一起110kV变电站GIS绝缘子故障定位分析
一起110kV GIS断路器缺相故障分析与处理
一起110kV GIS断路器缺相故障分析与处理1. 引言1.1 引言在110kV电网中，GIS（气体绝缘金属封闭开关设备）断路器是一种重要的设备，其作用是在电网出现故障时迅速切断电路，保护设备和人员安全。
断路器缺相故障是一种常见的故障现象，如果不及时发现和处理，将给电网运行带来严重影响。
本文将对110kV GIS断路器缺相故障进行深入研究，主要从缺相故障的原因分析、诊断方法、处理措施、实例分析以及预防措施等方面进行探讨。
通过对这些内容的研究，不仅可以帮助工程师更好地了解和掌握断路器缺相故障问题，还可以提供解决方案和预防措施，以确保电网的安全稳定运行。
断路器缺相故障是一项重要的研究课题，通过深入研究和实践经验的积累，可以为电力系统的安全运行提供更有效的保障。
在这个背景下，本文旨在探讨110kV GIS断路器缺相故障的相关问题，为电力行业的工程师和研究人员提供参考和借鉴。
2. 正文2.1 断路器缺相故障的原因分析1. 设备老化：随着设备的长期运行，组件的绝缘性能逐渐降低，容易导致短路和缺相故障的发生。
特别是在高压情况下，老化会加剧故障的发生。
2. 操作不当：在操作断路器时，如果没有按照操作规程进行，或者操作人员没有接受过专业培训，可能会导致缺相故障的发生。
3. 环境影响：工作环境的潮湿、灰尘过多、温度过高等因素都可能影响断路器的正常运行，导致缺相故障的发生。
4. 雷击和过电压：在雷电天气或电网发生过电压时，断路器可能会受到严重影响，导致缺相故障。
5. 设计缺陷：断路器设计不合理或安装不当也可能导致缺相故障的发生。
设计缺陷包括接触不良、绝缘损坏等问题。
在对断路器缺相故障进行分析时，需要考虑以上几个方面的因素，并结合实际情况进行综合分析，以便更准确地确定故障原因并采取相应的处理措施。
通过对断路器缺相故障的原因进行分析，可以有效地提高电网的可靠性和运行安全性。
2.2 断路器缺相故障的诊断方法1. 观察指示灯：断路器通常会配备指示灯来显示运行状态，当发生缺相故障时，指示灯通常会有相应的闪烁或报警信号，通过观察指示灯的状态可以初步判断是否存在缺相问题。
一起110kV GIS断路器缺相故障分析与处理
一起110kV GIS断路器缺相故障分析与处理110kV GIS断路器是输电系统中重要的设备，故障分析与处理对于确保电网安全稳定运行具有重要意义。
本文将针对110kV GIS断路器缺相故障进行分析，并提出相应的处理措施，以期为相关工程技术人员提供参考。
1. 故障表现110kV GIS断路器的缺相故障表现为断路器在正常运行过程中出现相缺相报警或断开电源的现象。
此时，GIS断路器的显示屏会出现相缺相报警的提示。
断路器的操作机构也不能正常运行，无法进行闭合或分闸操作。
2. 故障原因（1）设备故障：GIS断路器设备本身存在缺陷或老化，导致其无法正常运行。
（2）外部原因：供电系统中其他设备或线路出现故障，导致GIS断路器发生缺相报警或断开电源。
3. 故障处理步骤（1）排除外部故障：首先要对供电系统中的其他设备或线路进行检查，确保没有其他设备故障影响到GIS断路器的正常运行。
（2）GIS断路器自检：利用GIS断路器自带的检测功能，对断路器设备进行自检，判断是否是设备本身存在故障。
（3）人工检查：如自检无法确定故障原因，需要对GIS断路器设备进行人工检查，包括检查设备连接、触头状态、绝缘电阻等。
2. GIS断路器设备维护若通过自检和人工检查确认是GIS断路器设备本身存在故障，需要进行相应的维护工作，包括更换故障部件、清洁设备内部、更换老化部件等。
3. 故障记录与分析针对110kV GIS断路器缺相故障，需要做好故障记录，并对故障进行分析，总结故障发生的原因和处理方法，为今后的设备维护和运行提供经验参考。
4. 定期检查与维护为了预防110kV GIS断路器缺相故障的发生，需要进行定期的设备检查与维护工作，包括清洁设备、测量设备参数、检查设备连接等，确保设备的正常运行。
5. 设备更新与改造对于老化严重的110kV GIS断路器设备，建议进行更新与改造，以提高设备的可靠性和安全性，避免故障频繁发生。
浅析110 kV GIS设备绝缘故障原因及改进措施
浅析110 kV GIS设备绝缘故障原因及改进措施摘要：文章通过某用户变电站110 kV GIS 设备发生故障进行分析，查找出故障原因，最后提出了处理措施，给同类型故障的处理提供参考。
关键词：110kV；变电站；GIS 设备；故障；措施引言GIS设备的主要作用就是将变电站中除了变压器之外的所有设备集中到一个封闭的金属空间中去，然后在这个封闭的金属空间中充入具有绝缘特性的气体，从而达到各种断口之间的绝缘，进而保证电力系统的工作稳定。
GIS设备与传统的开放式变电站相比，具有非常多的优点，首先就是占地面积大大减小，GIS设备的占地面积仅为传统开放式变电站的十分之一；其次就是因为所有的设备都处在一个密闭的金属空间中，因此可以有效地抵抗外界的各种干扰，具有很强的工作稳定性。
下文对一起典型的GIS 设备绝缘故障进行1 故障检查情况某变电站使用的 110 kV GIS 设备为河南平高电气股份有限公司生产的 ZF7A-126 型产品，工程采用双母双分段接线方式，于 2013 年投入运行。
2015-12-08，该站 110 kV GIS 设备 21 间隔（2014 年 10 月投入运行）发生放电故障。
对故障间隔进行现场检查，初步确定故障位置在 21 间隔出线分支气室。
经进一步开盖检查，确认故障位置在 21 间隔出线避雷器上方十字罐上，如图 1 所示。
图1 故障位置放电故障发生后，生产厂家对发生故障的 21间隔出线隔离开关、套管、三通壳体装配单元等进行解体检查，具体情况如下。
（1）避雷器盆式绝缘子（分支气室侧）表面大面积受热变黑，沿面自 B 相嵌件附近至盆式绝缘子边沿有长约 200 mm 裂纹。
解体避雷器，拆除避雷器盆式绝缘子，检查发现盆式绝缘子避雷器侧对应位置有裂纹痕迹。
现场检修回收气体时，发现避雷器气室与分支气室已贯通。
避雷器盆式绝缘子自边缘开始至 B 相嵌件附近（未到达嵌件）有贯通性裂纹。
（2）避雷器盆式绝缘子连接导体屏蔽边缘烧蚀严重。
110kV变电站110kVGIS局放缺陷故障定位研究
110kV变电站110kV GIS局放缺陷故障定位研究发布时间：2023-02-02T02:20:49.511Z 来源：《中国电业与能源》2022年18期作者：孙泽楠[导读] 针对GIS局部放电，局放测试能有效发现运行设备局部绝缘放电缺陷，孙泽楠1中国南方电网超高压输电有限责任公司，广州，523000摘要：针对GIS局部放电，局放测试能有效发现运行设备局部绝缘放电缺陷，特别是示波器及多通道局放仪能有效定位局放信号，为现场精准检修提供有效支撑，在后续工作继续做好技术延伸研究和推广；超声波局放检测技术在GIS局放检测领域有较好的应用价值，尤其是低频段局放信号检测诊断较为理想，后续将研究该技术的应用和推广。
关键词：局部放电，低频，定位，故障诊断一、基本情况经采用屏蔽等手段进行信号排查后判断放电信号来自GIS内部，而非外界干扰。
放电信号能量较弱但放电特征明显，仪器显示放电类型以浮动电极放电为主，部分为空穴\污秽放电。
根据放电信号幅值分析，靠近110kV 2M母线1012刀闸位置放电信号幅值最大，信号由101间隔沿110kV 2M母线向两侧123间隔和100间隔衰减，123间隔信号微弱，100间隔无局放信号。
同时101间隔靠近110kV 1M母线1011刀闸位置无明显放电信号，1012刀闸与1011刀闸中间位置也无明显放电信号，初步判断疑似放电位置在110kV 2M母线且靠近1012刀闸位置，即图1所示位置2区域附近。
处理后对110kVx站 GIS设备开展局放带电测试发现110kV 2M母线与1012刀闸位置和110kV 2M母线与1232刀闸位置仍存在局部放电信号，但信号幅值与处理前对比有所变小，仪器显示放电类型以空穴\污秽放电为主，仍有少部分浮动电极放电特征。
二、局放测试跟踪情况2.1 GIS局放测试开展情况对110kVx站GIS设备局部放电的运行隐患进行风险评估，动态更新设备的“健康档案”，长期跟踪监测设备的运行状态。
110kV某变电工程110GIS气隔绝缘子嵌件漏气问题分析及改造
110kV 某变电工程 110GIS气隔绝缘子嵌件漏气问题分析及改造摘要：气隔绝缘子嵌件漏气是GIS设备常见故障之一，本文通过深入分析110GIS气隔绝缘子嵌件漏气问题，并根据故障设备试验分析及解剖检查情况提出相应的改进措施，提高设备生产质量，确保现场工作安全有序开展。
关键字：GIS、气隔绝缘子1 概述1.1设备和故障概况110kV某变电站工程110kVGIS主接线形式为单母分段接线，本期共10个间隔，远期整站共12个间隔。
在现场安装调试阶段，发现了一起主母线盆子和两起断路器气隔盆子出现相邻气室串气的问题。
接现场反馈后，马上响应并连夜派出技术工程师和质检员携带检漏设备、工装和4个全新的绝缘盆子赶赴现场，对故障盆子进行检查和更换处理，并带回一件盆式绝缘子进行解剖作进一步的原因分析。
故障位置见图1。
图1 盆式绝缘子故障位置1.2 现场检修本次故障发生后，立即启动产品现场故障紧急预案体系，快速更换了3处故障的气隔绝缘子，并对该变电站110kVGIS的所有气隔绝缘子进行了大批量的检漏测试和更换。
2 检查试验2.1外观及尺寸检查：盆子两侧表面光洁完整，环氧树脂与嵌件结合牢固，无缝隙。
三相嵌件平整度完好,尺寸参数满足图纸要求；图2 盆子外观及尺寸检查2.2例行水压试验：耐受1.2MPa水压30min，盆子没有出现变形和裂纹等；图3 盆子水压试验2.3嵌件拉伸试验：承受50kNz轴向力，嵌件没有出现变形和裂纹；图4 拉伸试验2.4嵌件弯矩试验：承受8000Nm弯矩嵌件没有出现变形和裂纹；图5 弯矩试验2.5绝缘试验：产品耐压和局放复测，充0.3MPaSF气体，耐压275kV/1分钟，试验合格；6耐压184kV下测量局部放电量三相均小于2.5pC，试验合格（某电网技术标准要求：不大于3pC）。
图6 耐压及局放试验图7 耐压试验数据图8 局放试验数据2.6 盆子解剖2.6.1 盆子三相嵌件外观完好，无出现变形、裂纹,对其进行尺寸检查，各项尺寸参数满足图纸要求；2.6.2 对解剖盆子的环氧树脂特性检测：玻璃化温度117℃，填料含量72.12%，符合标准要求；2.6.3 嵌件和环氧树脂结合近区无出现气泡、裂纹，与嵌件结合良好，无松动；2.6.4 环氧树脂与嵌件结合表面有一层金属氧化物粘结于树脂表面，结合力良好，金属氧化层已整体从嵌件表面脱落。
110kVGIS设备常见故障分析与预防措施 谭仁芳
110kVGIS设备常见故障分析与预防措施谭仁芳摘要：本文针对110kV气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）故障进行了简要分析讨论，对GIS设备的一些常见故障的原因和预防措施进行了深入的探讨。
以期为该类设备在实际使用中的维护提供一定的技术参考。
关键词：110kVGIS设备；常见故障；局部放电；预防措施GIS是封闭式气体绝缘组合电器的简称，这类设备有着工作可靠性高、维护工作便捷、工程占地面积较小等显著的优点，在当今的电力行业有着广泛的应用。
但是随着使用年限的增长，GIS设备在使用过程中的磨损亦会逐年加重，继而导致设备在运转过程当中出现故障。
经过大量的科研试验证明，在投入使用初期，GIS设备的故障是很难被检测到的。
也就是说，对这类设备采取预防性的检修措施存在着一定的技术难度。
一、110kV变电站GIS设备的常见故障随着使用年限的增加，GIS设备在使用过程中由于受到长期的振动和静电的影响，在设备内部会发生一定的老化。
设备内部所累积下来的异物碎屑或是设备本身绝缘老化等因素都会导致局部放电等故障。
这类故障很可能会恶化发展为击穿放电事故，这类事故十分有可能会导致GIS设备必须要停用检修从而造成严重的经济损失。
且从一般情况来看，GIS设备的电压等级越高供电事故的潜在经济损失也就越为显著。
由于GIS设备的自身常见故障和常规的设备故障有一定的重复性。
因此我们大致可以将GIS的潜在故障分为两大类，这两大类分别是常规机构故障和GIS设备特有故障。
根据大量的实验数据统计情况来看，GIS设备发生故障的概率是较小的，与普通的设备故障相比GIS设备发生故障的概率仅是普通设备发生故障的概率的1/5到2/5。
且从相关数据统计中可以看出，GIS设备发生故障多发生在设备投入使用的前1～3年。
随着设备使用年限的增长，GIS设备的故障情况将趋于平稳。
一般来说，GIS设备的操作机构主要包括断路器、电动弹簧等，因此，当跳闸、合闸失灵等情况出现时，这类故障很有可能会导致大面积的停电。
110kVGIS设备隔离开关气室绝缘故障分析
110kVGIS设备隔离开关气室绝缘故障分析摘要：气体绝缘开关设备（GIS）在电力系统中具有广泛的应用，若其出现故障，将会影响到电力系统供电的质量和安全。
本文结合某110kV变电站GIS设备隔离开关气室绝缘故障实例，对其故障原因进行了分析，为类似GIS设备故障分析提供参考。
关键词：GIS隔离开关；气室；绝缘故障0 引言随着我国电力行业的快速发展，电力设备也取得了极大的进步，GIS设备具有体积小、重量轻、可靠性高、环境适应能力强等优点，在电力系统中的应用也越来越广泛。
随着GIS设备应用的日益增加，其运行过程中的问题也越来越多，影响到了电力系统的安全、稳定运行。
其中，绝缘故障是GIS设备的常见问题之一，对其进行分析十分必要。
1 事故概况某GIS变电站进线间隔在运行过程发生A、B两相相间短路故障而跳闸，随后自动重合闸不成功，通过测距仪器确定故障点约在线路11.6km处，对线路进行检查未发现异常后再次对该线路进行试送电，但还是发生A、B相间短路跳闸。
试送电不成功后排查线路开关设备，SF6气体成分分析结果显示SO2含量已超出仪器测量范围，从而确定故障部位为GIS设备进线电缆侧三工位1043隔离开关气室处。
该GIS变电站主接线图如图1所示。
2 现场解体检查情况1043隔离开关结构为三工位直插式，解体后发现该隔离开关A相处于合闸状态，B、C两相为接地状态。
1043隔离开关A、B相间绝缘棒已烧毁，在其下方的些许碎片是绝缘棒烧毁产物，而B、C相间及C相与操作机构间的操作绝缘棒完好无异常，未见放电痕迹。
1043隔离开关气室与104断路器连接处的盆式绝缘子表面有电弧烧灼痕迹，气室内SF6气体固体分解物较多，其它部位无异常，如图2、图3所示。
分析认为1043隔离开关A、B相间绝缘操作杆在运行中绝缘被击穿，从而造成A、B相间短路，进而引发三相相间短路，导致相关线路跳闸。
由于故障点未消除，在随后的重合闸操作以及试送电操作过程中，再次发生接地短路故障，在多次短路电流的冲击下，最终导致了A、B相间绝缘棒完全断裂损毁。
一起110kVGIS隔离开关故障的原因分析_罗翔
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～ 80% 位置时， 辅助开关切换。 在隔离开关到达行
程 91 mm 处， 机构已经合闸到 77% 左右， 辅助开关 ， 此时已经切换 所以在就地控制柜及后台看到处于 合闸位置的信号。 隔离开关控制原理如图 4 所示。当机构遥控合 22 接点使接 闸时， 遥控合闸信号电源经 －K1 的 21 、 －KE 接点 43 、 44 闭合， 触器 －KE 的线圈带电吸合， 形成控制电源的自保持回路。 在合闸完成时， 行程 －KE 接触 开关 －SL1 的接点被顶开， 控制回路断电， 器线圈失电， 铁芯断开吸合， 同时 －KE 的辅助接点 电机停转， 合闸过程结束 动作将电机电源回路切断， （ 如图 5 所示） 。如果 －KE 线圈断电时， 机构辅助开 B 相绝缘拉杆圆周有一碳化斑点但无放电闪络 痕迹， 分析认为是发生放电故障时， 被电弧熔化的物 B相 质落在拉杆上导致拉杆表面碳化。 由此推断， 拉杆黑色碳化斑点面朝筒体的正上方 。通过手动隔 查找隔离开关 B 相拉杆碳化表面朝上 离开关合闸， 时的位置， 再测量隔离开关行程， 以此推断故障开始 故障发生时， 隔离开关动触 时动触头的位置。可知， 头大致处于行程 91 mm 处。根据对隔离开关动触头 的行程、 超程以及内部动静触头的检查， 可初步认 造成本次线形隔离开关拉弧的主要原因是隔离 定， 开关未合闸到位。 关尚未切换， 合闸信号命令尚未使辅助开关切换 ， 则 －KE 线圈将会重新带电 ， 再次形成自保持回
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近 几 年 ，对 Ｇ１ Ｓ设备带 电检 测方 法 日益 增 多， 检测技 术 也 不 断提 高 ，小文 通 过带 电榆 测对 一 起 ＧＩ Ｓ支 柱绝缘 子 故障进 行 了精确 定位 ，为 Ｇ１ Ｓ设 备带 电柃测 推Ｊ 应用提 供 了示范 作用 。
技术 。 应 ｔ ｌ Ｊ
一
起 ｌ ｌ Ｏ ｋ Ｖ 变 电站 ＧＩ Ｓ绝 缘 子 故 障定 位 分 析
李 秀广 ， ２ 郭荣坤 马 波 周 秀 郭 飞 。
（ １ ．国 网宁夏 电力公 司 电力科 学研 究 院，银 川 Ｉ ７ ５ ０ ０ ０ １ ；２ ．西 安交通 大学 ，西安 ７ １ ０ ０ ４ ９ ； ３ ．国网河北 省 电力公 司电力科 学研 究院 ，石家庄 ０ ５ ０ ０ ０ ０）
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广泛 。然而 ，在 宁夏 ｝ 乜 刚运 行维 护过 程 中，Ｇ Ｉ Ｓ 设 备的缺 点也 ｝ １ 渐增 多，特 别是对 丁伞封 闭 的 ＧＩ Ｓ设 备来 说 ，出现 故障 后定位 和检 修郁 比较 困难【 ｌ 之 ］ 。 ‘ Ｇ １ Ｓ设 备 现 故障 ，丰 １ ｊ 对 其他 敞开 式设 备来 说平 均检 修 吲 ‘ 问 要 比长｛ 多 ，往往 会造 成较 大范 的停
摘要 本 文在对 １ ２ ６ ｋ Ｖ ＧＩ Ｓ设备 带 电检 测发 现其存 在放 电故 障，通 过 多种 检测方 法对 故障进 行 了定 位 ，判 断 了故 障 类型 ，对 ＧＩ Ｓ带 电检 测具有 一定 的借 鉴作用 。
关键 词 ：气体 绝缘 组合 电 Ｓ ｔ ｕｄ ｙ ｏ ｆ ａ Ｐｏ ｓ ｔ Ｉ ｎ ｓ ｕｌ ａ ｔ ｏ ｒ Ｆａ ｕｌ ｔ ｉ ｎ ｔ ｈｅ ｌ ｌ Ｏｋ Ｖ ＧＩ Ｓ Ｓｕｂ ｓ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ