GIS故障分析和检修技术探讨

张善

摘要：GIS设备是保证变电站安全运行的关键部件，其自身的故障可能对电力企业造成重大的经济损失和大面积停电。文章主要分析了GIS设备的常见故障，并对GIS设备的检修工艺进行了探讨。

关键词：GIS;SF6;检修;抽真空

0前言

由于GIS设备具有电气性能稳定、技术先进、占地面积小、维护简单等方面的特点，已得到了广泛的认可和应用，但随着运行时间的增长，GIS设备发生故障的次数也变得频繁，如果发生故障，不仅检修时间较长，而且相比较常规电气设备，其检修影响的范围也较大，可能对电力企业造成重大的经济损失和大面积停电。所以提高GIS设备运行的可靠性和稳定性，制定完善的检修计划，加强日常巡检试验，显得尤为必要。本文以日本三菱电机株式会社的500kV GIS为例对GIS设备的故障和检修技术进行探讨和分析。

1近年来GIS设备发生的故障或事故的案例

近年来随着GIS设备的广泛应用，各种故障的发生率也随之增高，三菱公司对近年发生的GIS设备故障进行了统计和分析，认为发生故障的设备大都是由于超期未检修造成的。

案例一：某核电公司550kV GIS L5串开关于2003年投运，2016年初实施大修，开关气室开盖检修时，发现断路器动、静弧触头磨损严重，已超出允许值，随时可能在其后某次开断电流操作中，因断路器无法开断额定负荷电流或短路电流而烧毁，进而影响电厂正常运行。

案例二：香港某变电站 132kV GIS，2003年断路器在开断负荷电流时发生闪络，造成开关设备严重毁损。

案例三：迪拜某变电站 145kV GIS，1998年开始投运，由于开关弹簧操作机构内螺栓松动，引起开关不完全合闸，最终导致发生闪络事故。

案例四：国内某变电站500kV H-GIS于2007年底投运，技术人员在检修时发现气室防爆膜破裂。防爆膜破裂分析结果是，由于变电站周围环境的影响，导致了防爆膜生锈，加速了材质老化，降低了防爆膜正常破裂承受压力。如果没有及时发现，气室SF6气体压力低报警故障未及时报警，而断路器继续运行，会因为气室SF6气体过低，绝缘破坏，严重情况下甚至会影响断路器的安全性，存在断路器受损的风险。

案例五：南美阿根廷某变电站 525kV GIS于2005年检修时发现开关操作机构处有大量由于摩擦生成的粉末，由于及时发现并采取了清扫、动作确认等措施，避免了由于操作机构拉杆磨耗，可能导致的开关操作机构不动作等事故。

2 GIS设备常见故障分析

GIS设备常见故障有气体泄漏、操作机构故障、电气元器件故障、气室内部故障等，具体分析如下：

2.1由于密封件老化引起的故障

环境对密封件的寿命影响比较大，因为随着密封垫圈的劣化，橡胶材质的弹性降低，会造成SF6气室密封性能下降，SF6气体泄漏，泄漏的同时，外部的水汽会渗透到气室，致使SF6气体的含水量增加，绝缘性能下降，SF6气体含水量高是造成绝缘子或其他绝缘部件闪络的主要原因。水分也会因此渗透、侵入LCP和开关操作装置机构箱内，导致箱内电气元器件的绝缘性能降低、生锈，开关设备不能正常动作，导致设备正常运行中存在风险。

2.2由于电气元器件老化引起的故障

随着投运时间延长，由于材质老化或受损导致的密封部件的密封性能下降，继电器内部连接点损伤以及螺丝接头处生锈等现象的发展，必然导致继电器性能失效，进而导致开关不能正常动作，给设备运行带来潜在的风险。

2.3断路器气室内部故障

断路器动、静弧触头及喷嘴的磨损程度直接影响开关的开断电流性能。由于该部分安装于GIS密封充气罐体内，无法通过罐体表面了解其状态。需在在大修期间对断路器喷嘴和动、静弧触头进行清扫并确认磨耗状态。若经确认，弧触头超过了磨损允许值，就必须相应更换触头，否则断路器可能在开断短路电流甚至额定负载时引发闪络，造成严重质量事故。

2.4断路器、隔离开关、接地开关、快速接地开关操作机构故障

在设备长期运行操作过程中，由于以上各重要开关操作机构箱密封件的老化，可能导致操作机构内部电气元器件劣化，从而可能导致断路器及各开关的电动操作功能失效。同时随着电气元器件劣化现象的发生、加剧，可能还会导致其它与联锁功能相关的辅助开关连接部位生锈。GIS设备也存在断路器及開关操作机构连杆松动，导致断路器及开关无法分合到位的情况，给设备安全稳定运行带来隐患的现象。

所以各GIS设备制造商都对检修周期提出了具体的要求，作为GIS设备制造商的日本三菱公司，根据对自己生产设备常年运行的了解和维护的经验，建议110kV-550kV组合电器设备的检修周期，都遵循6年一点检，12年一大修的共同原则，对密封件要求每隔12年就应进行一次更换，继电器以及油泵上的电器开关最长不超过15年应进行一次更换，12年大修期间对断路器喷嘴和动、静弧触头进行清扫并确认磨耗状态。三菱公司认为只要按照GIS设备制造商的要求进行定期检修和维护，设备使用寿命可以超过保证的30年的设计寿命。迄今，仍在运行的三菱GIS设备中使用寿命有长达50余年的。

3断路器灭弧室开盖检修工艺探讨

断路器灭弧室开盖检查是整个GIS检修工作的重点，灭弧室检查应选择空气相对湿度小于80%进行作业，主要应注意以下工艺要求：

4.1回收断路器气室SF6气体压力至负压，回收断路器气室两侧的气室SF6气体压力至0.2MPa以下;这主要是为了减少断路器两侧盆式绝缘子承受的压力，防止盆式绝缘子破裂;如果两侧气室不降半压，断路器两侧盆式绝缘子将承受0.5MPa压力。

4.3打开断路器外壳上的通风盖板和顶盖板，测量断路器内氧气浓度超过19.5%后开始检修工作，由于断路器属于有限空间，进入内部工作时需做好防护措施。

4.4检修工作结束后，需对气室进行抽真空，抽真空是开关开盖检修的重要环节，目的是降低开关气室内部的微水含量，并作为一种对SF6气室定性检漏的方法。在实际操作时，常由于一些误操作，使断路器气室受损或返修。

《高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法》GB11023-2018和《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》DL/T603-2017中对抽真空顺序和技术要求作了明确规定：

（1）真空度达到133Pa开始计时，维持真空泵运行至少在30分钟以上。

（2）停真空泵后，使泵与气室隔离，静止30分钟后才能读取真空度A。

（3）再静观5小时后，读取真空度B，当B-A≤67Pa时合格，否则需检查泄漏点。

4.5复测真空度合格后可回充SF6气体，充至额定气压后气室静置24小时后检测SF6气体含水量不超过150ppm，纯度不低于97%。

4结语

本文主要介绍了GIS设备常见的故障，对故障原因进行了分析，及断路器灭弧室开盖检修的工艺进行了探讨，给同业人员提供参考。只要加强对GIS设备的巡检维护，定期进行检修工作，能保证GIS设备的安全稳定运行。

参考文献：

[1]庄晓凤，SF6开关设备抽真空工艺的探讨，设备与材料，2005年第8期