GIS交流耐壓試驗盆式絕緣子閃絡的原因及防范措施

李錦輝

（廈門瑞駿電力監(jiān)理咨詢有限公司，福建 廈門 361004）

GIS又稱全封閉式組合電器，是將母線、斷路器、隔離開關、接地開關、電壓互感器、電流互感器、避雷器及進出線套管等設備封裝在接地的金屬殼體內，組合成一個整體裝置。GIS因其可靠性與安全性好、安裝與維護工作量少、占地面積小等優(yōu)點，在近幾年的110kV及以上變電站建設中，得到較為廣泛的應用[1]。盆式絕緣子在GIS連接母線中，起著隔離氣室、支撐導體及絕緣的作用，也是 GIS絕緣中較為薄弱的環(huán)節(jié)。

1 GIS交流耐壓試驗過程

廈門110kV某變電站工程在GIS安裝完成后，經過主回路電阻測量、絕緣電阻測量、SF6氣體微水測試、氣體密封性試驗、斷路器機械特性試驗等常規(guī)試驗合格，GIS內（隔離開關、電流互感器、電壓互感器、避雷器等）的其他特性試驗全部合格后，進行整體工頻交流耐壓試驗。根據GB 50150—2016《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》之13.0.6交流耐壓試驗，應符合下列規(guī)定：“試驗程序和方法，應按產品技術條件或現行行業(yè)標準《氣體絕緣封閉開關設備現場耐壓及絕緣試驗導則》DL/T555的有關規(guī)定執(zhí)行，試驗電壓值應為出廠試驗電壓的80%”[2]。該GIS出廠試驗電壓為275kV，因此按規(guī)范要求現場老練試驗電壓值為 84kV（5min）和145kV（3min），交流耐壓試驗電壓值為220kV。A、B兩相通過相電壓84kV老練5min，線電壓145kV老練3min，220kV對地耐壓試驗1min，說明A、B兩相交流耐壓試驗通過。而C相通過了相電壓84kV老練5min，線電壓145kV老練3min，再進行 220kV對地耐壓試驗 1min時，當升壓至136kV發(fā)生放電現象時，為確定故障點位置，重新對C相進行升壓試驗，第二次升壓至100kV放電，第三次升壓至 92kV放電，斷開 E01間隔（1#主變進線間隔）Q9隔離開關，甩掉Q9隔離開關至出線套管部分，再次對C相進行220kV耐壓試驗通過。說明故障點在E01間隔Q9隔離開關至出線套管之間。

2 現場檢查

在發(fā)生放電現象后，對現場疑似故障氣室 SF6氣體回收完成，拆下出線套管和捌角SD10112單元，經檢查放電位置在 E01間隔出線套管下方捌角SD10112單元的盆式絕緣子處，如圖1所示。經過仔細檢查盆式絕緣子表面有閃絡痕跡，但無結構損傷，如圖2所示。

圖1 GIS故障點位置照片

圖2 故障盆式絕緣子表面閃絡痕跡照片

3 原因分析

3.1 工廠制造過程排查

檢查生產安裝和出廠試驗記錄，E01間隔SD10112單元在出廠試驗時一次性通過耐壓試驗，并且局放量小于 2pC，因此車間裝配工藝出問題的可能性非常小。

3.2 運輸過程排查

GIS廠址到變電站的距離約40km，且路途平坦，設備到場進行驗收時，未發(fā)現屏蔽罩損壞或移位的問題，且沖撞記錄儀中的最大數據小于產品技術文件的要求，因此可排除運輸造成問題的可能性。

3.3 現場安裝排查

1）現場安裝環(huán)境排查

（1）當時E01間隔安裝在7月份，施工現場環(huán)境濕度為50%～60%之間，根據GB 50147—2010《電氣裝置安裝工程高壓電器施工及驗收規(guī)范》之第5.2.7條：GIS元件的安裝應在制造廠技術人員指導下按產品技術文件要求進行，并應符合下列要求：“裝配工作應在無風沙、無雨雪、空氣相對濕度小于80%的條件下進行，并采取防塵、防潮措施”[3]。施工現場的濕度滿足上述規(guī)定要求，因此不存在該氣室打開對接時造成盆式絕緣子吸附水分，而引起盆式絕緣子的閃絡。

（2）E01間隔SD10112單元閃絡的絕緣子為現場安裝面，E01間隔出線套管不在GIS室，而是在1#主變室，沒有封閉施工，周圍存在粉塵較多，人員在走動時會帶動粉塵飛揚，現場對接時粉塵或者其他小異物可能進入該氣室內部，附著在盆式絕緣子表面上積存，使電壓分布不均衡，從而引起盆式絕緣子表面發(fā)生閃絡。

2）現場安裝工藝影響排查

（1）對接導電桿時工藝不過關，造成金屬部件摩擦，使金屬粉末落入盆式絕緣子表面，而盆式絕緣子清潔時沒有完全徹底的清理干凈，造成雜質在盆式絕緣子表面堆積，降低盆式絕緣子的閃絡電壓值，發(fā)生閃絡。

（2）對接完成后，對該氣室進行抽真空，檢查抽真空記錄表，真空度達到32Pa時并保持12h，真空度沒有降低，因此真空度滿足規(guī)范要求，說明該氣室密封性較好。不存在使空氣中的水份通過漏點進入該氣室內部，造成盆式絕緣子的含水量過高，使之表面形成水膜，降低絕緣子的沿面閃絡電壓值，造成盆式絕緣子閃絡放電。

（3）檢查該氣室 SF6氣體壓力值為 0.68MPa，滿足GIS廠家技術文件要求，并且SF6氣體含水量小于250μL/L，符合GB 50150—2016《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》之13.0.5測量六氟化硫氣體含水量，應符合下列規(guī)定：“有電弧分解的隔室，應小于 250μL/L；無電弧分解的隔室，應小于 250μL/L；氣體含水量的測量應在封閉式組合電器充氣24h后進行”。因此，不存在因該氣室SF6氣體微水問題而使盆式絕緣子表面發(fā)生閃絡。

綜上所述，現場出現閃絡的原因可能是：①現場對接時粉塵或者其他小異物進入氣室內部；②現場對接導電桿時，造成金屬部件摩擦，使金屬粉末落入盆式絕緣子表面。

4 現場處理

對1#主變室的環(huán)境衛(wèi)生進行清掃，經檢查盆式絕緣子僅表面燒黑無結構破壞，現場采用打磨表面的方法進行修復，打磨后經檢查其表面和新絕緣子無差異，處理完成后，安裝捌角SD10112單元和出線套管，擰緊法蘭螺栓，對拆開的氣室進行抽真空、重新充 SF6氣體及微水測試，對現場檢查時拆開的法蘭面重新做氣體密封試驗，試驗合格后重新進行交流耐壓試驗。

5 防范措施

1）加強GIS運輸過程監(jiān)測

運輸時GIS充SF6氣體至微正壓，在GIS上安裝沖撞記錄儀，加強GIS運輸過程的監(jiān)測。

2）GIS進場驗收

GIS進場后，組織相關人員進行開箱驗收檢查，并做好開箱檢查記錄。檢查GIS從出廠到變電站運輸過程的設備損傷狀況。

3）控制SF6氣體含水量、純度及氣室密封性

根據Q/GDW 11447—2015《10kV—500kV輸變電設備交接試驗規(guī)程》之19.2.1規(guī)定：“SF6新氣到貨后，充入設備前對氣瓶的抽檢應從每批次中進行，抽檢比例參考見表1，其他每瓶只測定含水量”[4]。

在對 SF6新氣含水量和純度檢測合格后，方可向GIS氣室內充SF6氣體至0.1MPa，在SF6氣體充入 GIS內靜置 24h后，根據 Q/GDW 11447—2015《10kV—500kV輸變電設備交接試驗規(guī)程》之19.2.5規(guī)定：“交接時SF6氣體的試驗項目、開展要求和標準見表2”。

表1 SF6新到氣瓶抽檢比例參考比例

表2 SF6氣體的交接試驗項目和標準要求

測量斷路器 SF6氣體含水量小于 150μL/L、其他氣室小于250μL/L和純度大于99.9%后，可繼續(xù)向 GIS氣室充 SF6氣體至額定壓力值。在充氣 24h后且操動試驗后進行氣室密封性試驗，檢漏儀不報警，則該氣室密封性完好。

4）保持現場安裝環(huán)境干凈

安裝前，檢查GIS室內部環(huán)境清潔，不能因為趕工，而在土建部分沒有完工的情況下進行GIS安裝。在安裝GIS時，水泥地面容易起塵，使GIS周圍產生粉塵，應提前在GIS室地面進行一層環(huán)氧樹脂地坪漆施工，保持地面清潔。

5）控制現場安裝環(huán)境濕度和粉塵

GIS安裝時應選擇晴朗、氣溫較高的天氣進行，空氣相對濕度應小于80%。每日安裝前進行GIS室內衛(wèi)生清理，安裝時無關人員不能進入現場，安裝人員要佩戴頭帽和鞋套，防止粉塵或其他雜質帶入氣室內。在安裝現場懸掛溫濕度計和粉塵測試儀時，監(jiān)測現場安裝環(huán)境的濕度及粉塵量。

6）熟悉安裝工藝，提高現場安裝質量

GIS組裝前，應先檢查導電桿、盆式絕緣子表面有無生銹、氧化物、無劃痕及凹凸不平，若有，則對其表面有毛刺、氧化層和劃痕部位采用砂紙進行處理平整，并用丙酮進行清洗干凈，減小接觸電阻，減少放電現象。對盆式絕緣子采用吸塵器進行清掃，并選用酒精擦拭干凈[5]。對接法蘭處的密封圈應更換，用無毛紙蘸酒精擦洗密封圈后并涂密封膠。法蘭對接后，連接螺栓按產品技術文件要求使用力矩扳手進行緊固。

6 結論

通過以上分析，GIS進行交流耐壓試驗時，盆式絕緣子發(fā)生閃絡放電主要受現場安裝環(huán)境和安裝工藝的影響比較大。在GIS安裝前，組織好GIS驗收工作，及時發(fā)現設備損傷情況；在 GIS安裝中，要控制好氣室真空度、SF6氣體含水量、安裝面清潔度、氣室密封性等方面；安裝后，做好SF6氣體微水和氣室壓力值監(jiān)測。做好以上各項措施，基本上可以避免GIS交流耐壓試驗時盆式絕緣子發(fā)生閃絡事故。