GIS内部放电引起主变差速保护动作故障的发生、检查试验、处理过程及工艺要求进行了详细阐述，对故障原因进行了深入分析，以此对此类故障的检查与处理提供参考。
某110kV变电站于2011年9月正式投入运行。2017年7月16日23时53分，1号主变差速保护动作，1号主变进线开关跳闸，110kV母线差动保护动作，1号、2号主变失电。故障前运行方式：110kV Ⅰ回进线供110kV母线，110kV Ⅱ回进线冷备。1号主变供10kV Ⅰ段母线，2号主变供10kV Ⅱ段母线。10kV母线分段运行。
1 故障检查、试验及分析
此变电站由两回110kV线路供电，高压侧采用单母线接线方式，开关设备采用SF6封闭组合电器（GIS）设备，型号为ZF12-126，额定电压110kV、额定电流2000A。主母线及分支母线采用三相共筒式，外壳材料采用铝合金。
2台主变压器型号为SZ10-8000/110，额定容量8000kVA、低压侧额定电压10.5kV。变压器低压侧端子通过电缆端接箱与10kV开关柜的进线电缆相连。高压侧端子与GIS设备SF6气体管道母线之间采用软导线连接，并设有110kV侧中性点成套装置。
故障发生后，检修人员对故障范围内的相关设备做了如下检查及试验。
1.1 外观检查
对1号主变及相关设备进行了外观检查，未发现异常。
1.2 试验
对1号主变进行了绝缘电阻、三相直流电阻、直流耐压、主变高压侧绕组及套管介损试验，试验数据均合格；对GIS 1号主变高压侧进线间隔进行了对地及相间绝缘测试，发现A相绝缘电阻明显低于B、C相（A-BC及地为8.5M；B-AC及地为82G；C-AB及地为100G），直流耐压试验时发现A相升压至3.7kV时泄漏电流为1231A仪器过流跳闸，B、C相正常；对GIS 1号主变高压侧进线间隔相邻间隔进行绝缘电阻及直流耐压测试，试验数据合格。
1.3 波形分析
查看现场故障录波系统，波形显示故障发生后17.6ms主变差速保护动作，1号主变高压侧A相电流突变到12A，110kV母线A相电压降到7.34kV（见图1）；线路保护波形显示出现零序电流电压。
图1 110kV进线电压及1号主变高压侧电流波形图
1.4 开盖检查
对GIS 1号主变高压侧进线气室气体回收后进行开盖检查，发现1号主变高压侧进线气室靠近主变第一个绝缘盆A相导体周围浇筑面有短路放电后遗留的黑色印记，A相触头也有严重灼伤（见图2），气室罐壁附着有大量白色粉尘，B、C相无异常。
图2 绝缘盆及触头放电灼伤
综合上述检查结果分析，造成此次主变差速保护动作的直接原因为1号主变高压侧进线气室靠近主变第一个绝缘盆A相导体对地发生短路放电。
2 故障处理
根据故障点情况，准备对发生短路放电的绝缘盆及绝缘盆上的A相触头进行更换处理（见图3）。检修公司与GIS设备制造厂家依据相关的GIS设备检修规范及厂家技术规范共同制定了故障处理技术方案，并报上级部门批准。
图3 放电绝缘盆位置图
2.1 故障处理流程（见图4）
2.2 故障气室拆解步骤（见图5）
2.3 工艺要求及注意事项
1）设备解体前检修人员要详细了解设备内部结构，以免在拆解过程中对内部导体、触头、绝缘盆及气室罐壁等造成损伤。
图4 故障处理流程图
图5 故障气室拆解步骤图
2）气室解体检修应选择晴好天气，室内要进行无尘处理，空气湿度不应大于80%。
3）故障气室的气体要回收到专用气罐单独封存，不得排放到大气中。
4）拆解及回装过程中的吊装工作应由经过专门培训，并取得专业资格证书的人员担任。
5）拆解过程要严格按照技术方案进行。解体后的气室、导体等配件应对应安装位置做标记后放置到专门场地，螺丝等小零件应分类存放。对拆解后的气室进行清理时要穿防尘服，戴防毒面具和橡胶手套。粉尘清理主要用无毛纸蘸酒精进行，对法兰面上的轻微划痕、锈蚀和导体、罐壁的轻微灼伤用百洁布打磨后再用酒精擦拭干净，配件上的沟槽孔等人手难以触及的部位应用吸尘器清理。配件清理完成后用塑料布进行封盖。
6）回装应按拆解逆过程进行。每一个配件回装时要再次用五毛纸和吸尘器清理一遍。所有拆解的密封面的密封圈都要更换新的，新密封圈使用前要检查其是否有裂痕或严重划伤，真空硅脂油涂抹要均匀适量。法兰面的紧固螺丝要用力矩扳手对角均匀紧固。手孔盖最后回装，其他配件回装完毕后用吸尘器从手孔盖伸进气室内部对回装过程中可能带入的灰尘进行最后清理，清理完成更换手孔盖上的干燥剂然后迅速封孔。
7）回装完毕后立即对气室抽真空，抽至133Pa后再抽3～4h（使其室内水分充分气化被抽出）。抽真空结束后充入额定压力的高纯（99.999%）氮气进行干燥，静置24h后再次抽真空，最后充入额定压力SF6气体，静置24h后用检漏仪检漏并测微水。
8）对解体部分进行绝缘电阻、回路电阻及耐压试验，各项试验合格后申请送电投运。
3 故障原因分析
对1号主变高压侧进线气室解体后发现放电绝缘盆主密封圈在放电部位有两处断裂，断口较平整并呈现出斜切口状，断裂处密封槽内有大量硅脂油堆积，绝缘盆浇筑面有疑似硅脂油流过的白色痕迹（见图6）。
断裂的密封圈并没有放电烧伤痕迹，从形状看也没有被严重挤压过，证明密封圈不是由于挤压导致断裂，放电也不是由断裂的密封圈直接引起。由此怀疑设备安装过程中安装人员对此密封圈进行过裁接处理，为使密封圈断口处可靠固定于绝缘盆密封槽内，此处使用了大量的硅脂油。
图6 放电绝缘盆及其主密封圈
此故障点位于室外，多年运行过程中的高温暴晒使堆积的硅脂油融化慢慢渗入气室内部并沿绝缘盆浇筑面扩散，气室内的高压静电使内部的少量粉尘悬浮并逐步吸附到硅脂油渗流过的部位，随着硅脂油上所吸附粉尘的增多，逐步缩小了导体与管壁的绝缘距离，进而引起导体对接地的管壁沿绝缘盆浇筑面发生放电，最终导致主变差速保护动作。
GIS组合电器虽然具有占地面积小、元件全部密封不受环境干扰、检修周期长、维护工作量小、安装迅速、运行费用低等优点，但其对安装及检修维护的工艺要求相当高。本次故障的发生也提醒我们今后在GIS设备的安装及检修维护工作中，一定要增强责任心，严格按照规范的工艺要求进行操作，这样才能降低此类故障的发生率，保障设备的安全稳定运行。