0 引言

GIS设备具有体积小、故障率低、运行安全可靠等优点，在新建变电站中被广泛应用^[1-3]，但在其制造、安装、运输等阶段存在绝缘方面的安全隐患，且随着电网电压等级的逐渐升高，GIS设备的绝缘问题变得愈加严重^[4-5]。本文以一起±800 kV换流站GIS隔离开关绝缘击穿事故为例，分析其原因，为类似故障处理提供借鉴。

1 故障简介

某±800 kV换流站局部主接线图如图 1所示。2016-12-05，换流站综合自动化监控后台报“母线高抗短引线保护柜1号保护装置动作”“母线高抗短引线保护柜2号保护装置动作”，75C3断路器三相跳开，75C3DK、75C4DK母线高压并联电抗器（以下简称高抗）退出运行。故障电流30 kA，持续时间88 ms。

保护动作前运行工况：天气晴，环境温度3 ℃，微风；750 kV Ⅰ母、Ⅱ母带电运行，75C1、75C2断路器为冷备状态，75C3断路器带母线高抗73C3DK、75C4DK运行，其余断路器均带电运行。

2 故障点定位 2.1 故障范围确认

故障发生后，现场查看母线高抗引线差动保护装置录波图，差动电流达到30 kA；查看母线高抗故障录波图，母线高抗U相电压为0，75C3DK、75C4DK高压侧套管电流均为0，V、W相电压电流正常。检查750 kVⅡ母母线故障录波图发现，75C3断路器U相电流急剧增大至30 kA，故障持续时间88 ms；75C3断路器跳开后，母线电压恢复正常。

分析认为，高抗引线差动保护装置产生的差动电流是流经75C3断路器U相的电流，为30 kA，换算至二次值为12 A，远大于保护定值0.8 A，由此判断保护装置动作正确，初步分析故障原因为75C3断路器U相出线间隔气室被击穿或母线高抗U相套管引线处闪络接地，故障点位于母线高抗U相套管引线至75C3断路器TA之间。

2.2 相邻气室SF₆气体成分分析

对故障范围内的母线高抗间隔21个气室（U、V、W相各7个）进行SF₆分解物成分检测，发现75C4DK1隔离开关U相气室内SO₂体积分数为106.36×10^-6（见表 1），远大于注意值1×10^-6，严重超标^[6-7]，初步确认该气室内部存在严重放电现象。

综合高抗引线差动保护动作情况及相应间隔气室SF₆气体成分分析，可以初步确定故障发生在75C4DK1隔离开关U相气室。

3 隔离开关解体检查 3.1 气室内部检查

为证实故障点具体位置并确认故障原因，2016年12月月底对故障隔离开关进行拆解^[8-9]，其结构示意图如图 2所示。将高、低位盆式绝缘子分别拆下检查，低位盆式绝缘子的凸面、凹面均未发现任何损坏；高位盆式绝缘子凸面有异物黏附，疑似其他部位的放电飞溅物（如图 3所示）。同时发现上端绝缘筒表面有大面积闪络痕迹，绝缘筒高压侧与低压侧屏蔽存在局部烧蚀痕迹（如图 4所示），高压侧屏蔽烧蚀较严重且烧蚀范围略窄，低压侧屏蔽烧蚀较轻且范围略宽。经测量，绝缘筒表面闪络痕迹约占绝缘筒外圆柱面积一半。

上端绝缘筒表面虽有大面积闪络痕迹，但无可视放电通道，绝缘筒内壁无放电痕迹，检查盆式绝缘子、绝缘拉杆均未发现异常，螺栓也不存在松动现象^[10-11]。完全解体后发现绝缘筒内有大量白色粉末。罩焊装三角焊缝位置有大约面积为10 mm×10mm的漆层消失，且表面黏附白色粉末。对绝缘筒进行X光探伤检查，未发现绝缘筒内部有异物、气泡、开裂等异常现象^[9]。

3.2 白色粉末物取样分析

（1）对绝缘筒内附着的白色粉末取样进行分析，发现其主要含C、O、F、Mg、Al、Mn、S元素，判断其可能为隔离开关中SF₆气体、绝缘筒受电弧作用后形成的氟化物、硫化物及屏蔽烧熔后的铝瘤、氧化铝等^[12-13]。

（2）对罩焊装三角焊缝位置漆层起皮处附着的白色粉末进行检测（取3组），发现分解物中主要含C、F、Al、Fe、Si、Zn、Na、O、P等元素，各元素的质量分数见表 2。C、F、O、Al、Fe、Si、Zn为隔离开关中SF₆气体、绝缘筒受电弧作用后形成的氟化物、硫化物、氧化铝等粉尘，P、Na元素可能与罩焊装磷化层以及清洗剂材料有关（磷化层成分：磷酸二氢锌、磷酸等，清洗剂成分：磷酸钠等），在用清洗剂除油后对罩焊装进行磷化处理，清洗剂应无残留，但分析显示Na元素的质量分数较大，属非正常现象。

4 焊缝位置检查

对罩焊装三角焊缝位置出现的白色粉末及漆层脱落、Na元素质量分数偏大等异常现象，需要进一步进行分析判断。

4.1 着色探伤

将罩焊装三角焊接缝位置清理干净后，对焊缝表面进行着色探伤^[14]，发现着色剂有渗透现象，判断此处焊缝存在焊接缺陷。对焊缝继续打磨，发现焊缝内部存在明显的气孔缺陷（见图 5）。

该罩焊装是由主筒体与半圆弧形板焊接而成。三角焊接缝是焊接的收弧或起弧位置，同时也是两侧焊缝的交汇部。推测此罩焊装在焊接过程中存在操作不当行为，造成焊缝交汇处出现气孔缺陷，因焊缝缺陷较小，所以未引起注意^[15]。结合取样物成分检测结果，推测可能是罩焊装在磷化前使用除油清洗剂（含磷化钠）进行浸泡清洗时，清洗剂通过焊缝缺陷处渗入焊缝内部气孔内，在装配、试验以及现场点检过程中，因此处已完成涂漆，外观无异常，未被发现，最终造成隐患。

4.2 漆层脱落仿真分析

为进一步判断漆层脱落对高压侧屏蔽处电场的影响，使用ANSYS有限元分析软件对漆层脱落至高压侧屏蔽处的电场进行建模分析^[16-19]。在高压侧屏蔽表面直立1根长8 mm、直径1.5 mm、与漆层涂料同材质的细丝，以此进行电场模拟，仿真模型示意图如图 6所示。

建立模型后，先进行各部件材料参数设置，再对模型进行自适应剖分，其次加载边界条件，最后进行模拟计算。在曲率较大的点，可手动剖分，计算结果比较精确，剖分结果如图 7所示。屏蔽表面加2100 kV的雷电冲击电压。模型电势分布图如图 8所示，从图中可以看出电势最高位置为高压侧屏蔽处，达2100 kV。

从图 9可以看出，整个模型最大场强达48.41kV/mm, 高压侧屏蔽处电场分布发生较大畸变，最大场强出现在细丝末端，超过了SF₆气体25 kV/mm的绝缘极限。

5 原因分析

故障当天，换流站天气晴朗，无雷电记录，可以排除雷电过电压造成隔离开关闪络的可能。电网运行正常，无操作，可排除系统过电压可能^[20-22]。

经分析，推断故障过程如下：故障隔离开关在现场抽真空过程中，气室内为负压，焊缝气孔内部为正压，在压力差作用下使得罩焊装漆皮开始鼓包。设备投入运行后，通流使得隔离开关气室内温度升高，且气室内SF₆气体中水分含量低，而气孔内残留的清洗剂中水分含量高，水分压差使得残留清洗剂开始向外渗出，结晶为白色粉末。随着白色粉末的形成漆层逐渐起皮、剥离、脱落，向高压侧屏蔽处掉落，导致高压屏蔽对低压屏蔽击穿放电，气隙放电过程殃及绝缘筒外表面，导致绝缘筒外表面熏黑碳化。

6 结语

采用多种手段对本次GIS隔离开关气室故障原因进行分析，究其根本原因在于设备的制造与安装存在问题，本次故障原因分析及处理过程可为类似事件处理提供参考。另外，为加强对GIS隔离开关工况的掌握，建议运检人员定期对GIS隔离开关进行红外测温及局部放电检测，及时发现设备隐患并采取相应措施进行处理，保证设备的安全运行。