gis设备典型缺陷与事故分析.ppt
GIS设备典型缺陷及故障分析专题汇报,广东电网公司电力科学研究院2010年08月,高压所 卢启付 TEL：13825136677 Email：qf_,汇报内容,一、GIS常见缺陷分类及原因分析二、2009年广东电网GIS运行分析三、GIS典型缺陷分析四、GIS典型故障分析,常见缺陷分类,一、GIS常见缺陷分类及原因分析,1、气体泄漏-最为常见的缺陷2、水分含量高3、内部放电4、机构故障5、内部元件故障,断路器灭弧室气室：大修后：150L 运行中：300L其他气室：大修后：250L 运行中：500L,内部不清洁、运输或安装过程中的意外碰撞以及绝缘件质量低劣等都会引起内部发生放电现象。,较为常见的缺陷，包括了断路器、隔离开关的操作机构故障，如液压机构的漏油、频繁打压等。,包括断路器、隔离开关、接地开关、避雷器、互感器、套管及母线等。,GIS 各种元件故障率%,注：本表引自陈化钢等编著高低压开关电器故障诊断与处理,GIS 局部放电 缺陷产生的主要原因,车间清洁度差。使金属颗粒、粉末或其他杂物残留在GIS内部，留下隐患，导致故障发生。装配误差大。装配过程中，使可动元件与固定元件发生摩擦，从而产生金属粉末和残屑并遗留在零件的隐蔽地方，没有清理干净。不遵守工艺流程。零件装错、装漏及安装不到位等。材料质量不合格。,不遵守工艺流程。金属件有划痕、凹凸不平之处未得到有效处理。现场清洁度差。导致绝缘件受潮、被腐蚀；外部的尘埃、杂物侵入GIS内部。安装错误。安装过程中出现零件装错、装漏及安装不到位等。异物没有处理。,设计不合理或绝缘裕度较小,运行维护或过电压,导致内部局放产生进而发展为内部闪络、绝缘击穿,工厂内,安装现场,其他,汇报内容,一、GIS常见缺陷分类及原因分析二、2009年广东电网GIS运行分析三、GIS典型缺陷分析四、GIS典型故障分析,二、广东电网GIS运行分析,广东电网2009年度GIS紧急（重大）缺陷统计,截至2009年底，广东电网公司110kV及以上电压等级的GIS运行数量4442个间隔，同比2008年增加了912间隔，增幅25.8%。2009年度共发生GIS事故2起，总体运行质量比2008年度有了较大提升。从GIS典型缺陷分析，SF6气体漏气所占比重最大，为41.67%，其次为断路器操作机构缺陷，为14.29%，隔离开关机构缺陷以11.19%排在第三。可以看到，气体渗漏和机构（断路器、隔离开关和接地开关）两项的缺陷率占GIS全部缺陷率的75.7%，问题突出。,220kV某站GIS，运行过程中11PT发现电压不稳定，约为正常电压一半，内部有异响。现场解体发现A相触头安装工艺差造成三相触头错位，导致接触不良产生间隙放电。110kV某站110kV汾古线133开关发生非全相分闸（B相未分开，A、C相正常分开）。解体发现B相灭弧室动触头拉杆的紧固螺栓松脱掉落，造成开关B相灭弧室动触头的拉杆传动失效，从而导致B相不能进行分闸操作。,存在的问题举例,220kV某站明中乙线2765开关CT气室异响和振动，主要由于厂家在总装过程中工艺控制不严，对“CT气室内填充用和紧固用金属部件的断口必须对齐，防止形成磁回路”的关键质量点没有特别把关，造成断口交错，形成磁回路，造成异响和振动。某站在发现110kV GIS 1535梧盐线间隔存在较强局放信号，开盖检查发现15354刀闸B相传动机构弹簧脱落于导电杆内，在隔离开关分、合操作时使得拨叉与轴销烧损。某站110kV德能线1161GIS间隔特高频局放测试中发现有间歇性局部放电信号，最后通过停电解体发现内部存在大量粉尘，造成悬浮放电，主要原因是由于厂家出厂时对GIS内部隐蔽位置的粉尘未清理干净造成。,110kV某站110kV#1变高主变侧11014刀闸气室SF6气压低报警，经检漏发现，漏点位于GIS室穿墙套管与室外出线瓷套的连接法兰处。GIS渗漏的原因除了胶圈老化外，还存在瓷套老化导致的渗漏。110kV某站110kV GIS洞横线12840地刀C相导电杆折断，地刀无法分闸。原因分析为该GIS线路快速地刀使用带绝缘接地导电杆，其安装结构使尼龙棒绝缘材料在地刀快速分合中直接承受冲击力，当尼龙棒绝缘材料强度不够时容易发生折断，属于材料设计强度不够缺陷。,汇报内容,一、GIS常见缺陷分类及原因分析二、2009年广东电网GIS运行分析三、GIS典型缺陷分析四、GIS典型故障分析,巡视发现110kV 2M GIS母线筒有异响和较大振动，经试验分析母线气室气体分解物无异常，超高频及超声波的在线局放试验有轻微间断信号。停电并解体发现C相母线导电杆的顶丝螺栓滑牙，根本没有顶住导电杆，窝头和导电杆上均有明显放电痕迹。,原因分析：属于GIS厂家的装配质量问题。GIS母线的安装结构是支持绝缘子通过金属窝头套住导电杆来起到支撑作用，金属窝头通过M8顶丝螺栓来与导电杆固定连接。M8顶丝螺栓在厂内装配过程中滑牙，致使对导电杆紧固不到位。经过长时间负荷电流的振动影响，导电杆逐渐松动，与金属窝头之间的间隙逐渐增大，放电也随之明显，从而出现异响和较大振动。,三、GIS典型缺陷分析,110kV某站110kV GIS07年9月投运。09年7月22日，洞横线12840地刀C相导电杆折断，地刀无法分闸。更换导电杆后7月26日复电。,原因分析：该GIS线路快速地刀使用带绝缘接地导电杆，其安装结构使尼龙棒绝缘材料在地刀快速分合中直接承受冲击力，当尼龙棒绝缘材料强度不够时容易发生折断。厂家之前已对这种带绝缘接地导电杆的安装结构进行了改进，使尼龙棒绝缘材料在地刀快速分合中间接承受冲击力，减少了折断发生机率。但该站地刀仍为旧式设计，结构中合格的绝缘材料拉力为15000N，现更改后使用钢材料的拉力为25000N，满足结构受力要求。,2009年12月16日，220kV睦端甲线母差报警，运行人员发现220kV睦端甲线缺相运行，A相电流约78A，B、C相电流为0A。通过220kV睦端甲线28094隔离开关观察孔发现B、C相内部有燃弧现象。,原因分析：厂家出厂时储能弹簧装配错误，采用力学性能略低的弹簧，在运行期间储能弹簧疲劳老化，动力不足，加上机构传动部分锈蚀卡阻，造成传动动力不足，同时刀闸机构拐臂角度没有调整到位，造成A相不完全接触，B、C相动、静触头没有接触。,2010年1月13日，电科院技术人员对该站全站GIS设备进行带电局放测试，发行110kVGIS 116PT A相PT至PT刀闸盆式绝缘子处存在异常局放信号，最大幅值为300mV，其余两相信号幅值为20mv左右。2月6日，再次对同一部位进行跟踪测量，测得放电量最大为520mV，其余间隔放电量为20mV左右，发行A相放电现象有较大增长，且放电量较大，分析认为该PT不宜继续运行，即申请将110kV#6PT转为冷备用状态，并联系厂家人员确定解体检查。,解体发现：在工厂对该PT间隔进行解体，发现PT的四块屏蔽板中有一块松动，细查发现屏蔽板有5个6mm塑料螺栓断裂，其螺栓和金属螺帽全散落到底部。,原因分析：据解体后情况分析，屏蔽板上绝缘螺栓断裂后，与其配套使用的金属平垫、金属螺母在倒置安装状况下，散落于绝缘盆子上，在PT通电时形成悬浮电位，致使用超高频测试仪测试时该项PT的数值与其他相有异。绝缘螺栓断裂现象分析：与绝缘螺栓的材质有关，因为PT器身在装配前工艺要求需经过烘干处理（烘干温度为605），原聚四氟乙烯材质尼龙螺栓在烘干后变脆，再加上长途运输过程中震动，造成断裂。,原、现用绝缘螺栓对比,在进行GIS局放测试工作中发现110kV GIS 1535梧盐线间隔存在较强局放信号，对梧盐I线1535间隔线路侧刀闸部门进行了开盖检查，在检查中发现了15354刀闸B相传动机构弹簧脱落于导电杆内，导电杆内粉尘较多，拨叉有轻微电弧烧伤痕迹，轴销被电弧烧蚀较严重轴销脱落于导电杆内，B相导电杆未正常分开。,原因分析：在厂内装配时弹簧掉入导电杆中没有发现，在隔离开关分、合操作时使得拨叉与轴销间产生间隙，致使拨叉与导电杆间产生电位差，产生局部放电，放电使拨叉和轴销烧损并产生粉尘。经过长期的局放放电，轴销烧蚀严重直至脱落，致使B相传动机构失灵，最后导致B相导体无法正常分开。,运行人员在设备巡视过程中发现该站220kV明中乙线2765开关母线侧B相 CT气室有异响和振动。对220kV明中乙线B相 CT气室进行开盖检查。检查发现CT气室中填充用的工字型铁件和紧固铁夹件用于断磁作用的断口没有在同一位置，角度差约110度，与设计不符。,原因分析：为了防止在填充用的工字型铁件和紧固铁夹件中有闭合磁回路产生环流，特地在上述两个金属部件上设计了断口。而现场发现上述两个金属部件断口位置相互错开，而且两个部件之间也是直接接触没有用其他材料隔开。在这种情况下，运行中上述两个金属部件上就可以因为有磁闭合回路产生环流，进而由电动力引起异响,汇报内容,一、GIS常见缺陷分类及原因分析二、2009年广东电网GIS运行分析三、GIS典型缺陷分析四、GIS典型故障分析,2009年11月1日21时19分，该站由于110kV汾古线133开关非全相分闸（B相未分开，A、C相正常分开），发生了#1主变中性点避雷器爆炸，#1主变差动保护动作，全站失压事件。经对故障GIS断路器解体发现，汾古线133隔断路器B 相灭弧室动触头拉杆松脱，两颗M6 紧固螺栓一颗脱落于断路器仓室，另一颗被拔出固定位置，B相主触头未分开。,原因分析：由于汾古线开关B相灭弧室动触头拉杆的紧固螺栓松脱掉落，造成开关B相灭弧室动触头的拉杆传动失效，从而导致B相不能进行分闸操作。此螺栓松脱是由于上海西门子厂内安装工艺控制不到位而导致的。,四、GIS典型事故分析,2009年4月13日16时54分，该变电站110kV GIS紫伯乙线1F1两侧差动保护动作，紫峰站接地距离I段保护同时动作，开关跳闸，重合不成功。对该段GIS设备开盖检查，在线路CT与1F1C0地刀之间发现B相支撑绝缘子表面有明显放电痕迹，罐体内有因放电产生的粉尘。,原因分析：厂家对放电绝缘子重新进行打磨后按规定进行耐压试验合格，排除了绝缘子质量不良的可能。经厂家技术人员分析，导致绝缘子放电的主要原因是，厂家技术人员在GIS的安装、调试或现场更换吸附剂的过程中，厂家安装人员未严格按工艺要求进行安装，一些灰尘、微小杂质遗留在罐体内，在设备运行过程中，灰尘等杂质在电场的作用下极化桥接致使绝缘子沿面发生闪络。,进入2010年以来的GIS设备故障或事故,2010年3月6日2203主变开关间隔由检修状态进行恢复送电过程中，在操作22031刀闸（母线侧隔离开关）合闸后1分钟发生I段母线差动I保护动作，并跳开在I段母线运行的所有设备（2间隔/#1变高2201、3间隔/横寒甲线2522、9间隔/横板甲线2845、10间隔/母联2012），母差动作时2203开关为分闸位置，相当于热备用状态。3月7日厂家对断路器气室进行开盖（手孔）检查，确认故障点在B相断路器气室。,检查发现：将2203开关三相盖容器打开检查，发现B相开关内部有大量的白色粉末，而A、C相没有发现白色粉末，确认2202开关B相故障引起母差差动动作。,原因分析：通过现场专家分析，结合工厂内的试验和理论计算，推定绝缘拉杆放电是本次2203间隔B相断路器故障的直接原因。绝缘拉杆放电是因某种原因受到污染，拉杆内电场畸变，导致绝缘劣化，引起绝缘闪络故障。,该220kV GIS 设备于2009年12 月30 日投入运行。2010 年4月3日，#2主变变高间隔B 相发生对地短路故障。经检查、化验各气室SF6气体成份，确定故障发生在B相断路器内部。,检查发现：回收B 相断路器气室的SF6 气体，打开手孔盖板检查，发现断路器下侧与CT 气室相连的盆式绝缘子下方对罐体沿面放电，罐体内部零部件表面附着较多粉尘，断路器罐体底部有盆式绝缘子碎块。,原因分析：经详细检查没有发现断路器内部零部件松动、脱落或错装漏装现象。发现在盆式绝缘子上端的触头端面有撞击的沟痕，判断是产品在厂内车间装配作业时，下CT 与断路器对接时中心没有对正，对接时造成触指座中心处的导向杆没有插到触头的中心孔里，而顶到触头的端面。撞击在触头端面从而留下了沟痕。造成盆式绝缘子的浇注体与中心导体的结合面产生了微小的裂纹。产品投运后，在交变磁场的作用下，导体会产生振动，使得裂纹逐步延长，并且裂纹处会伴随局放产生，局放会使盆式绝缘子局部发热，导致绝缘性能下降，最终产生对地短路故障。,2010年4月22日10时43分，该站110kV珠兰丙线136开关零序过流I段动作跳闸（全电缆线路，重合闸正常退出），始发为B相故障，进而迅速发展成BC相和三相故障。初步判断故障点为夏湾站备用间隔1364刀闸气室。,检查发现：现场将1364刀闸气室及过渡母线气室（两气室通过外部铜管联通）SF6气体回收后，通过气室手孔对故障气室进行了开盖检查。在1364刀闸气室开盖后，大量粉末掉落，并伴随强烈的HS气体气味（臭鸡蛋气味）。经检查，1364刀闸触头不同程度烧伤，B相最为严重，B相静触头侧支持绝缘子有明显贯穿烧伤痕迹。其余绝缘子外观未有贯穿性放电痕迹。,原因分析：事故原因主要是对GIS生产及安装环境控制不严，导致灰尘进入并残留于GIS设备气室内部。136备用间隔1364刀闸长期处于单边带电状态，气室内部电场分布不均匀，气室内灰尘在单侧电场的作用下，积聚于B相带电端导体的支柱绝缘子上，导致B相绝缘子绝缘性能恶化，最终发展成B相接地短路，短路电弧进而引发BC相间短路和三相短路。,2010年5月7日16时37分，该站220kV世藤甲线2753开关间隔GIS出线套管气室C相发生内部短路故障，世藤甲线主一、主二保护动作，跳开世藤甲线2753开关C相，重合闸后主一、主二保护再次动作，跳开三相开关。,检查发现：解体检查发现故障点：该处的导电杆折断成两节。导电杆的结构：由铝导体和铜插头通过6根螺栓连接组成。现折断的部位刚好就在铝导体和铜插头的连接处。铜插头仍在盆式绝缘子触座上，断开的铝导体仍连接在另一侧的盆式绝缘子触座上。铝导体和铜插头之间的6根连接螺栓全部烧断。气室内壳遍布灰白色粉末，有异味。,原因分析：故障的起因是由于导电杆的铝导体和铜插头之间的连接螺栓未紧固到位出现松动所致。该处的连接螺栓是由在厂内车间进行紧固。若铝导体螺孔处的导向螺纹深度不足，紧固时虽然已满足力矩要求，但实际上因螺纹深度问题并未真的紧固到位，而由于弹簧垫圈的作用，投运前做回路电阻测试无法发现此情况。运行后在负荷电流的电动力作用下，螺栓逐渐松动，间隙逐渐增大，出现局部发热并产生局部放电，恶性循环下去，铝导体融化，放电燃弧加剧，最终发生对地短路故障。因此该次故障是由于厂内制造工艺控制不严造成的。,2010年05月9日19时40分10秒，220kV I、II母母差保护I、II动作，跳开220kV母联2012开关、220kV莞彭乙线2565开关、#2主变变高2202开关，故障后现场外观检查2主变及变高2202开关无异常，但手测2202开关A相本体比B、C相要热，后来SF6气体成份检测发现2202开关气室不合格，初步判断故障点在2202开关A相气室内部。,检查发现：现场将2202开关三相盖容器打开检查，发现A相开关内部有大量的白色粉末，而B、C相没有发现白色粉末，确认2202开关A相故障引起母差及#2主变差动动作。,2202开关A相故障后气室内部情况，有大量的白色粉末,原因分析：通过对主触头单元的压气缸、绝缘台、绝缘拉杆和接地法兰盘解体检查，判断电弧应发生在绝缘台内部，由内部向压气缸及绝缘杆方向发展，断路器罐体仅部分熏黑，未有烧灼的痕迹，可见接地点不在动触头外部。绝缘台内壁有电弧通道。绝缘件绝缘性能良好。事故原因为厂方质量控制不严，在断路器内部存在粉尘或异物等引起局部放电。局放长期发展导致击穿，击穿电弧从绝缘台顶部的动触头处流经绝缘台内壁到绝缘台底部。,2010年5月15日10时11分58秒，该站220kV母差保护变化量差动、稳态差动动作，跳开220kV母联2012开关及挂接220kV 2M所有220kV开关（220kV鹏育乙线2503开关、220kV育公乙线2957开关），220kV 2M失压，同时跳开挂接220kV 2M对侧线路开关。母线最大故障电流为28.6kA，故障持续时间约50ms。,检查发现：检查220kV 2M各相关气室气体分解物情况，发现220kV备用间隔2M侧刀闸气室分解物超标，该备用间隔只安装220kV 1M侧刀闸及220kV2M侧刀闸。备用间隔刀闸处于分闸状态，因此气室内部只有盆式绝缘子和一节分支母线带电。,原因分析：初步分析为刀闸在厂内装配时，零部件清洗不彻底，表面遗留灰尘杂质。或者安装时由于设备处于露天环境，带入灰尘或其它杂质。当设备运行后，灰尘杂质会被电场极化，并且在电场作用下，被极化的灰尘杂质会漂浮起来。漂浮的灰尘杂质比较分散时，不会对绝缘件构成威胁，当杂质集中引起电场畸变，有可能导致盆式绝缘子沿面放电。从故障过程来看，先是C相对地放电，由于气室相通，发展为A、C相对地放电。,6月11日20时06分，该站220kV GIS 1M母线气室发生内部短路故障，母线差动保护动作跳220kV1M、5M母线，跳开220kV丹雷甲线2868开关、罗丹乙线2428开关、#1变高2201开关、母联2012开关，首先是AB相的相间短路，17毫秒后发展为ABC三相短路，短路电流值为25kA，持续60毫秒。,检查发现：解体检查发现故障点位于1M母线2号气室靠近丹雷甲线间隔的波纹管附近，该处的三相导体连接出现短路，情况如下：1、A相导电杆与触指座的连接不在同一个中心线上，有错位。2、三相导电杆触头根部与触指座屏蔽罩之间的间隙较大，约为2025mm，其中A相间隙最大。3、烧损情况，A相最严重，B相次之，C相基本完好。4、波纹管有烧损。,原因分析：2006年现场安装出现了失误：A相导电杆触头插入触指座时偏离中心线，顶住了触指，触头根部与屏蔽罩之间的间隙值达到25mm，远大于14.5mm的标准。因此，触头与触指接触不良出现发热，经过4年运行的恶性循环，A相屏蔽罩烧熔，造成A相屏蔽罩右下部与B相屏蔽罩左上部之间短路，进而发展为三相短路。故障部件的短路放电痕迹与保护动作情况、录波图完全吻合。,A相导电杆与触指座的连接不在同一个中心线上，有错位,该站110kVGIS 体立甲线避雷器间隔存在异常特高频局放信号，气体组分中SO2成分超标，并有间歇的异响。,检查发现：盆式绝缘子内部清洁，导电杆连接良好，无异常现象。屏蔽座上覆盖一层灰白色粉末，其中C相屏蔽座上较为严重，接着，我们拆掉C相屏蔽座和均压罩检查芯体，发现电阻片柱侧面、上部调节铝垫等零部件上覆盖一层灰白色粉末，接着拆掉弹簧和特种螺套，发现调节铝垫之间有放电痕迹，取下铝垫后，发现绝缘杆上部有烧伤，接着我们取下电阻片，发现绝缘杆2/3表面有不同程度的碳化。10余片电阻片内孔表面高阻层被烧坏。A、B两相拆卸后未有发现任何放电点，并且零部件完好。,原因分析：1.本次放电的原因是铝垫片之间有间隙，形成“虚接”导致局部放电。由于处在高压端，长时间放电导致SF6气体在电弧作用下分解，形成有臭鸡蛋气味气体和灰白色粉末。由于长时间的局部放电，使得放电部位局部温度上升，至该部位绝缘杆碳化，碳化后的物质下落导致绝缘杆逐步被碳化。2.形成间隙原因是：C相放置的铝垫全部为1mm的调节铝垫（13片），数量较多，（A相3片，B相2片，厚度与C相不同），由于铝垫片太薄，在弹簧的压紧力作用下，容易使铝垫变形；若上部螺套在运输过程受到外力冲击导致紧固力下降，就容易逐渐在诸多铝垫之间形成间隙，导致电气连接不可靠，产生局部放电。,Thank You!,广东电网公司电力科学研究院,谢 谢！,
