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[摘 要]本文通过220kV GIS 母线故障处理与分析，从设备、安装及试验方面探讨了预防GIS母线导体连接引起的设备故障，以及故障处理方法。
[关键词]GIS设备 母线导体连接 故障处理 预防检测措施
中图分类号：TM411+.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）48-0031-01
一、故障概况及初步分析情况
某220kV变电站2×240MVA主变压器，220kV为GIS设备，出线4回。220kV GIS I母发生短路故障，220kV母差保护1和母差保护2 的I母差动保护动作，跳开I母运行的开关及母联开关。
跳闸前运行方式：跳闸前变电站220kV双母并列运行，母联开关合、#1主变变高挂I母运行，#2主变变高挂II母运行。
1 保护动作情况
220kV母差保护1和母差保护2的I母差动保护均正确动作。分析故障录波及保护动作报告可以判断，GIS I母发生短路故障，故障由C相开始，故障电流约为18.1kA，故障持续13ms后发展为BC相间故障，再过4ms后发展为ABC三相故障，故障电流约为29kA，故障持续时间最长约63ms。
2 GIS检查情况
故障发生后，立即对GIS I母的各个分段气室进行了现场排气检查，初步确定故障范围为220kV I母PT间隔和备用间隔之间的一段母线封闭气室内有短路现象。初步分析判断，故障的可能原因如下：
（1）可能为I母共箱盆式绝缘子沿面出现放电致使短路。
（2）可能为支撑母线的柱式绝缘子沿面出现放电，致使短路。
（3）可能为导电杆插入电联接的深度不够，接触电阻过大，运行一段时间产生发热现象，烧坏电联接与导电杆连接处起弧致使短路。
（4）可能为备用间隔（包括两组隔离开关，一组接地开关）或PT间隔与I母连接处的分相盆式绝缘子出现沿面放电，致使短路。
3 初步检查结果
根据以上检查分析结果，初步判断220kV I母PT间隔和备用间隔之间的一段封闭气室内有短路现象，保护动作正确。故障原因可能为厂家产品质量问题。
二、故障检修过程及原因分析
初步判明故障原因后，将#1主变变高改挂II母运行，线路及主变于恢复运行。开展GIS修复工作，由厂家准备检修方案及备品配件，并派检修人员到场配合进行检修工作，并准备工器具及安全监护工作等。
1 检修流程
（1）准备工作，申请220kVI母停电，做安全措施；
（2）回收SF6气体，母线筒内部故障检查、处理及恢复；
（3）测量检修段母线直流电阻，气室抽真空，充SF6气体，气室检漏和SF6气体微水检测；
（4）申请220kV区域及1#、2#变高停电，工频耐压试验，局放测量；
（5）验收，工作结束，恢复送电。
2 检修方法
（1）拆开该段母线，查找事故原因。回收该段母线内的SF6气体，在母线伸缩节处拆开连接法点，拿开可移动电联接，摘掉三相导电杆，母线拆开移动，逐步检查事故原因。
（2）事故原因找到后，对该段母线内部所有的零部件进行清洗，损坏件更换或修复，密封圈更换新的密封圈，组装前所有筒体端面，绝缘件应用塑料布包扎好，以防受潮。
（3）重新組装该段母线（组装时应在晴天或无雨的情况下进行）按分段母线逐步进行对接，对接时注意密封圈及导电杆的位置，对接时应逐相检查筒体内导电杆是否可靠连接，密封圈是否脱离密封槽。
（4）对各气室进行抽真空，抽真空至133.3Pa后继续抽真空30min，然后静置4h，测量气室泄露量，测量气室真空度应不大于133.3Pa。真空度符合要求后马上充注SF6气体，各气室充SF6气体的额定压力均为0.4MPa。对气室进行检漏和SF6气体微水检测试验。
（5）工频耐压试验：
将工频耐压试验设备接在 备用间隔套管处（未运行间隔），对220kV I母进行耐压试验，316kV1分钟，耐压过程中进行局部放电测量，试验合格后，申请验收，验收合格后申请恢复送电。
3 检查结果
故障段为F7 PT间隔-F9 3#主变预留间隔的盆式绝缘子之间的主母线，通过打开主母线侧面的三个端盖，发现I母母线PT间隔下的主母线A、B、C三相有闪络后产生的痕迹及SF6气体的分解灰尘；主母线与PT间隔B相向上连接的导电杆处有闪络后产生的痕迹及SF6气体的分解灰尘；支持主母线的柱式绝缘子上有闪络后产生的痕迹及SF6气体的分解灰尘；主母线筒体内壁有闪络后产生的痕迹及SF6气体的分解灰尘。
为进一步确认具体的放电部位，将此段母线的伸缩节处找开，检查人员进入主母线筒内，发现在PT间隔的主母线内C相电联接的屏蔽罩破裂，两个触指突出在屏蔽罩外，突出的触指有闪洛的痕迹。
4 故障原因分析
GIS故障处的电联接触指根部（2个触指）和导电杆间可能有一定间隙或电联接触指受弹簧压力不均衡，电联接屏蔽罩内部存在电位差，运行中放电，使屏蔽罩破裂，触指突出，温度升高，导致C相对地放电，最终发展成三相短路。
5 故障处理方案
（1）将损坏的电联接进行更换。
（2）针对放电灰尘：工作人员进入筒体内部，对放电所产生的灰尘用酒精进行仔细的擦拭，应反复进行3次以上，用高纯高压氮气对筒体内的每一部分进行至少3次以上的吹拭，再对内部进行3次擦拭，即可除去灰尘。
（3）针对放电痕迹：工作人员进入筒体内部用砂纸打掉导电杆表面的痕迹，至使光亮，再用百洁布进行擦拭至使无毛刺为止，对筒体内表面的放电痕迹用百洁布、汽油进行仔细的擦拭，直至清理干净为止。由于放电痕迹是表面的薄层，故此用此种方法可完全将放电痕迹清理干净，对设备的电气性能无任何影响。
（4）对已经有放电痕迹的柱式绝缘子进行更换（c相1个临近放电电联接处）。
（5）对筒体内部再进行3次吸尘作业，并检查筒体内部是否有遗忘的物品。
（6）对GIS封盖，抽真空处理水分，最后充入SF6气体。
整个处理过程应该在无雨的情况下进行，并且应注意对筒体内部的通风，进入筒体内部人员应穿防化服，戴口罩，以免出现意外。
（7）检修段对接面的SF6气体的检漏、气体水分的检测。
（8）检修段回路电阻的测量。
（9 ）I母母线的耐压试验。
三、经验总结
针对本次设备类型故障，现场安装人员要能够严格按照厂方的技术要求、规范及作业指导要求进行安装，并在厂方指导人员全程督导下安装，GIS主母线电联接触指的结构、导向杆及现场指导拼装方法及导向工艺需要改进，工作中特别对插接的导体连接情况应重点检查，各检查项目及记录签字完整齐备。
通常的直流回路电阻法并不能及时发现问题，GIS设备的交流耐压试验对检查支主绝缘子、盆式绝缘子的绝缘强度和导电体与外壳接地部分的绝缘距离是否存在杂质（如自由导体微粒）比较敏感，但对找出其杂质放电和位移的位置有很大的困难。
而局部放电测量有助于检查GIS内部各种绝缘缺陷，并可有效的找出颗粒放电时的基本位置，是安装后耐压试验很好的补充。需要通过增加局部放电试验并进行数据分析才可能发现电联触指局部放电现象。
根据经验表明，多数有颗粒存在的GIS变电站也能安全运行一段时间，但是绝大部分故障都是由颗粒造成的。因此一旦有颗粒存在，就应该用好的方法去评估其危险性，试验时应使电场强度足够大。可适当提高老练试验电压，库仑力大于重力将导致颗粒开始弹跳，颗粒每碰撞外壳一次，它将发射一宽带瞬时超声脉冲，该脉冲将在容器内向前和向后传播。在好的信噪比下，可以通过信号连续模式下的大峰值，高波峰因数和大的峰值分散性等特点很容易地将颗粒识别出来，其灵敏性完全能探测到亚毫米级的颗粒。交流高压试验应结合局部放电量测量是在现场较为完整的有效的绝缘试验。
[关键词]GIS设备 母线导体连接 故障处理 预防检测措施
中图分类号：TM411+.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）48-0031-01
一、故障概况及初步分析情况
某220kV变电站2×240MVA主变压器，220kV为GIS设备，出线4回。220kV GIS I母发生短路故障，220kV母差保护1和母差保护2 的I母差动保护动作，跳开I母运行的开关及母联开关。
跳闸前运行方式：跳闸前变电站220kV双母并列运行，母联开关合、#1主变变高挂I母运行，#2主变变高挂II母运行。
1 保护动作情况
220kV母差保护1和母差保护2的I母差动保护均正确动作。分析故障录波及保护动作报告可以判断，GIS I母发生短路故障，故障由C相开始，故障电流约为18.1kA，故障持续13ms后发展为BC相间故障，再过4ms后发展为ABC三相故障，故障电流约为29kA，故障持续时间最长约63ms。
2 GIS检查情况
故障发生后，立即对GIS I母的各个分段气室进行了现场排气检查，初步确定故障范围为220kV I母PT间隔和备用间隔之间的一段母线封闭气室内有短路现象。初步分析判断，故障的可能原因如下：
（1）可能为I母共箱盆式绝缘子沿面出现放电致使短路。
（2）可能为支撑母线的柱式绝缘子沿面出现放电，致使短路。
（3）可能为导电杆插入电联接的深度不够，接触电阻过大，运行一段时间产生发热现象，烧坏电联接与导电杆连接处起弧致使短路。
（4）可能为备用间隔（包括两组隔离开关，一组接地开关）或PT间隔与I母连接处的分相盆式绝缘子出现沿面放电，致使短路。
3 初步检查结果
根据以上检查分析结果，初步判断220kV I母PT间隔和备用间隔之间的一段封闭气室内有短路现象，保护动作正确。故障原因可能为厂家产品质量问题。
二、故障检修过程及原因分析
初步判明故障原因后，将#1主变变高改挂II母运行，线路及主变于恢复运行。开展GIS修复工作，由厂家准备检修方案及备品配件，并派检修人员到场配合进行检修工作，并准备工器具及安全监护工作等。
1 检修流程
（1）准备工作，申请220kVI母停电，做安全措施；
（2）回收SF6气体，母线筒内部故障检查、处理及恢复；
（3）测量检修段母线直流电阻，气室抽真空，充SF6气体，气室检漏和SF6气体微水检测；
（4）申请220kV区域及1#、2#变高停电，工频耐压试验，局放测量；
（5）验收，工作结束，恢复送电。
2 检修方法
（1）拆开该段母线，查找事故原因。回收该段母线内的SF6气体，在母线伸缩节处拆开连接法点，拿开可移动电联接，摘掉三相导电杆，母线拆开移动，逐步检查事故原因。
（2）事故原因找到后，对该段母线内部所有的零部件进行清洗，损坏件更换或修复，密封圈更换新的密封圈，组装前所有筒体端面，绝缘件应用塑料布包扎好，以防受潮。
（3）重新組装该段母线（组装时应在晴天或无雨的情况下进行）按分段母线逐步进行对接，对接时注意密封圈及导电杆的位置，对接时应逐相检查筒体内导电杆是否可靠连接，密封圈是否脱离密封槽。
（4）对各气室进行抽真空，抽真空至133.3Pa后继续抽真空30min，然后静置4h，测量气室泄露量，测量气室真空度应不大于133.3Pa。真空度符合要求后马上充注SF6气体，各气室充SF6气体的额定压力均为0.4MPa。对气室进行检漏和SF6气体微水检测试验。
（5）工频耐压试验：
将工频耐压试验设备接在 备用间隔套管处（未运行间隔），对220kV I母进行耐压试验，316kV1分钟，耐压过程中进行局部放电测量，试验合格后，申请验收，验收合格后申请恢复送电。
3 检查结果
故障段为F7 PT间隔-F9 3#主变预留间隔的盆式绝缘子之间的主母线，通过打开主母线侧面的三个端盖，发现I母母线PT间隔下的主母线A、B、C三相有闪络后产生的痕迹及SF6气体的分解灰尘；主母线与PT间隔B相向上连接的导电杆处有闪络后产生的痕迹及SF6气体的分解灰尘；支持主母线的柱式绝缘子上有闪络后产生的痕迹及SF6气体的分解灰尘；主母线筒体内壁有闪络后产生的痕迹及SF6气体的分解灰尘。
为进一步确认具体的放电部位，将此段母线的伸缩节处找开，检查人员进入主母线筒内，发现在PT间隔的主母线内C相电联接的屏蔽罩破裂，两个触指突出在屏蔽罩外，突出的触指有闪洛的痕迹。
4 故障原因分析
GIS故障处的电联接触指根部（2个触指）和导电杆间可能有一定间隙或电联接触指受弹簧压力不均衡，电联接屏蔽罩内部存在电位差，运行中放电，使屏蔽罩破裂，触指突出，温度升高，导致C相对地放电，最终发展成三相短路。
5 故障处理方案
（1）将损坏的电联接进行更换。
（2）针对放电灰尘：工作人员进入筒体内部，对放电所产生的灰尘用酒精进行仔细的擦拭，应反复进行3次以上，用高纯高压氮气对筒体内的每一部分进行至少3次以上的吹拭，再对内部进行3次擦拭，即可除去灰尘。
（3）针对放电痕迹：工作人员进入筒体内部用砂纸打掉导电杆表面的痕迹，至使光亮，再用百洁布进行擦拭至使无毛刺为止，对筒体内表面的放电痕迹用百洁布、汽油进行仔细的擦拭，直至清理干净为止。由于放电痕迹是表面的薄层，故此用此种方法可完全将放电痕迹清理干净，对设备的电气性能无任何影响。
（4）对已经有放电痕迹的柱式绝缘子进行更换（c相1个临近放电电联接处）。
（5）对筒体内部再进行3次吸尘作业，并检查筒体内部是否有遗忘的物品。
（6）对GIS封盖，抽真空处理水分，最后充入SF6气体。
整个处理过程应该在无雨的情况下进行，并且应注意对筒体内部的通风，进入筒体内部人员应穿防化服，戴口罩，以免出现意外。
（7）检修段对接面的SF6气体的检漏、气体水分的检测。
（8）检修段回路电阻的测量。
（9 ）I母母线的耐压试验。
三、经验总结
针对本次设备类型故障，现场安装人员要能够严格按照厂方的技术要求、规范及作业指导要求进行安装，并在厂方指导人员全程督导下安装，GIS主母线电联接触指的结构、导向杆及现场指导拼装方法及导向工艺需要改进，工作中特别对插接的导体连接情况应重点检查，各检查项目及记录签字完整齐备。
通常的直流回路电阻法并不能及时发现问题，GIS设备的交流耐压试验对检查支主绝缘子、盆式绝缘子的绝缘强度和导电体与外壳接地部分的绝缘距离是否存在杂质（如自由导体微粒）比较敏感，但对找出其杂质放电和位移的位置有很大的困难。
而局部放电测量有助于检查GIS内部各种绝缘缺陷，并可有效的找出颗粒放电时的基本位置，是安装后耐压试验很好的补充。需要通过增加局部放电试验并进行数据分析才可能发现电联触指局部放电现象。
根据经验表明，多数有颗粒存在的GIS变电站也能安全运行一段时间，但是绝大部分故障都是由颗粒造成的。因此一旦有颗粒存在，就应该用好的方法去评估其危险性，试验时应使电场强度足够大。可适当提高老练试验电压，库仑力大于重力将导致颗粒开始弹跳，颗粒每碰撞外壳一次，它将发射一宽带瞬时超声脉冲，该脉冲将在容器内向前和向后传播。在好的信噪比下，可以通过信号连续模式下的大峰值，高波峰因数和大的峰值分散性等特点很容易地将颗粒识别出来，其灵敏性完全能探测到亚毫米级的颗粒。交流高压试验应结合局部放电量测量是在现场较为完整的有效的绝缘试验。