一起500kVGIS母线压变闪络故障分析
一起500千伏输电线路污闪故障跳闸分析及防范措施
一起 500 千伏输电线路污闪故障跳闸分析及防范措施发布时间：2021-07-26T08:30:05.221Z 来源：《福光技术》2021年6期作者：蒋建萍[导读] 反事故技术措施，预防大面积污闪事故的发生，保证电网的安全运行。
福建省电力有限公司检修分公司福建厦门 364001摘要：通过一起污闪故障引起的输电线路跳闸案例，分析了输电线路污闪跳闸的原因及闪络过程，有针对性的采取各种防污闪措施。
关键词：输电线路；污闪；措施一、案例简介2019 年 02月 03日 21时 35 分，某地区 500 千伏 XX 线路 C 相第一次跳闸，重合闸动作，重合成功，故障测距 47.25km；02 月 03 日 22时31 分，该线路C 相第二次跳闸，重合闸动作，重合成功, 故障测距：47.5km；02 月 04 日 00 时 26 分，该线路 C 相第三次跳闸，重合闸动作，重合不成功 , 故障测距 47km。
现场检查线路两侧变电站内一二次设备无异常，保护动作正确。
故障跳闸发生后，2 月 4 日输电线路运维人员对该线路 #1 ～ #12 安排巡线检查，发现该线路 #7 塔 C 相瓷质绝缘子伞裙明显污闪放电痕迹。
根据当地的气象局信息显示，2 月 3 日夜间 21 时至 2 月 4 日凌晨，跳闸时段现场天气为浓雾，时有毛毛雨，温度 13-17℃、相对湿度 90% 以上、风向为北风、风力为 4 级。
从地理特征看，该线路部分位于近海岸线 7 公里左右，处于 e 级污区等级。
结合短时间内反复跳闸特征、绝缘子串闪络痕迹、跳闸波形分析、故障杆塔地理环境、跳闸时刻及现场天气条件等，基本可以判定此次跳闸为污闪放电引起。
二、污闪跳闸成因分析污闪是电气设备的绝缘表面附着了固体、液体或气体的导电物质，在遇到雾、露、毛毛雨等气象条件时，绝缘表面污层受潮，导致电导增大，泄漏电流增加，在运行电压下产生局部电弧而发展为沿面闪络的一种放电现象。
（一）污秽类型绝缘子污秽一般包括两大类。
500kV主变高压套管闪络事故的分析及处理
土 变
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２ ３ 试验 检 查情 况
埘３ 变 Ａ卡 ¨ 小体取 油样 包 皤分 析结 常 刈‘ 上 变 Ａ卡 Ｈ 及卡 Ｉ １ 父 ・ 次 没 备开爬 例行 搜诊断性 ｝ 』 ｌ ＝ 验 榆 ． 包 折 ｔ变绝 缘 电阻 、 变比、 阻、 ｝ ｆ Ｉ ｝ 漏 电流 、 本 体介 损 搜电
量 大到一定 程度时 ， ２片伞裙 之 间的空气 间隙承受 不 了过高 的电压 ， 间 隙被击穿 ， 众 多伞裙 间 的空气 间隙
被 逐个 击 穿 ， 最 终 导 致 整 个 套 管 发 生 闪 络 。特 别 是 该 主变压器 的高压 套管 为密裙 结构 ， 伞 间距较小 ， 淋 雨 时 更 容 易 造 成 伞 裙 问 的桥 接 。 ３号 主 变 Ａ 相 套 管 更 换 恢 复 运 行 后 ， 组 织 开 展 专 业巡 检 ， 重 点 开 展 ３号 主 变 套 管 红 外 精 确 测 温 、 缩 短 主变 油 色谱 分 析 周 期 ， 并 加 强 与 油 色 谱 在 线 监 测 装 置 数 据 的对 比分 析 。在 雨 、 雾 天气 加 强 设 备 特 巡 ， 必 要 时
图 ２ 套 管伞 间 距 实测 值
（ ２ ）设 备 一 般 是 垂 直 安 装 ， 高度较高 ， 直径较 大 ，
且 多为上细下粗 ， 呈塔 状 。
（ ２ ） 增 加 辅 助伞 裙 。 分 别 在 三相 高 、 中压 套 管 按 照 ５ ０ Ｃ ｍ 的 间 隔 加 装 辅 助 伞 裙 ，安 装 后 按 照 ４ ０ ｋ Ｖ ／ 片 进
电 力 专 栏
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变电站绝缘子闪络的问题分析及处理
500KV变电站绝缘子闪络的问题分析及处理摘要】张家口发电厂塔山分厂针对某厂发生500kV升压站接地刀闸绝缘子闪络造成掉闸事故，通过对故障分析，最终确定故障产生的原因, 并采取了相应的措施。
【关键词】斗闪络、污闪、湿闪、PRTV涂料中图分类号：Ｇ71文献标识码：Ａ文章编号：ISSN1004-1621（2013）07-014-021 概述：在高电压作用下，气体或液体介质沿绝缘表面发生破坏性放电。
其放电时的电压称为闪络电压。
发生闪络后，电极间的电压迅速下降到零或接近于零。
闪络通道中的火花或电弧使绝缘表面局部过热造成炭化，损坏表面绝缘. 沿绝缘体表面的放电叫闪络。
而沿绝缘体内部的放电则称为是击穿。
沿面放电：沿绝缘子和空气的分界面上发生的放电现象。
闪络：沿面放电发展到贯穿性的空气击穿称为闪络[1]。
2 事故案例：2011年4月1日某发电厂发生500kV II母线接地刀闸绝缘子闪络造成II母线掉闸事故，当时厂内有7台机组运行，全厂总出力210MW，负荷分别送到500KV 侧两条母线，并由沙南一、二线送出，由于II母线事故掉闸，运行方式发生改变，导致单条母线运行，机组及变电站设备安全运行系数大大降低。
3 事故原因：3.1 当天持续降雪时间达10个多小时，由于当时的环境温度在零上，雪落到支柱瓷瓶上，一部分雪慢慢化，融化后的水又在瓷瓶伞裙之间形成小冰柱，造成瓷瓶伞裙之间绝缘距离降低，随着雪的慢慢积累、融化、结冰最后导致瓷瓶绝缘击穿，发生闪络接地，母线对地放电保护动作掉闸。
3.2 母线接地刀闸支柱瓷瓶产品投运时间早，制作工艺落后，防污等级低，瓷裙也不是防污等级高的大小伞裙（爬距较大）。
此型号瓷瓶已不能有效的防止雨季闪络事故的发生。
所以，防止污闪和湿闪是首要的问题。
4 塔山分厂所处现状：张家口发电厂塔山分厂区域污秽等级为三级，绝缘子选购时均适用于三级污秽等级区域，但是考虑到电厂的安全、可靠性要求较高，所以应满足四级污秽等级对绝缘子爬距的要求，即爬距应大于等于17050mm。
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。
500kV变电站GIS故障预防及相应故障分析
500kV变电站GIS故障预防及相应故障分析1GIS设备简介所谓GIS设备即为气体绝缘金属封闭开关设备，全称为六氟化硫全密闭式组合电器，该设备所有带电部分均为金属外壳，包括不锈钢、铝合金以及无磁铸铁等，内部则充盈SF6气体，其具备良好的灭弧与绝缘性能。
具体的GIS设备结构如下图1所示：上图中1对应的是设备汇控柜，2表示GIS设备的核心元件断路器，包括操动机构、开断装置、绝缘结构以及导电回路等，断路器开断过程中会有电弧产生，不过由于其内部充盈了SF6气体，所以电弧会迅速熄灭，并且会将GIS分解为对人体有害的气体，因此断路器中放置了吸附剂；3和4表示电流互感器、接地与隔离开关以及传动机构，其中电流互感器起到测量主回路电流的作用，接地与隔离开关的主要作用是在发生故障时将主电路迅速切断，防止短路导致GIS外壳发生爆炸；5为出线套管，6为避雷器，7为主母线。
2GIS电器设备故障的预防设备投产前的安装工作十分重要，会对设备后续的安全运行1/ 6产生直接影响，因此要严格按照GIS设备安装施工规范以及厂家的安装程序来进行，完成安装后还要进行相关的检查与试验。
具体而言，要做好以下几点：首先安装过程中要防止GIS管道内进入金属颗粒等杂质，管道连接时要对法兰口、螺丝孔以及螺丝等部位进行彻底清洁，如果管道临时打开，则要用干净的塑料薄膜覆盖住。
其次，每个独立隔室安装完成后均要及时抽真空，然后将合格的SF6气体充入其中静置48h，最后测量气体湿度。
湿度要满足以下要求：有电弧分解的隔室体积比低于150，无电弧分解的隔室体积比低于500。
最后，在投产前要对GIS设备进行现场耐夺试验，根据相关标准规定，试验电压为出厂试验电压的80%；还要对主回路的导电电阻进行测量，对各隔室的密度继电器或者压力表进行校验，检查联锁回路，保证隔离开关的手动电动操作、断路器的操作试验与相关要求相符。
3GIS设备的故障分析与处理3.1断路器故障分析3.1.1拒绝合闸处理。
500kV输电线路覆冰闪络故障原因分析及防范措施
500kV输电线路覆冰闪络故障原因分析及防范措施内蒙古自治区呼和浩特市 010100摘要：覆冰积雪是美丽的自然现象。
然而。
对于输电线路。
覆冰则是一种自然灾害。
严重覆冰会引起输电线路机械和电气性能降低。
覆冰对输电线路机械和电气性能的影响导致覆冰事故频繁发生，已严重威胁了中国电力系统的安全运行，并造成了重大的经济损失和社会影响。
我国经济发展迅速，城市建设发展越来越快，优质电能能否得到正常的供应在国家发展，国民生活是否舒适等方面中占有举足轻重的地位。
而做好 500kV 架空输电线路防冰闪故障工作，是现阶段远程输电工作中迫在眉睫的任务，做好这项工作，才能有效降低事故的发生机率，避免对电能的浪费，对国家资源的浪费，同时也能够保护工作人员的生命安全。
关键词：500kV 架空输电线路；防冰闪；故障我国能源集中分布在西南、西北区域，远离东部经济中心，采用特高压交流输电技术，能实现远距离、大容量的电能传输。
为了缓解我国负荷中心和发电能源分布不均衡、输电容量日益提高和线路走廊日趋紧张的问题，我国需大力发展特高压交直流输电。
近年来，国家电网公司从我国能源战略高度出发，综合分析我国能源分布、能源传输需求和发展变化趋势，确定了建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网。
特高压输电线路具有输送容量大、送电距离远、输电损耗小、节省线路走廊等优点。
在我国海拔比较高的地区，尤其是在水系流域发达、地形复杂的山区，冬季覆冰闪络事故较为普遍。
一、冰闪形成的原因1、绝缘子串发生在积雪的前后，这时候线路很有可能会被覆冰，温度回暖以后冰融化，大量杂质因为冰释集中到表面，导致外面线路的绝缘性能下降。
水滴冻结过程中溶解的导电杂质还具有“晶释效应”，不管什么样的聚集方式水的杂质在冻结的过程都会被排出晶体外面，融冰之后，杂质的导电物质也会快速进入水膜，导致水膜的导电率提高，绝缘子串的闪络电压降低。
导致绝缘子覆冰闪络的主要原因之一是伞裙被冰棱桥接导致爬距失效。
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下文中，联系某一变电站当中的500kVGIS设备，在开展检修工作期间获得的相关经验，对它发生故障的几个主要类型展开了总结，同时对怎样加强维护工作开展的可依赖性进行保证，给出了几项针对性意见。
以期能够通过下文的论述，为该设备的安全运行，提供相应的保证。
标签：500kV；变电站；GIS设备；故障诊断；维护0 引言500kV的GIS设备，由于出现故障问题的概率小、具备极佳的可依赖性、需要开展的维护工作量不大等特点，在电力系统中获得了大面积的应用，同时还是一项十分重要的设备。
可是，普遍情况下，由于工作时间的增大，GIS设备同样会发生大量的故障问题。
1 常见故障（1）SF6气体外泄。
在工作期间，因为它具备相对较大的可依赖性，需要维护的数量不大。
因此在大型的火力发电厂内，获得了大范围的使用。
可GIS 设备会频繁的发生SF6气体外泄的问题，主要是由于GIS设备当中密封位置与管路之间的连接位置还有焊接点出现故障导致的。
（2）断路器出现故障。
断路器出现故障是由于断路器与接地以及隔离刀闸，被SF6这类气体击穿以后，造成GIS设备发生了短路问题。
另外，动、静触头在进行合闸操作期间出现故障，也会导致断路器出现接触不良。
因此，这在GIS 设备内部，同样属于一类普遍的故障问题。
2 诊断措施（1）检查工作所涉项目需要明确。
首先，在检查该设备的外观部位期间，使用的方法是目视。
主要检查的内容包括：外观部位以及连接件、现地控制柜、连接线、开关操作机构、二次电缆等，在其外观方面，实施检查工作。
其次，对气室当中的SF6这类气体使用的密度继电器展开检查，联系其指数数值的转变，对气室当中的气密性能展开评判，同时联系温度压力产生的曲线，对气室当中的压力，是否可以让设备技术规定的压力得到满足，展开认真的检查。
第一时间对SF6这类气体当中包含的微水数量展开检查工作。
最后，在规定的时间之中对GIS设备当中的回路部分实施测试工作，为优质的检测工作的实施，打下坚实的基础。
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一起500kVGIS母线压变闪络故障分析作者：***
来源：《机电信息》2020年第29期
摘要：针对某站GIS母线PT发生的一起闪络故障，通过PT返厂解体以及电气试验分析得出，盆式绝缘子表面存在异物是导致本次故障的直接原因。
PT解体后发现绝缘子表面未出现树枝状放电痕迹或被烧蚀出深槽，分析认为是设备振动导致异物掉落附着于绝缘子表面，从而引发闪络故障。
为此，提出了加大同类型PT的局部放电带电检测力度，尤其是水平绝缘盆子处的自由微粒缺陷检测等的建议。
关键词：GIS;母线PT;解体分析;闪络
0 引言
目前GIS设备在变电站内的应用越来越普及，但现阶段GIS设备的装配工艺及材料质量还存在一些问题，在GIS设备投运后会导致设备绝缘性能下降，引起设备发生闪络、放电等故障。
1 故障概况
2017-01-10，某站执行网调停役操作。
2017-01-10T23：32：44，5022开关分闸;23：34：27，5023开关分闸;2017-01-10T00：02：09，50222分闸;00：03：58，50221分闸;00：05：52，50231分闸;00：06：04，500 kVⅡ母线两套母差保护（故障相：A相）均动作出口跳开Ⅱ母上5012、5042开关。
该站GIS设备投运时间为2016年4月。
工作人员现场检查发现500 kVⅡ母线PT气室外壳有放电痕迹，如图1所示。
工作人员现场检查气室表计，Ⅱ母线PT气室及母线气室SF6压力正常（0.55 MPa）。
工作人员现场对发生故障的PT气室SF6气体分解物进行检测，结果异常：SO2为131.8 μL/L，H2S为44.5 μL/L（两者正常值皆不应超过1 μL/L）。
2 返厂试验
2017-02-14，对发生故障的PT进行了返厂试验分析，对PT的绝缘电阻、励磁特性、准确度及绕组直流电阻进行了测量。
2.1 绝缘电阻测量
工作人员在解体前对发生故障的PT进行各绕组之间及对地的绝缘电阻测量，测量结果如表1所示。
从表1可以看出，发生故障的PT绕组间及对地的绝缘电阻测量结果均大于1 000 MΩ，符合试验规程要求，试验结果无异常。
2.2 励磁特性测量
工作人员在解体前对发生故障的PT进行励磁特性测量，测量结果如表2和图2所示。
励磁特性数据和出厂试验值相比未见明显差别。
2.3 准确度测量
工作人员在解体前对发生故障的PT进行准确度测量，测量结果符合试验规程要求。
2.4 直流电阻测量
工作人员在解体前对发生故障的PT进行绕组直流电阻测量，测量结果如表3所示。
绕组直流电阻值测量结果未发现明显异常。
2.5 解体情况
工作人员在厂内对发生故障的PT进行了解体分析。
打开二次端子盒发现部分二次出线端子存在电弧灼伤现象，这可能是内部放电后导致外壳电位升高，部分与外壳连接的端子对其他处于低电位的端子放电造成的。
部分二次出线的护套和夹件接触的地方也有放电击穿的痕迹，如图3所示。
其固定屏蔽板的螺栓处有明显的放电烧蚀痕迹。
在夹件与上底座固定螺栓处有明显的放电烧蚀痕迹，如图4所示，这可能是夹件表面涂刷一层绝缘涂料，与上底座接触不良，在放电时夹件和上底座存在电位差，导致放电烧蚀。
在屏蔽板与上底座连接螺栓处及不同屏蔽板的接触部分也发现了放电烧蚀痕迹，这可能是屏蔽板和上底座，以及不同屏蔽板之间未充分接触，在发生故障时有较大电位差导致放电烧蚀造成的。
3 故障原因分析
根据上述故障现象及解体情况，分析引发该站500 kV II母线PT故障的原因如下：
3.1 初步排除由谐振过电压引发故障
由于发生故障前I母线和II母线并列运行，II母线发生谐振时也会在I母线的电压上反映出来，但I母线电压一直正常，因而可以排除谐振过电压引发的故障。
3.2 PT返厂试验未发现明显问题
将发生故障的PT返厂进行绝缘电阻、励磁特性、准确度及绕组直流电阻试验，试验数据表明发生故障的PT内部绝缘状态良好，未发现明显问题。
初步排除是内部绝缘缺陷导致放电产物落到水平绝缘盆子上引发的放电。
3.3 盆式绝缘子表面存在异物是导致本次故障的直接原因
闪络沿盆式绝缘子表面发生，但绝缘子表面未出现树枝状放电痕迹或被烧蝕出深槽，因而并非由绝缘子自身缺陷引发，而是开关多次动作导致PT振动，异物从上方掉落附着于绝缘子表面，导致电场畸变发生局部放电并引发闪络，短路电流从绝缘子与一次绕组连接线间、法兰与螺栓间流过，导致连接线被烧断、法兰被烧蚀，熔融物从螺栓处喷出，同时将PT内部的绕组表面熏黑。
4 结论
（1）鉴于本次故障诱因在于异物掉落，而非PT结构设计或设备质量等问题，因而I母线不需要再更换同型号PT。
（2）GIS设备验收阶段需要提升对安装单位的管理要求，督促安装单位提高安装工艺水平。
（3）工作人员应加大对同类型PT的局部放电带电检测力度，尤其是水平绝缘盆子处的自由微粒缺陷检测。
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