1 引言

GIS 气体绝缘组合电器设备 （简称 GIS ），将一座变电站中除变压器以外的一次设备，断路器、隔离开关、接地（快速）开关，电流互感器、电压互感器、避雷器、母线（单相或三相），连接管或其他过渡元件（如电缆终端盒，出线套管、与变压器的连接结构等）多种高压电器和绝缘件封闭在金属筒内部，并充入一定压力的六氟化硫气体作为绝缘和灭弧介质。 GIS 设备具有占地面 积小、元件全部密封不受 环境 干扰、运行可靠性高、运行方便、检修周期长、维护工作量小、安装迅速、运行费用低、无电磁干扰等优点 ，但也存在造价高、故障停电范围广、修复时间长、查找故障点困难、扩建设备与原有设备的参数要严格配合，且施工干扰大的不足。 [1]

2 简介及事故概述

某用户变电站 110kV GIS 组合电器于 2010 年 7 月 29 日 14 ： 29 带电投运，由 A 电源 110kV 进线（ F2 间隔）供电， B 电源 110kV 进线（ F8 间隔）处于热备用状态。 110kV 部分采用双母单分段接线方式，母线气室为三相共筒，主保护方式包括： 110kV 线路保护、主变差动保护、母差及母联保护。 2010 年 8 月 21 日凌晨 1 ： 16 ，该站全站失电，后台装置显示 B 电源 110kV 进线西母隔离气室气体泄露，压力为零。本站保护未动作， A 电源对侧系统 110kV 变电站（系统供电电源侧）站内发生瞬时低周动作，同时保护跳闸。故障位置见（图一）。

图（一）注： F1 为主变进线间隔； F3 为母线分段间隔； F6 、 F7 分别东母西母 PT 间隔； F2 、 F8 分别为 A 电源、 B 电源 110kV 进出线间隔； F4 、 F10 分别为下期扩建进出线间隔； F5 、 F9 分别为下期扩建主变进线间隔。 

3 故障排查及恢复送电

全站失电后导致 GIS 配电室轴流风机无法启动，运行人员将配电室两侧大门打开通风，室内有刺激性气体排出。长时间通风后，运行人员检查发现城南进线间隔（ F8 间隔）西母隔离气室、东西母连接气室、西母隔离相邻北侧母线气室压力为零，三个气室间密封绝缘封堵板两侧套筒产生了黑色电弧烧伤痕迹（见图二），其余气室压力正常。初步判断故障为西母隔离气室内发生相间短路，瞬间弧光放电，气室内 SF6 气体被高温电离，同时气室内压力剧增，高压气体将气室密封绝缘封堵板冲破，气体瞬间释放。本站为用户终端变电站，系统中保护运行方式定义为用户端进线侧发生短路故障时，电源侧首先切断负荷侧短路故障，所以本站的保护未动作。通过对故障范围的定性分析，现场迅速制了断开母线分段开关，断开西母所有隔离开关、切除西母，采用单电源一对一供电的方式对水泥厂恢复供电。

4  投运前交接试验情况及试验数据调查

110kVGIS 设备投运前，耐压试验记录如下：

试验记录：

绝缘电阻：（ M Ω）

GIS 加压程序图（见表一）：

通过分析试验记录，发现投运前未发生闪络、放电，试验前后绝缘电阻无明显变化现象，同时 SF6 气体压力、微水量、泄漏量、密度控制器检测合格。但交接试验过程中 F2 进线间隔曾出现耐压不合格，厂家曾多次更换 GIS 气室内部的传动绝缘子的情况。

5 故障原因分析：

一般 GIS 局部放电主要由下列缺陷引发： 1) 载流导体表面缺陷：如毛刺，尖角等引起导体表面电场强度不均匀，这种缺陷通常是在制造或安装时造成的，在稳定的工频电压下不易引起击穿，但在操作或冲击电压下很可能引起击穿； 2) 绝缘子表面缺陷：如制造质量不良，绝缘子有气泡或裂纹，安装遗留下的污迹，尘埃等； 3)GIS 筒内在制造和安装过程中存在的自由导电微粒； 4) 导体部分接触不良。

本次设备故障以后，厂家更换设备元件过程中，通过对主触头单元的压气缸、转动绝缘子、绝缘拉杆和密封绝缘封堵板检查，我们看到三相母线间通过传动绝缘子隔离绝缘并实现机械传动，相间距离较小，中间 SF6 气体填充较少。这对传动绝缘子的绝缘水平要求也高， A 、 B 相间的传动绝缘子因满足不了系统过电压的绝缘水平被击穿破碎（见图三）， A 、 B 相发生相间短路，短路电弧进而引发三相短路，造成弧光放电。 SF6 气体被电离，气室压力升高，造成密封绝缘封堵板破裂，大量 SF6 气体瞬时泄露，所以后台未发出气体压力降低报警，直接显示气室气体泄露，压力降低为零。此外施工安装前 GIS 设备为成套单元设备，不存在对内部气室打开及内部电气的安装的情况，所以故障原因为厂家出厂质量控制不严，出厂后的传动绝缘子经耐受电压长期运行的绝缘可靠性不高，最终导致本次故障。

6 故障处理过程引发的思考和建议

随着“十二五”规划建设坚强稳定智能电网的发展要求， GIS 变电站的将会广泛应用，它在系统的可靠性要求越来越高。该站为用户站担任的重要负荷，发生故障后系统电源侧保护将该站完全退出，虽避免了故障范围扩大，从经济上对该站正常生产造成了损失。同时本站为单台主变运行，无独立备用的站变电源，主变失电后，站变电源失电， GIS 配电室轴流风机无法正常启用，导致运行值班人员不能在最短时间内进入现场排查故障及恢复送电。所以该站系统保护的运行方式有待进一步完善，同时应考虑该独立的备用站变电源。

主接线设计和气室划分应充分考虑扩建和故障检修的灵活性。本站 F4 、 F10 进出线间隔； F5 、 F9 主变进线间隔为下期计划扩建的间隔，设备制作过程中，下期间隔东、西母线预留孔用气室隔板通过气室套筒整体连接，按 IEC 规定，气室隔板应能耐受一侧额定压力而另一侧处于真空状态而不致损坏，但若仅据此进行气室分割有时会造失误，因为气室隔板虽然满足强度要求，但由于担心在安装或检修时的机械冲动、震动等与气压联合作用下损坏隔板，因此不能在紧邻气室额定充气压力下进行工作。 [1] 一侧预留间隔母线故障检修，下期扩建间隔设备安装时，都必须将对侧母线间隔停电。一定程度上影响了设计初衷的灵活可靠性。

7 GIS 故障的预防措施

7.1 加强对 GIS 的 型式试验、出厂试验及现场试验。其中型式试验是检验产品的正确性，验证 GIS 装置的各项性能；出厂试验是在每一间隔上进行的，以检验加工过程中是否存在缺陷；现场 交接 试验是检查 GIS 配电装置在包装、运输、储存和安装过程中是否出现异常现象行之有效的监测方法，是 GIS 在投运之前必须进行的，也是前两种试验无法替代的。 [2]

7.2 针对 GIS 运行中的实际情况，推荐状态检修策略，也可称为“后状态检修”。根据产品的不同生产厂家及其运行情况，确定检修时机及检修项目，如 GIS 发生故障，要求做详细分析，根据故障的类型和原因制定相关的检修方案，并考虑消除家族性缺陷。

7.3GIS 设备投运后一年应进行首次检查，对断路器、隔离开关等运动部件进行机械检查，同时考虑必要的电气试验，具体项目可参照 AIS 设备的相关内容执行，主要考核设备在运行一年后的状态，包括 SF6 气体的检漏、微水测试及密度继电器校验等工作。

7.4 强调对 GIS 设备的在线监测工作，建立有效的监测手段，目前部分电力公司对新投的 GIS 设备，要求建立 GIS 超声波在线局放的原始数据库，每两年对 GIS 设备进行在线局放的测试并进行比对，对在线局放发现异常或发生异响的设备进行局放的跟踪，尽量早期发现设备存在的缺陷。

7.5 对运行年限 10 年以上的断路器和隔离开关等元件进行电气绝缘性能和机械特性的检查试验。 [3]

参考文献 

［ 1 ］ 冯伟新． 浅谈GIS变电站应注意的问题 [J] ．广东科技 ， 2008 (189):1-1

［ 2 ］ 李萍 ．关于GIS安装、试验及设计的思考 [j] ． 水电站设计，2005(01):2-2

［ 3 ］ 王慧 , 汤峻． 苏州电网运用GIS设备的体会 [ C ]． GIS运行维护和检修技术研讨会议文集