一起GIS闪络故障原因分析
试析GIS设备故障的常见原因和解决方法
试析GIS设备故障的常见原因和解决方法摘要：GIS设备在变电站甚至是整个电力系统中的应用已经趋于成熟，并且在变电站和整个电力系统运行过程中发挥着十分重要的作用。
但是在实际运行过程中，由于GIS设备结构本身十分复杂，加上部分运行管理人员对GIS设备运行原理不够熟悉，导致GIS设备在运行过程中会出现很多故障，影响了变电站以及整个电力系统的安全和稳定。
基于此，本文对GIS设备常见故障进行了分析，并探究了相应的解决方法，以期为GIS设备运行管理人员提供一定的参考。
关键词：GIS设备；设备故障；常见原因；解决方法GIS设备是由断路器、母线、隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、套管等其中电气元件组合成的电气设备。
当前GIS设备在电力系统中已经得到了广泛的应用，并且具有运行安全、维修周期长、占地面积小以及抗干扰能力强等多个方面的优点。
但是虽然GIS设备具有很多优点，但是一旦GIS设备出现故障，往往会给电力系统的运行产生十分严重的影响。
因此，探究GIS设备的常见故障和解决方法具有十分重要的现实意义。
一、GIS设备常见故障分析（一）设备制造和安装过程中出现故障GIS设备在制造和安装过程中由于操作不当往往会出现多种设备故障。
首先，在制造过程中如果出现杂物残留、装配误差以及装配工艺存在问题等原因，会导致GIS设备的金属触头打磨不够光滑，在运行过程中就会出现由于接触不良产生设备温度升高的问题，如果没有及时采取措施，最终会导致GIS设备的触头失去弹性，GIS设备的电阻会相应的变大，并且由于温度过高，会出现设备触头金属物熔化问题，严重的会出现设备尖端放电问题，导致GIS设备发生外壳电弧电路。
其次，GIS设备在安装过程中由于相关安装人员没有按照标准进行操作，或者是安装现场的清洁度较差等都会导致GIS设备出现故障。
安装失误或者是错误导致的GIS常见故障主要有设备内部闪络放电、设备绝缘击穿以及导体温度过高等问题，严重的会出现局部放电，存在较大的安全隐患[1]。
GIS设备常见两起故障分析
GIS设备常见两起故障分析摘要：GIS设备全称气体绝缘、金属封闭开关设备，主要将断路器、母线、电流互感器等设备组合安装在金属外壳密闭的SF6气体中。
由于整体设备具有检修维护周期长、运行可靠性高、占地面积小、维护简便、检修维护工作量小等优点、因此，目前电力生产输送将GIS设备定为主要设备。
关键词：GIS设备；常见故障；分析1GIS设备简介GIS设备全称为气体绝缘、金属封闭开关设备，顾名思义此设备不只是单一设备，是由若干电气设备组成。
主要包括线路断路器、接地开关、隔离开关、母线、过电压避雷设备、互感器、出线终端等附件设备。
GIS自诞生以来，便获得了广泛的认可和使用。
设备在运行过程中，能够适应较为复杂的环境，并且有着电压等级越高，安装面积越小的优势，这极大的减小了占地面积，因此，设备能较好地适应地理环境因素。
并且设备外壳为金属结构的全封闭固件，使其拥有良好的结构稳定性，这也使其内部的带电设备有了一个良好的防护，对于运行、检修人员的人身安全也起到了一定的保护的作用。
2GIS设备常见的故障分析GIS设备在长期运行的过程中，整体运行状态良好。
但在收集的部分案例中，也出现了较为典型的故障现象。
如气密性故障、导电部件故障、绝缘部件故障、短路放电故障等等。
此类故障的频繁出现，直接造成了电力系统的运行故障，对电网的稳定性造成了一定的不良影响。
2.1 GIS设备的气密性故障2.1.1故障原因GIS设备最主要的两个要素就是气体绝缘和全封闭。
在运行中对设备气密性要求非常高。
但是，在设备长期运行过程中，往往会遇到密封失效的问题，从而造成设备灭弧能力下降及绝缘失效，影响了设备的正常运行，甚至引发严重事故。
黄河上游某电站的GIS设备，2号发电机出口开关1102断路器气室，在运行巡检时发现该气室压力较往常略有降低，随即用检漏仪检漏，发现该气室的一个法兰面有一处气体泄漏点。
由于该电站仅投产仅四年时间，密封老化可能性较小，便紧固漏气法兰螺栓。
一起GIS设备内部短路引起主变跳闸的事故分析
一起GIS设备内部短路引起主变跳闸的事故分析作者：陈理王博来源：《硅谷》2011年第13期摘要：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）几乎无需检修，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。
浅谈GIS设备的故障
浅谈GIS设备的故障摘要：GIS指气体绝缘金属封闭开关设备(组合电器)，由它所构成的变电站占地小，运行维护工作量少、检修周期长、安全可靠性高。
正是GIS设备具有优越的技术性能，GIS设备的故障往往被大家所忽视，一旦其发生故障，停电范围要比常规设备大，检修时间长，经济损失也更大，所以应对GIS设备的故障有所了解。
关键词：GIS设备；故障一、GIS设备产生故障的原因GIS设备故障的原因主要分为两部分，一是厂内制造时和现场安装时留下的隐患。
第二，在设备投入运行后出现的缺陷。
现阐述其故障原因。
1.厂内制造时导致故障的原因（1）GIS制造厂的制造现场清洁度低。
特别是总装配车间将金属微粒、粉末和其他杂物残留在GIS内部。
（2）装配误差大。
运转部件和固定部件发生摩擦后产生的金属粉末和碎屑留在零件的隐蔽处，出厂前不会被清除干净。
（3）GIS部件组装过程中不遵守工艺规定。
零件装配不当，有渗漏现象。
（4）选择的材料不合适，材料质量太差。
（5）设备运输过程中会出现机械损伤、潮湿、腐蚀等现象。
上述缺陷在GIS投入运行后，会引起内部闪络、绝缘击穿、内部接地短路和导体过热等故障。
2.现场安装时导致故障的原因（1）安装人员不遵守工艺规定，金属零件有划痕，凹凸不平，不予处理。
（2）安装现场清洁度低，绝缘件受潮腐蚀。
外部灰尘、杂物侵入GIS内部，没有用吸尘器清洁，反而通过吹或擦的方法扩大污染范围。
如果安装人员不戴塑料手套，清洁零件不用塑料薄膜包装，就会产生二次污染。
（3）安装错误、遗漏现象。
例如，螺栓、垫子未安装或不紧固；绝缘盆子与空气接触的一侧没有涂密封胶；法兰之间的连接，遗漏密封环或安装的密封环失去弹性，密封环表面没有涂薄薄的密封胶。
装置的接地导线泄漏或接头接触面未处理。
（4）与其他工程交叉进行。
例如，土木工程、照明工程、通风工程没有结束，为了赶上工期，强行进行GIS设备的安装工作，便会导致粉尘进入GIS内部，无法处理。
（5）螺栓紧固后，使用活扳手也容易损坏设备部件，螺栓紧固后，不测量力矩扳手规定的力矩值。
GIS高压断路器常见故障原因的分析与处理
GIS高压断路器常见故障原因的分析与处理GIS高压断路器是电力系统中最常见的高压设备之一，负责对电力系统进行控制和保护。
由于多种原因，GIS高压断路器可能会发生故障。
本文将对常见的故障原因进行分析，并提出相应的处理方法。
第一种常见的故障原因是机械故障。
机械故障是由于GIS高压断路器的机械部件损坏或操作失效引起的。
断路器的弹簧机构损坏，导致断路器无法正常闭合或难以开启。
处理机械故障的方法是对损坏的部件进行修复或更换。
第二种常见的故障原因是电气故障。
电气故障主要包括击穿、闪络和电弧。
这些故障可能是由于内部缺陷、污秽、绝缘老化或负荷电流过大引起的。
处理电气故障的方法是首先进行绝缘测试，确定故障点所在，然后对故障点进行修复或更换。
第三种常见的故障原因是操作错误。
操作错误可能是由于操作人员对GIS高压断路器的操作不熟悉或操作不当引起的。
操作人员错误地关闭了断路器，在负荷电流仍在流动的情况下进行操作，导致断路器的触头磨损或烧蚀。
处理操作错误的方法是提高操作人员的技能水平，确保操作人员了解正确的操作步骤，并进行实际操作演练。
第四种常见的故障原因是环境因素。
环境因素主要包括温度、湿度和污染物等。
高温和低温可能会导致GIS高压断路器的绝缘材料老化或者密封不良，从而引起故障。
湿度和污染物可能会导致绝缘材料的闪络和击穿。
处理环境因素引起的故障的方法是在安装和维护过程中注意环境因素的影响，并采取措施加以防护，例如使用合适的绝缘材料和密封件，定期清洁和维护设备。
第五种常见的故障原因是设备老化。
GIS高压断路器经过长时间运行，设备的绝缘材料和机械部件会出现老化现象，从而引起故障。
处理设备老化的方法是定期进行检修和维护，及时更换老化部件，保持设备的良好状态。
GIS高压断路器的常见故障原因主要包括机械故障、电气故障、操作错误、环境因素和设备老化。
针对不同的故障原因，可以采取相应的处理方法，包括修复、更换、提高操作人员的技能水平、注意环境因素的影响，并定期进行检修和维护。
浅析变电站GIS设备的故障诊断与检修
浅析变电站GIS设备的故障诊断与检修随着电网的快速发展和变电设备的不断更新，GIS（Gas Insulated Switchgear）设备在变电站中得到了广泛的应用。
GIS设备作为高压电气设备，其正常运行对于电网的稳定和安全具有重要意义。
但是由于各种因素的影响，GIS设备在运行中难免会发生故障，如果不及时进行诊断和检修，就会对电网安全产生严重的影响。
对GIS设备的故障诊断与检修进行深入的分析和研究显得尤为重要。
一、GIS设备的常见故障1. 绝缘故障GIS设备在运行中，由于环境、操作及设备等因素，可能会导致GIS设备的绝缘材料出现故障，如局部放电、闪络、绝缘老化等。
这些绝缘故障会导致设备的绝缘水平下降，最终导致设备的跳闸、短路等故障。
2. 机械故障GIS设备作为高压电气设备，其中包含了大量机械部件，如隔离开关、接地刀闸等。
这些机械部件在运行中可能会由于磨损、松动、断裂等原因导致故障，影响设备的正常运行。
3. 气体泄漏GIS设备中的气体绝缘开关通常采用SF6气体作为绝缘介质，一旦发生气体泄漏，将导致设备绝缘水平下降，影响设备的安全运行。
4. 控制与保护系统故障GIS设备的控制与保护系统是保障设备安全运行的重要组成部分，如果控制与保护系统发生故障，将严重影响设备的安全运行。
对于GIS设备的绝缘故障诊断，通常采用臭氧法、紫外线法、超声波法等多种绝缘诊断技术。
通过这些技术的应用，可以有效的发现绝缘故障的存在和程度，为后续的检修工作提供准确的诊断结果。
对于GIS设备的气体泄漏故障诊断，通常采用SF6红外探测仪、SF6气体分析仪等设备。
通过这些设备的应用，可以快速准确的发现GIS设备中的气体泄漏问题，为后续的检修工作提供准确的诊断结果。
对于GIS设备的控制与保护系统故障诊断，通常需要运用专业的测试设备和技术手段进行诊断。
通过这些技术手段，可以对设备的控制与保护系统进行全面的检测和诊断，找出故障点，为后续的检修工作提供准确的诊断结果。
一起330kVGIS故障的调查与分析
何 异 常 ，设 备 自动 以声和 光 的形 式报 警 ，极大 减 少 人 为误 差 的引进 。 固化 炉全 部产 用 Ｐ Ｌ Ｃ集 中控制 ， 温度 与 时间通 过 电脑 预 先 设定 ，给温 加 热 时系 统 自 动运 行 ，充 分保 证 了固化 工艺 参数 的温度 与 准确 性 。 此外 固化 炉控 制 仪表适 时采 用 Ｐ Ｉ Ｄ 整定 ，确 保系 统
１ ． ２ 第二 次试 验击 穿
修 复 完 成常 规 试验 合 格 后 ，进 行 了第 二次 交 流 耐压 试验 ，Ｃ相 母线 再 次发 生击 穿 ，试 验数 据 如表 ２
所示。
第二 次试 验数 据
表２
控制的完善和准确性，固化炉也适时采用 ９ 点测温，
炉 内有效 温度 区温 度均 匀度 偏差 小 于 ２度 ，如果 出 现 异 常 ，设备 自动 以声 和光 的形 式报 警 ，通过 以上 方法 充 分保 证 绝 缘子 的固化 工 艺过 程 。支 持绝 缘 子 在 生 产 制造 车 间浇 注 、固化 、清 理 完 成 后 ，即在 生 产 车 间 绝缘 试验 台进 行工 频 耐压 绝 缘 试验 和 局 部放 电试 验 ，并 出具试 验 报 告 ，合 格后 方 可包 装 入库 。 以上 生产 及 试验 程 序 ，保 证 了绝 缘 子 单件 不会 存 在
求。
放 电位置均位于过渡母线气 室。解体后发现，与第
一
２ ． ２ 运 输 安装溯 源分 析
次解体检查的支持绝缘子类似 ，过渡母线气室支
经检查运输文件，为保证母线 内洁净度 ， 该Ｇ Ｉ Ｓ 筒 内母线和支持绝缘 子是在工厂组装完毕密封后，
整 体运 输 至现 场 的， 由于 整 体密 封 内部 未采 取 有 效 的 固 定支撑 措 施 。同 时发现 ，在运 输 过 程 中 ，运输 车辆 未 安装 冲 撞 记录 仪 ，该变 电站 位 于 山区地 理位 置偏 僻 ，从 市 区进入 现场 大约 ７ ０公里 ，没有 正规 公
330 kV GIS母线设备内部闪络故障原因分析
正常情 况 下 ，Ｆ气室 中 ＨＳ Ｓ６ 浓度标 准 为０ ＩＬ Ｊ， ／
图４ 母 线 内部 绝 缘支 持 台与 导 体 连接 的结 构 示 意 图
（ ）２０ 年 １月 ２ 日９ １分 。３０ｋ １ ０６ ２ ５ 时 ２ ３ Ｖ渭 禹Ｉ Ｉ 线保 护 动 作 正 确 ， 开关 跳 闸 ， 母 失压 。 线 结 果 ： Ｉ 查
禹 渭 Ｉ线 ４ ０ 杆 Ｂ相 瓷 瓶 沿 面 贯 穿 性 闪 络 （ Ｉ ４号 雾
闪 ） 。
（）２０ 年 ２ ２ ０ ７ 月９日９ｇ ５ ，３ Ｖ 禹Ｉ 保 Ｈ ５分 ３０ｋ 渭 Ｉ 线
图２ Ｇ８ 气 室 Ｂ 母 线 环 氧支 持 台 １ 相
（） 禹线路 单相重合 闸过电压最大 为２１ ．， ２渭 ． ｐ． ０ ｕ
避 雷 器动 作 电流最 大 为７ ．８Ａ。操 作 过 电压 满 足 ４２
３０ｋ ３ Ｖ系统不超 过２２ＰＵ的要求 。 ． ．． （）合 闸操作 将有 很 高的 比例 引起 避雷 器记 数 ３
和操作 过 电压 水平 均靠 近上 限 ， 未超过 上 限值 。 但
经 以上分 析 可知 ：造 成这 两起 ３ ０ｋ Ｉ母 线 ３ Ｖ Ｇ Ｓ
图３ Ｇ８ 气 室 Ｂ １ 相母 线 连 接 梅 花 触 头 组 件
２２３ Ｇ ＳＩ 母 线故 障原 因 ．＿ Ｉ 段
的闪络事 故与 过 电压 无关 。
维普资讯
护 动作正 确 ． 开关跳 闸 ，Ｉ Ｉ 母失 压 。查线结 果 ： 禹Ｉ 渭 Ｉ
线４ ６ 杆Ａ ３号 相玻璃 绝缘 子雾 闪 ， 压环 损坏 。 均
２ 渭 南 变 电 站 ３ ０ｋ Ｓ母 线 闪 络 ３ Ｖ ＧＩ 原 因分 析
内部故 障 ， 测结果 见 表 １ 检 。
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一起GIS闪络故障原因分析
发表时间：2018-09-18T21:52:32.063Z 来源：《基层建设》2018年第24期作者：莫松[导读] 摘要：GIS设备全封闭结构导致故障检查相对复杂，应联合多种手段以快速准确判断出故障原因，保证设备安全。
本文介绍了一起某变电站GIS闪络故障，针对气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）开展现场交接试验过程中出现击穿的问题，通过采用多种测试方式，查找故障点，判断故障原因，最终发现故障原因，可为防止类似事故的发生和处理提供借鉴。
广东电网有限责任公司湛江廉江供电局广东湛江 524000 摘要：GIS设备全封闭结构导致故障检查相对复杂，应联合多种手段以快速准确判断出故障原因，保证设备安全。
本文介绍了一起某变电站GIS闪络故障，针对气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）开展现场交接试验过程中出现击穿的问题，通过采用多种测试方式，查找故障点，判断故障原因，最终发现故障原因，可为防止类似事故的发生和处理提供借鉴。
关键词：GIS；故障原因；导电杆；故障分析引言
近年来，随着电力工业的快速发展，气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）以其结构紧凑、占地空间小、操作简单以及安全可靠性高等优点在变电站中得到了广泛的应用。
但GIS在应用中也存在一系列的问题，例如当GIS出现故障时，事故影响范围大且处理周期长，严重影响着变电站的安全稳定运行。
因此，对于GIS必须要求严格开展交接试验，以发现潜在故障并及时整改，同时开展带电检测技术，在投运后采用带电检测的方式定位故障点，判断故障类型，以确保设备安全稳定运行。
本文以某变电站气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）闪络故障为例，从故障经过、故障查找、故障分析等方面进行了介绍，可为之后的交接试验及现场安装提供了经验。
1.GIS内部常见缺陷分析
GIS是封闭式设备，其内部由于安装或运行过程中产生的气泡、金属颗粒等杂质会导致GIS设备试验及运行过程中出现缺陷，颗粒的跳动以及固体材料的微小振动会发出超高频或超声波信号，因此在不停电检修的前提下，通过采用检测超声波与超高频信号的方式观测GIS内部缺陷类型及缺陷的严重程度[1]。
GIS内部缺陷中，经常出现的缺陷类型包括电晕放电、悬浮放电、自由金属颗粒放电、空穴放电、沿面放电等放电现象。
每种内部缺陷都有相应的测量特征。
不同的放电类型所产生的原因不同，当在不均匀的电场周围曲率半径小的电极附近当电压升高到一定值时，由于空气游离就会产生电晕放电现象；悬浮电位则是由于在运输或运行过程中，导体或绝缘子等与其他的金属构件接触不良，导致电位悬浮，与周边的部位形成电位差，产生放电；空穴放电则是由于设备内部产生气泡或其他杂质，在正常运行过程中产生局部放电；沿面放电是固体绝缘表面金属颗粒对绝缘表面、固体绝缘表面脏污或固体绝缘表面其他异物引起的放电。
图1为GIS内部缺陷位置的示意图。
图1GIS绝缘缺陷位置
如图1所示，在GIS壳体、导体上均易出现由毛刺造成的电晕放电；在导体上易出现由于机械松动造成的悬浮放电；在盆式绝缘子、导体或壳体上易于出现气泡或杂质造成的空穴放电。
不同的因素产生的局放形式不同，但不同类型的局部放电都会对GIS的绝缘造成破坏，同时，放电产生的气体或热效应，有的使局部绝缘腐蚀、电导增加，导致了绝缘性能下降，在严重的局放作用下，甚至会造成绝缘击穿。
2.设备情况
本次被试设备为某公司生产的500kVGIS，主要技术参数如下所示：设备额定电压：550kV，额定频率；50Hz，工频1min耐受电压：740kV，在周围空气温度为20℃时的气体压力（相对值），断路器室：0.5MPa，其他气室：0.4MPa。
所开展的交接试验项目具体包括：SF6气体微水与纯度测试、主回路绝缘试验及超声波局放测试等。
3.试验过程及故障点查找
3.1试验步骤
交接试验首先对充入GIS内部气室的SF6气体开展微水及纯度测试，以气室为单位，对每个气室分别检测，检测结果无异常，具备主回路绝缘试验条件。
主回路绝缘试验包括三个步骤[2]：老练、主回路对地耐压、局部放电测量，首先进行老练试验，试验的加压程序为：0→Um/3（550/3=318kV）持续5min→Um（550kV）持续3min；主回路对地耐压加压程序为：Um（550kV）→Uf（740kV）持续1min；耐压试验结束后，将试验电压降至1.1Um/3（349kV）后进行局部放电测量，局部放电测量结束后电压降至零。
整体加压程序如图2所示。
图2GIS主回路绝缘试验加压程序示意图
3.2故障经过及故障点定位 500kVGIS第4串主回路绝缘试验于8月17日开始进行，老练试验无异常，升至550kV时保持3min后，准备升至740kV时发生放电，现场对加压回路及被试回路进行检测，未发现明显异常，经现场讨论决定再次试验。
由于加压回路采用串联谐振的方式升压，因此需要调节试验频率，再次调频后，发现无法升压，切断加压回路，采用绝缘表对被试回路绝缘状况进行测量，发现主回路对地无绝缘，判断GIS第4
串主回路某部分出现绝缘击穿现象。
采用多种手段进行故障点定位，首先通过超声波闪络定位仪定位，在试验前安装的闪络定位仪上发现CB42A相以及相邻电流互感器CT 气室的闪络定位仪示数较大，其余气室闪络定位仪显示无异常，初步判断发生故障的位置位于CB42A相断路器或其相邻的CT气室内部。
采用气体分析仪对以上两个疑似气室进行SF6气体成分分析，结果如表1所示。
表1气体成分分析结果μL/L
从气体分析结果可以看出CB42A相断路器H2S及SO2数值偏高，且现场打开充气阀门可闻到明显的臭鸡蛋气味，因此基本判断放电气室位于CB42A相断路器处。
为进一步验证放电位置，采用绝缘测量的方式，将第4串GIS断路器及隔离开关逐步断开，查找故障点，首先断开DS44隔离开关，绝缘电阻为60GΩ，断开DS44断路器，发现绝缘电阻为5MΩ，断开CB42断路器，绝缘电阻为56GΩ，判断为CB42断路器合闸绝缘强度降低。
发生故障位置和设备形态如图3所示。
图3故障位置
由于现场不具备解体条件，将故障断路器返厂解体，在更换完故障断路器后第2次进行主回路绝缘试验，试验通过。
3.3厂内解体
9月5日在厂内对故障断路器进行了解体检查。
检查结果发现断路器导电杆表面存在沿面放电痕迹。
除沿面放电痕迹外，在导电杆表面还发现有磕碰痕迹，如图4所示。
图4断路器磕碰痕迹
4.故障分析
根据解体检查的情况分析，本次故障属于气室内部金属类异物引发的导电杆沿面放电。
4.1 GIS监造记录
500kVGIS使用的导电杆为该公司外购的产品。
导电杆所开展的试验项目如表2所示。
表2导电杆试验项目
总装车间将合格的导电杆装配到断路器试验形态，装配完毕后按试验形态进行工频耐压试验，试验电压740kV，持续时间90s，局部放电试验、雷电冲击试验，其中正负极性各三次，试验电压1675kV，全部试验合格以后按运输形态进行解体包装。
4.2故障分析
将解体的导电杆表面打磨清理后，现场对导电杆进行了工频耐压试验及局部放电试验[3]。
从导电杆工频耐压试验及局部放电试验情况及试验记录可知，该导电杆顺利通过了工频耐压试验，试验电压740kV，持续时间90s及局部放电试验（局放值1pC），说明导电杆自身绝缘性能优良、质量可靠。
本次断路器绝缘故障是气室内部金属类异物引发的导电杆沿面放电。
气室内金属异物来源渠道可能为：（1）断路器气室装配时，使得金属异物带入气室内部，完成机械操作后，进行气室清理未能将气室清理干净，使得气室内部遗留金属异物。
这些金属异物在低电场区域，产品有一定的绝缘裕度，耐压试验通过。
断路器气室是完整形态运输，运输时断路器气室内部充有
0.05MPa的SF6运输气体。
在运输过程中倒运、颠簸等会使金属异物进行跳跃、移动，金属异物移动至高场强区域，引发了绝缘故障。
（2）断路器到达现场后，对气室SF6运输气体进行微水测试，合格后进行充SF6气体工作。
现场充气过程中如未将充气接口清洁彻底，高压SF6气体将充气口处的微粒异物吹入气室内部，或者在充气时将SF6气瓶倒置，气瓶底部杂质充入气室内部，附着在导电杆表面会引发绝缘故障。
5.结语
综上所述，本文对某变电站气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）开展现场交接试验过程中出现击穿的问题进行研究，通过闪络定位仪、气体分析仪及绝缘检测等多种手段对故障间隔气室进行定位，最终怀疑短路点位于CB42A相断路器处，且在该断路器合闸时绝缘强度降低，怀疑断路器内部可能出现绝缘件破损；并结合解体检查，结果表明本次断路器绝缘故障是气室内部金属类异物引发的导电杆沿面放电。
为避免此类故障的发生，建议确保断路器在运输过程中的平稳性以及加强对现场安装工艺的管控。
此研究成果可为同类型故障处理提供很好地参考借鉴意义。
参考文献：
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