【摘 要】 SF6电气设备放电故障类型分:硬故障(放电通道主要涉及固体绝缘,高能放电后电气绝缘不能恢复)和软故障(放电通道主要涉及SF6气体绝缘或固体绝缘+SF6气体绝缘,高能放电后电气绝缘可恢复)。确定SF6电气设备放电故障特征可用气体二氧化硫(SO2)和硫化氢(H2S)现场快速检测方法。文章阐述了SF6电气设备放电故障判断依据,类型、部位和放电电流. 通过常规与非常规化学、电气试验手段,对GIS SF6 CT气室中闪络故障前后固体粉末、气体成分及CT气室内的化工材料进行排查试验,证明频繁发生闪络故障的内置式CT气室内存在丁腈橡胶板。其腐蚀性硫与气室内触头等镀银件反应形成硫化银,并最终形成导电通道,引起CT气室闪络击穿。
【关键词】 SF6气体 GIS设备 腐蚀 事故分析 现场安装工艺 检测方法 判断标准
1 概述
SF6电气设备在运行中经常出现各种类型的故障,严重威胁电网的安全、稳定、可靠运行。及早发现SF6电气设备在运行中是否存在潜伏性故障,分析放电故障的类型及严重程度,判断设备是否可以继续监视运行或必须停电检修处理,确保SF6电气设备的安全可靠运行具有重要意义。
封闭式组合电器,国际上简称为 GIS(Gas Insulatedmetal-enclosed Switchgear),即气体绝缘金属封闭开关设备。和常规的敞开式高压电器设备相比,具有以下优点:一是占地面积小(如252kV等级GIS占地面积为敞开式的20%),二是运行可靠,由于其导电部份封闭在金属壳体内,受环境的影响小,所以运行可靠,检修周期长。GIS 广泛运用于人口密集的大城市,用于湿热、污秽、高寒地区等严酷环境条件,在电力系统中受到欢迎。然而,近年来 GIS设备事故屡次发生,给人的印象是GIS设备运行并不十分可靠。我们试图通过对两起GIS设备事故现场的分析及相关的测试找出发生事故的原因,达到避免发生重复性事故的目的。
对于某变电站220kV GIS的两起事故(具有典型意义),分析出一起的主要原因是由于在GIS现场安装时置于充满化学纤维飘浮物和粉尘飞扬的恶劣环境中, 致使杂质进入GIS母线气室造成;另一起主要原因是由于在装配时疏忽了对一个干燥用分子筛的烘干工序,使水份和杂质进入气室内部而造成。从管理和技术环节上提出了GIS现场安装质量控制措施的建议。
2 SF6电气设备放电故障类型
电气设备放电类型按放电能量、电弧类型、放电通道等可以有多种分类。根据SF6电气设备特点,按高能放电后电气绝缘是否恢复、放电通道是否消失可以分为二类:
第一类为硬故障,放电通道没有消除而更加严重,表现为绝缘电阻不符合要求或重合闸不成功。第二类为软故障,放电通道消除,表现为绝缘电阻符合要求或重合闸成功。很多SF6电气设备放电故障,一般都经过多次的高能放电仍在运行,直到形成硬故障而烧毁。
2.1 硬故障
(1) 初始放电点在固体绝缘表面
固体绝缘包括盘式绝缘子、支撑绝缘子、绝缘薄膜(纸)、玻璃钢等。由于制造工艺原因表面或内部有缺陷,或由于安装工艺造成表面损伤或表面污迹处理不干净,在固体绝缘表面产生低能点放电或爬电等,破坏固体绝缘表面绝缘性能,加上放电产生的分解物粉尘在放电点(放电通道)积累,使电气绝缘性能进一步降低,放电电流逐步增大,最后形成高能放电通道,使设备跳闸或烧毁。高能放电后固体绝缘表面电气绝缘不能恢复,放电通道没有消除,这种故障发展速度难以判断,有可能是急性的,故障破坏性强,严重威胁设备安全运行。但多数情况下是慢性的,高能放电通道形成有一个过程,也需要一定时间,放电电流逐步增大,所以通过检测SF6电气设备放电故障分解物,可以有充足的时间,及早发现判断这种类型的放电故障。
CT侧绝缘盘表面击穿放电通道二次线圈支撑绝缘子表面击穿放电通道这种类型的放电故障,在检测SF6电气设备放电故障特征组分二氧化硫(SO2),硫化氢(H2S)时,要特别关注其浓度增长率,及时作出判断。
(2) 初始放电点不在固体绝缘表面
某变电站某线路CT中C相起始放电点在电容屏,二次线圈支撑法兰(高电位)对电容屏支撑杆(地电位)放电产生大量粉尘,聚集在二次线圈支撑绝缘子表面形成放电通道,造成二次线圈绝缘击穿。
SF6电气设备内部发生放电故障,SF6气体分解产生的粉尘特征为:颜色较浅、较重、颗粒较小,易大范围扩散并较均匀附在物体表面,附着力强,对固体绝缘表面电气绝缘性能影响较大。此类设备放电通道形成需要较长时间,必须有其他放电部位的大电流放电,产生大量轻、细的粉尘,附着在将要形成放电通道的部位,再逐步形成放电通道。所以,只要定期检测SF6电气设备放电故障分解物气体组分,就能及早发现此类放电故障。
2.2 软故障
放电通道中包含SF6气体绝缘通道,放电后SF6气体绝缘恢复,放电通道消失。
此类放电故障基本都是由于固体绝缘的小电流放电,产生的分解物聚集在放电部位附近,破坏SF6气体绝缘。SF6气体放电通道在大电流放电以后,基本都能恢复绝缘,放电通道消失。
目前,SF6电气设备包括断路器、CT/PT等多数采用聚酯薄膜(点胶纸)作为绝缘材料,当设备有放电时,局部产生高温,使聚酯薄膜分解,产生还原性气体,这些气体局部达到一定浓度时,导致SF6气体绝缘性能下降,形成小电流放电通道;如果积累的分解物浓度越大,当达到击穿电压时,形成大电流放电通道,设备就通过SF6气体放电。通过试验发现,聚酯薄膜在150℃开始有分解物产生,随着温度升高,分解物浓度逐步增大,但增加速度较慢,当温度达到250℃以上时,分解物浓度逐步增大增长较快,300℃时,薄膜纸已经基本完全分解或熔化,在漆包线间只看到点胶(环氧树脂)。这些气体在局部积累,降低SF6气体绝缘性能,形成放电通道。
(1) SF6电气设备放电故障特征组分
SF6电气设备中SF6气体分解机理很复杂,国内外已有大量研究。根据多年来检测数据表明,SF6电气设备中断路器、刀闸(灭弧室、均压环完好情况下)正常开断几乎不会产生分解物。
SF6电气设备放电故障使SF6气体分解、固体绝缘(盘式绝缘子、支撑绝缘子、绝缘薄膜(纸)、玻璃钢等)分解、金属构件分解(产生原子蒸汽、带电离子),分解初始物处于不稳定状态,相互之间反应、最后形成相对较稳定的分解物。所以,放电故障分解物是指由于SF6电气设备放电形成的存在于SF6电气设备内部的产物,包括气体组分和固体组分(粉尘颗粒)。放电故障分解物气体组分对SF6气体绝缘造成破坏,这种破坏通常是可恢复的。放电故障分解物固体组分(粉尘颗粒)附着在绝缘子表面对绝缘造成破坏,这种破坏通常是不可恢复的。
因此,监测SF6电气设备放电故障,可以检测放电故障产生的是气体组分还是固体组分。但由于设备在运行中,固体组分样品(粉尘颗粒)不易取得。只能根据检测结果进行综合判断,判断放电类型、放电部位、放电电流,综合评估SF6电气设备放电故障严重程度以及必须采取措施。
(2) SF6电气设备放电故障分解物检测方法
现场检测:
SF6电气设备放电故障特征组分二氧化硫(SO2),硫化氢(H2S),可以用SF6电气设备故障检测仪JH2000进行现场检测。
实验室检测方法
根据多年来放电故障设备检测和解体检测数据,总结出SF6电气设备放电故障判断依据:特征气体浓度(包括二氧化硫浓度CSO2、硫化氢浓度CH2S、特征气体浓度比值CSO2/CH2S)注意值(μL/L),故障值(μL/L),严重故障值(μL/L)。
(3) SF6电气设备使用的SF6气体主要有如下二种:
SF6新气
由气体生产厂家出厂,这种气体中基本没有特征组分SO2和H2S(μL/L级别),也没有CO、HF,但多数含有其他气体组分如CF4、SOF2、SO2F2、CO2,气体浓度相对较低。对于这类SF6气体,要严格执行国家标准,做好使用前的比例抽检工作。
SF6回收气体:
①一般从运行设备检修回收。这类SF6气体一般没有经过处理或只进行简单处理。要进行严格检测,合格后才能充入SF6电气设备,并把气体组分检测数据作为重要数据。
②放电故障设备检修回收使用的SF6气体。这类SF6气体一般经过有关厂家进行处理后才能重新使用。对这类SF6气体使用前要进行更加严格的检测工作,对技术指标不符合国家标准或虽然国家标准没有规定,但气体组分浓度较高,坚决不能使用。
(4) SF6电气设备放电故障判断依据
注意值(CSO2:3～50μL/L,CH2S:2～10μL/L)是SF6电气设备运行相对安全的判据,可以缩短正常检测周期监视运行。
故障值(CSO2:50～100μL/L,CH2S:10～30μL/L)是SF6电气设备必须谨慎监视运行的,为了安全,具备检修条件的可停电检修。
严重故障值(CSO2:>100μL/L,CH2S:>30μL/L)是SF6电气设备必须尽快退出运行,转入检修状态的判据。特别对高电压等级设备,为了安全,尽量避免继续监视运行,以免设备缺陷和故障扩大转变为事故。
(5) SF6电压互感器
所有判据数值减半。因为SF6PT的一次线圈比较薄弱,极小电流的放电容易引起崩溃式的短路故障,而且要特别注意SF6分解产物中一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)特征组分浓度及其变化,如果判断故障部位涉及线圈绝缘,需尽快停电检修。
(6) SF6电气设备放电故障判断依据-特征组分浓度比值判据CSO2/CH2S
主要用于判断放电部位是否涉及固体绝缘、金属或两者(多点放电),判断故障类型属于硬故障还是软故障。
CSO2/CH2S≤4,放电部位主要涉及SF6电气设备固体绝缘,包括绝缘盘、支撑绝缘子、绝缘纸(薄膜)等,除非有重大制造缺陷,否则,在运行中没有直接形成放电通道条件,而且经过投产前耐压试验考验。通常情况下是由于小电流放电或粉尘积累逐步形成放电通道,这一过程可以通过检测。
CSO2/CH2S≥7,可以判断放电故障主要涉及金属,对设备危害相对小一些。故障部位多数在刀闸,导电连杆,设备外壳内壁等。
4 (7) 放电电流 放电故障的放电电流计算公式(略)用于评估设备经历瞬间放电电流的破坏、设备绝缘受损程度。用放电电流概念,而不用电能、电功率的概念,主要是为了直观表达。也就是说,通过SF6电气设备内部放电产生的气体组分浓度总量,评估SF6电气设备内部绝缘状况。 3 案例 某变电站2005年间投产的LW105-252W型GIS开关,于2006年8～11月间连续4个间隔的CT下位气室出现5次相同闪络击穿故障,均表现为母差保护动作。经检查各气室SF6气体压力正常,录波仪记录事故前运行电流80～140A,故障电流10～13kA,对检出SO2、HF气体的CT气室解体后发现CT气室内有大量白色粉末物,靠断路器侧绝缘盆子上附着大量黑色粉末物,电连接变黑,电连接基座右上侧金属熔缺。2006年11月12日在对从未投运的同型备用间隔CT气室解体检修时,在电连接触子上也发现黑色粉末物。 3.1 化学、电气排查试验 对多项事故现场与试验大厅的电气及摸拟性电气试验结果排除了CT气室机、电、热的影响因素,怀疑对象集中转向SF6气室。推断存在挥发极性杂质的未知劣质化工材料,致使CT气室内电场畸变进而发生击穿事故。故障分析试验重点也转向从化学角度对闪络故障前、后CT气室内固体粉末及SF6气体成分进行全组分分析。 3.2 试验用固体、气体样品的取样与制备 运行设备固体、气体样品取样。 试验用故障前(运行)气体样品取自某变电站2号主变上CT、下CT及2号主变断路器气室。试验用故障后气体取自某变电站闪络后的某线路下CT气室。试验用故障前固体粉末取自另线路间隔上CT电连接触点,该间隔为没有出线,且从未投运的备用间隔。试验用故障后的固体粉末取故障闪络后的某线路下间隔下CT绝缘盆子。 3.3加速仿真性电气试验后气体样品的制备 试验装置一的气体:按原来的工艺要求,装配CT 气室,电连接型号工艺涂抹的FLZ-4润滑脂,气室抽真空至133Pa,充入0.35Mpa的新SF6气体,3150A通流48h,146kV老练48h,耐压、局放试验后取气。 试验装置二的气样:试验装置一试验结束后,从CT气室中拿去耐油黑橡胶缓冲垫,再重装CT气室,电连接、润滑脂同装置一,气室抽真空至133Pa,充入0.35Mpa的新SF6气体,同时对CT筒体外部加热,筒壁温度为50～60℃,加压146kV,48h后取气。 试验装置三的气样:全新的CT气室,内装纤维板作缓冲垫,试验方式与过程同装置二,48h后取气。 气体取气方法。本次试验用气体,均采用真空钢瓶自然压力平衡法取气。 (1) 试验手段与结果 运行设备、仿真电气试验后CT气室气相成分常规分析。 现场微水、纯度检测: 利用DL公司的纯度仪、DP19镜面露点仪及维萨拉DMT-242P阻容式露点仪,检测CT与非CT气室纯度与水分。 微水、纯度检测试验结果:各气室纯度均在99%以上,正常各气室水分也在正常值范围内;CT气室用DP19镜面露点仪与维萨拉阻容式露点仪进行比对检测。镜面法较阻容法在CT气室水分检测中有200ppm的水分高差,初步判定CT气室中有少量未知组分干扰水分在镜面正常结露。 (2) SF6定性检测管检测 故障后用SO2、HF定性检测管,对故障间隔进行检测,结果四次故障均在检出SO2、HF的SF6CT气室中,解体后找到故障闪络部位。 (3) SF6分解产物气相色谱分析 为收集比对设备故障更多共异性,还对不同出厂时间的设备进行取气分析。SF6分解物色谱分析结果如下: ①故障后某线路下CT气室中SF6气体中有明显CF4、SOF2、SO2F2分解物故障峰。 ②运行中SF6气体。2号主变上CT、2号主变断路器多个非故障CT气室、母线气室、断路器气室均检出有不明成分的峰。 ③电气试验后气体。装置二与备用气室检出不明组峰,装置一和装置三色谱峰相同。 ④SF6色谱分解产物分析结论。在本次色谱检测中,SF6色谱峰正常,其他气室均因不明原因出现各类色谱杂峰。 3.4 运行设备、仿真电气试验后CT气室气体相成分非常规分析 动态离子对SF6气体相杂质总含量及污染情况检测结果表明:2号主变下CT气室、2号主变断路器气室、装置三均无杂质污染;CT气室中杂质总含量或污染等级跟气室的运行时间有关,跟CT气室是装耐油橡胶板有关,电工绝缘纸板对CT气室不造成杂质污染。装置三CT气室中微量杂质是否由该CT气室除去橡胶板后微量残留引起,有必要重新进行装置三电气及化学(色谱及动态离子)复检性试验。 3.5 故障前、后的分解物 应用气质联用仪的试验结果表明,故障前黑色固体粉末成分为硫化银,故障后黑色固体粉末主要成分为硫化银、碳等,故障后白色粉末为氟化铝。 3.6 腐蚀机理与验证性试验 对故障气室及电气加速试验装置试验后气体、固体组分分析试验,分析显示:设备故障前(运行)及加速仿真性电气试验后SF6气体组分中元素S、Ag、Al的含量及气室内SF6杂质总含量与气室运行时间成正比,与CT气室内是否放置丁腈橡胶有关;CT气室内气体相有机物浓度低,不致引起设备故障。固体粉末物成分分析:从未投运的备用间隔CT气室内的黑色粉末中含硫化银。 (1) 腐蚀性硫化银形成机理 CT气室中主要金属材料除了有镀银件外,还有铝合金导电杆及其他金属成分,银、铝等金属成分均有极强的腐蚀性,但在故障前的固体粉末中只测到硫化银,故此只有当气室中所有镀银层全部被腐蚀并饱和后才会有其他金属成分的进一步腐蚀。 (2) 化学验证试验 CT气室中所用化工材料元素硫成分检测,结果表明 CT气室中所有化工材料只有丁腈橡胶中含有腐蚀性硫。 4 某变电站220kVGIS的两起事故原因分析 4.1GIS I母内部闪络事故 (1) 事故经过及现象 某日某变电站220kVGIS母差保护动作,220kV母线失压,重合闸后故障未消除,从故障录波图上来看,I母有接地短路现象,短路电流A相为630A,B相为2000A。经对故障后220kVGIS组合电器I段母线各气室SF6气体进行检测,发现母联间隔和备用间隔母线气室有HS和SO2 成份,靠近母联间隔的共箱母线绝缘子B相对地短路。将故障部位解体,发现靠近故障端筒体有烧弧痕迹且绝缘子和筒体对接的位置有较严重的烧蚀现象。 ①共箱母线绝缘子B相对地短路:从绝缘子表面放电现象看成波浪状向外发散,虽然绝缘子未返厂进行相应的试验,但从清洁后的绝缘子表面情况来看可排除是绝缘子内部质量问题。 ②绝缘子和导电触座之间的烧蚀情况:主导电回路接触良好,触座边缘有烧蚀情况。 ③绝缘子和筒体对接的边缘位置有较严重的烧蚀现象和对接处筒体的烧蚀情况。 ④安装现场未硬化的地面上铺着化学纤维地毯。 ⑤故障气室分解物及气体试验结果分析,中试所对两站GIS故障后固体粉末物与SF6气体分解物进行了试验分解物分析对比,其结果如下:两站GIS故障后固体粉末元素成分比对显示,氧元素含量某站是另一站故障后粉末的6.5倍,硫、铁元素某站低于另一站。该试验结果排除了气室内遗留螺丝、螺帽等铁类零部件的可能(元素铁含量相对低);氧元素含量相对高于母联气室,原因可能是电弧故障时,可燃空气相对CT气室多有关,气室故障与腐蚀性硫无关。 试验结果也表明,二站样品均有SF6放电分解物。一定量的试验室研究表明,SO2F2、S2OF10是火花放电的结果,也即(支持)某站气室中曾有火花放电。 (2) 事故原因分析 现场安装时由于220kVGIS场地没有硬化,为了整洁在部分地面上铺了红色的化学纤维地毯,而正是这种化学纤维地毯很容易起细小发状物飘浮到空气中,化学纤维为半导体物质,极易产生静电感应,从而吸附在物体上。因此,不能排除在安装时纤维和粉尘等杂质进入了气室内部的可能性。总体安装完成后进行耐压试验时共箱母线曾有闪络现象,进一步证实了这种可能性。这些GIS内部纤维和粉尘,在高压场强的作用下产生极化、运动,并在利于其滞的位置(母线筒体和绝缘子的缝隙等)不断累积,当杂质累积到一定的程度时发生闪络及击穿事故。现在产品母线筒内部导电杆成倒品字型布置,B相在母线的下方,正是杂质在重力和电场的作用下容易积累的部位。本次故障发生在B相,B相对地故障后在旋转电弧的作用下A相也出现短路现象。 基本判断是由于现场安装环境恶劣,厂家、施工队伍以及监理没能严格控制安装质量,致使杂质进入GIS母线筒,导致发生GIS I母内部闪络事故。 4.2 某变电站220kV某线路间隔内部闪络事故 (1) 事故经过及现象 某日某变电站220kV I母差动出口动作,跳220kV某线开关、1号主变220kV侧开关、220kV母联开关。与此同时,220kV某线路侧开关因远方启动跳闸保护动作跳闸。从录波图来看,I母C相出现接地短路故障,故障电流为1610A,220kV I段母线失压。 在对220kV某线路间隔所有气室的SF6气体进行组份检测后,发现Ⅱ母侧刀闸气中有HS和SO2成份,现场对故障气室进行了解体。打开故障气室,某线Ⅱ母刀闸C相绝缘拉杆已整体发黑,但看不到明显的爬电痕迹,两端电极有明显的烧蚀痕迹。 对刀闸故障气室水分与固体粉末物的化学分析试验和绝缘拉杆事故后在空气中的交流耐压试验结果如下: 化学分析试验主要情况: 微水试验,事故气室Ⅱ母刀闸气室水分约3500ppm(现场)～4000ppm(试验室),此外,在事故后中试所进行SF6气体普查后,发现2个气室水分超出安装交接时的标准。 ①对所取故障后固体粉末经热场发射扫描电镜能谱分析,发现本次故障后黑色物中元素～硫含量明显过高为11.9%。 ②对事故后绝缘拉杆的交流耐压试验情况:(温度:30%,湿度:70%)试验地点被试品沿面闪络击穿,耐压试验前绝缘电阻>10000MΩ,耐压试验后绝缘电阻200MΩ。 ③故障绝缘拉杆的耐压试验结果:能耐受145kV 的工频耐压,在251kV时候放电。说明绝缘拉杆还有一定的绝缘能力,在251kV击穿也可能是表面遭到了一定的破坏。 ④故障绝缘拉杆用湿布包裹24h后,在水分3200ppm的SF6气室中的工频耐压试验,试验结果:145kV/1.5min放电,绝缘拉杆打裂,绝缘能力丧失。说明起始时有一定的绝缘能力,但瞬间绝缘能力破坏。 ⑤厂家对绝缘拉杆的质量控制过程调查,绝缘拉杆作为GIS的关键部件,绝缘拉杆的检验分为:进厂材料检验;单件逐根检验;整体出厂耐压试验;现场耐压试验。可以肯定,事故绝缘拉杆是在安装验收后其绝缘能力才下降的。 (2) 事故原因分析 从事故现象来看,绝缘拉杆表面没有明显放电通道,说明于表面放电现象。从中试所的试验报告上看,某Ⅱ母刀闸气室事故后水分严重超标。事故产生的固体粉末物中含有水结晶成分,表明固体粉末物是在水分较高的环境下形成的。可以判定事故原因与气室内水分过高有关,水份能使绝缘拉杆的绝缘水平下降,但不是唯一因素。 现场的安装工艺要求是:分子筛需要在300℃温度下烘干2h以上,趁热在15min内装上。如果没有烘干(烘干不够)或者停留时间过长,都可能使分子筛水份处理不干净,导致装上后不是吸收水分而是释放水分。 综上所述,220kVGIS事故原因是由于事故气室的分子筛通过缓慢释放造成气室水份增加,并且与进入气室内部的杂质共同影响,使绝缘拉杆表面绝缘能力下降,导致发生GIS内部闪络事故。 5 结论与建议 (1) 通过分析SF6电气设备的放电通道,将SF6电气设备放电故障分为两类:硬故障和软故障。分析SF6电气设备内部放电的分解物包括固体和气体组分,选用气体组分为检测对象,定义了SF6电气设备放电特征组分二氧化硫(SO2)和硫化氢(H2S),把特征组分检测作为预防性常规检测项目。确定SF6电气设备放电分解产物-气体组分的检测方法。 (2) 分析、总结出SF6电气设备放电故障判断标准,包括注意值、故障值、严重故障值,特征组分浓度比值以及放电电流计算公式。通过把SF6电气设备放电故障特征组分检测作为常规预防性检测项目,分析判断SF6电气设备是否存在放电故障,通过判断SF6电气设备放电故障类型、放电部位和放电电流,评估SF6电气设备安全级别,对故障以及严重故障设备及早采取适当措施,对保证SF6电气设备安全运行具有重要意义。 (3) GIS现场安装的建议和注意事项:GIS现场安装的质量控制是防止GIS设备事故的关键,根据现场安装容易忽视的管理环节和技术环节,我们提出了如下几条针对性的建议和注意事项: ①对新安装的GIS设备,制造厂应制定GIS现场装配工艺的质量控制工艺标准,并为施工方提供GIS设备现场安装指导书,在指导安装时严把GIS安装工艺的质量控制关。施工队伍在安装GIS时,应做好现场安装记录;监理在安装现场应对每一项装配工序对质量控制进行把关;每完成一项装配工艺后都经厂家、施工队伍、监理三方签字后方可进行下一步的装配工序。 ②GIS安装的作业环境应符合地面清洁无尘土、无杂物、无潮湿、无空气污染等条件。 ③GIS安装时,安装零部件分类、整齐、离地摆放在垫塑料布或木板上方;上面覆盖塑料布,防止灰尘飘入、意外砸伤或者水珠溅上。筒体临时敞开口用塑料布封好。油类、液体清洗类材料用后,即刻加盖分类存放。待装的标准件应分类放入塑料盒内,递送到作业面附近,方便取拿使用。工作人员在清理绝缘件时,应戴塑料手套或医用手套,防止汗水沾其表面,以免装配后SF6气体微水量超标。 ④从金属表面清除下来的金属粉末应及时用吸尘器吸掉,并妥善处理。 (4)在组件拼装或加装封盖前,必须仔细检查验收,认真记录。 (5)在SF6气体回收和充气时,应对各间隔气室逐个轮流进行,以减少气隔内盆式绝缘子的压力和维护安装人员的安全。 近两年220kVGIS事故屡次发生,除了国产厂生产的GIS本身存在制造质量问题外,现场安装检修质量的控制不严是大部份事故的主要原因。
