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摘要：220kV某站变电站2005年7月20日投运，采用线路变压器组接线方式，共有2台240MVA的三绕组变压器。近来发生了一起35kV GIL通管故障分析，本文对于故障发生的起因，原因和处理结果都进行了分析。
关键词：35kV GIL；通管故障；分析
中图分类号：TM73文献标识码：A文章编号：1009—0118（2012）11—0269—02
一、现场设备状况
220kV某站变电站2005年7月20日投运，采用线路变压器组接线方式，共有2台240MVA的三绕组变压器。1号主变送110kV一段母线及35kV一/二段母线，2号主变送110kV二段母线及35kV三/四段母线。正常运行时110kV及35kV母线均为分裂运行，分段开关处于热备用位置。主变110千伏出线采用GIS通管从变压器引出，后转电缆通过地下电缆层接入110kVGIS设备。主变35kV引出采用电排方式，引至隔壁220千伏GIS室后，转为35kV GIL通管，通过地下电缆层接入35kV GIS设备。
二、故障发生过程
2012年7月30日7：06中心站自动化后台告警窗显示“某站2号主变35千伏三段及四段通管B相SF6压力低报警”，中心立即派出运行人员至现场进行确认。现场检查确认2号主变35千伏三、四段通管B相压力为0.06Mpa，低于报警压力（报警压力0.08Mpa）。11：00变电运维中心检修人员补气至额定压力（0.145Mpa）后告警复归。
同日，20：36该段通管再次出现SF6压力低报警，检修人员于23：30再次补至气额定压力。
次日，7：30检修人员再次对该段通管进行SF6补气至额定压力，并开始进行通管漏点查找工作。
下午15：30该段通管SF6压力又低至报警值，并再次进行补气。在进行补气的同时，确认漏点位于2号主变室和电缆层间穿楼层处的GIL通管上。由于此时SF6泄漏速度有不断加快趋势，已经影响到了2号主变的安全运行，运行人员于17：11将2号主变改为变压器停役状态。
三、故障原因分析
（一）GIS通管表面腐蚀情况
2号主变停役后，检修人员将漏气的B相通管拆除，进行了详细检查。拆卸下来的2号主变35kV GIL通管B相如图1，腐蚀部位原本被黑色的3M胶带覆盖，将胶带剥离后，显露出腐蚀的情况。被腐蚀位置，正处于一层与地下电缆层楼板之间。通管外缠有黑色胶带，将通管表明与楼板间填充的防火封堵材料隔离。
通过对通管腐蚀位置检查发现，被腐蚀面积约有9×9cm2大小。腐蚀处外表面有疏松的结晶沉积物，呈灰白色，手指稍用力即剥落，详细情况见图2。通管漏气处内表面有一约1mm直径的不规则小孔，其余表面仍较为光滑，详细情况见图3。从图上可以看出，通管外壁已经被腐蚀贯穿，SF6气体正是从小孔中泄漏，由于外壁缠有黑色胶带减缓了SF6气体的泄漏速度。但是随着时间推移，SF6泄漏速度明显加快，如当时没有果断将2号主变停役，很可能造成35kV通管闪络事故。
（二）表面腐蚀物分析
用扫描电镜对通管表面进行观察，腐蚀区域扫描电镜拍摄的照片反映出腐蚀区域表面沉积物不致密。
X射线能谱分析显示通管未发生腐蚀的部分主要由铝元素组成，还存在少量的镁和氧元素，可以判定通管材料为铝镁合金。发生腐蚀的部分主要由铝、氧、镁和氯元素组成，其中氧元素和氯元素的含量较正常通管材质的含量显著增加，纯铝含量明显减少，由此认为沉积物由通管发生腐蚀而形成。
将取自通管腐蚀严重区域剥落的少量灰白色沉积物及防火封堵材料进行理化检测。检查结果：沉积物用少量去离子水润湿，定性检测发现水溶液呈酸性，pH在3—4左右。对放置在通管外侧的阻火包内材料进行酸碱度测试，其pH值约为7，呈中性。
（三）相关设备及运行环境检查
事故后，对1号和2号主变35kV通管位于电缆层的部分进行了检查，发现通管均有不同程度的腐蚀，2号主变35kV通管的腐蚀较1号主变严重。
2号主变电缆层顶部支架有明显渗水结露的痕迹。GIL通管的底部有部分漆膜鼓包的现象，漆膜下有灰白色的腐蚀物。各GIL通管的铜连接片也有明显铜绿，当环境的湿度较大时，就可能产生这一现象。通管处于穿上下两层的位置，上层为地面，下层为地下，两层存在明显温差，易产生结露现象，而加速腐蚀发生。
（四）通管发生腐蚀的原因分析
35kV通管的材质为镁铝合金，通过对铝管表面及剥落的灰白色沉积物所进行的检测分析结果来看，其主要成分是铝的化合物（腐蚀产物）。
铝是一种典型的两性金属元素，既可与酸性物质也可与碱性物质发生化学反应。当其处于pH小于4或pH大于9的外部环境下，其化学性质是不稳定的。新的铝管表面会在空气或水中自然氧化形成一层致密的Al2O3保护膜，厚度一般为5—10纳米，化学性质十分稳定。铝氧化膜分为内外两层，内层为致密的阻挡层，外层为多孔层。
但在特定情况下如：潮湿环境、腐蚀性介质、表面存在沉积物等情况。金属表面保护膜会遭到破坏引起腐蚀。当表面膜均匀的消溶，就会造成均匀腐蚀；表面膜的局部破坏造成局部腐蚀。在含侵蚀性离子（如氯离子）的溶液中，铝会发生点蚀。
根据某站GIL通管的运行环境的特点，随着运行时间的延长，铝质通管表面长期存在于易凝露和干湿交替的环境中，虽然通管表面涂漆，具有一定的防腐作用。但若漆膜附着力不强，或在安装过程中漆膜碰损，使氧化膜暴露在空气中，外界潮气中的腐蚀性元素（主要是氯离子）由于半径小、穿透力强，极易穿透铝管表面的氧化膜，加速基体金属的溶解。同时氯离子在与铝发生反应后形成的AlCl3，其水溶液酸性非常强，进一步加剧了铝管的腐蚀，这一点也可从沉积物水溶液的酸碱度测试结果得到印证。腐蚀形成疏松的沉积物，沉积物下为乏氧环境，加之3M胶带的包裹，加剧了垢下及缝隙内部的乏氧环境，不利于氧化膜的修复，且此部位与外界相对封闭，循环不畅，在干湿交替的环境中氯离子存在明显的浓缩现象，铝管表面沉积物中检测到大量的氯元素也证实了氯离子的浓缩行为。乏氧环境和氯离子的浓缩共同加剧了铝管表面腐蚀的进程，直至出现点蚀穿孔，造成GIL通管内SF6泄漏。
四、分析结论
（一）某站GIL通管漏气的主要原因是铝质通管在长期运行过程发生腐蚀，形成穿孔所致。
（二）腐蚀的发生与通管所处的工作环境（海洋性气候、上下层温差大易凝露、大气中的Cl离子多）、铝管表面状态（原始漆膜有破损、漆膜下铝材可能有原始腐蚀点、3M胶带包裹不利于天然氧化保护膜的修复，且加剧了腐蚀性Cl离子的浓缩过程）等因素密切相关。
（三）通管周围填充的阻火包（及其内部材料）仅加大了环境的封闭性，阻碍了空气对流，加大了穿层部位的局部温度梯度，更易结露，但不是腐蚀的主要原因。
（四）2号主变电缆层室紧邻落雨天井，1号主变电缆层与落雨天井间隔了一个房间。虽然平时仓门闭锁，但在相同的天气条件下，2号主变电缆层更容易积聚湿气，结露更为严重，更易发生GIL通管的腐蚀。
五、事故反措
（一）对所有运行中的35kV GIL充气通管外壳进行腐蚀隐患排查。重点检查穿楼层或穿墙布置、楼层上下或内外温差较大、易于凝露的区域中的GIS分支母线等铝质壳体设备。
（二）检查中发现漆面有鼓包、裂纹、剥落的，应彻底清理，并按设备制造工艺指标重新涂漆。注意：对已经形成较严重腐蚀并产生局部凹陷的通管，不可触碰腐蚀区域，应尽快申请设备停电做进一步检查和处理。
（三）检查中发现采用3M胶带或其他材料包裹漆面的，除去胶带，并清理表面。
（四）阻火包或防火泥的封堵造成电缆层环境相对封闭，湿气不容易散出，应在易结露的室内有效除湿措施，如采用除湿器及改善通风条件等除湿措施。
（五）在需要设备需要长期运行在潮湿环境下的地区，设计时可以考虑使用电缆或双拼电缆替代GIL通管。
参考文献：
[1]苏宏升.基于粗糙集、模糊集和贝叶斯最优分类器的变压器绝缘故障诊断与维护模型[A].第25届中国控制会议论文集（中册）[C].2006.
[2]孙才新，郭俊峰，廖瑞金，杜林，陈伟根.变压器油中溶解气体分析中的模糊模式多层聚类故障诊断方法的研究[J].中国电机工程学报，2001，（02）.
关键词：35kV GIL；通管故障；分析
中图分类号：TM73文献标识码：A文章编号：1009—0118（2012）11—0269—02
一、现场设备状况
220kV某站变电站2005年7月20日投运，采用线路变压器组接线方式，共有2台240MVA的三绕组变压器。1号主变送110kV一段母线及35kV一/二段母线，2号主变送110kV二段母线及35kV三/四段母线。正常运行时110kV及35kV母线均为分裂运行，分段开关处于热备用位置。主变110千伏出线采用GIS通管从变压器引出，后转电缆通过地下电缆层接入110kVGIS设备。主变35kV引出采用电排方式，引至隔壁220千伏GIS室后，转为35kV GIL通管，通过地下电缆层接入35kV GIS设备。
二、故障发生过程
2012年7月30日7：06中心站自动化后台告警窗显示“某站2号主变35千伏三段及四段通管B相SF6压力低报警”，中心立即派出运行人员至现场进行确认。现场检查确认2号主变35千伏三、四段通管B相压力为0.06Mpa，低于报警压力（报警压力0.08Mpa）。11：00变电运维中心检修人员补气至额定压力（0.145Mpa）后告警复归。
同日，20：36该段通管再次出现SF6压力低报警，检修人员于23：30再次补至气额定压力。
次日，7：30检修人员再次对该段通管进行SF6补气至额定压力，并开始进行通管漏点查找工作。
下午15：30该段通管SF6压力又低至报警值，并再次进行补气。在进行补气的同时，确认漏点位于2号主变室和电缆层间穿楼层处的GIL通管上。由于此时SF6泄漏速度有不断加快趋势，已经影响到了2号主变的安全运行，运行人员于17：11将2号主变改为变压器停役状态。
三、故障原因分析
（一）GIS通管表面腐蚀情况
2号主变停役后，检修人员将漏气的B相通管拆除，进行了详细检查。拆卸下来的2号主变35kV GIL通管B相如图1，腐蚀部位原本被黑色的3M胶带覆盖，将胶带剥离后，显露出腐蚀的情况。被腐蚀位置，正处于一层与地下电缆层楼板之间。通管外缠有黑色胶带，将通管表明与楼板间填充的防火封堵材料隔离。
通过对通管腐蚀位置检查发现，被腐蚀面积约有9×9cm2大小。腐蚀处外表面有疏松的结晶沉积物，呈灰白色，手指稍用力即剥落，详细情况见图2。通管漏气处内表面有一约1mm直径的不规则小孔，其余表面仍较为光滑，详细情况见图3。从图上可以看出，通管外壁已经被腐蚀贯穿，SF6气体正是从小孔中泄漏，由于外壁缠有黑色胶带减缓了SF6气体的泄漏速度。但是随着时间推移，SF6泄漏速度明显加快，如当时没有果断将2号主变停役，很可能造成35kV通管闪络事故。
（二）表面腐蚀物分析
用扫描电镜对通管表面进行观察，腐蚀区域扫描电镜拍摄的照片反映出腐蚀区域表面沉积物不致密。
X射线能谱分析显示通管未发生腐蚀的部分主要由铝元素组成，还存在少量的镁和氧元素，可以判定通管材料为铝镁合金。发生腐蚀的部分主要由铝、氧、镁和氯元素组成，其中氧元素和氯元素的含量较正常通管材质的含量显著增加，纯铝含量明显减少，由此认为沉积物由通管发生腐蚀而形成。
将取自通管腐蚀严重区域剥落的少量灰白色沉积物及防火封堵材料进行理化检测。检查结果：沉积物用少量去离子水润湿，定性检测发现水溶液呈酸性，pH在3—4左右。对放置在通管外侧的阻火包内材料进行酸碱度测试，其pH值约为7，呈中性。
（三）相关设备及运行环境检查
事故后，对1号和2号主变35kV通管位于电缆层的部分进行了检查，发现通管均有不同程度的腐蚀，2号主变35kV通管的腐蚀较1号主变严重。
2号主变电缆层顶部支架有明显渗水结露的痕迹。GIL通管的底部有部分漆膜鼓包的现象，漆膜下有灰白色的腐蚀物。各GIL通管的铜连接片也有明显铜绿，当环境的湿度较大时，就可能产生这一现象。通管处于穿上下两层的位置，上层为地面，下层为地下，两层存在明显温差，易产生结露现象，而加速腐蚀发生。
（四）通管发生腐蚀的原因分析
35kV通管的材质为镁铝合金，通过对铝管表面及剥落的灰白色沉积物所进行的检测分析结果来看，其主要成分是铝的化合物（腐蚀产物）。
铝是一种典型的两性金属元素，既可与酸性物质也可与碱性物质发生化学反应。当其处于pH小于4或pH大于9的外部环境下，其化学性质是不稳定的。新的铝管表面会在空气或水中自然氧化形成一层致密的Al2O3保护膜，厚度一般为5—10纳米，化学性质十分稳定。铝氧化膜分为内外两层，内层为致密的阻挡层，外层为多孔层。
但在特定情况下如：潮湿环境、腐蚀性介质、表面存在沉积物等情况。金属表面保护膜会遭到破坏引起腐蚀。当表面膜均匀的消溶，就会造成均匀腐蚀；表面膜的局部破坏造成局部腐蚀。在含侵蚀性离子（如氯离子）的溶液中，铝会发生点蚀。
根据某站GIL通管的运行环境的特点，随着运行时间的延长，铝质通管表面长期存在于易凝露和干湿交替的环境中，虽然通管表面涂漆，具有一定的防腐作用。但若漆膜附着力不强，或在安装过程中漆膜碰损，使氧化膜暴露在空气中，外界潮气中的腐蚀性元素（主要是氯离子）由于半径小、穿透力强，极易穿透铝管表面的氧化膜，加速基体金属的溶解。同时氯离子在与铝发生反应后形成的AlCl3，其水溶液酸性非常强，进一步加剧了铝管的腐蚀，这一点也可从沉积物水溶液的酸碱度测试结果得到印证。腐蚀形成疏松的沉积物，沉积物下为乏氧环境，加之3M胶带的包裹，加剧了垢下及缝隙内部的乏氧环境，不利于氧化膜的修复，且此部位与外界相对封闭，循环不畅，在干湿交替的环境中氯离子存在明显的浓缩现象，铝管表面沉积物中检测到大量的氯元素也证实了氯离子的浓缩行为。乏氧环境和氯离子的浓缩共同加剧了铝管表面腐蚀的进程，直至出现点蚀穿孔，造成GIL通管内SF6泄漏。
四、分析结论
（一）某站GIL通管漏气的主要原因是铝质通管在长期运行过程发生腐蚀，形成穿孔所致。
（二）腐蚀的发生与通管所处的工作环境（海洋性气候、上下层温差大易凝露、大气中的Cl离子多）、铝管表面状态（原始漆膜有破损、漆膜下铝材可能有原始腐蚀点、3M胶带包裹不利于天然氧化保护膜的修复，且加剧了腐蚀性Cl离子的浓缩过程）等因素密切相关。
（三）通管周围填充的阻火包（及其内部材料）仅加大了环境的封闭性，阻碍了空气对流，加大了穿层部位的局部温度梯度，更易结露，但不是腐蚀的主要原因。
（四）2号主变电缆层室紧邻落雨天井，1号主变电缆层与落雨天井间隔了一个房间。虽然平时仓门闭锁，但在相同的天气条件下，2号主变电缆层更容易积聚湿气，结露更为严重，更易发生GIL通管的腐蚀。
五、事故反措
（一）对所有运行中的35kV GIL充气通管外壳进行腐蚀隐患排查。重点检查穿楼层或穿墙布置、楼层上下或内外温差较大、易于凝露的区域中的GIS分支母线等铝质壳体设备。
（二）检查中发现漆面有鼓包、裂纹、剥落的，应彻底清理，并按设备制造工艺指标重新涂漆。注意：对已经形成较严重腐蚀并产生局部凹陷的通管，不可触碰腐蚀区域，应尽快申请设备停电做进一步检查和处理。
（三）检查中发现采用3M胶带或其他材料包裹漆面的，除去胶带，并清理表面。
（四）阻火包或防火泥的封堵造成电缆层环境相对封闭，湿气不容易散出，应在易结露的室内有效除湿措施，如采用除湿器及改善通风条件等除湿措施。
（五）在需要设备需要长期运行在潮湿环境下的地区，设计时可以考虑使用电缆或双拼电缆替代GIL通管。
参考文献：
[1]苏宏升.基于粗糙集、模糊集和贝叶斯最优分类器的变压器绝缘故障诊断与维护模型[A].第25届中国控制会议论文集（中册）[C].2006.
[2]孙才新，郭俊峰，廖瑞金，杜林，陈伟根.变压器油中溶解气体分析中的模糊模式多层聚类故障诊断方法的研究[J].中国电机工程学报，2001，（02）.