基于基建、運行中ＳＦ６氣體ＧＩＳ設備故障若干問題的分析與建議

【摘 要】 SF6電氣設備放電故障類型分:硬故障(放電通道主要涉及固體絕緣，高能放電后電氣絕緣不能恢復)和軟故障(放電通道主要涉及SF6氣體絕緣或固體絕緣+SF6氣體絕緣，高能放電后電氣絕緣可恢復)。確定SF6電氣設備放電故障特征可用氣體二氧化硫(SO2)和硫化氫(H2S)現(xiàn)場快速檢測方法。文章闡述了SF6電氣設備放電故障判斷依據(jù)，類型、部位和放電電流. 通過常規(guī)與非常規(guī)化學、電氣試驗手段，對GIS SF6 CT氣室中閃絡故障前后固體粉末、氣體成分及CT氣室內的化工材料進行排查試驗，證明頻繁發(fā)生閃絡故障的內置式CT氣室內存在丁腈橡膠板。其腐蝕性硫與氣室內觸頭等鍍銀件反應形成硫化銀，并最終形成導電通道，引起CT氣室閃絡擊穿。

【關鍵詞】 SF6氣體 GIS設備 腐蝕 事故分析 現(xiàn)場安裝工藝 檢測方法 判斷標準

1 概述

SF6電氣設備在運行中經(jīng)常出現(xiàn)各種類型的故障，嚴重威脅電網(wǎng)的安全、穩(wěn)定、可靠運行。及早發(fā)現(xiàn)SF6電氣設備在運行中是否存在潛伏性故障，分析放電故障的類型及嚴重程度，判斷設備是否可以繼續(xù)監(jiān)視運行或必須停電檢修處理，確保SF6電氣設備的安全可靠運行具有重要意義。

封閉式組合電器，國際上簡稱為 GIS(Gas Insulatedmetal-enclosed Switchgear)，即氣體絕緣金屬封閉開關設備。和常規(guī)的敞開式高壓電器設備相比，具有以下優(yōu)點:一是占地面積小(如252kV等級GIS占地面積為敞開式的20%)，二是運行可靠，由于其導電部份封閉在金屬殼體內，受環(huán)境的影響小，所以運行可靠，檢修周期長。GIS 廣泛運用于人口密集的大城市，用于濕熱、污穢、高寒地區(qū)等嚴酷環(huán)境條件，在電力系統(tǒng)中受到歡迎。然而，近年來 GIS設備事故屢次發(fā)生，給人的印象是GIS設備運行并不十分可靠。我們試圖通過對兩起GIS設備事故現(xiàn)場的分析及相關的測試找出發(fā)生事故的原因，達到避免發(fā)生重復性事故的目的。

對于某變電站220kV GIS的兩起事故(具有典型意義)，分析出一起的主要原因是由于在GIS現(xiàn)場安裝時置于充滿化學纖維飄浮物和粉塵飛揚的惡劣環(huán)境中， 致使雜質進入GIS母線氣室造成;另一起主要原因是由于在裝配時疏忽了對一個干燥用分子篩的烘干工序，使水份和雜質進入氣室內部而造成。從管理和技術環(huán)節(jié)上提出了GIS現(xiàn)場安裝質量控制措施的建議。

2 SF6電氣設備放電故障類型

電氣設備放電類型按放電能量、電弧類型、放電通道等可以有多種分類。根據(jù)SF6電氣設備特點，按高能放電后電氣絕緣是否恢復、放電通道是否消失可以分為二類:

第一類為硬故障，放電通道沒有消除而更加嚴重，表現(xiàn)為絕緣電阻不符合要求或重合閘不成功。第二類為軟故障，放電通道消除，表現(xiàn)為絕緣電阻符合要求或重合閘成功。很多SF6電氣設備放電故障，一般都經(jīng)過多次的高能放電仍在運行，直到形成硬故障而燒毀。

2.1 硬故障

(1) 初始放電點在固體絕緣表面

固體絕緣包括盤式絕緣子、支撐絕緣子、絕緣薄膜(紙)、玻璃鋼等。由于制造工藝原因表面或內部有缺陷，或由于安裝工藝造成表面損傷或表面污跡處理不干凈，在固體絕緣表面產(chǎn)生低能點放電或爬電等，破壞固體絕緣表面絕緣性能，加上放電產(chǎn)生的分解物粉塵在放電點(放電通道)積累，使電氣絕緣性能進一步降低，放電電流逐步增大，最后形成高能放電通道，使設備跳閘或燒毀。高能放電后固體絕緣表面電氣絕緣不能恢復，放電通道沒有消除，這種故障發(fā)展速度難以判斷，有可能是急性的，故障破壞性強，嚴重威脅設備安全運行。但多數(shù)情況下是慢性的，高能放電通道形成有一個過程，也需要一定時間，放電電流逐步增大，所以通過檢測SF6電氣設備放電故障分解物，可以有充足的時間，及早發(fā)現(xiàn)判斷這種類型的放電故障。

CT側絕緣盤表面擊穿放電通道二次線圈支撐絕緣子表面擊穿放電通道這種類型的放電故障，在檢測SF6電氣設備放電故障特征組分二氧化硫(SO2)，硫化氫(H2S)時，要特別關注其濃度增長率，及時作出判斷。

(2) 初始放電點不在固體絕緣表面

某變電站某線路CT中C相起始放電點在電容屏，二次線圈支撐法蘭(高電位)對電容屏支撐桿(地電位)放電產(chǎn)生大量粉塵，聚集在二次線圈支撐絕緣子表面形成放電通道，造成二次線圈絕緣擊穿。

SF6電氣設備內部發(fā)生放電故障，SF6氣體分解產(chǎn)生的粉塵特征為:顏色較淺、較重、顆粒較小，易大范圍擴散并較均勻附在物體表面，附著力強，對固體絕緣表面電氣絕緣性能影響較大。此類設備放電通道形成需要較長時間，必須有其他放電部位的大電流放電，產(chǎn)生大量輕、細的粉塵，附著在將要形成放電通道的部位，再逐步形成放電通道。所以，只要定期檢測SF6電氣設備放電故障分解物氣體組分，就能及早發(fā)現(xiàn)此類放電故障。

2.2 軟故障

放電通道中包含SF6氣體絕緣通道，放電后SF6氣體絕緣恢復，放電通道消失。

此類放電故障基本都是由于固體絕緣的小電流放電，產(chǎn)生的分解物聚集在放電部位附近，破壞SF6氣體絕緣。SF6氣體放電通道在大電流放電以后，基本都能恢復絕緣，放電通道消失。

目前，SF6電氣設備包括斷路器、CT/PT等多數(shù)采用聚酯薄膜(點膠紙)作為絕緣材料，當設備有放電時，局部產(chǎn)生高溫，使聚酯薄膜分解，產(chǎn)生還原性氣體，這些氣體局部達到一定濃度時，導致SF6氣體絕緣性能下降，形成小電流放電通道;如果積累的分解物濃度越大，當達到擊穿電壓時，形成大電流放電通道，設備就通過SF6氣體放電。通過試驗發(fā)現(xiàn)，聚酯薄膜在150℃開始有分解物產(chǎn)生，隨著溫度升高，分解物濃度逐步增大，但增加速度較慢，當溫度達到250℃以上時，分解物濃度逐步增大增長較快，300℃時，薄膜紙已經(jīng)基本完全分解或熔化，在漆包線間只看到點膠(環(huán)氧樹脂)。這些氣體在局部積累，降低SF6氣體絕緣性能，形成放電通道。

(1) SF6電氣設備放電故障特征組分

SF6電氣設備中SF6氣體分解機理很復雜，國內外已有大量研究。根據(jù)多年來檢測數(shù)據(jù)表明，SF6電氣設備中斷路器、刀閘(滅弧室、均壓環(huán)完好情況下)正常開斷幾乎不會產(chǎn)生分解物。

SF6電氣設備放電故障使SF6氣體分解、固體絕緣(盤式絕緣子、支撐絕緣子、絕緣薄膜(紙)、玻璃鋼等)分解、金屬構件分解(產(chǎn)生原子蒸汽、帶電離子)，分解初始物處于不穩(wěn)定狀態(tài)，相互之間反應、最后形成相對較穩(wěn)定的分解物。所以，放電故障分解物是指由于SF6電氣設備放電形成的存在于SF6電氣設備內部的產(chǎn)物，包括氣體組分和固體組分(粉塵顆粒)。放電故障分解物氣體組分對SF6氣體絕緣造成破壞，這種破壞通常是可恢復的。放電故障分解物固體組分(粉塵顆粒)附著在絕緣子表面對絕緣造成破壞，這種破壞通常是不可恢復的。

因此，監(jiān)測SF6電氣設備放電故障，可以檢測放電故障產(chǎn)生的是氣體組分還是固體組分。但由于設備在運行中，固體組分樣品(粉塵顆粒)不易取得。只能根據(jù)檢測結果進行綜合判斷，判斷放電類型、放電部位、放電電流，綜合評估SF6電氣設備放電故障嚴重程度以及必須采取措施。

(2) SF6電氣設備放電故障分解物檢測方法

現(xiàn)場檢測:

SF6電氣設備放電故障特征組分二氧化硫(SO2)，硫化氫(H2S)，可以用SF6電氣設備故障檢測儀JH2000進行現(xiàn)場檢測。

實驗室檢測方法

根據(jù)多年來放電故障設備檢測和解體檢測數(shù)據(jù)，總結出SF6電氣設備放電故障判斷依據(jù):特征氣體濃度(包括二氧化硫濃度CSO2、硫化氫濃度CH2S、特征氣體濃度比值CSO2/CH2S)注意值(μL/L)，故障值(μL/L)，嚴重故障值(μL/L)。

(3) SF6電氣設備使用的SF6氣體主要有如下二種:

SF6新氣

由氣體生產(chǎn)廠家出廠，這種氣體中基本沒有特征組分SO2和H2S(μL/L級別)，也沒有CO、HF，但多數(shù)含有其他氣體組分如CF4、SOF2、SO2F2、CO2，氣體濃度相對較低。對于這類SF6氣體，要嚴格執(zhí)行國家標準，做好使用前的比例抽檢工作。

SF6回收氣體:

①一般從運行設備檢修回收。這類SF6氣體一般沒有經(jīng)過處理或只進行簡單處理。要進行嚴格檢測，合格后才能充入SF6電氣設備，并把氣體組分檢測數(shù)據(jù)作為重要數(shù)據(jù)。

②放電故障設備檢修回收使用的SF6氣體。這類SF6氣體一般經(jīng)過有關廠家進行處理后才能重新使用。對這類SF6氣體使用前要進行更加嚴格的檢測工作，對技術指標不符合國家標準或雖然國家標準沒有規(guī)定，但氣體組分濃度較高，堅決不能使用。

(4) SF6電氣設備放電故障判斷依據(jù)

注意值(CSO2:3～50μL/L，CH2S:2～10μL/L)是SF6電氣設備運行相對安全的判據(jù)，可以縮短正常檢測周期監(jiān)視運行。

故障值(CSO2:50～100μL/L，CH2S:10～30μL/L)是SF6電氣設備必須謹慎監(jiān)視運行的，為了安全，具備檢修條件的可停電檢修。

嚴重故障值(CSO2:>100μL/L，CH2S:>30μL/L)是SF6電氣設備必須盡快退出運行，轉入檢修狀態(tài)的判據(jù)。特別對高電壓等級設備，為了安全，盡量避免繼續(xù)監(jiān)視運行，以免設備缺陷和故障擴大轉變?yōu)槭鹿省?/p>

(5) SF6電壓互感器

所有判據(jù)數(shù)值減半。因為SF6PT的一次線圈比較薄弱，極小電流的放電容易引起崩潰式的短路故障，而且要特別注意SF6分解產(chǎn)物中一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)特征組分濃度及其變化，如果判斷故障部位涉及線圈絕緣，需盡快停電檢修。

(6) SF6電氣設備放電故障判斷依據(jù)-特征組分濃度比值判據(jù)CSO2/CH2S

主要用于判斷放電部位是否涉及固體絕緣、金屬或兩者(多點放電)，判斷故障類型屬于硬故障還是軟故障。

CSO2/CH2S≤4，放電部位主要涉及SF6電氣設備固體絕緣，包括絕緣盤、支撐絕緣子、絕緣紙(薄膜)等，除非有重大制造缺陷，否則，在運行中沒有直接形成放電通道條件，而且經(jīng)過投產(chǎn)前耐壓試驗考驗。通常情況下是由于小電流放電或粉塵積累逐步形成放電通道，這一過程可以通過檢測。

CSO2/CH2S≥7，可以判斷放電故障主要涉及金屬，對設備危害相對小一些。故障部位多數(shù)在刀閘，導電連桿，設備外殼內壁等。

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(7) 放電電流

放電故障的放電電流計算公式(略)用于評估設備經(jīng)歷瞬間放電電流的破壞、設備絕緣受損程度。用放電電流概念，而不用電能、電功率的概念，主要是為了直觀表達。也就是說，通過SF6電氣設備內部放電產(chǎn)生的氣體組分濃度總量，評估SF6電氣設備內部絕緣狀況。

3 案例

某變電站2005年間投產(chǎn)的LW105-252W型GIS開關，于2006年8～11月間連續(xù)4個間隔的CT下位氣室出現(xiàn)5次相同閃絡擊穿故障，均表現(xiàn)為母差保護動作。經(jīng)檢查各氣室SF6氣體壓力正常，錄波儀記錄事故前運行電流80～140A，故障電流10～13kA，對檢出SO2、HF氣體的CT氣室解體后發(fā)現(xiàn)CT氣室內有大量白色粉末物，靠斷路器側絕緣盆子上附著大量黑色粉末物，電連接變黑，電連接基座右上側金屬熔缺。2006年11月12日在對從未投運的同型備用間隔CT氣室解體檢修時，在電連接觸子上也發(fā)現(xiàn)黑色粉末物。

3.1 化學、電氣排查試驗

對多項事故現(xiàn)場與試驗大廳的電氣及摸擬性電氣試驗結果排除了CT氣室機、電、熱的影響因素，懷疑對象集中轉向SF6氣室。推斷存在揮發(fā)極性雜質的未知劣質化工材料，致使CT氣室內電場畸變進而發(fā)生擊穿事故。故障分析試驗重點也轉向從化學角度對閃絡故障前、后CT氣室內固體粉末及SF6氣體成分進行全組分分析。

3.2 試驗用固體、氣體樣品的取樣與制備

運行設備固體、氣體樣品取樣。

試驗用故障前(運行)氣體樣品取自某變電站2號主變上CT、下CT及2號主變斷路器氣室。試驗用故障后氣體取自某變電站閃絡后的某線路下CT氣室。試驗用故障前固體粉末取自另線路間隔上CT電連接觸點，該間隔為沒有出線，且從未投運的備用間隔。試驗用故障后的固體粉末取故障閃絡后的某線路下間隔下CT絕緣盆子。

3.3加速仿真性電氣試驗后氣體樣品的制備

試驗裝置一的氣體:按原來的工藝要求，裝配CT 氣室，電連接型號工藝涂抹的FLZ-4潤滑脂，氣室抽真空至133Pa，充入0.35Mpa的新SF6氣體，3150A通流48h，146kV老練48h，耐壓、局放試驗后取氣。

試驗裝置二的氣樣:試驗裝置一試驗結束后，從CT氣室中拿去耐油黑橡膠緩沖墊，再重裝CT氣室，電連接、潤滑脂同裝置一，氣室抽真空至133Pa，充入0.35Mpa的新SF6氣體，同時對CT筒體外部加熱，筒壁溫度為50～60℃，加壓146kV，48h后取氣。

試驗裝置三的氣樣:全新的CT氣室，內裝纖維板作緩沖墊，試驗方式與過程同裝置二，48h后取氣。

氣體取氣方法。本次試驗用氣體，均采用真空鋼瓶自然壓力平衡法取氣。

(1) 試驗手段與結果

運行設備、仿真電氣試驗后CT氣室氣相成分常規(guī)分析。

現(xiàn)場微水、純度檢測:

利用DL公司的純度儀、DP19鏡面露點儀及維薩拉DMT-242P阻容式露點儀，檢測CT與非CT氣室純度與水分。

微水、純度檢測試驗結果:各氣室純度均在99%以上，正常各氣室水分也在正常值范圍內;CT氣室用DP19鏡面露點儀與維薩拉阻容式露點儀進行比對檢測。鏡面法較阻容法在CT氣室水分檢測中有200ppm的水分高差，初步判定CT氣室中有少量未知組分干擾水分在鏡面正常結露。

(2) SF6定性檢測管檢測

故障后用SO2、HF定性檢測管，對故障間隔進行檢測，結果四次故障均在檢出SO2、HF的SF6CT氣室中，解體后找到故障閃絡部位。

(3) SF6分解產(chǎn)物氣相色譜分析

為收集比對設備故障更多共異性，還對不同出廠時間的設備進行取氣分析。SF6分解物色譜分析結果如下:

①故障后某線路下CT氣室中SF6氣體中有明顯CF4、SOF2、SO2F2分解物故障峰。

②運行中SF6氣體。2號主變上CT、2號主變斷路器多個非故障CT氣室、母線氣室、斷路器氣室均檢出有不明成分的峰。

③電氣試驗后氣體。裝置二與備用氣室檢出不明組峰，裝置一和裝置三色譜峰相同。

④SF6色譜分解產(chǎn)物分析結論。在本次色譜檢測中，SF6色譜峰正常，其他氣室均因不明原因出現(xiàn)各類色譜雜峰。

3.4 運行設備、仿真電氣試驗后CT氣室氣體相成分非常規(guī)分析

動態(tài)離子對SF6氣體相雜質總含量及污染情況檢測結果表明:2號主變下CT氣室、2號主變斷路器氣室、裝置三均無雜質污染;CT氣室中雜質總含量或污染等級跟氣室的運行時間有關，跟CT氣室是裝耐油橡膠板有關，電工絕緣紙板對CT氣室不造成雜質污染。裝置三CT氣室中微量雜質是否由該CT氣室除去橡膠板后微量殘留引起，有必要重新進行裝置三電氣及化學(色譜及動態(tài)離子)復檢性試驗。

3.5 故障前、后的分解物

應用氣質聯(lián)用儀的試驗結果表明，故障前黑色固體粉末成分為硫化銀，故障后黑色固體粉末主要成分為硫化銀、碳等，故障后白色粉末為氟化鋁。

3.6 腐蝕機理與驗證性試驗

對故障氣室及電氣加速試驗裝置試驗后氣體、固體組分分析試驗，分析顯示:設備故障前(運行)及加速仿真性電氣試驗后SF6氣體組分中元素S、Ag、Al的含量及氣室內SF6雜質總含量與氣室運行時間成正比，與CT氣室內是否放置丁腈橡膠有關;CT氣室內氣體相有機物濃度低，不致引起設備故障。固體粉末物成分分析:從未投運的備用間隔CT氣室內的黑色粉末中含硫化銀。

(1) 腐蝕性硫化銀形成機理

CT氣室中主要金屬材料除了有鍍銀件外，還有鋁合金導電桿及其他金屬成分，銀、鋁等金屬成分均有極強的腐蝕性，但在故障前的固體粉末中只測到硫化銀，故此只有當氣室中所有鍍銀層全部被腐蝕并飽和后才會有其他金屬成分的進一步腐蝕。

(2) 化學驗證試驗

CT氣室中所用化工材料元素硫成分檢測，結果表明 CT氣室中所有化工材料只有丁腈橡膠中含有腐蝕性硫。

4 某變電站220kVGIS的兩起事故原因分析

4.1GIS I母內部閃絡事故

(1) 事故經(jīng)過及現(xiàn)象

某日某變電站220kVGIS母差保護動作，220kV母線失壓，重合閘后故障未消除，從故障錄波圖上來看，I母有接地短路現(xiàn)象，短路電流A相為630A，B相為2000A。經(jīng)對故障后220kVGIS組合電器I段母線各氣室SF6氣體進行檢測，發(fā)現(xiàn)母聯(lián)間隔和備用間隔母線氣室有HS和SO2 成份，靠近母聯(lián)間隔的共箱母線絕緣子B相對地短路。將故障部位解體，發(fā)現(xiàn)靠近故障端筒體有燒弧痕跡且絕緣子和筒體對接的位置有較嚴重的燒蝕現(xiàn)象。

①共箱母線絕緣子B相對地短路:從絕緣子表面放電現(xiàn)象看成波浪狀向外發(fā)散，雖然絕緣子未返廠進行相應的試驗，但從清潔后的絕緣子表面情況來看可排除是絕緣子內部質量問題。

②絕緣子和導電觸座之間的燒蝕情況:主導電回路接觸良好，觸座邊緣有燒蝕情況。

③絕緣子和筒體對接的邊緣位置有較嚴重的燒蝕現(xiàn)象和對接處筒體的燒蝕情況。

④安裝現(xiàn)場未硬化的地面上鋪著化學纖維地毯。

⑤故障氣室分解物及氣體試驗結果分析，中試所對兩站GIS故障后固體粉末物與SF6氣體分解物進行了試驗分解物分析對比，其結果如下:兩站GIS故障后固體粉末元素成分比對顯示，氧元素含量某站是另一站故障后粉末的6.5倍，硫、鐵元素某站低于另一站。該試驗結果排除了氣室內遺留螺絲、螺帽等鐵類零部件的可能(元素鐵含量相對低);氧元素含量相對高于母聯(lián)氣室，原因可能是電弧故障時，可燃空氣相對CT氣室多有關，氣室故障與腐蝕性硫無關。

試驗結果也表明，二站樣品均有SF6放電分解物。一定量的試驗室研究表明，SO2F2、S2OF10是火花放電的結果，也即(支持)某站氣室中曾有火花放電。

(2) 事故原因分析

現(xiàn)場安裝時由于220kVGIS場地沒有硬化，為了整潔在部分地面上鋪了紅色的化學纖維地毯，而正是這種化學纖維地毯很容易起細小發(fā)狀物飄浮到空氣中，化學纖維為半導體物質，極易產(chǎn)生靜電感應，從而吸附在物體上。因此，不能排除在安裝時纖維和粉塵等雜質進入了氣室內部的可能性?？傮w安裝完成后進行耐壓試驗時共箱母線曾有閃絡現(xiàn)象，進一步證實了這種可能性。這些GIS內部纖維和粉塵，在高壓場強的作用下產(chǎn)生極化、運動，并在利于其滯的位置(母線筒體和絕緣子的縫隙等)不斷累積，當雜質累積到一定的程度時發(fā)生閃絡及擊穿事故?，F(xiàn)在產(chǎn)品母線筒內部導電桿成倒品字型布置，B相在母線的下方，正是雜質在重力和電場的作用下容易積累的部位。本次故障發(fā)生在B相，B相對地故障后在旋轉電弧的作用下A相也出現(xiàn)短路現(xiàn)象。

基本判斷是由于現(xiàn)場安裝環(huán)境惡劣，廠家、施工隊伍以及監(jiān)理沒能嚴格控制安裝質量，致使雜質進入GIS母線筒，導致發(fā)生GIS I母內部閃絡事故。

4.2 某變電站220kV某線路間隔內部閃絡事故

(1) 事故經(jīng)過及現(xiàn)象

某日某變電站220kV I母差動出口動作，跳220kV某線開關、1號主變220kV側開關、220kV母聯(lián)開關。與此同時，220kV某線路側開關因遠方啟動跳閘保護動作跳閘。從錄波圖來看，I母C相出現(xiàn)接地短路故障，故障電流為1610A，220kV I段母線失壓。

在對220kV某線路間隔所有氣室的SF6氣體進行組份檢測后，發(fā)現(xiàn)Ⅱ母側刀閘氣中有HS和SO2成份，現(xiàn)場對故障氣室進行了解體。打開故障氣室，某線Ⅱ母刀閘C相絕緣拉桿已整體發(fā)黑，但看不到明顯的爬電痕跡，兩端電極有明顯的燒蝕痕跡。

對刀閘故障氣室水分與固體粉末物的化學分析試驗和絕緣拉桿事故后在空氣中的交流耐壓試驗結果如下:

化學分析試驗主要情況:

微水試驗，事故氣室Ⅱ母刀閘氣室水分約3500ppm(現(xiàn)場)～4000ppm(試驗室)，此外，在事故后中試所進行SF6氣體普查后，發(fā)現(xiàn)2個氣室水分超出安裝交接時的標準。

①對所取故障后固體粉末經(jīng)熱場發(fā)射掃描電鏡能譜分析，發(fā)現(xiàn)本次故障后黑色物中元素～硫含量明顯過高為11.9%。

②對事故后絕緣拉桿的交流耐壓試驗情況:(溫度:30%，濕度:70%)試驗地點被試品沿面閃絡擊穿，耐壓試驗前絕緣電阻>10000MΩ，耐壓試驗后絕緣電阻200MΩ。

③故障絕緣拉桿的耐壓試驗結果:能耐受145kV 的工頻耐壓，在251kV時候放電。說明絕緣拉桿還有一定的絕緣能力，在251kV擊穿也可能是表面遭到了一定的破壞。

④故障絕緣拉桿用濕布包裹24h后，在水分3200ppm的SF6氣室中的工頻耐壓試驗，試驗結果:145kV/1.5min放電，絕緣拉桿打裂，絕緣能力喪失。說明起始時有一定的絕緣能力，但瞬間絕緣能力破壞。

⑤廠家對絕緣拉桿的質量控制過程調查，絕緣拉桿作為GIS的關鍵部件，絕緣拉桿的檢驗分為:進廠材料檢驗;單件逐根檢驗;整體出廠耐壓試驗;現(xiàn)場耐壓試驗?？梢钥隙?，事故絕緣拉桿是在安裝驗收后其絕緣能力才下降的。

(2) 事故原因分析

從事故現(xiàn)象來看，絕緣拉桿表面沒有明顯放電通道，說明于表面放電現(xiàn)象。從中試所的試驗報告上看，某Ⅱ母刀閘氣室事故后水分嚴重超標。事故產(chǎn)生的固體粉末物中含有水結晶成分，表明固體粉末物是在水分較高的環(huán)境下形成的。可以判定事故原因與氣室內水分過高有關，水份能使絕緣拉桿的絕緣水平下降，但不是唯一因素。

現(xiàn)場的安裝工藝要求是:分子篩需要在300℃溫度下烘干2h以上，趁熱在15min內裝上。如果沒有烘干(烘干不夠)或者停留時間過長，都可能使分子篩水份處理不干凈，導致裝上后不是吸收水分而是釋放水分。

綜上所述，220kVGIS事故原因是由于事故氣室的分子篩通過緩慢釋放造成氣室水份增加，并且與進入氣室內部的雜質共同影響，使絕緣拉桿表面絕緣能力下降，導致發(fā)生GIS內部閃絡事故。

5 結論與建議

(1) 通過分析SF6電氣設備的放電通道，將SF6電氣設備放電故障分為兩類:硬故障和軟故障。分析SF6電氣設備內部放電的分解物包括固體和氣體組分，選用氣體組分為檢測對象，定義了SF6電氣設備放電特征組分二氧化硫(SO2)和硫化氫(H2S)，把特征組分檢測作為預防性常規(guī)檢測項目。確定SF6電氣設備放電分解產(chǎn)物-氣體組分的檢測方法。

(2) 分析、總結出SF6電氣設備放電故障判斷標準，包括注意值、故障值、嚴重故障值，特征組分濃度比值以及放電電流計算公式。通過把SF6電氣設備放電故障特征組分檢測作為常規(guī)預防性檢測項目，分析判斷SF6電氣設備是否存在放電故障，通過判斷SF6電氣設備放電故障類型、放電部位和放電電流，評估SF6電氣設備安全級別，對故障以及嚴重故障設備及早采取適當措施，對保證SF6電氣設備安全運行具有重要意義。

(3) GIS現(xiàn)場安裝的建議和注意事項:GIS現(xiàn)場安裝的質量控制是防止GIS設備事故的關鍵，根據(jù)現(xiàn)場安裝容易忽視的管理環(huán)節(jié)和技術環(huán)節(jié)，我們提出了如下幾條針對性的建議和注意事項:

①對新安裝的GIS設備，制造廠應制定GIS現(xiàn)場裝配工藝的質量控制工藝標準，并為施工方提供GIS設備現(xiàn)場安裝指導書，在指導安裝時嚴把GIS安裝工藝的質量控制關。施工隊伍在安裝GIS時，應做好現(xiàn)場安裝記錄;監(jiān)理在安裝現(xiàn)場應對每一項裝配工序對質量控制進行把關;每完成一項裝配工藝后都經(jīng)廠家、施工隊伍、監(jiān)理三方簽字后方可進行下一步的裝配工序。

②GIS安裝的作業(yè)環(huán)境應符合地面清潔無塵土、無雜物、無潮濕、無空氣污染等條件。

③GIS安裝時，安裝零部件分類、整齊、離地擺放在墊塑料布或木板上方;上面覆蓋塑料布，防止灰塵飄入、意外砸傷或者水珠濺上。筒體臨時敞開口用塑料布封好。油類、液體清洗類材料用后，即刻加蓋分類存放。待裝的標準件應分類放入塑料盒內，遞送到作業(yè)面附近，方便取拿使用。工作人員在清理絕緣件時，應戴塑料手套或醫(yī)用手套，防止汗水沾其表面，以免裝配后SF6氣體微水量超標。

④從金屬表面清除下來的金屬粉末應及時用吸塵器吸掉，并妥善處理。

(4)在組件拼裝或加裝封蓋前，必須仔細檢查驗收，認真記錄。

(5)在SF6氣體回收和充氣時，應對各間隔氣室逐個輪流進行，以減少氣隔內盆式絕緣子的壓力和維護安裝人員的安全。

近兩年220kVGIS事故屢次發(fā)生，除了國產(chǎn)廠生產(chǎn)的GIS本身存在制造質量問題外，現(xiàn)場安裝檢修質量的控制不嚴是大部份事故的主要原因。