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国网内蒙古东部电力有限公司电力科学研究院的研究人员张星宇、张小明、左秀江、戴雨薇、陈雅琦，在年第8期《电气技术》上撰文，介绍了某±kV换流站恢复送电过程中发生放电故障的kV气体绝缘金属封闭开关设备盆式绝缘子现场解体情况，结合继电保护动作分析，追溯设备出厂试验结果，并对盆式绝缘子进行了电场模拟分析，最终确定了盆式绝缘子放电故障原因。

气体绝缘金属封闭开关（gasinsulatedswitch-gear,GIS）设备在现代电力系统中起着举足轻重的作用，具有结构紧凑、运行可靠和易维护等优点。组合电器结构紧凑，很容易在生产、安装、运行维护等环节由于管控不严导致母线筒内存在异物，造成内部缺陷。某±kV换流站一条kV送出线路消缺结束，在恢复送电过程中，两次充电未成功，第二次充电失败后，变电站工作人员在巡视中发现该出线侧kVGIS设备G88A气室漏气。本文在现场设备解体检查的基础上，结合继电保护动作情况，追溯设备出厂试验并进行盆式绝缘子电场模拟试验，综合分析该盆式绝缘子放电故障原因。1继电保护动作情况及分析继电保护动作事件过程如图1所示。图1继电保护动作事件过程1.1两次送电故障录波情况该送出线路第一次送电过程中两侧换流站故障录波波形如图2和图3所示，根据受端换流站侧录波显示19:05:38:时受端换流站发合闸命令，66ms后开关合闸完成，送出线路A、B、C相出现电压、电流，录波显示A相电压有效值为.17kV、B相为.05kV、C相为.66kV，A相电流有效值为4.21kA、B相为0.kA、C相为0.kA，零序电流4.kA。故障特征为A相单相接地故障，故障电流出现21ms保护装置动作跳闸，61ms开关跳开故障切除。送端换流站侧故障录波显示开关合闸后，A相出现操作过电压，幅值为.kV（1.95p.u.），后降为8.9kV左右，B相电压最高幅值为-.48kV，C相电压最高幅值为-.kV，故障持续61ms。现场避雷器A、B相未动作，C相动作。图2受端换流站第一次送电故障录波波形图3送端换流站第一次送电故障录波波形该送出线路第二次送电过程中两侧换流站故障录波波形分别如图4和图5所示。第二次送电过程中受端换流站侧故障量趋势与第一次送电情况基本相符，故障持续61ms左右，故障特征为A相接地故障。送端换流站侧A相瞬时电压最高为11.kV左右，B、C相电压正常。从两侧录波看，第二次送电受端换流站合闸时故障点依然存在，送端换流站侧A相电压接近0，故障应为该线路送端换流站侧出口处直接接地故障。图4受端换流站第二次送电故障录波波形图5送端换流站第二次送电故障录波波形1.2继电保护装置动作情况受端换流站侧：PSL—UA保护装置11月14日19:05:38:启动，22ms分相差动保护动作、31ms距离加速动作。CSC—A保护装置19:05:38:启动，20ms纵联差动保护动作、差动手合动作，34ms距离加速动作，67ms零序加速动作。送端换流站侧：PSL—UA保护装置、CSC—A保护装置启动，未动作。1.3纵联差动保护动作分析线路在空充时故障或空载时发生故障，其逻辑为：一侧变电站开关在分位、一侧开关在合位，合闸侧检测到故障且故障电流大于差动保护定值时，合闸侧线路差动保护动作跳闸，分位侧线路保护不动作。本次故障受端换流站侧纵联差动保护动作，送端换流站侧启动未动作，差动保护动作行为符合空充状态下故障的动作逻辑。送端换流站侧开关在分位，故障电流为零，保护装置无法通过电流突变量启动，纵联电流差动保护针对空充状态增加了跳闸位置节点（TWJ）启动元件，作为手合于故障或空充线路，一侧启动另一侧不启动时，未合侧保护装置的启动元件，即未合侧只要满足：①装置有三相TWJ开入；②收到对侧保护启动信号，则保护启动。送端换流站侧保护启动框图如图6所示。图6送端换流站侧保护启动框图本次故障，送端换流站侧满足TWJ启动条件，保护装置启动，向对侧发送启动信号，但因本侧开关故障前三相在分位，不满足差动跳闸逻辑，差动保护未动作。受端换流站侧电流突变量元件启动，接收到对侧发送的启动信号，差动电流1.A大于差动保护动作定值0.15A，差动保护动作。1.4手合于故障加速保护动作分析合闸加速保护分为距离加速和零序加速两种，受端换流站侧满足手合加速条件，PSL—UA保护装置故障阻抗为29.Ω，小于接地距离Ⅲ段定值57.6Ω，经过延时（最长不超过50ms）距离加速动作；零序加速保护手合时固定延时ms，故障持续60ms左右，零序加速未达到延时，零序加速保护不动作。CSC—A保护故障阻抗为29.88Ω，小于接地距离Ⅲ段定值57.6Ω，距离手合加速动作。故障时零序电流为1.A，大于零序过电流加速段定值0.09A，零序加速保护装置内固定延时60ms，零序加速保护动作。1.5故障过程行波测距分析送端换流站配置XC—E行波测距装置，其基本原理：通过测量电压、电流行波在故障点及母线（电站）之间的传播时间进行测距。故障线路送电过程中因本侧开关处于分位无电流量输入，无法通过故障线路行波进行测距，可以根据故障点产生行波通过故障线路到受端换流站母线，经过另一线路到达送端换流站母线进行测距。结合测距行波波形L=(-)×140m=m，分析结果为距受端换流站侧约为.7km，符合计算结果。送端换流站侧行波单端测距分析结果如图7所示。图7送端换流站侧行波单端测距分析结果2现场检查及解体情况2.1现场检查情况14日22:00，第一次充电失败后，检修人员对送端换流站内DK线路高抗、故障线路出线设备进行检查，设备外观检查无异常；对故障线路A相分支母线及隔离开关气室进行SF6分解物试验（见表1），试验结果无异常。15日02:00第二次充电失败后，对DK线路高抗、故障线路出线设备进行检查，设备外观检查无异常；对故障线路A相分支母线及隔离开关气室进行SF6分解物试验（见表1），试验结果无异常；对DK线路高抗进行油色谱分析，数据无异常。15日08:00，运行人员发现故障线路出线G88A气室漏气，压力开始有下降趋势。现场立即进行全面检查，发现套管下方第一个盆式绝缘子浇筑口有漏气响声。随后进行SF6分解物检测，发现有SO2体积分数为69.4×10-6，故障点所在气室较长，约为35m，分析认为气室较长，SO2扩散至取气口需要较长时间，所以故障后很长时间才检测到分解物（见表1）。表1G88A气室（A相）分解物检测数据2.2设备解体检查情况现场检测发现G88A气室SO2体积分数为69.4×，判断G88A气室内部存在放电，故障位置如图8所示。16日02:00，对故障线路出线G88A气室套管下端第一个盆式绝缘子进行开盖检查，发现盆式绝缘子两侧均有烧伤。图8放电气室故障位置现场开盖后，发现故障部位位于套管下方通气盆式绝缘子，如图9和图10所示，盆式绝缘子凸侧朝向套管侧，凹侧朝向分支母线侧。图9故障位置图10故障位置内部形态图检查发现，故障盆式绝缘子放电位置位于正常运行位置的正下方。放电发生在盆式绝缘子凹面，凹面大面积炭化，且有两条明显放电通道，其中一条放电通道是宽15～20mm、深4mm左右、均匀且炭化严重的沟状损伤；在凸面存在明显裂缝，严重损伤部位呈长35mm、宽15mm、高9mm的鼓包状裂缝，凸面损伤裂缝和凹面两条放电通道重合，盆式绝缘子触头、导体有多处电弧烧蚀痕迹。具体检查情况如图11～图14所示。图11盆式绝缘子放电情况（凹面）图12盆式绝缘子放电情况（凸面）图13盆式绝缘子放电损伤情况（凹面）图14盆式绝缘子放电损伤情况（凸面）2.3故障设备出厂试验追溯和电场强度核对厂家反馈资料显示，该换流站kVGIS采用单元化出产方式，所有零部件（含盆式绝缘子）经检验合格后，进入总装车间进行装配，试验合格后出厂。经检查盆式绝缘子的试验记录、GF5—21套管单元及GF5—18母线单元的试验记录，均合格。按照标准和规范要求，盆式绝缘子通过了热性能试验、压力试验和密封试验的型式试验，随产品通过了绝缘试验等型式试验。故障处的盆式绝缘子编号为Z，其X射线探伤、额定短时工频耐压试验、局部放电试验均合格。GF5—18分支母线单元的主回路电阻测量、额定雷电冲击耐受试验、额定工频短时耐受试验、局部放电试验均合格。GF5—21套管单元的主回路电阻测量、额定雷电冲击耐受试验、额定工频短时耐受试验、局部放电试验均合格。对套管下部故障盆式绝缘子处的电场进行分析如图15所示，该处内部导体电场强度最大值为22.3kV/mm，位于触头屏蔽部位，符合设计要求。2.4设备交接试验和现场运行情况追溯现场交接未进行雷电冲击耐受试验、额定工频短时耐受试验，无法考核现场安装后GIS设备承受过电压的能力。图15故障盆式绝缘子处电场分析此次消缺为输电线路消缺，不包括站内设备，自投运以来，此次线路消缺前该GIS设备一直处于带电运行状态，根据投运时录波波形显示电压最高幅值为-.48kV，小于此次最大操作过电压幅值.kV。3综合分析第一次充电后的故障录波波形显示故障线路A相最大操作过电压为.kV（盆式绝缘子承受最大操作过电压值为kV），第二次充电后的故障录波波形显示故障线路A相电压峰值为11.kV，第二次充电后故障线路A相电压峰值小于第一次充电后电压，两次充电故障录波图均显示故障特征为A相接地故障，根据故障盆式绝缘子损伤情况（见表2），可以判定第一次充电时导电杆经故障盆式绝缘子凹面对母线筒壁放电。表2故障盆式绝缘子损伤情况结合录波波形显示故障线路A、B、C相线路感应电压分别为8.9kV、14.2kV、9.0kV，在盆式绝缘子第一次充电后发生放电，绝缘降低，形成放电通道，在放电通道上由感应电压产生感应电流，自14日19:31故障发生，至15日04:00线路转检修，线路感应电流沿盆式绝缘子沿面通道持续作用10h29min，在感应电流的电和热作用下盆式绝缘子进一步损伤，造成凹面均匀并炭化严重的沟状损伤和凸面鼓包状裂缝，同时引起盆式绝缘子胶垫等密封损伤，导致气室漏气。通过出厂试验、现场交接试验追溯，基本可以排除盆式绝缘子质量原因，但现场交接试验无法考核设备安装后过电压承受水平。综合分析，本次故障应是现场安装等环节管控不严导致母线筒内存在异物，造成该设备绝缘水平降低，在过电压作用下引起放电。4结论本次事故中继电保护装置动作正确。事故的主要原因是现场安装等环节管控不严导致母线筒内存在异物造成故障线路A相分支母线盆式绝缘子在第一次充电时发生放电，盆式绝缘子绝缘降低，形成放电通道，在放电通道上由感应电压产生感应电流，在其长时间作用下盆式绝缘子进一步损伤，并导致气室漏气。

本文编自年第8期《电气技术》，论文标题为“kV气体绝缘金属封闭开关设备盆式绝缘子放电故障原因分析”，作者为张星宇、张小明。

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