GIS交流耐压试验盆式绝缘子闪络的原因及防范措施
厦门瑞骏电力监理咨询有限公司的研究人员李锦辉，在2018年第9期《电气技术》杂志上撰文指出，GIS在运输过程、安装环境、安装工艺等不利因素的影响下，在最后交流耐压试验中偶尔会发生绝缘性能故障，分析其安装过程的各方面影响因素和防范措施，可以减少或避免由于GIS安装的影响造成交流耐压试验中出现盆式绝缘子的闪络事故。
本文结合厦门110kV某变电站在GIS交流耐压试验中发生的一起盆式绝缘子表面闪络事故的案例,通过对试验过程、故障点查找、现场解体检查、现场处理等步骤的研讨，根据现有的相关专业规范、标准。分析GIS安装调试过程中导致盆式绝缘子发生闪络的原因，总结出在进行GIS安装过程的防范措施，为日后变电站GIS安装过程提供了参考依据。
GIS又称全封闭式组合电器，是将母线、断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器及进出线套管等设备封装在接地的金属壳体内，组合成一个整体装置。
GIS因其可靠性与安全性好、安装与维护工作量少、占地面积小等优点，在近几年的110kV及以上变电站建设中，得到较为广泛的应用[1]。盆式绝缘子在GIS连接母线中，起着隔离气室、支撑导体及绝缘的作用，也是GIS绝缘中较为薄弱的环节。
1 GIS交流耐压试验过程
厦门110kV某变电站工程在GIS安装完成后，经过主回路电阻测量、绝缘电阻测量、SF6气体微水测试、气体密封性试验、断路器机械特性试验等常规试验合格，GIS内（隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器等）的其他特性试验全部合格后，进行整体工频交流耐压试验。
根据GB 50150—2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》之13.0.6交流耐压试验，应符合下列规定：“试验程序和方法，应按产品技术条件或现行行业标准《气体绝缘封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则》DL/T555的有关规定执行，试验电压值应为出厂试验电压的80%”[2]。该GIS出厂试验电压为275kV，因此按规范要求现场老练试验电压值为84kV（5min）和145kV（3min），交流耐压试验电压值为220kV。
A、B两相通过相电压84kV老练5min，线电压145kV老练3min，220kV对地耐压试验1min，说明A、B两相交流耐压试验通过。而C相通过了相电压84kV老练5min，线电压145kV老练3min，再进行220kV对地耐压试验1min时，当升压至136kV发生放电现象时，为确定故障点位置，重新对C相进行升压试验，第二次升压至100kV放电，第三次升压至92kV放电，断开E01间隔（1#主变进线间隔）Q9隔离开关，甩掉Q9隔离开关至出线套管部分，再次对C相进行220kV耐压试验通过。说明故障点在E01间隔Q9隔离开关至出线套管之间。
2 现场检查
在发生放电现象后，对现场疑似故障气室SF6气体回收完成，拆下出线套管和捌角SD10112单元，经检查放电位置在E01间隔出线套管下方捌角SD10112单元的盆式绝缘子处，如图1所示。经过仔细检查盆式绝缘子表面有闪络痕迹，但无结构损伤，如图2所示。
图1 GIS故障点位置照片
图2 故障盆式绝缘子表面闪络痕迹照片
3 原因分析
3.1 工厂制造过程排查
检查生产安装和出厂试验记录，E01间隔SD10112单元在出厂试验时一次性通过耐压试验，并且局放量小于2pC，因此车间装配工艺出问题的可能性非常小。
3.2 运输过程排查
GIS厂址到变电站的距离约40km，且路途平坦，设备到场进行验收时，未发现屏蔽罩损坏或移位的问题，且冲撞记录仪中的最大数据小于产品技术文件的要求，因此可排除运输造成问题的可能性。
3.3 现场安装排查
1）现场安装环境排查
（1）当时E01间隔安装在7月份，施工现场环境湿度为50%～60%之间，根据GB 50147—2010《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》之第5.2.7条：GIS元件的安装应在制造厂技术人员指导下按产品技术文件要求进行，并应符合下列要求：“装配工作应在无风沙、无雨雪、空气相对湿度小于80%的条件下进行，并采取防尘、防潮措施”[3]。
施工现场的湿度满足上述规定要求，因此不存在该气室打开对接时造成盆式绝缘子吸附水分，而引起盆式绝缘子的闪络。
（2）E01间隔SD10112单元闪络的绝缘子为现场安装面，E01间隔出线套管不在GIS室，而是在1#主变室，没有封闭施工，周围存在粉尘较多，人员在走动时会带动粉尘飞扬，现场对接时粉尘或者其他小异物可能进入该气室内部，附着在盆式绝缘子表面上积存，使电压分布不均衡，从而引起盆式绝缘子表面发生闪络。
2）现场安装工艺影响排查
（1）对接导电杆时工艺不过关，造成金属部件摩擦，使金属粉末落入盆式绝缘子表面，而盆式绝缘子清洁时没有完全彻底的清理干净，造成杂质在盆式绝缘子表面堆积，降低盆式绝缘子的闪络电压值，发生闪络。
（2）对接完成后，对该气室进行抽真空，检查抽真空记录表，真空度达到32Pa时并保持12h，真空度没有降低，因此真空度满足规范要求，说明该气室密封性较好。不存在使空气中的水份通过漏点进入该气室内部，造成盆式绝缘子的含水量过高，使之表面形成水膜，降低绝缘子的沿面闪络电压值，造成盆式绝缘子闪络放电。
（3）检查该气室SF6气体压力值为0.68MPa，满足GIS厂家技术文件要求，并且SF6气体含水量小于250L/L，符合GB 50150—2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》之13.0.5测量六氟化硫气体含水量，应符合下列规定：“有电弧分解的隔室，应小于250L/L；无电弧分解的隔室，应小于250L/L；气体含水量的测量应在封闭式组合电器充气24h后进行”。因此，不存在因该气室SF6气体微水问题而使盆式绝缘子表面发生闪络。
综上所述，现场出现闪络的原因可能是：①现场对接时粉尘或者其他小异物进入气室内部；②现场对接导电杆时，造成金属部件摩擦，使金属粉末落入盆式绝缘子表面。
4 现场处理
对1#主变室的环境卫生进行清扫，经检查盆式绝缘子仅表面烧黑无结构破坏，现场采用打磨表面的方法进行修复，打磨后经检查其表面和新绝缘子无差异，处理完成后，安装捌角SD10112单元和出线套管，拧紧法兰螺栓，对拆开的气室进行抽真空、重新充SF6气体及微水测试，对现场检查时拆开的法兰面重新做气体密封试验，试验合格后重新进行交流耐压试验。
5 防范措施
1）加强GIS运输过程监测
运输时GIS充SF6气体至微正压，在GIS上安装冲撞记录仪，加强GIS运输过程的监测。
2）GIS进场验收
GIS进场后，组织相关人员进行开箱验收检查，并做好开箱检查记录。检查GIS从出厂到变电站运输过程的设备损伤状况。
3）控制SF6气体含水量、纯度及气室密封性
根据Q/GDW 11447—2015《10kV—500kV输变电设备交接试验规程》之19.2.1规定：“SF6新气到货后，充入设备前对气瓶的抽检应从每批次中进行，抽检比例参考见表1，其他每瓶只测定含水量”[4]。
在对SF6新气含水量和纯度检测合格后，方可向GIS气室内充SF6气体至0.1MPa，在SF6气体充入GIS内静置24h后，根据Q/GDW 11447—2015《10kV—500kV输变电设备交接试验规程》之19.2.5规定：“交接时SF6气体的试验项目、开展要求和标准见表2”。
表1 SF6新到气瓶抽检比例参考比例
表2 SF6气体的交接试验项目和标准要求
测量断路器SF6气体含水量小于150L/L、其他气室小于250L/L和纯度大于99.9%后，可继续向GIS气室充SF6气体至额定压力值。在充气24h后且操动试验后进行气室密封性试验，检漏仪不报警，则该气室密封性完好。
4）保持现场安装环境干净
安装前，检查GIS室内部环境清洁，不能因为赶工，而在土建部分没有完工的情况下进行GIS安装。在安装GIS时，水泥地面容易起尘，使GIS周围产生粉尘，应提前在GIS室地面进行一层环氧树脂地坪漆施工，保持地面清洁。
5）控制现场安装环境湿度和粉尘
GIS安装时应选择晴朗、气温较高的天气进行，空气相对湿度应小于80%。每日安装前进行GIS室内卫生清理，安装时无关人员不能进入现场，安装人员要佩戴头帽和鞋套，防止粉尘或其他杂质带入气室内。在安装现场悬挂温湿度计和粉尘测试仪时，监测现场安装环境的湿度及粉尘量。
6）熟悉安装工艺，提高现场安装质量
GIS组装前，应先检查导电杆、盆式绝缘子表面有无生锈、氧化物、无划痕及凹凸不平，若有，则对其表面有毛刺、氧化层和划痕部位采用砂纸进行处理平整，并用丙酮进行清洗干净，减小接触电阻，减少放电现象。对盆式绝缘子采用吸尘器进行清扫，并选用酒精擦拭干净[5]。对接法兰处的密封圈应更换，用无毛纸蘸酒精擦洗密封圈后并涂密封胶。法兰对接后，连接螺栓按产品技术文件要求使用力矩扳手进行紧固。
通过以上分析，GIS进行交流耐压试验时，盆式绝缘子发生闪络放电主要受现场安装环境和安装工艺的影响比较大。在GIS安装前，组织好GIS验收工作，及时发现设备损伤情况；在GIS安装中，要控制好气室真空度、SF6气体含水量、安装面清洁度、气室密封性等方面；安装后，做好SF6气体微水和气室压力值监测。
做好以上各项措施，基本上可以避免GIS交流耐压试验时盆式绝缘子发生闪络事故。