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摘要： 电力GIS设备在电力系统中具有广泛的应用，GIS是运行可靠性高、维护工作量少、检修周期长的高压电气设备，其故障率只有常规设备的20%～40%。但GIS也有其固有的缺点，由于SF6气体的泄漏、外部水分的渗入、导电杂质的存在、玻璃绝缘子老化及安装工艺等因素影响，都可能导致GIS内部闪络故障。且GIS的全密封结构使故障的定位比较困难，故障点不易查找，事故后平均停电检修时间比常规设备长。所以，尽快的确定故障点是提高事故处理时间的关键。
关键词： GIS全封闭设备；故障点查找；故障波形
中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2011）0710172－01
将SF6断路器及其他高压电器元件，按照所需要的电气主接线安装在充有一定压力的SF6气体的金属壳体内，所组成的一套设备，简称GIS。
GIS设备的优点：1）导电体与金属接地壳体之间的绝缘距离大大缩小，GIS的占地面积只有常规设备的百分之几到百分之二十左右；2）运行不受自然条件的影响；3）GIS属于防爆设备，适合在城市安装；4）现场安装调试工作量小；5）幾乎无需检修，维护工作量和年运行费用大为减少。
GIS设备的主要缺点：一次性投资大，设备安装精度要求高故障点不易查找，事故后平均停电检修时间比常规设备长。
某220kV变电站曾发生一起由于GIS全封闭设备内部故障引起主变差动保护动作的事故，经过如下：2006年8月19日16点28分，该站1#主变差动保护动作，由于该站属于建站初期，220kV只有一条出线，而主变差动保护高压侧CT接至220kV出线开关CT，该站主变三侧开关及220kV唯一出线开关跳闸，造成全站失压。站用电由备自投装置自动切换至外接直降变运行。由于该站投运时间不长，事故发生时，该站主变带110kV侧线路负荷还不到24小时。
该220kV变电站事故前接线方式如图1：220kV及110kV均为双母线不带旁路接线方式，且都为GIS全封闭设备，10kV为普通高压开关柜。由于处于建站初期，该站只有一台150MVA变压器投入运行，220kV仅有一条线路运行于Ⅰ母，220kVⅡ母冷备用。220kV没有母差保护，主变差动保护接至220kV出线开关CT，以保护220kV母线。110kV双母线并列运行。
事故发生后，造成该站全站失压，由于2#站用变为外接35kV直降变，所以站用变马上恢复正常。对站内两套主变保护装置进行检查，确定两套主变保护差动同时动作，排除了由于保护误动引起跳闸的可能性。打印故障报告及录波后便开始进行现场设备的检查。由于只有差动保护动作，基本可以排除变压器内部故障，巡视范围主要集中在主变各侧引线至差动CT范围内，经反复检查，未发现各侧引线及10kV侧有明显故障点。因此怀疑是GIS全封闭设备内部出现短路故障，再而又对220kV母线及出线开关CT、110kV101开关CT以内的各GIS气室进行了检查，各气室压力均正常，外观正常，无明显放电痕迹。到目前为止，一次设备能检查的各项均已进行了详细检查，但仍未找到故障点。
由于对一次设备的检查无法查找到故障点，笔者再次将各类故障报告进行分析对比。提取出了两份故障录波图的波形比较（如下图）。从图中发现，同样是主变110kV侧的故障录波波形图，从110kV故障录波装置打印的110kV侧波形和主变保护打印的110kV波形有明显的区别，一个有明显的故障电流流过，另一个确没有故障电流流过。笔者马上翻阅本站二次图纸，发现110kV故障录波装置的二次电流是从主变110kV侧套管CT接入的。由于本站110kV都是负荷端，所以从两张故障波形的比较可以判断故障电流流过了主变110kV侧套管CT，但并没有流过110kV101开关CT。因此，笔者判断故障点就在这两个CT之间，而GIS以外的设备已进行了多次检查，未发现异常，所以笔者判断故障点就在两个CT之间的GIS设备内，共有两个气室，分别为1016#刀闸和主变110kV侧避雷器。
检修人员和厂家到达现场后，打开了主变110kV避雷器接至引线处的上盖，发现故障点就在这里，由于安装过程中上盖下方的一个胶质垫圈脱落，落到引线上，在110kV有负荷电流一段时间后，温度升高，绝缘击穿
造成气室内的引线短路从而引起主变差动保护动作跳闸。一次故障点找到后，厂家和检修人员现场处理完毕，尽快恢复了设备运行。
这类出现在GIS全封闭设备中的短路故障，一般在巡视现场一次设备时几乎都无法看到具体的故障点。某些情况下可以通过各气室的气体压力值是否明显降低发现事故故障点，但如果不是因为压力降低造成的绝缘破坏出现的短路，就像上述情况，故障点很难从一次巡视中发现，只有多利用保护和自动装置的各种信息帮助分析和查找故障类型和故障点。此次笔者是对故障录波波形的分析比较很快的查找到了故障点，但这取决于一定的运行方式且故障点在特定的位置下才能容易找到到。如果同样的短路现象如出现在母线上而引起的是母线差动保护动作，可能故障点的查找会相当困难。GIS全封闭母线的气室太多，一一查找十分费时。如果GIS设备能改进观察孔，增加观察孔的数量和大小，而不影响设备的正常运行，对运行工作将会有很大的帮助。
此次事故时由于GIS设备的安装过程中出现的问题，造成设备意外脱落搭在GIS设备内的主变110kV侧引线上，开始母线虽然带电，但没有负荷，引线温度不高，所以胶垫绝缘没有击穿。当110kV系统带出负荷以后有了负荷电流，引线温度升高，胶垫绝缘很快就击穿引起了事故。试想如果负荷大些击穿的时间应该更短。
根据相关统计，GIS设备的内部闪络故障通常发生在安装或大修后投入运行的一年内，根据统计资料，第一年设备运行的故障率为0.53次/间隔，第二年则下降到0.06次/间隔，以后趋于平稳。根据运行经验，隔离开关和盆型绝缘子的故障率最高，分别为30%及26.6%；母线故障率为15%；电压互感器故障率为11.66%；断路器故障率为10%；其他元件故障率为6.74%。因此在运行的第一年里，运行人员要加强日常的巡视检查工作，特别是对隔离开关的巡视，在巡查中主要留意SF6气体压力的变化，是否有异常的声音（音质特性的变化、持续时间的差异）、发热和异常气味、生锈等现象。如果GIS有异常情况，必须及时对有怀疑的设备进行检测。
参考文献：
[1]张智军，GIS设备的运行维护[J].东北电力技术，2009（7）.
[2]罗学琛，SF6气体绝缘全封闭组合电器（GIS）[M].中国电力出版社，1999.01.01.
作者简介：
陈理（1982-），男，德阳电业局；王博（1982-），女，助理工程师，四川紫坪铺开发有限责任公司。
关键词： GIS全封闭设备；故障点查找；故障波形
中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2011）0710172－01
将SF6断路器及其他高压电器元件，按照所需要的电气主接线安装在充有一定压力的SF6气体的金属壳体内，所组成的一套设备，简称GIS。
GIS设备的优点：1）导电体与金属接地壳体之间的绝缘距离大大缩小，GIS的占地面积只有常规设备的百分之几到百分之二十左右；2）运行不受自然条件的影响；3）GIS属于防爆设备，适合在城市安装；4）现场安装调试工作量小；5）幾乎无需检修，维护工作量和年运行费用大为减少。
GIS设备的主要缺点：一次性投资大，设备安装精度要求高故障点不易查找，事故后平均停电检修时间比常规设备长。
某220kV变电站曾发生一起由于GIS全封闭设备内部故障引起主变差动保护动作的事故，经过如下：2006年8月19日16点28分，该站1#主变差动保护动作，由于该站属于建站初期，220kV只有一条出线，而主变差动保护高压侧CT接至220kV出线开关CT，该站主变三侧开关及220kV唯一出线开关跳闸，造成全站失压。站用电由备自投装置自动切换至外接直降变运行。由于该站投运时间不长，事故发生时，该站主变带110kV侧线路负荷还不到24小时。
该220kV变电站事故前接线方式如图1：220kV及110kV均为双母线不带旁路接线方式，且都为GIS全封闭设备，10kV为普通高压开关柜。由于处于建站初期，该站只有一台150MVA变压器投入运行，220kV仅有一条线路运行于Ⅰ母，220kVⅡ母冷备用。220kV没有母差保护，主变差动保护接至220kV出线开关CT，以保护220kV母线。110kV双母线并列运行。
事故发生后，造成该站全站失压，由于2#站用变为外接35kV直降变，所以站用变马上恢复正常。对站内两套主变保护装置进行检查，确定两套主变保护差动同时动作，排除了由于保护误动引起跳闸的可能性。打印故障报告及录波后便开始进行现场设备的检查。由于只有差动保护动作，基本可以排除变压器内部故障，巡视范围主要集中在主变各侧引线至差动CT范围内，经反复检查，未发现各侧引线及10kV侧有明显故障点。因此怀疑是GIS全封闭设备内部出现短路故障，再而又对220kV母线及出线开关CT、110kV101开关CT以内的各GIS气室进行了检查，各气室压力均正常，外观正常，无明显放电痕迹。到目前为止，一次设备能检查的各项均已进行了详细检查，但仍未找到故障点。
由于对一次设备的检查无法查找到故障点，笔者再次将各类故障报告进行分析对比。提取出了两份故障录波图的波形比较（如下图）。从图中发现，同样是主变110kV侧的故障录波波形图，从110kV故障录波装置打印的110kV侧波形和主变保护打印的110kV波形有明显的区别，一个有明显的故障电流流过，另一个确没有故障电流流过。笔者马上翻阅本站二次图纸，发现110kV故障录波装置的二次电流是从主变110kV侧套管CT接入的。由于本站110kV都是负荷端，所以从两张故障波形的比较可以判断故障电流流过了主变110kV侧套管CT，但并没有流过110kV101开关CT。因此，笔者判断故障点就在这两个CT之间，而GIS以外的设备已进行了多次检查，未发现异常，所以笔者判断故障点就在两个CT之间的GIS设备内，共有两个气室，分别为1016#刀闸和主变110kV侧避雷器。
检修人员和厂家到达现场后，打开了主变110kV避雷器接至引线处的上盖，发现故障点就在这里，由于安装过程中上盖下方的一个胶质垫圈脱落，落到引线上，在110kV有负荷电流一段时间后，温度升高，绝缘击穿
造成气室内的引线短路从而引起主变差动保护动作跳闸。一次故障点找到后，厂家和检修人员现场处理完毕，尽快恢复了设备运行。
这类出现在GIS全封闭设备中的短路故障，一般在巡视现场一次设备时几乎都无法看到具体的故障点。某些情况下可以通过各气室的气体压力值是否明显降低发现事故故障点，但如果不是因为压力降低造成的绝缘破坏出现的短路，就像上述情况，故障点很难从一次巡视中发现，只有多利用保护和自动装置的各种信息帮助分析和查找故障类型和故障点。此次笔者是对故障录波波形的分析比较很快的查找到了故障点，但这取决于一定的运行方式且故障点在特定的位置下才能容易找到到。如果同样的短路现象如出现在母线上而引起的是母线差动保护动作，可能故障点的查找会相当困难。GIS全封闭母线的气室太多，一一查找十分费时。如果GIS设备能改进观察孔，增加观察孔的数量和大小，而不影响设备的正常运行，对运行工作将会有很大的帮助。
此次事故时由于GIS设备的安装过程中出现的问题，造成设备意外脱落搭在GIS设备内的主变110kV侧引线上，开始母线虽然带电，但没有负荷，引线温度不高，所以胶垫绝缘没有击穿。当110kV系统带出负荷以后有了负荷电流，引线温度升高，胶垫绝缘很快就击穿引起了事故。试想如果负荷大些击穿的时间应该更短。
根据相关统计，GIS设备的内部闪络故障通常发生在安装或大修后投入运行的一年内，根据统计资料，第一年设备运行的故障率为0.53次/间隔，第二年则下降到0.06次/间隔，以后趋于平稳。根据运行经验，隔离开关和盆型绝缘子的故障率最高，分别为30%及26.6%；母线故障率为15%；电压互感器故障率为11.66%；断路器故障率为10%；其他元件故障率为6.74%。因此在运行的第一年里，运行人员要加强日常的巡视检查工作，特别是对隔离开关的巡视，在巡查中主要留意SF6气体压力的变化，是否有异常的声音（音质特性的变化、持续时间的差异）、发热和异常气味、生锈等现象。如果GIS有异常情况，必须及时对有怀疑的设备进行检测。
参考文献：
[1]张智军，GIS设备的运行维护[J].东北电力技术，2009（7）.
[2]罗学琛，SF6气体绝缘全封闭组合电器（GIS）[M].中国电力出版社，1999.01.01.
作者简介：
陈理（1982-），男，德阳电业局；王博（1982-），女，助理工程师，四川紫坪铺开发有限责任公司。