一起500kVGIL绝缘子炸裂故障分析_吴德贯
2012 年 12 月 24 日和 12 月 31 日，500 kV 思源 变电站 252 kV GIS 相继发生两起内部放电故障。 故障 后，通过 X 射线探伤检查，证实盆子内部存在裂纹。
经分析，在绝缘子场强分布的较大处(固体绝缘 材料与电极结合处)有 2 个 1～2 mm 的气泡，绝缘子 内部存在的微小气泡在较强的电场作用下发生局部 放电，经过一段时间后绝缘材料被击穿。
从以上三起网内相似故障案例可发现， 即使绝 缘子顺利通过出厂试验、交接试验，局放量符合试验 标准，可在投运半年内，绝缘子内部缺陷会因强电场 逐渐劣化，导致绝缘击穿。 2.4 故障原因
关键词： 气体绝缘金属封闭输电线路； 绝缘子； 炸裂故障； 内部缺陷； X 射线探伤
Analysis of a 500 kV GIL Insulator Burst Fault
WU Deguan, PENG Xiang, LI Hongyuan, YU Zhongtian, ZHOU Yu, LONG Fangyu
如果三支柱绝缘子在安装过程中受到过大的机
· 輨輯 ·
2016 年第 1 期
电瓷避雷器
（总第 269 期）
械应力，导致绝缘件内部产生裂纹气隙，那么同一个 三支柱绝缘子的另外两个支柱也有可能出现类似的 裂纹。 基于这一考虑，对损坏的绝缘子其余两个支柱 进行了 X 射线探伤实验， 探伤照片中隐约有疑似裂 纹的亮线，如图 6 所示。 为了进一步证实该亮线部位是 否的确为裂纹，对绝缘件进行染色探伤，未发现有表 面裂纹，最后将疑似裂纹的部位切断，对断面进行染 色探伤，仍然没有发现内部有裂纹存在，如图 7 所示。
故障发生后，对故障间隔的一次设备外观检查，未 现异常； 对故障间隔三相共 9 个气室进行 SF6 气体微
收稿日期： 2015-01-26 作者简介： 吴德贯 （1987—）， 男， 助理工程师， 从事高电压试验研究及技术监督工作。
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2016 年第 1 期
一起 500 kV GIL 绝缘子炸裂故障分析
图 5 仿真分析结果 Fig. 5 The simulation results of the insulator
由仿真结果可以发现， 气泡处场强最大值达到 22.73 kV/mm，气隙处的场强最大值达到 52.03 kV/mm， 均高于其附近绝缘介质场强，且有气隙时的电场强度 接近于无气隙时的 3 倍。根据介质击穿理论，在绝缘 介质中，电场越强的部位越容易发生局部击穿放 电 ， 并 导致缺陷逐步扩大。 因此，如果绝缘件内部有缺陷， 在运行过程中，更容易引起绝缘内部击穿放电 。 [12-15] 2.2 绝缘件内部缺陷产生的原因
以上的试验结果表明绝缘件受到过大机械应力 导致内部产生缺陷的可能性较小。
图 6 X 射线探伤结果显示的疑似裂纹 Fig. 6 Suspected crack found by X-ray detection
图 7 绝缘子染色探伤 Fig. 7 Insulator dye check
2.2.2 生产过程中的缺陷 支撑绝缘子采用环氧树脂真空浇注成型工艺，
经分析，该盆式绝缘子由于制造工艺缺陷，不能
达到技术条件中规定的机械强度要求。运行中，在电 动力和应力等因素作用下产生裂纹， 导致绝缘性能 降低，最终引发盆式绝缘子闪络放电。 2.3.2 官亭变电站拉官线 A 相支柱绝缘子故障
2009 年 5 月 22 日，750 kV 官厅变电站拉官线 A 相分支母线的支撑绝缘子发生击穿故障。 探伤检 查发现支柱绝缘子高压侧及主体树脂区域有较深的 放射状裂纹，最长约 60 mm。四区切面及内部未发现 杂质、气泡等缺陷，环氧树脂与嵌件粘合紧密，粘接 良好。 通过小片剖切的外观检查和 X 射线探伤检 查，发现有气孔缺陷。
图 3 支撑绝缘子损坏情况 Fig. 3 The damage of the insulator
图 4 支撑绝缘子内部和外表面情况 Fig. 4 Internal and surface of the insulator
2 故障原因分析与研究
2.1 放电现象的解释 从现场开盖检查及厂内解体短路电流最大为 32.852 kA，持 续时间约为 40 ms，B、C 相最大电流约为 57 A，如图 1 所示。 初步判断 A 相为故障相。
图 1 ACF3 交流故障录波波形图 Fig. 1 AC Fault waveform recorder of ACF3
该 换 流 站 GIL 设 备 主 要 由 外 壳 、导 体 、环 氧 树 脂支撑绝缘子、粒子捕捉器等部件组成。 GIL 采用分 段连接形式，外壳通过法兰连接，内导采用插接方式 进 行 连 接 [6-7]。 1.1 现场检查情况
在厂家的生产方案中明确了生产该型号绝缘子选用 的浇注材料、真空浇注设备，并对原材料的预处理、 混料、浇注、固化及脱模工艺条件进行了要求。
真空浇注成型工艺是保证绝缘子性能的关键， 真空浇注罐的真空度、浇注及固化时的温度选择、脱 模温度、 浇注件的冷却速度和工序时间等任何一个 环节控制不严，都有可能出现不均匀浇注的情况。环 氧树脂浇注材料在固化过程中因交联及温度的变化 产生胀缩、体积变化，容易在绝缘子内部出现气隙或 气 泡 等 绝 缘 缺 陷 [16-18]。 2.3 网内类似故障
现象可以推断， 该次故障起源于所炸裂绝缘支柱内 部击穿，在其击穿短路放电瞬间，大于 32 kA 的短路 电流注入的巨大能量导致绝缘子热爆炸， 碎片飞散 到壳体内部的不同位置。
经查阅报告， 该设备经过严格的型式试验验 证，可以初步排除设计方面的问题，因此造成绝缘 子内部击穿放电的最大可能是绝缘子内部有缺陷。 为了验证内部缺陷对此次故障的影响，分别对绝缘 件内部存在气泡和同时存在气泡、气隙两种缺陷情 况进行仿真计算。 发现在绝缘件内部存在缺陷时， 其内部电场分布不均匀，电场畸变严重，仿真结果 如图 5 所示。
通过解体检查、仿真计算、对绝缘件内部缺陷产 生原因和网内类似故障的分析， 该绝缘子炸裂故障 的原因为：支撑绝缘子制造过程中，绝缘子内部存在 气泡或气隙等绝缘缺陷，由于现行标准的出厂试验、 现场交接试验时加压时间短， 而绝缘子内部的气泡 或气隙出现的局部放电信号微弱， 出厂试验的局放 测量和交接试验中的带电局放测试均无法发现，但 是在长时间带电运行后，缺陷逐步扩大、劣化，导致 了最终的内部击穿放电， 再加上故障时较大短路电 流的影响，使该绝缘支柱炸裂 。 [19-21]
（Test & Maintenance Center of CSG EHV Transmission Company， Kunming 650217， China）
Abstract: An burst fault of 500 kV GIL insulator which occurs in a converter station is analyzed in this paper. Based on disassembly inspection, simulation calculation and analysis of internal defects of insulator and some similar faults in the system, the reason of the fault has been found is that the insulator has internal bubbles or air gaps. Moreover, aiming at the problem of internal micro defects of insulation are found by factory and handover tests have poor effectiveness, and additional X -ray flaw detection test is proposed.
吴德贯， 彭 翔， 李红元， 余忠田， 周 禹， 龙方宇 （中国南方电网超高压输电公司检修试验中心， 昆明 650217）
摘 要： 对发生在某换流站的一起 500 kV 气体绝缘金属封闭输电线路 （GIL） 支撑绝缘子 炸裂故障进行分析， 结合解体检查、 仿真计算和对绝缘子内部缺陷产生原因及网内类似故障的分 析， 明确了绝缘子内部存在气泡或气隙为此次故障发生的原因， 对出厂试验和交接试验发现绝缘 件内部微小缺陷有效性差的问题， 建议增加 X 射线探伤试验。
经分析， 气孔产生的原因是绝缘子成模时出现 浇注不均匀、模具出现漏料现象。 但在出厂、现场试 验中并未检出制造缺陷， 在运行中绝缘子内部绝缘 劣化，出现内部放电，并不断扩大，最终击穿闪络。 2.3.3 涟钢变电站 GIS 母线 A 相支撑绝缘子故障
2002 年 3 月 26 日，220 kV 涟钢变电站 220 kV GIS （ZF11- 252 型）母线 A 相支撑绝缘子炸裂。 事 故是 GIS 设备投运 3 天后发生。投运前气体检漏、微 水、交流耐压交接试验项目都合格，故障前设备运行 温度正常。
笔者根据某换流站投运后短时间内发生的一起 500 kV GIL 绝缘子炸裂故障，通过解体检查、仿真验 证、网内类似故障对比，深入分析了故障发生的原因。
1 故障情况
某换流 站 500 kV GIL 于 2014 年 6 月 30 日 投 入 运 行 ，2014 年 8 月 31 日 第 三 大 组 交 流 滤 波 器 ACF3 连线保护动作，断路器跳闸。 由故障录波图可
造成绝缘件内部的缺陷的可能原因有两种 ：1） 绝缘件在运输、 安装过程种受到过大的机械外力作 用，绝缘件内部出现裂纹，电应力作用下仍表现为气 隙；2）绝缘件浇注过程中产生的缺陷，包括气泡及与 金属粘接处的气隙。 2.2.1 机械损伤的缺陷
一起500kV变电站站用变故障分析
一起500kV变电站站用变故障分析作者：李丰来源：《机电信息》 2015年第27期李丰（广东电网有限责任公司肇庆供电局，广东肇庆 526060）摘要：介绍了某500 kV变电站35 kV站用变绕组绝缘损坏导致烧毁的故障情况，分析了烧毁故障的根本原因，并提出了解决方案。
关键词：站用变；绕组；绝缘0引言环氧树脂浇注干式变压器具有体积小、结构简单、噪声低、安装和维护方便等优点，因此常被用作站用变。
而作为站用变的干式变通常安装在柜内，但由于柜内部空间紧凑，绝缘部分承受工作场强较高，对干式变的绝缘性能提出了很高的要求。
本文针对一起环氧树脂浇注干式变烧毁事故进行分析，并提出了相应的对策方案［1］。
1故障情况1.1缺陷情况2014�12�17T17：43：21，天气晴朗，35 kV #2站用变348开关保护跳闸，不重合。
检查35 kV #2站用变变高348开关在分闸位置，气压、外观、电缆头等各项正常，35 kV #2站用变室有浓烟冒出，检查发现35 kV #2站用变B相内部严重烧毁。
1.2现场检查1.2.1接线方式500 kV玉城变电站35 kV #1站用变挂35 kV 2M母线运行，35 kV #2站用变挂35 kV 4M 母线运行，10 kV #1站用变挂外接电源10 kV玉城站线（专线）运行。
35 kV #1站用变通过1SB和打到位置Ⅰ的ATS对380 V的Ⅰ母负荷供电，35 kV #2站用变通过2SB和Ⅱ位置的ATS 对380 V的Ⅱ母线供电，10 kV #1站用变作为备用电源供电。
1.2.2保护动作情况检查二次保护装置没有发现设备异常，35 kV #2站用变保护动作正确，35 kV #2站用变保护启动，电流速断保护动作，故障最大电流Imax=0.148 A（二次），故障时间2014�12�17T17：43：21.206，跳开35 kV #2站用变348开关，35 kV #2站用变低压交流进线屏（8P）的ATS动作，由Ⅱ位置自动切换至Ⅰ位置，由10 kV #1站用变恢复380 V的Ⅱ母线供电。
一起500 千伏气体绝缘输电线路耐压击穿原因分析及处理
图1 案例GIL试验加压路径
286kV 时放电；A 相592kV 一分钟耐压试验通过，局 部放电测试完成，G01与G02隔盆连接处局部放电数 为47.7dBμV，其他位置在23dBμV 左右。BC 两相每 次放电后复测绝缘电阻，其绝缘电阻值无明显变化。
专 版 研究园地
一起500千伏气体绝缘输电线路耐压 击穿原因分析及处理
文 / 邓曲波
0 引言
气体绝缘输电线路（GIL）在我国一些水电站和 核电站应用，具有输送容量大、损耗小、使用寿命长、 高可靠性和高安全性等突出特点。近年来，我国投入 运行500kV 的电站在短距离输送电时采用这种设备。 由于全密封结构的GIL 造价成本高，内部故障情况无 法直观判断，恢复供电慢，事故处理费用高，而且常 用绝缘气体SF 具有极强的温室效应，这些缺点阻碍
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专 版 研究园地
3 原因分析及处理
从现场解体结果来看，在压环位置整体断裂的塑 料吸附剂盒子掉落在GIL 壳体内底部是造成本次耐压 击穿事故的直接原因。吸附剂盒的掉落导致筒内由单 纯气体绝缘变成气体和固体的混合物绝缘，不同的介 质形成了不同的介电常数，耐压试验时不均匀电场也 随之产生，第一次耐压之后的放电电压也降低。
0.00 1.20 0.00 0.00 99.94%
0.00 1.20 0.00 0.00 99.92%
经分析，SF 分解产物成分及纯度未超标，说明 6
放电能量较低，少量分解产物可能被吸附剂所吸收。
某核电厂GIL母线故障原因分析与预防
某核电厂GIL母线故障原因分析与预防摘要：某核电厂500kV开关站GIL（Gas-Insulated metal-enclosed transmission Line）母线设备发生放电事故，通过对各项试验数据的分析和解体检查，发现GIL母线内部支撑绝缘子损坏是导致故障的主要原因，同时讨论了对该故障的处理方法，并对GIL设备的运行和维护提出了相应的建议。
关键词：GIL；支撑绝缘子；局部放电金属封闭输电线（GIL）母线因具有占地面积小、维护工作量少、绝缘性能优良、可靠性高、无电磁干扰等诸多优点，近年来，中国各大型核电站和大型水电站出线方式上选择GIL。
笔者针对某核电厂500 kV 开关站内的GIL运行时发生的内部短路故障，结合现场解体检查，对可能引起故障的各种原因做了详细分析和验证。
1.故障概况简述2014年12月05日19：06分28秒774毫秒，#4机机组T区保护屏两套PSL 608型数字式短引线保护同时启动，26毫秒后充电保护出口，60毫秒后高压侧断路器跳闸，动作电流达19.23倍额定电流，折算至一次侧约为26124A，如图1所示。
图2 故障绝缘子所在位置支撑绝缘子的上部支撑已烧损并破裂，周围有若干散落的大小不一的绝缘子碎块，在损毁的支撑绝缘子两端的导体和壳体内壁附着放电产生的大量白色粉末。
对GIL故障段解体检查发现：故障绝缘子的上部支撑完全断裂，与导电杆连接的断裂面为白色，没有电弧灼伤痕迹；在上部支撑与微粒捕捉器的连接处有黑的灼伤痕迹，连接处弹簧烧断，绝缘子低电位侧碎块均被放电产生的热量及电弧熏黑，该绝缘子靠变压器侧0.5米处的导电杆有电弧灼伤痕迹。
最后，在绝缘子上部支撑附近的外壳上发现有凹坑；经测量，凹坑深度最深处约为2mm。
2.2 故障原因分析为了判定支柱绝缘子故障点位置，进而确定故障原因，我们将绝缘子碎片进行了重新拼接.根据对拼接后绝缘子的检查情况，可知：2.2.1 由于绝缘子左侧有很多小碎片，而右侧几乎100%可以重新拼好，因此判断绝缘子炸裂痕迹推断故障发生在靠近绝缘子表面。
500kV_GIS绝缘套管击穿原因分析及处理措施
500kV GIS绝缘套管击穿原因分析及处理措施张文武引言：某厂500kV GIS绝缘套管在投运半年后，#1主变GIS侧A相绝缘套管发生放电击穿的故障；通过对故障现象分析，确定了故障原因并制定出处理及预防措施。
1 概述1.1SF6/air套管参数1.1.1型式；户外、充 SF6气体,用于GIB和架空线间的连接。
1.1.2额定绝缘水平（SF6侧/air侧）:(1)雷电冲击耐受电压: 相对地（峰值) 1550kV(2)工频耐受电压（50Hz，1min）：相对地（有效值)680kV 1.1.3额定电流：4000A1.1.4额定短时耐受电流（有效值）:63kA（3s）1.1.5额定峰值耐受电流: 158kA1.1.6爬电距离（相对地）：相对地:L相－地≥Kd·λ·Um其中：K d ─爬电距离增大系数K d，与瓷件平均直径D m有关,对应不同的D m，采用如下的：D m＜300mmK d＝1.0300mm≤Dm≤500mm K d＝1.1D m＞500mmK d＝1。
2λ─最小爬电比距，25mm/kVU m─最高线电压,550kV爬电系数：≤3。
61.1.7相邻套管顶部金属部分最小空气间隙净距≥4300mm。
1.1.8对瓷质套管，瓷裙升出比S/P≥0.8（S――相邻瓷裙间距mm，P――瓷裙伸出长度 mm）1.1。
9 生产厂家：平高东芝2 故障经过2008年1月25日22：53，某电厂#1机带负荷300MW,此时天降蒙蒙细雨，整个500kV升压站室外绝缘子及绝缘套管都存在不同程度的爬电现象，突然升压站内发出一声巨响,集控室通知说#1发变组保护动作，＃1机全停.经过检查发现#1主变差动及零序保护动作，对区内的电气一次设备检查，发现＃1主变GIS进线A相套管瓷瓶上部均压环有电弧击穿的痕迹,并留有大小不等的小洞,在套管瓷瓶下部基座部分同样有电弧击穿的痕迹,并穿出十几个小孔,大的直径达5—6mm。
500kV输电线路金具断裂原因分析及处理措施
500kV输电线路金具断裂原因分析及处理措施【摘要】输电线路的故障不但影响到人们的日常生活，也可能会造成极大的安全事故。
本文介绍了某线500kV输电线路较近发生的两起球头挂环断裂事故，分析了金具断裂的各方面因素，通过计算数据、仔细观察得出了金具断裂的原因，最后为预防相类似的事件提出了有效的处理措施。
【关键词】500kV输电线路；断裂；分析；处理措施0.引言在现代社会，高电压的输电线路是城市供电的主要方式，其不但输送的距离远，而且覆盖的面积广阔，是城市人们正常工作生活的保障。
但是，由于施工材料和质量不好，高电压输电线路会出现不同城的事故，这些事故影响了输电线路的正常运行，因此我们要通过分析来修理并预防此类事故发生。
下面以某线路两起球头挂环断裂故障为例进行讨论分析。
1.金具断裂原因1.1设备运行情况某500kV输电线路全长59.8km，全线单回路铁塔线路为东西走向。
发生球头挂环断裂的266号、267号塔分别位于某河两岸，塔型均为ZBK-80，导线型号为LGJJ-300/40，两基塔绝缘子串均为双挂点双串，266号塔垂直档距720m，267号塔垂直档距915m，断裂球头挂环型号为QP-16，是20世纪80年代初产品。
1.2环境分析该线266号、267号塔均属跨河高塔，线路走向都是东西走向。
根据常年风向统计，该段线路长年遭受风吹，在秋冬交替和冬春交替时，经常会发生导线随微风振动的情况，曾发生过覆冰舞动情况，覆冰厚度达到10mm，杆塔在该河附近，环境湿度较大，加快了金属部件的腐蚀。
1.3受力分析为查找原因，组织有经验技术人员对线路各部件进行检查，发现500kV该线266号、267号塔均为大档距、大高差塔，导致双串绝缘子串出现倾斜图1所示。
1.3.1静荷载时受力情况首先对球头挂环静荷载时受力进行垂直荷载和水平荷载分析计算。
a.266号塔球头挂环受力计算球头挂环受力：T=（M1+M2）×g=（5610.3+564.2）×9.8=60510N式中T——球头挂环受力；M1——导线质量；M2——绝缘子串质量。
500kVGIS绝缘故障分析及处理
500 kV GIS绝缘故障分析及处理摘要：随着电压等级的升高，故障率也随之升高。
GIS设备运行故障案例表明，由于绝缘缺陷引发的故障占比较高。
引发绝缘缺陷的主要原因包括GIS生产和安装过程中引入的自由金属微粒、接触电极的突起或毛刺、绝缘子表面脏污、固体绝缘气隙等。
这些缺陷在GIS运行过程中，会造成其内部出现局部电场畸变，形成局部放电。
随着局部放电的发展演变，将最终引发GIS绝缘故障。
由于局部放电是发生绝缘故障的重要征兆和表现形式，通过监测GIS局部放电信号，可及时发现GIS内部绝缘缺陷，通过对局部放电信号进行特征挖掘，有望实现故障预警。
因此，对GIS局部放电采取实时、有效的监测，对于保障设备安全和供电可靠性具有重大的意义。
关键词：特高压换流站；气体绝缘金属封闭组合开关设备；绝缘故障；盆式绝缘子引言随着全球电力系统的发展，气体绝缘金属封闭开关设备（英文缩写ＧＩＳ）作为电力系统中的基础设备，以其占地面积及体积小、可靠性高、安装方便等特点倍受青睐。
套管作为ＧＩＳ运行过程中的重要部件，其上端与架空线连接，下端与ＧＩＳ设备连接，将高压载流导体引入金属封闭开关内且能保证电场强度满足需求，在架空线与ＧＩＳ设备间起到过渡的作用。
1故障概况某变电站侧（以下简称送端）向特高压换流站侧（以下简称受端）进行2次充电均不成功，发生线路跳闸。
故障发生时，受端侧母线带电，500kVⅡ段母线侧断路器5081处于热备用状态，断路器5082、5083处于检修状态。
两次跳闸均为送端线路保护装置差动保护动作、线路保护手合距离加速保护动作跳开5023断路器，受端线路保护装置启动未动作。
2故障过程某500kV变电站220kVGIS设备245间隔为配合对侧线路空载情况下的核相试验，由检修转运行时2456隔离开关电动合闸失败，随即手动合闸操作，观察机械分合指示到位，后台显示状态正常，245间隔送电成功。
6min后245间隔C相故障，保护、开关动作正确，跳ABC三相。
一起500kV电流互感器家族性绝缘击穿故障分析
图１ ｃ Ｔ内部结构
２ ． ２ ｃ Ｔ绝 缘击 穿原 因分 析 ２ ． ２ ． １ 故障 Ｃ Ｔ解体 检查 将故障 Ｃ Ｔ解体 后 ，发现二 次 线圈罩 壳 、绝缘 支 撑件及 整个 二次 引线管 内部 都布 满大量 白色粉 末 状物 质 。有 ２ 根 绝缘 支撑 件上存 在大 面积 的放 电痕
进 行分 析 ，探讨 该类 电流 互感器 绝 缘击穿 诱 因 ，以 切实提 高 设备 安全 运行 可靠 性 ，为变 电站 实施 反事 故技术 措施 提供 相 关依据 。
１ 事故 过程
２ ０ １ 卜０ ５ － ０ ８ ， ５ ０ ０ ｋ Ｖ某变 电站 ３ 串联 络 ５ ０ ３ ２Ｃ Ｔ Ｂ相 及 ２号 主 变 ５ ０ ０ ｋ Ｖ侧 ５ ０ ２ １ Ｃ Ｔ Ｃ相 发生 内部
电痕迹 ，在 二 次线 圈罩壳 和顶板 上 的对 应位 置均有
２ 故障分析
２ ． １ 绝缘 击穿 ｃ Ｔ内部 结构 该 绝 缘击 穿 Ｃ Ｔ结 构 如 图 １ 所 示 ，其绝 缘部分
放 电产 生 的 灼伤 点 ，深 度 约 ０ ． ５ ｍｍ；另 一根 支 撑 件上 的放 电痕迹 未贯穿 。见 图 ２ 和图３ 。
２ ０ １ ３ － ０ ６ － ０ ３ ， 国家 电 网公 司运 检 部 下 发 的运 检一 ￣ ２ ０ １ ３ ］３ ０ ３号 《 国 网运 检 部 关 于开 展 某 公 司
５ ０ ０ ｋ Ｖ Ｓ ＡＳ ５ ５ ０型 电流互 感 器 隐 患治 理 的通 知 ，
图 ９ 底板上放 电痕迹
［ 摘
要］根 据 变电站设备运行实际情况，结合某厂家生产的 ５ ０ ０ ｋ Ｖ 电流互感器绝缘击穿故障
案例 ，分析 该 类 电流互 感器绝缘 击穿 的诱 因 ，从技 术要 点和 管理 手段 出发，切实提 高设备安 全运行 可靠性 ，为预 防高压 电力设备 绝缘击 穿提供经验和 借鉴。
大型水电站500 kV GIL管母故障定位及原因分析
故障发生后 ＳＦ６ 气体密度继电器在线监测无报 警，对 Ｉ线各气室进行压力检查，所有气室 ＳＦ６ 气体无 泄漏。ＧＩＬ导体 对 管 母 外 壳 放 电 时 会 释 放 一 定 能 量， 导致故障位置温度升高，故障后第一时间对外壳进行 红外测温。故障点温度随时间会迅速降低至运行时的 温度，当应急抢修人员对 ＧＩＬ管母红外测温时温度无 异常。通过与电网协调，在 故 障 Ａ相 出 线 套 管 处 断 引，进行绝缘电阻测量，绝缘电阻无异常。
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余明涛，等：大型水电站 ５００ｋＶＧＩＬ管母故障定位及原因分析
２０２１年 ６月
出线场塔楼连接。左、右岸共 ７个回路，每个回路分有 为 ７至 ８个气室，最大气室长度为 １３４ｍ，垂直段每个 气室首尾两端各安装 １个 ＳＦ６密度继电器。ＧＩＬ额定 电压 ５５０ｋＶ，额定电流 ４５００Ａ，具体参数见表 １。
某水电站单机容量及总装容量大，运转水头高，输 电形式采用金属封闭气体绝缘输电线路。金属全封闭
气体绝缘输电线路简称 ＧＩＬ［１］，是一种采取 ＳＦ６ 气体 或者 ＳＦ６与 Ｎ２混合气体作为绝缘介质，接地外壳与内 部管状导体同轴布置的超高压、大容量、长距离电力传 输设备［２］。主要结构有支撑点、长外壳、导体、支撑绝 缘子、绝缘子、弯头、伸缩节、气体密度继电器、防爆膜、 出线套管、电 流 互 感 器、电 抗 器 等。 ＧＩＬ故 障 率 较 低， 但是故障 发 生 后 查 找 定 位 较 困 难，故 障 处 理 周 期 长。 快速给故障定位是制定抢修方案的基础，极大的挽回 机组停运带来的经济损失。
该水电站厂 房 设 置 在 山 体 内 部，ＧＩＬ通 过 竖 井 及 平洞引出至出线塔。电站左、右岸地下厂房各设两个 ＧＩＬ出线竖井，每个引出线洞均分为下出线平洞、竖井 下段、上出线平洞、竖井上段四个部分。下出线平洞连 接 ＧＩＳ（气体绝缘金属封闭开关设备），上出线平洞与
一起±500kV换流站直流复合绝缘子击穿故障及防范措施分析
一起±500kV换流站直流复合绝缘子击穿故障及防范措施分析针对某±500kV直流工程换流站发生多起复合绝缘击穿的问题，本文通过对故障的特征及原因现场处置措施进行分析后，明确本次故障主要原因为复合绝缘子生产管理不到位，将带有热电偶的研发产品混入生产订单产品中发往现场将用于多棒芯结构的法兰用于单棒芯结构的绝缘子上，造成法兰工艺孔密封不良，水汽通过密封不良的法兰工艺孔渗入到绝缘子内部，导致绝缘降低，在运行过程中出现击穿。
在此基础上，本文从设计选型关监造及验收安装关验收移交运维等方面提出了技术监督手段，以提高复合绝缘子制造安装质量，避免类似故障再次发生。
标签：直流复合绝缘子;击穿故障;分析;防护措施1引言复合绝缘子这种新型绝缘结构的线路绝缘子，在国内变电站线路上挂网运行已有十几年的历史。
它特有的防污性能和众多优越性，已成为直流电力系统使用量较多的绝缘子产品，发挥明显经济效益和社会效益。
复合绝缘子长年在室外运行，除长期承受强电场的作用外，还经常受日晒雨淋风沙高温和严寒等恶劣气候条件的浸蚀，这就要求复合绝缘子必须具有优异的耐高低温耐光辐射耐臭氧和耐霉菌等抗老化性能，对制造工艺要求相当高。
复合绝缘子的结构质量外绝缘中填充剂颗粒表面性能作用程度及外绝缘塑炼硫化工艺参数变动，都将相应地降低复合绝缘子的质量，造成绝缘击穿故障。
某±500kV直流工程换流站共发生了4起复合绝缘击穿，其中3起滤波器支持绝缘子，1起为直流场支撑绝缘子。
本文对以上4起复合绝缘子故障的击穿机理击穿后性能影响现场处置措施以及预防措施进行分析，并参考相关案例分析以及标准规范，结合设备实际参数，对预防直流复合绝缘子击穿故障提出了相应的防护措施。
2事件分析及处理措施2.1事件情况2016年3月7日晚22时，某换流站574小组滤波器B相C2电容塔支柱复合绝缘子发生击穿事件，现场更换故障绝缘子后恢复送电。
3月14日对绝缘子进行解剖分析发现，击穿点在中间引拔棒和缠绕层之间。
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。