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一起110千伏GIS母线故障的案例分析 　　摘 要：近几年GIS得到不断的推广应用，但在安装过程中由于安装工艺不当，造成在投运过程中或投运后不久发生绝缘故障，本案例通过对一起110千伏GIS母线故障跳闸的原因分析，提供了通过试验手段进行故障查找和定位的方法，故障原因分析过程对GIS安装、试验和运行提供了可借鉴的经验。 　　关键词：GIS；母线故障；原因分析 　　0 引言 　　GIS与传统的敞开式设备相比，因其占地面积小、重量轻、安装方便、内部元件不受环境干扰、机械故障率低等优点，近年来得到了不断的推广应用，GIS设备数量也在迅速增加。但由于安装过程中出现了一些安装工艺不良或工序不当等问题，造成了内部绝缘隐患，在运行一段时间后极易发生绝缘故障。本案例介绍了一起110千伏GIS母线故障的跳闸经过、现场检查和试验情况，并通过解体检查，对故障进行了原因分析，本文中的故障查找和原因分析过程为GIS安装、试验和运行等方面提供了可借鉴的现场经验。 　　1变电站概述及故障前运行方式 　　220千伏某变电站，220千伏和110千伏设备均为GIS，双母线接线方式；35千伏配电装置为金属封闭开关柜，单母线分段接线方式。故障发生前运行方式为：#3主变带某某线在#1母线运行，#1母线通过母联由#2母线带另两条线路。主接线方式见图1。 　　2 故障经过及检查情况 　　2.1 故障经过 　　X年X月X日X时，220千伏某变电站110千伏母差保护动作，#2母线失压，母联和#2母线上运行线路开关跳闸，同时#1母线上运行的某某线距离Ⅰ段跳闸，重合不成。现场检查发现110千伏#2母线故障，故障录波图中显示为B相母线故障。 　　2.2 试验及现场检查情况 　　故障发生后，对母线及母线刀闸气室进行微水测试，测试结果合格；对设备进行高压耐压试验后判定故障部位在#2母线；然后利用SF6设备分解产物检测仪对#2母线4个气室及Ⅱ母线刀闸10个气室的气体成分进行检测，发现某某线及#3主变所在的Ⅱ母线气隔内气体分解物成分超标，测试结果：SO2为6.7ppm（经验值不大于2ppm），H2S为0.3ppm（经验值不大于1ppm），CO为9.6ppm（经验值不大于200ppm），其余13个间隔中SO2和H2S测试值均为0，CO测试值为0-9.2。通过现场试验测试结果，判定故障点位于某某线所在的#2母线气隔内，见图2。 　　3 设备解体及试验情况 　　3.1 解体情况 　　解体发现故障点为某某线间隔B相支柱绝缘子，该支柱绝缘子在低电位嵌件处断裂，中相导体跌落在壳体上，环氧树脂表面有破碎现象，如图3。 　　3.2 检查及试验情况 　　为分析故障原因，查阅了故障件及其它更换下来的绝缘支柱出厂和交接局放记录，测试结果正常。将这批绝缘支柱返厂，检查及试验情况如下： 　　3.2.1外观检查 　　故障件擦拭外表面及断面后，通过目视检查，外表面无可见缺陷，烧损断面未见气泡、缩松、杂质等缺陷，其它绝缘支柱亦无外观缺陷。 　　3.2.2 X射线探伤试验 　　对5件非故障绝缘支柱进行X光探伤，未发现内部气泡、裂纹等异常。 　　3.2.3耐压试验、局部放电试验 　　对5件非故障绝缘支柱进行耐压试验并测量局放值，耐压230千伏/5分钟，降压至1.2倍相电压（87千伏），局放值2pC，测试结果符合国家标准。 　　3.2.4玻璃化转变温度试验 　　对故障绝缘支柱材料取样，进行玻璃化转变温度测试，玻璃化转变温度为114.59℃，符合技术要求（105℃-120℃）。 　　4 故障原因分析 　　4.1可能造成故障的原因 　　4.1.2外部过电压的影响 　　故障发生时天气晴好，变电站周边没有雷电活动，可以排除外部过电压的影响。 　　4.1.3内部过电压的影响 　　故障发生时系统无任何倒闸操作，可以排除操作过电压等内部过电压的影响。 　　4.1.4绝缘支柱的质量缺陷 　　从返厂件的试验情况看，非故障件经过各种检查和试验都未发现内部气泡、裂纹等缺陷，1.2倍相电压下局放测量值均小于2pC，说明绝缘支柱本身无质量问题，排除了绝缘支柱质量缺陷的可能。 　　4.2 故障原因分析 　　排除以上可能后，综合放电外观、放电位置及试验情况，分析认为，支柱绝缘子在根部（低电位区）因异常受力形成裂纹是造成此次母线故障的直接原因。 　　经分析，整个故障发展过程为：在现场安装过程中，因B相导体未对正，产生异常安装应力，该应力的长期作用导致支柱绝缘子根部（低电位区）产生微小裂纹，裂纹处的电场发生畸变，出现局部放电，运行一段时间后，绝缘支柱的绝缘强度不断降低，最终发生绝缘件击穿，在电弧的作用下，造成部分表面破碎，发生该相母线接地故障。 　　5后记 　　通过这个案例可以看出