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隨著電網(wǎng)的不斷發(fā)展，密集緊湊且占用空間較小的氣體絕緣全封閉組合電器（gas insulated switch- gear, GIS）在變電站中的應(yīng)用越來越多，尤其多用于110kV及以上的變電站。當(dāng)組合電器發(fā)生故障時，如何通過檢查和試驗等方法快速發(fā)現(xiàn)并及時處理故障尤為重要。

1  故障前變電站運行方式

某110kV變電站#1、#2主變于2006年12月10日正式投入運行，容量分別為40 000kV?A、31 500kV?A，高壓側(cè)采用內(nèi)橋接線方式，并與110kV GIS設(shè)備套管之間采用鋼芯鋁絞線連接，低壓側(cè)通過10kV母線銅排及穿墻套管與開關(guān)柜進(jìn)線電纜相連，主變壓器高壓側(cè)為星形聯(lián)結(jié)方式，低壓側(cè)為三角形聯(lián)結(jié)方式。

110kV GIS母線開關(guān)設(shè)備采用SF6封閉組合電器，型號為ZF6—126，生產(chǎn)日期2004年12月，主母線及分支母線采用三相共筒式，其外殼采用鋁合金材料。故障發(fā)生前，110kV Ⅰ、Ⅱ段母線并列運行，10kV、35kV Ⅰ、Ⅱ段母線分列運行，#1主變帶35kV Ⅰ、Ⅱ段母線運行，#2主變帶10kV Ⅰ、Ⅱ段母線運行。

2  故障基本情況

2019年9月28日20:10，該110kV變電站#2主變高壓側(cè)發(fā)生B相接地故障，110kV主變保護(hù)PST1200差動速斷動作，跳開#2主變進(jìn)線110kV #1170開關(guān)、110kV母線分段#80開關(guān)、35kV側(cè)#52開關(guān)及10kV側(cè)#02開關(guān)。事故跳閘后10kV Ⅰ、Ⅱ段母線失壓，跳閘前負(fù)荷為0，跳閘后負(fù)荷未發(fā)生改變。

3  故障檢查情況

2019年9月28日23:30，專業(yè)人員到達(dá)現(xiàn)場，對#2主變、110kV Ⅱ段母線所屬GIS設(shè)備、35kV Ⅱ段母線所屬設(shè)備、10kV Ⅱ段母線所屬設(shè)備進(jìn)行了外觀檢查，未發(fā)現(xiàn)異常。

9月29日04:30變電運維人員將#2主變轉(zhuǎn)為冷備用狀態(tài)，試驗及檢修人員對變壓器本體、套管及導(dǎo)電接觸部位、非電量保護(hù)裝置、10kV母線橋及35kV母線進(jìn)行了全面檢查，未發(fā)現(xiàn)異常，對10kV 開關(guān)柜內(nèi)母線及#02斷路器進(jìn)行內(nèi)部檢查，未發(fā)現(xiàn)異常。

二次運檢人員迅速對主變保護(hù)裝置進(jìn)行故障錄波，具體如下。

1）#2主變PST1200差動保護(hù)錄波如圖1所示。

由圖1可知，故障發(fā)生時中、低壓側(cè)無故障電流，高壓側(cè)110kV蘭民Ⅱ回與110kV分段B相電流突變，有很大的故障電流，其最大值分別為Ib1max=27.68A、Ib2max=17.684A，且相位相同。

根據(jù)#2主變差動保護(hù)錄波，可判斷#2主變區(qū)內(nèi)高壓側(cè)發(fā)生B相單相接地短路故障。

2）#2主變（高壓側(cè)套管電流）高后備PST1261保護(hù)錄波如圖2所示。

由圖2可知，故障發(fā)生時#2主變高壓側(cè)套管無故障電流，說明故障發(fā)生在主變高壓側(cè)套管CT以外。

3）110kV蘭民Ⅱ回線路保護(hù)錄波如圖3所示。

由此可以畫出如圖4所示的相量圖。

綜合以上3個保護(hù)錄波文件分析結(jié)果，可得出故障點位于高壓側(cè)套管引出線B相、110kV蘭民Ⅱ回#1170開關(guān)與110kV分段#80開關(guān)B相之間。

試驗人員在同一時間對#2主變及110kV Ⅱ母所屬設(shè)備進(jìn)行了診斷性試驗。經(jīng)檢測，#2主變直阻、絕緣、介質(zhì)損耗、有載開關(guān)過渡電阻及波形、主變本體油試驗均合格，鑒于事故前，該地區(qū)有雷雨天氣，試驗人員對全站地網(wǎng)及導(dǎo)通進(jìn)行了測試，均良好，對故障段GIS母線所屬設(shè)備進(jìn)行絕緣電阻測試，具體結(jié)果見表1。

從表1可以看出，所屬各相一次設(shè)備絕緣電阻均在合格范圍內(nèi)，試驗人員對相關(guān)氣室進(jìn)行了微水及六氟化硫組分測試，具體結(jié)果分別見表2及表3。

表3  六氟化硫組分測試

通過上述氣體試驗分析，并結(jié)合保護(hù)錄波圖，可以判斷出故障位于110kV Ⅱ段母線氣室內(nèi)，檢修人員在廠家人員的配合下，對110kV Ⅱ段母線氣室進(jìn)行開蓋檢查，發(fā)現(xiàn)110kV Ⅱ段母線PT間隔下方母線罐體內(nèi)，B相導(dǎo)體支撐絕緣子被擊穿，支撐絕緣子底座及罐體內(nèi)壁有明顯電弧灼傷痕跡，具體如圖5所示，氣室罐壁附著有白色粉塵，A、C相導(dǎo)電桿及支撐絕緣子無異常。

2019年10月4日，檢修人員對故障筒體進(jìn)行解體，拆除故障段母線筒內(nèi)部導(dǎo)體及支撐絕緣子。檢查故障絕緣子表面、硬母線導(dǎo)電桿、絕緣盆內(nèi)部表面有電弧放電痕跡，絕緣子上下嵌件分離，具體如圖6所示。

檢查110kV Ⅱ段母線其他部位，動觸桿、靜觸頭清潔無損傷。檢修人員現(xiàn)場更換故障段氣室同一橫截面三相3只支撐絕緣子；打磨修復(fù)拋光導(dǎo)體及筒體內(nèi)壁，清理檢查兩側(cè)絕緣盆子，對3只主導(dǎo)體分解清洗檢查，設(shè)備回裝后充氣至額定氣壓并靜置24h后，試驗人員進(jìn)行了微水、六氟化硫純度、主回路電阻測試，測試結(jié)果均符合相關(guān)技術(shù)規(guī)范。常規(guī)試驗合格后進(jìn)行了交流耐壓試驗，1min，184kV順利通過，投入運行后，設(shè)備運行正常。

4  故障原因分析

2019年9月28日20:10，該110kV變電站#2主變故障跳閘，根據(jù)氣象局發(fā)布的信息和電網(wǎng)雷電智能檢測系統(tǒng)可知，故障前該變電站所處地區(qū)共有兩個落雷點，落雷時間與站內(nèi)故障時間吻合，落雷點A距110kV蘭民Ⅱ回5 100m，落雷點B距110kV蘭民Ⅱ回6 300m。110kV蘭民Ⅱ回輸電線路遭受雷擊，雷電波侵入變電站GIS設(shè)備，引起過電壓。

雖然GIS設(shè)備有避雷器防止過電壓，故障前后，B相避雷器計數(shù)器數(shù)值分別為107和109，但GIS設(shè)備已經(jīng)運行13年之久，內(nèi)部的雜質(zhì)顆粒吸附于支撐絕緣子表面，在雷電殘壓等的作用下，導(dǎo)致110kV Ⅱ段母線PT間隔下方母線筒體內(nèi)的B相導(dǎo)體支撐絕緣子表面形成放電通道，引起母線短路故障，上嵌件經(jīng)支撐絕緣子電弧通道對下嵌件放電，導(dǎo)致支撐絕緣子擊穿灼燒，支撐絕緣子與導(dǎo)體相連部位產(chǎn)生放電痕跡，絕緣子底座與筒體內(nèi)壁產(chǎn)生放電痕跡。

短路電流引起保護(hù)裝置動作，#2主變?nèi)齻?cè)開關(guān)及110kV分段開關(guān)動作。

5  結(jié)論

通過本次故障處理，提出以下建議：

1）在設(shè)備監(jiān)造時，嚴(yán)格把關(guān)各出廠試驗項目，監(jiān)督廠家務(wù)必做全做細(xì)，在設(shè)備安裝和調(diào)試時，加強(qiáng)現(xiàn)場設(shè)備對接等工藝流程控制，確保安裝環(huán)境達(dá)標(biāo)，嚴(yán)格按照相關(guān)規(guī)程要求進(jìn)行。

2）在進(jìn)行例行試驗時，對運行時間超過10年的GIS設(shè)備，適當(dāng)縮短檢測周期，在開展特高頻、超聲波測試的同時，進(jìn)行六氟化硫組分測試。

3）建議在GIS設(shè)備加裝特高頻在線檢測裝置，實時監(jiān)測GIS設(shè)備運行狀況，及時發(fā)現(xiàn)并消除隱患，避免引起設(shè)備及人身事故。

4）建議廠家生產(chǎn)人員在設(shè)備出廠前仔細(xì)檢查做好各相關(guān)部件的材質(zhì)分析，確保零部件質(zhì)量均過關(guān)。

5）對雷電多發(fā)地區(qū)變電站裝設(shè)雷電定位系統(tǒng)，裝設(shè)獨立避雷針，并進(jìn)行防雷技術(shù)研究。