一起500kVGIS隔离刀闸气室放电原因分析及处理方法
GIS刀闸故障原因分析及处理措施
GIS刀闸故障原因分析及处理措施作者：王同军来源：《中国新技术新产品》2018年第18期摘要：GIS设备刀闸出现故障，导致设备损坏，母线停止运行，刀闸处于合闸状态，不能及时处理分开，直接影响到电力系统正常运行。
本文从一次具体的GIS设备刀闸故障入手，分析GIS设备刀闸故障发生原因，阐述GIS设备刀闸的正常运行方式以及注意事项，最后提出了GIS设备刀闸故障的处理措施。
关键词：GIS刀闸；故障；原因分析；处理措施中图分类号：TM564 文献标志码：AGIS刀闸的故障一旦发生，造成的后续影响较为恶劣，需要对其进行系统分析，找出故障发生位置，经过试验分析故障原因，然后展开处理，做好相应的记录，为后续工作提供必要的参考借鉴。
1 一次具体的GIS设备刀闸故障描述某变电站内部出现了刀闸非全相短路故障，重启之后仍然无反应，三相电流不平衡，出现故障。
在发现故障之后，现场调度员在第一时间切断了开关，0.5h之后，周边变电站恢复正常供电。
变电站工作人员对故障位置以及周边进行气体检测，检测结果显示正常，恢复供电。
然后紧急召开了故障分析会议，共享现场故障分析过程和相关数据资料，以及现场检查处理，最终确定故障原因为GIS设备出现了质量问题，导致刀闸短路故障。
故障分析之后，提出了相应的解决方案，联系GIS设备厂家人员完成维修过程，在故障发生之后，对发生故障的GIS设备进行拆装之后，返厂进行维修，维修完成之后安装测试，全部恢复正常供电。
2 GIS设备刀闸故障发生的原因2.1 故障发生直接原因通过对上述GIS设备故障进行分析，分析结果得出这一次故障发生的直接原因就是GIS设备伸缩节脱离，内部的SF6气体泄漏，影响到了其绝缘功能，进而出现了接地故障。
这一故障发生的根本原因就是GIS设备的质量出现了问题，导致故障发生，也影响到了后续的供电。
2.2 故障发生间接原因通过紧急召开会议，对本次GIS设备故障发生的直接原因深入研究分析，确定了故障发生的间接原因为气室内部的垫片出现了损坏，垫片损坏之后调节螺杆不能正常工作，已经损坏的垫片散落，调节螺杆很难保持平衡，内部受力不均匀，在其反复工作时，内部出现了多次的运动挤压，在外力的作用下，很多调节螺杆出现了连锁反应，发生了外壳分离，伸缩筒发生移动，两侧出现了缝隙，这一缝隙也就导致了SF6气体出现了泄露，进而影响到了GIS设备正常的运行，出现了刀闸故障。
GIS高压电缆放电故障的原因与分析
GIS高压电缆放电故障的原因与分析摘要：发生了高压电缆火灾引起的安全事故，其中较高比例的火灾是电缆绝缘差造成的。
电缆通常铺设在通道中或铺设在地下深处，这可能导致电缆绝缘的电气和机械恶化，并在长期运行中引起火灾，例如由于湿度、温度误差或过载等原因。
目前，高压类别的诊断主要采用高压电流监测、温度监测、局部放电监测等方法。
可用。
护套电源控制方法用于根据超高压电流的变化，通过电缆工作状态分析来诊断电缆故障。
温度监控方法有关机柜运行温度的故障信息。
本地电源控制方法用于根据本地电力与绝缘状态的比率确定电缆的发展状态。
关键词：GIS高压电缆；放电故障；原因引言与传统牵引网供电设备不同，GIS成套组合电器通过特殊的工艺将电缆与对应的GIS间隔单元可靠连接。
安全运行多年的GIS成套组合电器柜也验证了其安全性和可靠性，但是所有电气设备都有使用寿命，电气设备潜在的隐患也会随着运行时间的增加而不同程度地显现，甚至演变成缺陷、故障。
由于GIS成套组合电器柜是将多个不同高压设备组合安装在密闭的SF6气室内，如果内部高压设备（如断路器、三工位开关、避雷器、电流互感器、电压互感器等）出现老化、破损、过热、绝缘不良以及放电等问题时不能及时发现，或者GIS成套组合电器柜与外部设备的引入、馈出采用高压电缆连接，如果电缆的铠接地、屏蔽层接地、缆芯相互之间由于绝缘不良产生放电不能在早期发现并及时采取有效措施，就会加速电缆的绝缘破损甚至击穿电缆，造成整个牵引供电系统的瘫痪，以及设备严重损坏，造成较大的经济损失。
1高压电缆局部放电检测试验电源系统的技术分析在测试电缆制造过程中，在布线过程中选择电源时，通常必须选择高频谐振电源，并在额定电压下进行不当谐振测试系统，以了解电压调节器和电压区域的设计方式，从而确保额定电压下不会发生局部放电。
变频器与其它组件的区别在于，脉冲会变得尖锐，尤其是当脉冲在零点上方脉冲时。
谐振测试系统的运行状态不完全符合当地电压检测的要求，输出不足时可以检测供电系统自身的局部放电，并在评估电流信号源时发现，放电过程中主要控制点和电压峰值较强，保持与电缆相同的频率电压，掩盖电缆的静电放电图。
500KV GIS绝缘故障的分析处理
500KV GIS绝缘故障的分析处理摘要：伊敏电厂是国内首家采用500KVGIS封闭组合电器设计的火力发电厂，由沈阳高压开关有限公司生产，于1998年投入运行，截至目前已运行20多年、由于运行周期较长，检修维护技术依赖制造完成，而且受运行方式影响，投产以来开关设备没能及时有效开展定期维护工作，造成开关设备隐患逐步发展，以致出现绝缘放电故障发生，本篇介绍了我厂2018年4月期间出现的GIS断口内绝缘筒放电故障，并将原因分析，故障查找与修复做总结，供电力同行参考。
关键词：GIS；故障；分析；查找；修复一、设备情况伊敏电厂是东北地区第二大火力发电厂，总装机容量340MW，其中一期安装俄供500MW机组2台，二期安装哈电亚临界600MW机组2台，三期安装哈电超临界600MW机组2台，分别于1998年、2007年、2010年投产运行，线路送出配电设备采用两种方式，一期二期送出为伊冯甲线、伊冯乙线两条线路，四台机组对应4串2/3接线，采用GIS封母组合电器配电。
三期为敞开式配电装置，为伊换#1、#2线路配电送出。
500KVGIS开关为沈阳高压开关有限责任公司与日本日立制作所国分工厂合作制造，型号为ZF6-500型；生产日期为1997年4月；额定电压500KV；额定电流3150A；额定线路充电开断电流500A；额定短路开断电流50KA；外壳设计压力0.6Mpa；FS6气体额定压力0.5Mpa；操作机构油压31.5MPa；直流电源合分闸电压220V，合分电流1.67A；额定操作顺序0-0.3S-CO-180S-CO。
开关自投产以来开关根据调度运行要求及检修传动统计合闸次数最少在100次左右，最多500次左右。
二、故障检查情况2018年4月24日，500KV伊冯乙线送电操作，在进行500KV5032开关I母侧50321刀闸合闸操作时，就地人员发现50321刀闸A相合闸后有类似敲击铁器的异音，为避免事故扩大随即拉开50321刀闸，异音消失。
GIS刀闸故障原因分析及处理措施 贾晋鑫
GIS刀闸故障原因分析及处理措施贾晋鑫摘要：GIS刀闸的故障一旦发生，造成的后续影响较为严重。
需要对其进行系统分析，找出故障发生位置，并分析故障发生的原因，然后展开处理，做好相应的记录，为后续工作提供必要的参考借鉴。
关键词：GIS刀闸；故障原因；参考借鉴1 一次具体的GIS设备刀闸故障描述某变电站内部出现了刀闸非全相短路故障，重合闸重合没有成功，三相电流不平衡，出现接地短路故障。
在发现故障之后，运维人员在第一时间拉开了故障开关，0.5h之后，周边变电站恢复正常供电。
变电站工作人员对故障位置以及周边设备进行SF6气体检测，检测结果显示正常。
然后紧急召开了故障分析会议，分析现场故障原因和相关数据资料，并通过现场检查，最终确定故障原因为GIS设备质量出现问题，导致刀闸短路故障。
故障分析之后，提出了相应的解决方案，联系GIS设备厂家人员对故障设备进行维修。
厂家人员首先对发生故障的GIS设备进行拆卸，之后进行检查维修，维修完成后对设备进行安装测试，测试无误后恢复正常供电。
2 GIS设备刀闸故障发生的原因2.1 故障发生的直接原因通过对上述GIS设备故障进行分析，结果得出这一次故障发生的直接原因就是GIS设备伸缩节脱离[1]，内部的SF6气体泄漏，影响到了其绝缘功能，进而出现了接地故障。
2.2 故障发生的间接原因通过紧急召开会议，对本次GIS设备故障发生的直接原因进行深入研究分析，确定了故障发生的间接原因为气室内部的垫片出现了损坏，垫片损坏之后调节螺杆不能正常工作，已经损坏的垫片散落，调节螺杆无法保持平衡，内部受力不均匀。
在日常操作时，其内部出现了多次的运动挤压，在外力的作用下，很多调节螺杆出现了连锁反应，发生了外壳分离，伸缩筒发生移动，两侧出现了缝隙，这一缝隙也就导致了SF6气体出现泄露[2]，进而影响到了GIS设备正常的运行，出现了刀闸故障。
3 GIS设备刀闸的正常运行操作3.1 GIS设备的控制方式一般来说，目前常见的GIS设备控制方式都是远方控制和就地控制两种方式，这也是GIS设备最为合理的控制方式。
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。
500kV隔离开关故障分析及处理
500kV隔离开关故障分析及处理500kV隔离开关故障分析及处理【摘要】在坚强智能电网发展的背景下，提出研究500kV隔离开关的故障分析和处理技术的必要性，介绍了500kV隔离开关的结构和工作原理，分析了500kV 隔离开关控制回路常见故障类型及故障解决措施，最后对500kV隔离开关故障分析及处理技术进行了总结和展望。
【关键词】500kV；隔离开关；故障分析；处理0.引言随着我国发展坚强智能电网的进程不断推进，电网向着自动化与智能化的方向不断发展，电网输电电压等级不断提升、网架结构日益庞大、系统特性更加复杂，500kV输电线路不断增多，500kV隔离开关使用量大、对工作可靠性要求高，本文将对其故障分析和处理技术展开探讨。
1.500kV隔离开关的结构和工作原理要分析500kV隔离开关的故障，必须首先对隔离开关的结构和工作原理有较深入的了解。
本文以河南平高电气的GW17型号为例，阐述500kV隔离开关的结构和工作原理。
GW17型500kV隔离开关在工作中通过折叠运动和夹紧运动来完成对电力系统内部有电和无电部分的隔离，开断小电流电路，实现倒闸操作。
其主要结构包括：1.1底座用于支持和固定隔离开关，隔离开关的导电部分、传动机构、操作机构等共同固定在底座上。
1.2导电部分隔离开关的导电部分主要用于开断电流，包括动静触头、闸刀等1.3绝缘子隔离开关绝缘子用于将隔离开关的导电部分与对地部分隔离。
1.4传动机构传功机构是隔离开关的机械主回路，用于带动拐臂、连杆、轴齿等机构来完成隔离开关的相应分合操作。
1.5操作机构操作机构是隔离开关的控制主回路，用于控制隔离开关的机构操作，有气动、液压、电动等多种方式。
2.500kV隔离开关控制回路常见故障类型受到现场各类复杂因素影响，500kV隔离开关在现场运行中故障率相对较高，尤其是现场运行时间较长的隔离开关，经常出现机械卡涩、操作回路失灵、隔离开关过热、继电器损坏、接触器故障、端子接触不良等情况。
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摘要：GIS 即为气体绝缘金属封闭开关设备，其具备占地面积小、便于安装、可靠性高、安全性强等特点，在 500kV 变电站中是必不可少的主要设备。
但是尽管相设备优势明显，但是如果发生故障则会导致严重的后果。
因此研究 500kV 变电站 GIS 故障有着重要的现实意义。
关键词：变电站；GIS；故障分析；3/2 接线方式1 GIS 接线方式GIS 设备主接线的选择应遵守变电站电气主接线的设计原则——可靠性、灵活性及经济性。
根据 GIS 设备具有故障少、检修周期长、运行可靠性高的特点，其主接线可以简化。
500kV 变电站大多采用3/2 断路器接线方式，即3 台断路器串联，接于2 条母线，形成一串，从2 台断路器之间引出 2 条出线，即3 台断路器供 2 条线路，中间断路器作为共用，相当于每条线路用 1.5 个断路器。
GIS 设备事故的预防及相应故障分析设备投产前的事故预防及相应故障分析安装工作须严格按照厂家安装程序和有关 GIS 设备安装施工规范进行。
安装完成后，还须进行各种检查和试验工作。
以下三点是保证安全投产的重要措施。
①安装过程要采取措施防止杂物（如金属颗粒等）进入GIS 管道内，管道连接时要清洁法兰口、螺丝孔和螺丝，临时打开的管道口要用干净的塑料薄膜覆盖。
②每完成一个独立隔室的安装后应及时抽真空并充入合格的 SF6 气体（预充气压力一般为额定值的一半）。
在全部隔室充入额定的SF6 气体并静置 48h 后，才可进行气体湿度的测量。
湿度要符合下列规定：有电弧分解的隔室体积比应不大于 150；无电弧分解的隔室体积比应不大于 500。
③投产前应严格按国家有关标准对 GIS 设备进行现场耐压试验，试验电压为出厂试验电压的80%。
还应测量主回路的导电电阻，校验各隔室的密度继电器或压力表，检查联锁回路，隔离开关的手动电动操作和断路器的操动试验均应符合要求。
内部杂质故障分析本故障以某变电站 5112 断路器Ⅱ母侧 CT 故障为例进行分析。
一起500kV变压器放电故障的分析
表 １ 发现变压器故障时的油试 验数据
Ｔａ ｌ ｏｉ ｔ ｓ ａ ａ ｗｈ ｎ ｔ ａ ｓｏ ｌ ｅ ａ ｌ ｆ ｕ ｄ ｂ ｅ１ ｌ ｅ ｔ ｔ ｅ ｒ ｎ ｆ ｒｎ ｔ ｆ ｕ ｔ ｏ ｎ ｄ
目， 现 并无 明 显异 常变 化 。 芯 夹 件绝 缘 电 阻变 化 发 铁
件， 即夹件问、 铁芯片间、 铁芯接地片接触不 良造成悬
浮放 电 ； 一个 是 电 回路 的 相关 部 件 ， 套管 均 匀 球 另 即
不大 ， 绕组直流电阻也完全合格（ 见表 ２ 。 ） ２２２ 局 部放 电试验 及 超 声 波故 障 定位 试 验 采 用 ．． １５Ｈ 单相电源 ， ２ ｚ 从低压侧励磁 ， 测量高 、 、 中 低压侧 的视在放电量 ， 超声波定位探头放置在高 、 中压 出线 附近。根据 Ｇ ０４ ２０ Ｂ １９— ０３中规定的变压器局部放电 试验的试验步骤加压 ， 试验进行 中发现局部放电量较 大 ， 因 此 ５０ｋ 高 压 侧 最 高 电压 仅 加 到 １ ｍ ０ Ｖ ．Ｕ ／ ０
关键词 ： 变压器 ； 电； 障； 放 故 分析 中图分类号 ：Ｍ １ Ｔ ４ 文献标识码 ： Ａ 文章编号 ：６ ４ １６ （０ ００ — ０ ７ — ３ １７ — １ １ １）４ ０ ０ ５ ０ ２
一
台变压器要投入运行 ， 首先应有 出厂试 验的合
时发现故障 ， 避免持续恶化。
格证 ， 次 要通 过现 场 交 接试 验 ， 是 因为变 压 器 经 其 这 过 了设计 、 制造 、 安装 、 运输 等 许 多环 节 ， 何 一 个小 任 差错都 可能 导致变 压器 出现 故障 ． 终 影响 系统 安全 最
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一起 500kV GIS 隔离刀闸气室放电原因
分析及处理方法
摘要：气体绝缘金属封闭开关设备（Gas Insulated Switchgear，GIS）以
其结构紧凑、占地空间小、维护工作简单、运行可靠性高、故障率低、经济性较好等优点在电力系统中得到广发应用。
本文以某电站一起500kV GIS隔离开关气室放电故障为例，从故障原因分析、处置措施及处理流程等方面进行了详细的介绍。
为此类事故的处理提供借鉴，为GIS设备的运行维护积累经验。
关键词：GIS 隔离开关气室放电处理方法
1 事故概况
2018年04月29日，某水电站500kV GIS D05间隔50052G DS分闸操作时，A相气室发生放电故障。
2018年05月09日，该电站500kV GIS D03间隔50041G DS分闸操作时B相气室发生放电故障。
其中两次放电均在隔离开关进行分闸操作过程中发生，EDS壳体上游电弧漂移造成的闪络痕迹。
隔离开关内部放电痕迹
2 故障原因分析
打开隔离开关气室观察孔，观察气室内部，吸附剂挡板未脱落，排除吸附剂挡板脱落造成故障。
由于故障均在隔离开关分闸操作过程中发生对地闪络，分析原因为隔离开关在分闸过程中端口位置小概率的发生端口重击穿，重击穿中产生
的VFTO（特别快速暂态过电压）过电压超过了隔离开关此条件下的DS重击穿燃弧时的对地绝缘水平，因而发生对地闪络故障。
故障产生示意图
DS在关合、开断小电容电流的操作过程中，会发生数十次甚至上百次的重燃而产生VFTO，其电压特性峰值可超过2.0pu（898kV=550×√2×√3×2）。
DS触头部分移动过程中，电弧从断口弧触头移动到屏蔽罩，移动到屏蔽罩的电弧产生高电场，并引起对壳体接地击穿。
3 处理措施
根据实际故障发生情况，结合设备生产厂家意见，决定对原500kV GIS DS 动静触头设计进行改善，通过改善设计可将DS分闸时产生的电弧限制在特定的区域，确保不会产生飘逸行成高电场造成接地击穿故障。
1.
结构改善
原结构图：改善后结构图：
1.
电场改善
VFTO 最大电场（计算）：断口距离80mm VFTO 最大电场（计算）：断口距离50mm
VFTO 最大电场（计算）：电场值28.6kV/mm VFTO 最大电场（计算）：电场值28.5kV/mm
1.
电弧改善
电场最大电弧值：20.1kV/mm 电场最大电弧值：4.2kV/mm
通过结构改善，较好的限制了电弧的飘逸，确保动触头对静触头的电弧不会产生高电场，从而避免放电、击穿等现象发生。
4 处理流程
根据上述事故原因分析及处理方案，检修人员编制了500kV GIS隔离刀闸现
场检修及试验方案，并联系设备厂家第一时间到达施工现场，同时要求设备厂家
将处理需要的设备、材料、工器具、人员等所必需品配备齐全。
4.1 隔离开关装置内部现场更换步骤
（1）更换前准备工作:人员防护服、吸尘器、安装用专业工器具、塑料薄膜、SF6气体回收装置、电阻测试仪等辅助设备和工器具。
（2）办理停电检修工作票，对作业现场进行安全文明施工布置，做好相应
防护措施。
（3）拆除需要更换的隔离开关装置三相联动装置，拆除时注意确认机构相
本体与机构分合闸位置一致性。
（4）使用SF6气体回收装置回收隔离开关装置气室气体，严禁将气体直接
排放空气中。
（5）拆解隔离开关装置上的ES驱动装置和隔离开关装置上的DS驱动装置，拆解下的驱动装置用塑料薄膜、气泡垫包裹，包装保护到位，防止磕碰和受。
（6）更换DS驱动装置上的DS动触头装置，更换时注意保护绝缘拉杆和动
触头，不能磕碰。
(7)拆除隔离开关装置内部的连接导体,拆除隔离开关装置内部的静触头装置，更换新的静触头装置,静触头装置整体更换。
（8）更换完成后，恢复运行时的结构及隔离开关三相联动装置，检查机构
动作正常，分合到位。
（9）对更换了动静触头的隔离开关气室进行抽真空处理，对各气室气密性
检查合格后，对气室充气到额定压力，其余降压气室补气至额定压力。
4.2 隔离开关处理后试验
（1）微水测试：对隔离开关更换所涉及的气室充气至额定压力后，静置24h
后进行微水测试，试验数据符合相关标准、规范要求。
（2）气密性检测：用SF6气体检测仪检测，未发现漏气现象。
（3）回路电阻试验：回路电阻测试数据与设备出厂试验报告数据无明显差别，数据合格。
（4）EDS装置动作特性试验：试验数据满足要求。
（5）交流耐压试验：在试验过程中隔离开关工作正常，未发生放电据传现象。
5 结束语
GIS电气设备发生内部放电故障，故障轻则发生闪络，严重时导致壳体炸裂。
此类事故发生将严重影响电站的送电效率，并且处理周期长，处理技术要求高。
为防止同类事故发生，对同类型的GIS隔离开关、接地开关进行隐患排查，同时
加强GIS设备巡回检查力度，检查气室压力，局部放电在线监测数据等，并定期
对设备进行检修维护工作，保证设备正常运行。
参考文献：
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