一起330kV GIS设备交流耐压试验闪络及原因分析
一起330kV变压器故障原因分析
一起330kV变压器故障原因分析
1. 过载：变压器长时间运行在超过额定负荷的情况下，会导致变压器温升过高，使
绝缘材料老化，最终导致绝缘击穿，引起故障。
2. 绝缘老化：变压器绝缘材料经过长时间运行后，会出现老化现象，绝缘性能降低，容易发生击穿故障。
3. 内部故障：例如变压器绕组间短路、绕组与地短路、绝缘损坏等，都会引发变压
器故障。
4. 外部故障：例如电网故障、雷击等外部因素，都有可能导致变压器故障。
6. 维护保养不当：变压器在运行过程中，如果长时间没有进行维护保养，或者维护
保养不到位，例如不及时更换绝缘油、不及时清除绝缘子表面污秽等，都会引发故障。
7. 制造质量问题：变压器制造过程中的设计、材料选择、制造工艺等方面存在问题，以及质量把关不严格，都有可能导致变压器故障。
针对以上问题，可以采取以下措施，预防和减少变压器故障的发生：
1. 加强维护保养：定期对变压器进行检查、清洁和维护，及时更换绝缘油、清除绝
缘子表面污秽等，确保变压器的正常运行。
2. 控制负荷：严格按照变压器的额定负荷运行，避免长时间超负荷运行。
3. 优化设计和制造：加强变压器的设计和制造工艺，提高产品的质量和可靠性。
4. 加强防雷措施：在变压器周围安装避雷器、接地装置等，减少雷击对变压器的影响。
5. 控制湿度：对于湿度较高的环境，可以采取适当的措施，例如安装除湿装置等，
保持变压器的干燥环境。
渭南变电站330 kV GIS闪络事故分析及反事故措施
渭南变电站330 kV GIS闪络事故分析及反事故措施
李英奇
【期刊名称】《陕西电力》
【年(卷),期】2000(028)002
【摘要】介绍了渭南变电站330 kV GIS运行中发生的一起罐体闪络事故,以及检修后现场耐压又发生的两次闪络击穿现象.分析了事故原因,并针对国内GIS事故频发的现状,提出了一些防范措施和改造建议.
【总页数】4页(P45-47,55)
【作者】李英奇
【作者单位】渭南供电局,渭南,714000
【正文语种】中文
【中图分类】TM595
【相关文献】
1.330 kV GIS母线设备内部闪络故障原因分析 [J], 刘少昌;陈琦;张军;陈刚
2.渭南变电站330kV GIS闪络事故分析 [J], 李英奇;荆培征;蔡新军;王莉英
3.330 kV变电站110 kV出线瓷绝缘子闪络及阻波器配套避雷器爆炸原因分析及处理 [J], 闫建欣;吴童生;郅啸;赵隆乾;杨博;覃雪松
4.渭南变电站330kV GIS历次事故简况及对策探讨 [J], 李英奇
5.110kV变电站GIS盆式绝缘子闪络事故分析 [J], 罗传胜;谢植彪
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一起330KVGIS母线故障处理分析
一起330KVGIS母线故障处理分析摘要：本文通过对某电站330KVGIS I母故障分析和事故处理过程的跟踪。
对故事原因进行了分析，提出了防范措施。
关键词：发电机故障分析一、事件发生前的状态330KV系统双母单分段连接方式，系统按标准运行方式：公官I线、公苏线、1FB、3FB在I母运行；公官II线、公官III线、2FB、5FB在II母运行；4FB C级检修；1F、2F、3F、5F并网运行，全厂负荷600MW。
二、事件过程1.事件发生2010年4月25日10时47分，水电站上位机显示：330KV I母差动保护B 相动作，公官I线、公苏线、1号主变3301断路器、3号主变3303断路器、母联3300断路器跳闸。
光字牌显示：330KV 公官I、II、III线、公苏线失灵保护动作、330KV 母联失灵保护动作、330KV 母线一、二套保护TV断线、330KV 公苏线一套保护TV断线、等信息。
机旁检查：1F、3F机组3号保护盘：失灵I、II时限启动、恢复信息，2F、5F机组运行正常。
GIS开关站检查：3301、3303、3307、3300、3309断路器三相跳闸。
母线保护盘显示：WXH母线保护装置（B相差动）中“I母差动灯亮”、电压动作、PT断线灯亮，文字显示：I母B相差动保护出口、复合低电压动作。
2、事件处理过程情况:事件发生后，立即组织人员对330KV开关站GIS设备、330KV出线设备、厂坝间主变及架空线设备和机组进行了全面检查，设备外观检查未发现异常现象（Ⅰ母H1气室SF6气体压力0.535Mpa, Ⅰ母H2气室SF6气体压力0.52Mpa, Ⅰ母H3气室SF6气体压力0.53Mpa, Ⅰ母H4气室SF6气体压力0.53Mpa）。
12时00分，网调下令3号机组停机。
13时07分，网调下令用1号机组对330KV GIS I母零起升压；I母升压至200KV时，现场检查人员发现在330KV I母H2间隔（3304与3308断路器间隔之间）母线筒内有异音；为进一步验证异音的真实性，随后经降压后再次对330KV I母零起升压至360kV，未发现母线筒内有异音，1号机组对330KV I母零起升压至额定电压。
330kV变电站GIS设备常见故障详解及处理方式讨论
330kV变电站GIS设备常见故障详解及处理方式讨论随着电力行业的不断发展，变电站设备的不断升级，越来越多的变电站开始采用GIS（气体绝缘开关设备）来代替传统的AIS （空气绝缘开关设备）。
相较于AIS设备，GIS设备具有更高的安全性和可靠性，也更适用于高压变电站。
然而，即使如此，GIS设备在使用过程中仍会遇到各种各样的故障情况，下面我们将对任何一家变电站使用的GIS设备故障进行详细的分析和解决方案的讨论。
1. GIS设备绝缘故障GIS设备是一种高压电器设备，绝缘故障的发生是常有的情况，且一旦发生绝缘故障常常会造成设备的停机维修甚至设备损坏，如果不及时处理还会对电网造成不良影响。
GIS设备绝缘故障主要是由于设备本身的设计制造、工程施工和设备运行过程中外部因素的影响所造成的。
（1）GIS设备绝缘缺陷GIS绝缘存在的主要问题是缺陷元件，如金属氧化物组合绝缘子、GIS金属外壳、GIS电缆插头等因为工程施工、制造工艺、质量问题或其他原因缺陷所导致的故障。
解决方案：检查GIS设备的绝缘部分，特别是缺陷元件，定期进行维护和更换，避免缺陷元件干扰正常的GIS设备运行过程。
（2）GIS设备绝缘老化GIS设备绝缘老化往往是在设备长期使用后出现，当GIS设备的绝缘材料老化时，绝缘性能逐渐降低，GIS设备的绝缘强度逐渐降低，容易发生绝缘击穿等故障。
解决方案：对于已使用多年的GIS设备，必须定期进行检查和维护，绝缘老化的GIS设备必须及时更换。
2. GIS设备操作故障GIS设备在运行时，还存在某些操作故障，例如GIS设备出现过电流、过电压等情况。
（1）GIS设备电流短路GIS设备电流短路发生的原因很多，如设备自身的问题、其他设备的问题、外部因素的影响等。
解决方案：当GIS设备发现电流短路问题时，应立即停止运行，查找并消除故障原因。
一定要及时处理，避免更大的损害。
（2）GIS设备过电压GIS设备过电压故障是指设备在运行时电压高于额定值，一般由于天气、内部性能等原因造成。
GIS耐压试验发生故障的原因探究
GIS耐压试验发生故障的原因探究【摘要】本文主要针对GIS耐压试验发生故障的原因展开了探究，通过结合具体的实例分析，对故障发生的原因作了系统的论述和探讨，并阐述了分析后所得的结论，以期能为有关方面的需要提供有益的参考和借鉴。
【关键词】GIS；耐压试验；故障原因近段时间以来，GIS即气体绝缘金属封闭开关设备越来越广泛地应用于电力系统当中。
为了确保设备能够安全可靠地运行，GIS设备重新、扩建和检修等部分必须按标准进行现场耐压试验。
但是在实际的耐压试验进行中，存在着故障干扰，需要对这些故障进行分析，以保障耐压试验的准确性。
1.事故简述GIS在某500kV升压站里的作用是双母线一台半断路器接线，事故前运行方式可参照图1。
52mA额定二次电流，2400：1公备变高压侧CT变比。
跳闸前，公备变接近额定容量运行。
公备变正常运行中，继电保护动作，跳开断路器2，公备变失电。
图1 事故前运行方式GIS1号母线气室及断路器1气室进行加装吸附剂改造，改造施工结束后需要进行耐压试验。
根据国标GB1208—2006《电流互感器》要求，现场试验人员在耐压试验前，准备将断路器1的电流互感器二次端子短接后接地。
该断路器的CT为SF6气体绝缘电流互感器，二次接线盒位于本体底部，空间位置比较狭小，为了方便短接，试验人员计划用铜丝缠绕所有接线柱，后再经短接线接地。
经了解，试验人员刚刚缠绕了几个接线端子，还未加接地线，就听到断路器2分闸。
2.原因分析就地检查，保护动作记录显示“公备变B相保护比例差动动作”。
提取故障录波器和保护动作记录。
运行的Ⅱ支路（断路器2）所流过电流为正常负荷电流，然而处于检修状态的Ⅰ支路（断路器1）突然出现的电流导致差流增大。
并且保护动作后，Ⅰ支路仍持续地出现电流。
由于正常运行的断路器2电流始终没有突变，并且与故障录波器内显示电流一致，可以判断一次系统没有故障。
结合已知的情况，检查二次回路，可以判断这是一起二次回路故障引起的保护误动作。
关于XX厂330KVGIS现场耐压试验出线放电现象的工作汇报
关于XX厂330KVGIS现场耐压试验出线放电现象的汇报XX厂330kV变电站电气一次主接线系统为双母双分段接线方式，被试品为330kV六氟化硫封闭式组合电器（以下简称GIS)，由西安西电开关有限公司生产，安装在XX厂330kVGIS变电站室内，共23个间隔，主母线为三相分筒式，断路器为垂直式布置，进出线管母为三相分筒式，母线所接进线5回、出线10回、母联2组、分段2组、母线PT4组，其中进线侧、出线侧均未接线。
本次耐压试验首先进行单相对地耐压试验，试验电压从启备变间隔出线套管引入，加压至四条母线及所有分支，试验电压分三个阶段进行：第一阶段电压升至210kV停留min;第二阶段电压升至363kV停留min;第三阶段电压升至520kV停留min。
11月01日15:30完成XX厂330KVGIS系统耐压试验条件准备工作后，15:55进行耐压试验前空升试验设备电压至550kV，计时1min通过，验证现场接线及设备状态无问题；分别测量三相对地绝缘电阻值均在260GΩ左右，合格。
16:30对A相进行对地耐压试验，第一次电压升至510kV及第二次电压升至425kV时GIS内部均发生放电闪络，第三次升压通过试验，根据放电声音判断放电点可能在电铝一线、电铝五线间隔。
随后对B相进行相对地耐压试验，当试验电压分别升至210kV、363kV、473kV时GIS内部均发生放电闪络，第四次升压试验通过，根据放电声音判断放电点可能在#4主变、电铝十一线、II IV母分段间隔。
对C相进行相对地耐压试验，当试验电压升至520kV计时5S后GIS内部均发生放电闪络，第二次升压试验通过，根据放电声音判断放电点可能在#4高备变间隔。
针对三相均为内部多次放电后通过试验的情况，初步分析原因为GIS内部导体表面存在毛刺导致放电，但经多次放电后毛刺被烧掉通过试验，厂家认为此耐压试验合格,不建议打开GIS进行放电点查找。
按照GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》中耐压试验标准按照DL/555-2004《气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则》执行，第9.2.“如遇放电可进行重复性试验，若该设备或气隔还能经受住规定的试验电压，则该放电为自恢复性放电，认为耐压试验通过。
一起330kV变压器故障原因分析
一起330kV变压器故障原因分析
变压器内部绝缘系统的损坏是变压器故障的一个常见原因。
在运行过程中，由于电气
和热力的作用，变压器内部的绝缘材料可能会老化、破裂或变形，导致绝缘系统的失效。
这样会导致电流绕过绝缘材料，导致绝缘击穿或局部放电，最终引发变压器故障。
过压或过流也是变压器故障的常见原因之一。
当电网中存在过电压或过电流时，变压
器内部的绕组和绝缘系统会受到巨大的电压和电流冲击，而超过其设计能力，造成变压器
局部损坏或全面故障。
变压器运行环境的不良也可能导致变压器故障。
高温、高湿度、强烈的震动、灰尘和
湿度等外部环境因素会影响变压器的正常运行。
这些不良环境可能导致绝缘材料老化加速、绕组局部短路、绝缘击穿等故障。
变压器的设计和制造缺陷也可能导致变压器故障。
绝缘系统设计不合理、绕组连接不良、绝缘材料质量不合格等因素都可能导致变压器在运行过程中出现故障。
操作和维护不当也是导致变压器故障的一个重要原因。
不按照操作规程操作变压器、
忽视维护保养、违反操作规程等都可能导致变压器故障。
一起330kV变压器故障的原因可能包括变压器内部绝缘系统的损坏、过压或过流、恶
劣运行环境、设计和制造缺陷以及操作和维护不当等多个因素。
在日常运行中，应加强变
压器的维护和保养，并注意监控变压器运行参数，以减少变压器故障的发生。
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
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一起330kV GIS设备交流耐压试验闪络及原因分析
摘要：某330kV GIS电气设备在进行交流耐压试验时发生了两相两处绝缘击穿，
随后生产厂家、施工单位和试验人员对GIS进行现场解体，发现B相3357备用
Ⅲ间隔的套管和分支连接处的盆式绝缘子有闪络痕迹，C相3362原州Ⅰ线间隔与339电压互感器间隔之间的Ⅲ母盆式绝缘子放电。
本文介绍了此次交流耐压试验
的过程，并对放电原因进行了认真分析，并对此类故障提出了处理意见和防范措施。
关键词：GIS设备；交流耐压；闪络原因分析
1 试验及设备概况
1.1 330kV GIS设备概况
该330kV GIS设备采用双母双分段接线方式，共安装有1个主变间隔、9个出
线间隔、2个母联间隔、2个分段间隔、4个电压互感器间隔，进出线终期18回，本期安装共9回。
1.2 交流耐压试验方案
本次试验采用变频式串联谐振对大容量、高电压被试品进行交流耐压试验，
主要考核GIS设备安装后主回路及断路器断口的绝缘强度和绝缘性能，确保设备
并网后可靠运行。
按照国网公司十八项反措要求，根据国网生[2011]1223号文件《关于加强气
体绝缘金属封闭开关全过程管理重点措施》的规定，本次现场交接试验的交流耐
压值为出厂试验值的100%进行，即升压至510kV 1min后认定为耐压试验通过。
加压时分别对A、B、C单相整体耐压，非被试相接地。
试验时的加压程序为电压
由零升至Um/√3（209kV）并持续5min进行老练试验，之后升压至Um（363kV）持续3min进行老练，最后升压至UT（510kV）持续1min后开始降压至零。
1.3 试验过程
通过现场勘查后，试验人员将加压地点选择在330kV GIS主母线中段某出线侧套管处，以降低因容升效应对主母线末端产生的过高电压。
加压顺序按A、B、C
相的顺序依次进行，试验设备采用一台额定输出功率为200kW的变频电源，通过变频电源在20～300Hz自动扫频功能，锁定串联谐振时的频率；试验变压器额定
容量为200kVA，采用高低压绕组电压比为500V/20kV的Ⅱ档励磁变压器；谐振电抗器采用每节额定电感为150H的3节串联，共计450H，每节额定电压250kV。
当进行B相整体对A、C相及地的交流耐压试验时，电压升至209kV持续
5min后老练试验通过。
但当电压继续升至363kV时设备放电，随后进行二次加压，当电压升至272kV时设备再次放电，此时可以确定为GIS内部绝缘击穿，放电电
压较第一次明显减小，放电地点应在备用Ⅲ间隔B相套管底部。
暂停对B相的耐压后，继续进行C相整体对A、B相及地的试验，电压升至336kV时设备放电，随后进行第二次加压，电压升至272kV时设备再次放电，放
电点位于原州Ⅰ线间隔与Ⅲ母电压互感器间隔之间的母线处，具体试验情况见表1。
表1 交流耐压试验放电情况简表
除A相交流耐压试验一次性通过，B、C两相耐压时均发生放电，因放电电压
值逐渐降低，可以确定GIS的B、C两相内部绝缘存在缺陷。
此次试验放电时的
放电声音清晰，放电位置可以准确判断。
若因设备过多，放电地点不易定位，可
以采用分段耐压的试验方法缩小放电点区域范围，或借助超声波局部放电等设备
进行定位。
2 现场解体检查情况
次日，施工单位、生产厂家、试验人员一同在现场进行了解体检查并更换新
的盆式绝缘子，解体后发现备用Ⅲ间隔B相套管底部与分支连接处的盆式绝缘子
有明显放电痕迹，如图1所示；C相Ⅲ母母线与原州Ⅰ线出线侧连接的盆式绝缘
子闪络，且与导体对接的触头处有凹陷的痕迹，盆式绝缘子闪络照片如图2所示。
图1 B相盆式绝缘子闪络照片
图2 C相盆式绝缘子及触头照片
2.1 闪络原因分析
1）通过对B相盆式绝缘子沿面闪络痕迹认真观察发现，闪络痕迹从分支连接处一直贯穿至GIS外壳，且闪络痕迹颜色较深，绝缘性能已被基本破坏，所以放
电电压值明显降低。
该处闪络原因应该是在安装过程中周围环境不佳或筒内有导
电微粒引起耐压时局部电场畸变，导致该盆式绝缘子沿面闪络。
当安装环境不佳时，如防尘棚密封不好、地板上有较多灰尘、安装天气状况
较差时，容易在导体对接过程中由空气中带入导电微粒。
其次，在安装过程中，
安装人员为了节省开支反复穿戴一次性防尘服，造成防尘服上粘连部分灰尘和杂质，在安装时带入筒内。
最后，有可能在隔离或接地开关的动静触头处，因安装
质量问题，造成多次分合闸后动静触头摩擦，出现部分金属颗粒溢出，最后积聚
过多引起放电。
2）对C相盆式绝缘子及导体触头观察发现，该处沿面闪络痕迹略浅，但也从导体连接处贯穿至外壳，且在导体触头金属部分发现有明显磕碰痕迹，判断应该
不是因放电电击所致。
闪络原因应该是因导体触头磕碰过后表面不光滑，耐压时
触头表面电场分布不均导致放电。
2.2 后续处理情况
厂家将击穿后的盆式绝缘子和有磕碰痕迹的触头全部返厂更换，并重新安装
注气。
待六氟化硫气体微水检漏试验结束后，重新对该330kV GIS设备进行交流
耐压试验及GIS局部放电试验，试验均顺利
通过。
3 结论
3.1 加强出厂试验及监造
出厂试验及监造是保证电气设备质量的重要一环，也是验证设备是否合格的
关键。
对各类电气设备进行必要的出厂试验和监造，尤其是进行绝缘耐压试验，
可以有效发现电气设备的质量缺陷，从而在源头控制设备质量，保证设备出厂后
顺利交接，避免具有缺陷的设备投入运行。
3.2 提高现场安装环境及质量
在设备出厂后，应在设备的运输、存放、安装等各个环节严格把控。
尤其是
在设备的现场安装环节，最容易出现因安装问题导致的设备缺陷。
在安装前，应
根据天气情况制定合理的安装方案。
在设备破氮后要及时用防尘塑料包裹接口处，避免杂质潮气进入罐体。
施工现场应搭设防尘棚进行组装作业，安装时要仔细检
查设备表面及触头有无灰尘、生锈、氧化、磕碰等痕迹，以保证触头接触良好。
对接安装时安装人员必须穿专用防尘服进入筒内，以保证罐体内的清洁度，避免
带入导电微粒，出筒后仔细检查所带工具，以免遗留至筒内。
3.2 严格执行现场交接试验标准
现场交接试验是保证设备零缺陷投运的最后一个环节，也是构成闭环质量系
统的最重要一环。
试验前应按照相关规定规程制定试验方案，试验过程中认真执行，避免缺项漏项。
试验时应严格履行公司相关规定，尤其对交流耐压试验等三
级及以上风险等级的试验要做好安全措施和人员配置，杜绝安全事故的发生。
参考文献：
[1]邵先军，何文林，徐华，等.550kV GIS现场交流耐压试验下放电故障的定
位与分析研究[J].高压电气，2014，50（11）：30-37.
[2]高立超，孙兴斌，杨志华，等.330kV GIS设备现场交流耐压试验击穿故障
分析[J].电气技术，2016（8）：86-88.
作者简介：
朱凯强（1991-），男，助理工程师，从事电气设备交接试验和生产管理工作。