500kV GIS母线盆式绝缘子短路故障处理及原因分析
500kV变电站GIS设备的故障诊断与维护
500kV变电站GIS设备的故障诊断与维护概述：500kV变电站GIS（气体绝缘金属封闭开关设备）是电网输电系统中重要的组成部分，负责将高压电力输送至配电系统。
由于其设备特点复杂，故障风险较高，因此对于GIS设备的故障诊断与维护非常重要。
本文将介绍500kV变电站GIS设备的常见故障原因和诊断方法，以及常见的维护措施。
一、常见故障原因：1. 流体污染：GIS设备中的绝缘油和SF6气体容易受到外界污染物的侵入，如水分、油污等，导致设备绝缘性能下降。
2. 机械磨损：GIS设备中的机械部件易受到长期使用和外界环境影响，如电缆连接器松动、母线连接螺栓松动等。
3. 中性点接地故障：中性点接地故障会导致GIS设备中的电流不平衡，进而引起设备损坏。
4. 绝缘击穿：绝缘击穿是GIS设备中较为严重的故障，一旦发生会导致设备烧毁，严重影响供电系统的正常运行。
二、故障诊断方法：1. 超声波检测：通过超声波检测仪器对GIS设备进行扫描，发现异常声音和振动，判断设备中是否存在故障。
2. 红外热像仪检测：通过热像仪仪器对GIS设备进行扫描，发现异常的温度分布，判断设备中的绝缘状况是否正常。
3. 声波图谱分析：通过对设备运行过程中产生的声波信号进行采集和分析，判断设备中是否存在异常情况。
4. 油质分析：对GIS设备中的绝缘油进行采样，通过化验分析油中的含水量、杂质等指标，判断设备是否存在绝缘击穿的可能性。
三、常见维护措施：1. 维护保养：定期对GIS设备进行检查和保养，包括清洁设备表面、检查接线处是否松动、润滑机械部件等。
2. 绝缘检测：定期使用绝缘测量仪对GIS设备进行绝缘电阻和局部放电测试，判断绝缘性能是否正常。
3. SF6气体处理：定期对GIS设备中的SF6气体进行处理，包括更换老化的SF6气体、排出杂质等。
4. 异常处理：一旦发现GIS设备中存在故障或异常情况，及时采取措施进行修复或更换受损部件。
结论：通过对500kV变电站GIS设备的故障诊断与维护的介绍，我们可以了解到，对于GIS 设备的故障诊断和维护工作非常重要，可以保证设备的可靠性和安全运行。
500kV变电站GIS设备的故障诊断与维护
500kV变电站GIS设备的故障诊断与维护概述：GIS（气体绝缘开关设备）被广泛应用于电力系统中，特别是在500kV及以上的高压级别中。
由于其体积小、可靠性高、操作方便等特点，使得GIS设备的使用量大幅增加。
本文将探讨500kV变电站GIS设备的故障诊断与维护，包括常见的故障原因、诊断方法以及维护注意事项等。
一、常见故障原因：1. 绝缘击穿：可能是由于设备内部的绝缘不良、灰尘积聚、腐蚀等原因导致绝缘击穿，使设备无法正常运行。
2. 接触不良：接头松动、接触面腐蚀、金属氧化等都可能导致设备接触不良，导致电流或电压异常。
3. 机械故障：例如设备内部部件损坏、机械结构松动等，导致设备无法正常运行。
4. 气体泄漏：GIS设备中常使用的气体有SF6气体，如果存在气体泄漏，会影响设备的正常运行。
二、故障诊断方法：1. 声、振动诊断：利用专业设备对GIS设备进行声学及振动诊断，分析异常声音和振动频率，判断设备是否存在故障。
2. 红外热像法诊断：利用红外热像仪对设备进行拍摄，通过观察设备表面的热分布，判断设备是否存在异常热点，进而诊断设备故障。
3. 压力变化监测：通过监测设备内部的气体压力变化，判断是否存在气体泄漏情况。
4. 电气测试：通过对设备进行电气参数测试，如电流、电压、绝缘电阻等，判断设备是否存在电气故障。
三、维护注意事项：1. 定期维护：定期对GIS设备进行维护，包括清洁设备、检查接头是否紧固、润滑机械结构等。
2. 绝缘检测：定期对设备的绝缘进行检测，如绝缘电阻测试、绝缘材料的检查等，确保设备的绝缘性能正常。
3. 检测气体泄漏：定期检测GIS设备中的气体泄漏情况，修复泄漏点，确保设备正常运行。
4. 严格操作规程：在操作GIS设备时，严格按照操作规程进行操作，减少人为操作失误导致的故障发生。
结论：500kV变电站GIS设备的故障诊断与维护是确保设备正常运行的关键。
通过采用合适的诊断方法，如声、振动诊断、红外热像法诊断、压力变化监测以及电气测试等，能够及时发现设备故障，并采取相应的维护措施。
500kVGIS断路器异常跳闸故障的分析与处理
500kVGIS断路器异常跳闸故障的分析与处理GIS是指气体绝缘金属封闭开关设备（Gas Insulated Switchgear），简称GIS，主要由断路器、隔离开关、接地（快速）开关、互感器、套管、避雷器、母线等电器元件组成，经优化设计有机组合的高压配电装置，各间隔间用导电性能较好地导体连接，并以SF6气体作为绝缘和灭弧介质。
标签：500kv;GIS断路器;跳闸故障1故障断路器内部检查概况检测该断路器C相气室SF6气体分解产物，与最近一次检测结果比较，分解产物中出现SO2及H2S气体，内部放电故障的可能性进一步增大。
对该故障断路器C相靠近充排气接口一侧进行开盖检查，发现均压电容靠端盖侧均压帽表面及壳体底部有放电烧熔现象，均压电容绝缘材料表面靠近均压帽一端底部烧黑，壳体下部覆盖有少量熔融物，未发现明显放电点。
下部壳体内壁存在细微的白色和黑色颗粒物，材质坚硬，似金属颗粒。
气室内部多处出现白色絮状物，材质较软，似非金属纤维。
该气室内其余部位均未发现明显的放电痕迹及其他异常，均压电容、导电杆、操作机构连杆等处固定螺栓连接紧固，无松动。
提取少量壳体下部熔融物，可明显嗅到刺激性气味，其中应含有SF6分解产物SO2及H2S气体，但白色和黑色颗粒物、白色絮状物无刺激性气味。
对有明显烧蚀痕迹的断路器断口均压电容进行现场试验，其试验结果仍能满足铭牌参数要求，同时满足DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》及QCSG1206007-2017《电力设备检修试验规程》的相关规定，表明本次内部放电故障较轻，释放能量较小，均压电容基本性能未受到明显影响。
2 故障分析及现场处置2.1 故障原因分析根据故障断路器运行情况、保护动作情况、故障录波、断路器C相开盖检查情况综合分析判断，本次断路器跳闸是由于C相故障侧断口下端均压电容均压帽对下部壳体电弧放电导致。
GIS内部放电主要包括：自由金属颗粒放电、悬浮电位体放电、沿面放电、绝缘件内部气隙放电、金属尖端放电等。
一起500kV变压器绝缘故障分析
一起500kV 变压器绝缘故障分析500kV 变压器是电力系统中的重要设备之一，它用于将高压输电线路中传输的电能降压为低压，满足用户的用电需求。
然而，在使用过程中，变压器可能会出现各种故障，其中绝缘故障是一种比较常见的问题。
本文将从绝缘故障的类型、故障原因、检测方法以及预防措施等方面探讨500kV 变压器绝缘故障的分析与解决。
一、绝缘故障类型在500kV 变压器中，常见的绝缘故障类型包括以下几种：1、绕组夹层短路：由于绕组中的绝缘层破损或质量不良，导致相邻层之间发生短路，造成绕组内部电场分布不均，引起局部放电，最终导致绕组故障。
2、绕组端部放电：由于绕组传输电能的电场强度集中在绕组端部，绝缘层质量不良或受到机械损伤，导致局部放电，最终引起绕组端部故障。
3、油介质变质：变压器中的绝缘介质主要是油，长时间使用后，油中的添加剂会逐渐分解，使其性能下降。
油介质发生变质会导致绝缘性能降低，加速绕组老化，引起故障。
4、系统过电压：系统突发、短期的大电流和过电压事件会破坏变压器内部的绝缘，引起绝缘故障。
二、绝缘故障原因绝缘故障产生的原因是多方面的，下面列举了几个比较常见的原因：1、制造工艺不良：制造中的不良工艺会导致绝缘层厚度不均匀、气泡、缺陷等，增加了绝缘破损的概率。
2、操作不当：在变压器的安装、运行、维护等操作过程中，如果操作不当或操作人员素质不高，容易引起绝缘故障。
3、老化：随着变压器使用时间的增长，绝缘材料会老化、劣化，导致绝缘性能降低，增加故障的可能性。
4、环境因素：500kV 变压器常处于高温、潮湿、油污等恶劣环境中，这些环境因素会加速绝缘老化，引起故障。
5、外力因素：如雷击、振动、机械损伤等外力因素也可能导致绝缘故障的发生。
三、绝缘故障检测方法针对500kV 变压器绝缘故障的检测方法，主要包括以下几种：1、绝缘电阻测试：变压器应在停机状态下进行电阻测试，测试后应将测量结果与标准值进行比较。
如果测量值低于标准值，则说明变压器存在绝缘故障。
500kV变电站GIS设备的故障诊断与维护
500kV变电站GIS设备的故障诊断与维护全文共四篇示例，供读者参考第一篇示例：随着电力系统的发展，变电站作为电力系统的重要组成部分，发挥着电能传送、变换和分配的重要作用。
在变电站中，GIS（气体绝缘金属封闭开关设备）是其核心设备之一，也是变电站中最为重要的设备之一。
对500kV变电站GIS设备的故障诊断与维护显得尤为重要。
一、GIS设备故障诊断GIS设备在运行中常见的故障有：接地故障、短路故障、断路器故障、开关机构故障、过电压故障等。
这些故障可能导致GIS设备无法正常运行，严重影响电网的稳定运行。
对这些故障的诊断至关重要。
2. 故障诊断方法（1）检测仪器在诊断GIS设备故障时，可以使用红外热像仪、超声波检测仪、局部放电检测仪等专业仪器进行检测。
通过这些仪器的应用，可以有效地发现GIS设备存在的故障隐患。
（2）局部放电检测局部放电是GIS设备常见的故障现象之一，也是影响GIS设备运行稳定性的主要因素。
通过局部放电检测仪器，可以对GIS设备的局部放电情况进行实时监测和分析，及时发现潜在的故障隐患。
对GIS设备进行故障诊断时，通常可以按照以下流程进行：（1）故障现象描述对GIS设备出现的故障现象进行详细的描述和记录，包括故障发生时间、故障部位、故障现象等。
（3）故障定位根据检测结果，对故障部位进行定位，在GIS设备中确定故障点所在位置。
（4）故障分析对故障点进行分析，找出故障的原因和性质，为后续维护提供依据。
4. 故障诊断的注意事项（1）保障安全在进行GIS设备故障诊断时，需要优先保障操作人员的安全。
采取有效的安全防护措施，避免人员伤害和电气事故的发生。
（2）准确判断对GIS设备的故障现象进行准确的判断，避免盲目的维修和更换，提高诊断的准确性。
（3）及时维修对于发现的GIS设备故障，需要及时进行维修和处理，避免故障进一步扩大造成更大的损失。
二、GIS设备维护1. 定期检查要保证GIS设备的正常运行，需要定期对其进行检查和维护。
GIS设备盆式绝缘子击穿故障原因分析及处理探讨
1工程概述某电站安装4台立式单级混流可逆式水泵水轮机-发电电动机组，单机容量（发电工况）300MW，总装机容量1200MW，以一回500kV 电压等级并入电网。
担负电网的调峰、填谷、调频、调相及紧急事故备用等任务。
电站枢纽建筑物包括上库、下库、引水系统、厂房洞室群及500kV 地面开关站与副厂房等。
电站500kV GIS 由地下和地上两部分组成，以两回500kV 交联聚乙烯高压电缆连接，所用500kV 干式电缆终端为国内首次使用。
地上GIS 以一回出线与出线平台设备相连，预留一回出线。
GIS 设备包括管母线、断路器、隔离刀闸、接地刀闸、快速接地刀闸、避雷器、电容式电压互感器、出线SF 6-空气套管等。
设备型号为ZF15－550，额定电压550kV，额定电流4000A，是国内首套应用于抽水蓄能电站的GIS 设备。
2设备技术参数设备型号：ZF15-550额定电压：550kV 额定频率：50Hz 额定电流：4000A额定短时耐受电流(有效值)：63kA 额定短路持续时间：3s 额定峰值耐受电流：171kA SF 6年漏气率：小于0.5%断路器气室SF 6气体额定压力：0.60MPa 其他气室SF 6气体额定压力：0.4MPa3故障过程该电站GIS 设备于2009年4月30日14：16开始带电试运行，未带负载，5月1日下午19：34分，1号/2号主变间隔50013隔离开关B 相气室内部发生对地放电故障，查得放电短路电流约15kA，故障发生后，我厂500kV 短线保护未动作，140ms 后线路对侧开关跳闸。
故障后现场检查有明显漏气声。
故障140ms 后对侧变电站接地距离二段动作切除故障。
经过现场检查发现，故障发生后该电站短线差动保护A、B 套均未动作，控制面板上无任何动作信号及报警信号，主变A、B 套复压过流保护、主变零序Ⅰ、Ⅱ段保护启动报警灯亮，无出口信号。
5月2日晚，厂家技术人员赶到现场并对故障部位进行解体检查，发现气室内有大量的粉尘和分第39卷第3期水电站机电技术Vol.39No.32016年03月Mechanical &Electrical Technique of Hydropower StationMar.2016收稿日期：2015-12-16作者简介：刘平（1976-），男，工程师，从事机电设备运行与检修业务管理工作。
500千伏GIS回路电阻异常分析处置案例
案例：500千伏GIS回路电阻异常分析与处置前言2022年6月11日，2号主变年度检修期间，发现5093开关B相回路电阻值严重超标，后经解体发现50932流变气室上端盆子凸面导体嵌件与屏蔽罩导体接触不稳定发生烧蚀，引起回路电阻超标。
2022年6月11日，2号主变5093开关B相开展回路电阻试验时，发现2号主变5093断路器间隔B相回路电阻值达680μΩ，远超管控值194μΩ要求，多次复测数据不稳定且最大达1686μΩ，经SF6分解物检测、X射线检测等其他技术手段未见异常。
该组合电器型号为ZF15-550，投运时间为2020年6月。
缺陷发现情况经多次操作处理和改进试验方法后复测，确认5093断路器间隔存在回路电阻超标缺陷，判断内部可能发生通流回路螺栓松动、插接件接触不良等问题，继续运行将会有设备发热、放电击穿的风险。
受到停电范围等因素制约，现场不具备立即开展进一步排查处理的条件，汇报调度后，现场将5093断路器进行隔离，采用5092单断路器运行的方式复役2号主变。
计划来年结合2号主变年度检修，届时申请500千伏Ⅳ母同停后，再对5093间隔回路电阻超标缺陷开展排查处理。
现场处理方式故障定位2023年3月9日-12日，结合2023年2号主变及500千伏IV母线年度检修，对5093开关间隔内各组部件开展回路电阻测量和解体检查GIS 回路电阻检测点位GIS 各分段回路电阻测试结果及判断序号测量步骤测试区间电阻值（μΩ）测试结果1拆分断路器与流变，测量断路器回路电阻点位1-点位281阻值正常2测量50931接地刀闸至50931流变回路电阻点位2-点位335阻值正常3测量50932接地刀闸至50932流变回路电阻点位1-点位44400阻值异常，回路电阻超标位于50932接地刀闸至50932流变之间。
4测量50932接地刀闸回路电阻点位4-点位520阻值正常5测量50932接地刀闸下侧导体回路电阻点位5-点位64阻值正常现场解体现场将故障位置CT与隔离开关逐步解体，分段测量回路电阻，进一步查找故障位置。
550kV GIS断路器故障分析
550kV GIS断路器故障分析摘要特高压GIS产品装配质量必须严格控制，其不仅影响操作机构的机械性能，对电场强度也有很大的影响。
本文就550kV某变电站的一次异响事故进行分析得出结论。
该次事故就是因为螺栓未紧固造成的。
关键词故障分析；GIS；装配质量随着社会的发展，现代化电器产品解放了繁杂的人工劳动的同时，也不可避免的提高了电力消耗。
电力行业顺应潮流，一直呈高速发展势头。
2008年11月，中央政府提出“四万亿计划”，大力发展基础设施，更是给电力行业带来了从所未有的机遇。
高压开关行业在此期间也得到了长足的发展，更多高电压产品的应用推动了高压开关行业的进步，也引入了更多的竞争，使得高压开关技术越来越先进，质量越来越可靠。
550kV～800kV的特高压以及800kV以上的超高压产品相继出现。
新技术不断出现，在提高电力输送能力的同时，也给检修工作带来了不少麻烦。
1 故障经过2012年6月25日，某变电站用户反馈550 kV GIS设备Ⅱ母A相端头部位出现异常响声，抚触时有振感，急需处理。
2 调查过程2.1 相关部位螺栓力矩校核使用专用力矩扳手对相关部位的筒体紧固螺栓、支撑紧固螺栓进行校核；对接地线紧固状态进行确。
相关螺栓均已按照要求力矩紧固，接地线均可靠连接。
2.2 确认设备局放情况利用以下三种方法对设备局放情况进行确认：1）利用便携式超声局放测量仪对异响部位及相邻部位进行巡查。
巡查时发现异响三通筒体处显示异常，测量结果如下：连续测量模式下，有效值为30mV，周期内峰值为150mV，50Hz频率分量为0，100Hz频率分量为5mV。
相位模式下，根据测量结果。
初步推断该处设备存在机械振动现象。
相位模式下，测量结果如图3所示。
2）利用SF6气体成分分析仪测量该处气室内气体成分，判断是否存在局放。
测量结果显示该气室气体纯度为99.98%，CO、SO2、HF等气体含量均为0。
3）利用红外测温仪对设备表面温度进行测量；若内部存在导体接触不良等现象，接触部温升可能较大。
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500kV GIS母线盆式绝缘子短路故障处理及原因分析
摘要：详细介绍某水电站500kV GIS母线盆式绝缘子短路故障发生，故障查找和
处理过程，相关原因分析，总结故障处理经验，提出相应的改进建议和预防措施。
关键词：500kV；GIS；盆式绝缘子；短路故障
0 引言
气体绝缘组合电气设备（Gas Insulated Switchgear，GIS）因其具有可靠性高、检修周期长、受环境干扰影响小、占地面积小及安装周期短等优点，在高压输电
领域获得了非常广泛的应用。
但近年来GIS设备故障时有发生，由于其封闭性的
特点，GIS故障点的查找比敞开式设备复杂，检修和恢复时间也较长。
GIS装设的绝缘件通常为环氧树脂材质，主要是起到支撑导体和对外壳绝缘的作用。
形状有盆、棒、筒、盘等型式，以盆式绝缘子较为常见。
其中密闭盆式绝
缘子，还能够隔绝相邻气室的气体，保持气室相对独立性，便于检修和气体作业。
由于GIS 体积小，结构紧凑，其内部绝缘问题一直是威胁GIS 安全稳定运行的故
障隐患。
根据国际大电网会议（CIGRE）1996 年向世界范围内的用户调查，所有
故障的20%以上属于绝缘故障。
1 故障概况
2018年5月15日20时30分，某水电站500kV GIS 5132开关合闸，5B主变
复电。
正常运行约1分47秒后，该水电站5B变压器保护A/B套主变差动保护动作，5132开关跳闸。
该电站GIS电压等级为500 kV，GIS为三相独立式结构，额
定电压为550kV，额定电流为5000A，绝缘气体为纯SF6气体绝缘，绝缘件为环
氧树脂浇注而成的盆式绝缘子。
设备型号为ZF8A-550，外壳外径和壁厚分别为
508mm、8mm，导体外径和壁厚分别为160mm、10mm，主接线方式分为4/3和
3/2接线两种方式。
2 故障定位与检查
2.1 保护装置动作情况分析
查看保护装置动作报告，A套装置显示：“2018-05-15 20：32：11：534 主变
差动保护动作”，B套装置显示：“2018-05-15 20：32：11：532 主变差动保护动作”。
保护动作时刻，A/B套变压器保护装置高压侧5132开关C相故障电流采样
值分别达到5.01A/5.02A（二次值，CT变比5000/1，故障电流一次值约25kA），
判断变压器保护区内发生C相接地故障。
2.2 故障定位
根据保护装置动作报告，初步判定故障位置在C相。
对C相进行绝缘电阻测量，绝缘电阻不合格，绝缘电阻测量时在51316、51321隔刀侧的电流互感器二
次侧不能监测到电流，可以确定故障点在G321、G312、G314隔室内，对5B进
线C相G321、G312、G314隔室进行SF6气体分解物检测，G312隔室内气体分解物超标，故定位故障点为G312隔室C相。
2.3 故障点检查
51321隔刀与其上方三通法兰间通过一气密盆式绝缘子隔断，51312隔刀与其上方三通间为一透气式盆式绝缘子，51312隔刀所在隔室既是故障所在隔室，考
虑到51321隔刀上方为气密盆式绝缘子，首先对51321隔刀上方三通吸附剂盖板
开盖后，开盖后发现三通内通孔盆式绝缘子表面有闪络烧蚀痕迹，并且在凸面存
在一条疑似从中心导体延伸至通孔盆式绝缘子外侧边缘，三通壳体内表面及下方
气密盆式绝缘子均有严重烧蚀、喷溅痕迹。
3 故障处理
回收5B主变GIS进线C相SF6气体，拆解气室，更换绝缘盆子，清理气室。
故障隔室与51213隔刀及其下方电流互感器为同一隔室，在此次放电故障过程中，51312隔刀及下方电流互感器受放电颗粒物严重污染，逐一进行清理。
气室清理后回装，抽真空注入SF6气体，测量微水合格，进行5B进线零起升压试验。
5B进线升压和开关间短引线充电试验合格，恢复5B主变及进线正常运行，GIS串内开关合环运行。
4 故障原因分析
4.1 设备历史状况分析
自投运以来开启气室进行过大修，最近一次检修时间为2018年4月8日，气室微水测量合格。
5132开关合闸，5B主变复电。
正常运行约1分47秒后，电站
5B变压器保护A/B套主变差动保护动作，5132开关跳闸。
主变压器空载合闸时，C相暂态过电压为相电压1.4倍，横向对比5B和其他主变，暂态过电压属于正常
范围以内。
4.2 局放在线监测系统分析
从GIS安装的特高频局放在线监测系统历史数据可以观察到发生故障的盆式
绝缘子在故障前没有异常信号的记录，GIS设备运行正常，说明此盆式绝缘子在
发生故障前绝缘状况良好，没有明显的局部放电缺陷。
4.3 故障盆式绝缘子试验
将故障盆式绝缘子返厂进行试验分析。
杜邦纸蘸取专业清洗剂清洗盆子，清
洗打磨完后，疑似裂纹处呈现凹槽，盆子整体表面光滑、干净。
随后对该盆式绝
缘子进行尺寸测量、X射线探伤检查、工频耐压及局放试验。
（1）尺寸测量
用三坐标测量仪对该盆式绝缘子进行尺寸测量，测量结果与图纸尺寸对比，
在误差允许的范围内，该盆式绝缘子尺寸合格。
（2）X射线探伤检查
表面清洁后的盆式绝缘子用X射线探伤检查，未发现盆式绝缘子存在低密度
材料，探伤结果合格。
（3）工频耐压及局放试验
清洁干净的盆式绝缘子在740kV电压下工频耐压1min，耐压合格，电压将至381kV进行脉冲电流法局放检测，测量结果为1.2pC，满足381kV时不大于3pC
的要求。
（4）绝缘件出厂试验报告
查看对比绝缘件出厂试验报告数据，均合格。
根据以上内容和数据分析，本次500kV GIS盆式绝缘子短路故障原因，可以排除绝缘件本身制造缺陷，或者局部放电累积发展的缺陷，主要是因为GIS隔室内
异物粉尘，导致绝缘短路故障。
异物粉尘的绝缘故障具有一定的随机性，并且和
粉尘位置，设备结构，运行状况有很大的关系。
粉尘异物主要是由于设备安装时
内部未清洁彻底，运行过程中振动、电场力及气流场的作用下会进行移动，这种
移动有可能破坏设备的绝缘水平。
本次故障发生前，设备已正常运行近5年，且无局放信号报警。
而此次故障
发生在对主变压器进行空载合闸后，主变压器空载合闸造成GIS内部电场与运行
工况变化，在运行过程中振动及电动力场及气流场的各种因素耦合作用下异物、
粉尘飘移，附着在盆式绝缘子表面，形成爬电通道，最终诱发了绝缘故障。
5 总结与建议
GIS设备发生短路故障，须通过保护装置数据、绝缘测量、气体成分测量等多种手段综合分析，精确定位故障点所在气室，然后解体检修。
准确定位故障点能
够缩小检修范围，节省作业时间，降低作业带来的绝缘故障风险；设备检修完毕，在条件具备时，可进行升压试验和充电试验，以提升设备运行可靠性。
新建GIS设备建议将所有隔离开关单独设置为一个隔室，防止相邻气室放电
物造成污染。
隔离开关内部空间狭小，现场拆解困难，清扫污染物费时费力，难
度较大，若清洁不彻底，设备投运后可能诱发新的短路事故。
GIS现场安装或者解体检修，应保证作业环境合格，提高作业人员责任意识，优化气室清理、封盖作业程序，严格把控清洁工艺和检查标准，从源头消除设备
绝缘故障隐患。
设备安装投运后，可借助GIS局部放电在线监测系统、超声波检测、气体成分测量等手段，积累数据进行分析，尽早发现绝缘故障隐患，避免局
部放电发展为设备短路故障。
参考文献：
[1]何善庆.550 kV GIS盆式绝缘子闪络事故的分析[J]．高压电器，2003，39（3）：79-80.
[2]陈仓.GIS典型绝缘故障案例及原因分析[J].电瓷避雷器，2013，（6）：7-10.
[3]刘平.GIS设备盆式绝缘子击穿故障原因分析及处理探讨[J].水电站机电技术，2016，39（3）：58-60。