GIS高压开关故障汇编
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GIS高压开关故障汇编一
XTB变电站2008年4月30日550kV HGIS隔离开关绝缘拉杆内部异物导致放电
一、典型故障现象
1、故障前运行情况
XTB550kV变电站二期扩建工程采用***高压开关有限公司制造的ZHW-550kV（HGIS）产品。产品于2007年出厂，2008年4月完成安装完毕并通过各项机械、电气试验、现场工频耐压试验，具备送电条件。
2、故障过程简述
4月30日晚21时46分送电，产品运行5小时。约5月1日凌晨2时43分，继电保护动作，5031、5032跳闸退出运行。
二、故障原因及处理
1、故障检查
先用内窥镜观察5031-2B和5032-2B气室，发现5031-2B气室隔离开关的观察孔已被灰尘遮盖住无法观察内部，打开5031-2B气室放气阀，有浓烈的臭鸡蛋气味从放气阀中溢出，可以断定放电点在5031-2B气室内。
对5031-2B气室进行解体检查，解体从5031-2B隔离开关端盖处开始。打开隔离开关端盖发现绝缘拉杆已经断裂，罐体内壁及盆式绝缘子大面积电弧灼黑的痕迹，见图1-图3。
图1断裂的拉杆
图2 放电盆式绝缘子
图3.拉杆
近一步观察绝缘拉杆端头处轴承烧化，隔离开关屏蔽罩严重变形并有二处圆形孔洞。罐体内表面和导体表面被SF6燃烧后的分解物覆盖。仔细观察绝缘拉杆，发现绝缘拉杆内壁已严重碳化，外表面大部分被电弧灼伤，但有部分没有被电弧灼黑。绝缘拉杆两头断裂，中间部位较完整，见图4-5。
图4绝缘拉杆（碳化）
图5绝缘拉杆（断裂）
2、故障原因分析
根据上述情况进行分析初步确定为：放电是从绝缘拉杆内部开始，绝缘拉杆内部放电产生电弧，强大的电弧向两端燃烧，将拉杆端头轴承烧化并将屏蔽罩烧变形。拉杆内电弧燃烧产生大量的热量，使拉杆内的气体膨胀，气体压力急剧增大导致绝缘拉杆从两端破裂，同时屏蔽罩对罐体放电，继电保护动作断路器跳闸。放电使屏蔽罩两处烧穿为孔洞。
近一步分析导致绝缘拉杆内产生电弧的原因：
第1种原因：绝缘拉杆内部存在缺陷，造成绝缘拉杆放电。
第2种原因：绝缘拉杆内壁存有异物或金属颗粒，造成绝缘拉杆放电。
第3种原因：绝缘拉杆在出厂，现场操作过程中有螺钉等金属物因振动掉到绝缘拉杆内，造成放电。
第4种原因：绝缘拉杆内壁附有灰尘，送电后造成绝缘拉杆放电。
对于以上原因我们逐条进行分析：
该绝缘拉杆是从瑞士AXICOM公司直接进口的，瑞士AXICOM公司是目前世界一流生产绝缘拉杆的专业厂，绝缘拉杆出厂经过严格的出厂试验的，瑞士AXICOM公司有产品质量保证书。
本装配单元1220单元，在厂内组装时的装配工艺由分装、单元装配、机械特性试验、电气试验各工序组成。尤其是进行了出厂试验：
工频耐压740kV/1min。
局部放电试验350kV，2.9pC。477kV，7.0pC。
雷电冲击试验1675kV。
以上3个试验对装配过程的绝缘水平进行了严格的考核（试验报告附后）。同时该装配单元在现场安装后，因各种因素进行了592kV三次工频耐压试验（4月12日、4月26日、4月29日），并且进行了二次电机伏安特性试验（3月25日、4月25日）。
我们可以排除由于第1种原因和第2种原因，导致产品送电后绝缘拉杆放电。
该隔离开关解体时我们对绝缘拉杆两端的紧固螺钉进行仔细的检查，没有发现放电后的绝缘拉杆的紧固螺钉脱落，而且也没有螺钉松动的情况。
可以确定隔离开关绝缘拉杆的放电也不是第3种原因造成的。
综上所述，造成5031-2B隔离开关绝缘拉杆放电原因只能是第4种原因，绝缘拉杆内壁附有灰尘，送电后造成绝缘拉杆放电。
产品在出厂前装配或现场安装时，装配人员质量意识不强，没有按工艺对绝缘拉杆进行认真的清理，致使绝缘拉杆的内壁表面附有灰尘、杂质。产品在出厂和安装现场耐压时，由于受电时间短耐压通过。当产品送电后绝缘拉杆中的灰尘在电场的作用下悬浮、漂移，且向电场强度高的部位移动。当灰尘、杂质移动形成一条通道时，最终导致沿绝缘拉杆内壁放电。
三、暴露问题及反措建议
1、暴露问题
XTB二期工程5031-2B隔离开关绝缘拉杆是个别情况，是由于个别装配人员质量意识不强所致。
2、反措建议
（1）要求工艺部门完善绝缘拉杆及绝缘件的清理、清洁工艺。并设计制造清理绝缘拉杆的专用工具。
（2）要求装配车间，在装配过程中严格加强产品内部及绝缘拉杆清洁度的清理和控制，用专用工具进行认真清理。
（3）进一步加强产品质量管理，完善绝缘件的存放保管制度。
（4）加强对员工的素质教育，提高员工的质量意识。
需要加强各环节的产品质量管理，注重细节，切实提高产品质量。
GIS高压开关故障汇编二
SM变电站2008年9月11日550kV GIS控制电缆绝缘电阻降低导致开关偷跳
一、典型故障现象
1、故障前运行情况
SM站500kVI母及5011开关、5021开关、5031开关停电检修，进行配合LTS电站至SM500kV线路GIS间隔接入、并进行设备年检预试、保护全检等工作。其余元件（包括220kV侧所有开关）均正常运行。SM2台主变并列运行，上网负荷共438MW。500kVSM站#1、#2主变均为自耦变压器，其中性点均为直接接地运行。
当天工作有SC电力送变电公司进行扩建500kVLTSGIS间隔工程，XC电业局继保班开展500kVI母母差保护年检和油化班在开展500kV5011、5031、500kV I母SF6气体的检漏工作。在202开关及1号、2号主变三侧开关跳闸时，均未触及主变、开关等一、二次设备和回路。
2、故障过程简述
2008年9月11日11时47分，500kVSM站＃1、＃2主变同时跳闸，省调直调电厂白水河（27MW）、玉龙（66MW）、滨东（100MW）、冶勒（当时未开机）、栗子坪（当时未开机）、大金坪（129MW）、田湾河（116MW）电厂解列（SM220kV母线所有线路均为电厂上网线路），共损失发电负荷438MW左右，未损失用电负荷。事故后，SM站#2主变三侧5032开关、202开关、302开关及#1主变三侧5012开关、201开关、301开关均跳开。220kV侧其余开关均未动作，所有上网电厂机组解列。
二、故障原因及处理
1、故障检查
厂家提供的220kVGIS内部控制电缆绝缘缺陷导致#2主变220kV侧202开关A相偷跳（无保护动作跳闸），且机构本体非全相保护未动作，非全相所引起的零序电流达到600A左右，从而导致#1、#2号主变的RCS－978CS保护装置公共绕组零序过流保护（250A、3.5秒）和PST－1202B保护装置的中性点过流保护（250A、3.5秒）动作使2台主变三侧跳闸。
2、故障原因分析
事故发生后，SC省公司立即安排生技部、基建部、调度中心、试验研究院技术人员和***开关有限公司人员赶赴500kVSM变电站，与XC电业局和省送变电公司共同查找事故原因，经分析事故主要原因如下：
SM变电站220kV设备为***开关有限公司生产的GIS设备，自2008年6月以来一直存在GIS操作机构至汇控柜之间的控制电缆绝缘电阻普遍严重降低的缺陷。由于220kVGIS二次电缆绝缘电阻严重降低，导致202开关A相偷跳（在9月11日8时44分202开关已发生过一次偷跳，当时因三相不一致保护正确动作，未对系统造成影响）。事故后，经现场检测2号主变202开关汇控柜至机构跳闸回路电缆的对地电阻A相为6kΩ、C相为7kΩ、B相为∞；汇控柜至保护屏电缆三相均为∞。由于202开关A相偷跳，且三相不一致保护未动作，导致#1、#2主变公共绕组零序过流保护动作，跳开两台主变三侧开关。
综上分析，三相不一致保护未动的原因是由于GIS操作机构至汇控柜之间的控制电缆绝缘电阻普遍严重降低，202开关A相辅助开关切换不良，导致机构本体三相不一致保护未动作。
3、故障处理
经SM站现场检查确认事故原因为#2主变202开关偷跳、其余设备无异常后，开始恢复送电操作。
13:37 ＃1主变（三侧）恢复送电正常
14:16 ＃2主变202DL由热备用转冷备用
14:50 ＃2主变高、低压侧送电正常
15:55 220kV东石线；栗石一、二线；田石一、二线；金石线全部送电正常，滨东、玉龙、白水河、大金坪、田湾河电厂机组并网，发电负荷逐步恢复。
针对SM站220kVGIS厂家提供电缆的绝缘电阻普遍严重降低的问题，省公司于2008年7月1日和2008年7月8日在公司本部召开了SM变直流系统缺陷问题的专题协调会，决定由SC送变电公司会同GIS厂家对220kVGIS汇控柜至GIS本体的电缆进行更换。截止2008年8月4日，已完成了两个间隔的电缆更换工作。从现场运行情况来看，已经更换电缆的间隔运行情况良好。由于奥运及残奥会保电的需要，计划在奥运会后进行其它间隔电缆更换工作。
针对9月11日出现的事故情况，经省公司和***开关公司现场协商，要求***开关公司立即着手更换电缆准备工作，并于2008年9月30日之前完成201、202开关间隔电缆更换工作。计划14日202间隔所需电缆发货，18日开始更换。25日开始201间隔更换。同时尽快准备其余间隔电缆更换所需材料，务必于2008年11月30日前完成其余所有间隔电缆更换工作。
三、暴露问题及反措建议
（1）要求XC电业局加强对SM变电站的运行巡视检查并做好事故预案。
（2）结合国网公司开展的变电站站用低压交流电缆的专项检查工作，举一反三，对公司系统二次交、直流电缆开展全面检查整改。
GIS高压开关故障汇编三
GG变电站2008年9月12日550kV HGIS隔离开关绝缘拉杆裂纹导致击穿
一、典型故障现象
1、故障前运行情况
事故前状态：天气晴朗，500kVGG变电站内无任何操作。
2、故障过程简述
13:23:51，500kV #2母线第一、二套母差保护BP-2B保护同时动作，500kV #2母线上5032、5043、5053、5062开关三相跳闸。故障录波显示故障相为C相，500kV＃2母线短路电流超过22kA，短路电流持续时间接近40ms，整个事件中所有保护、故障录波、开关动作均正确。
二、故障原因及处理
1、故障检查
事故发生后，调查人员对500kV母线和H-GIS进行了外观检查，未发现异常，判断故障点在GIS内部故障，根据母差保护范围，确定故障部位为相关5032、5043、5053、5062、5063断路器间隔靠近＃2母线侧的T2气室。（H-GIS每个间隔分为3个气室，分别为断路器气室，T1气室和T2气室，T1和T2气室涵盖了相应的套管、隔离开关、接地开关和CT气室）。
为准确定位故障点，省电力试验研究院对以上5个间隔的断路器和T2气室内SF6气体进行了成份检测，发现5062间隔C相T2气室内SO2含量超过2000ppm，其余气室SO2含量均小于1ppm，由此确定故障部位在5062间隔的T2气室内。
事故调查同时查找了交接试验的耐压记录，5062间隔在交接试验时通过了592kV的交流耐压试验。
在对事故间隔进行隔离的倒闸操作中，发现50622隔离开关操作机构电机空转，50622隔离开关不能分闸。从而确定了故障气室的位置。
