一起GIS接地刀闸故障分析--《大众用电》2015年10期
一起GIS接地刀闸故障分析
【摘要】：正GIS,即SF6气体绝缘全封闭组合电器(Gas Insulted Switchgear),体积相比敞开式电气设备较小,具有结构紧凑、可靠性高、抗震性能好、噪音低、维护量小及不受外界环境影响等优点,但GIS设备一旦发生故障,特别是内部放电故障,或者因为缺陷需要检修,涉及的停电范围不仅是发生故障的间隔,很有可能是相邻间隔,甚至整个变电站GIS组合母线。
【作者单位】：
【关键词】：
【分类号】：TM595【正文快照】：
GIS,即SF6气体绝缘全封闭组合电器(Gas Insulted厂试验、交接试验和预防性试验中,都规定了必须测量导Switchgear),体积相比敞开式电气设备较小,具有结构紧电回路的直流电阻。凑、可靠性高、抗震性能好、噪音低、维护量小及不受外界目前用于回路电阻测试的测试仪,其工作原理是
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5B中压侧分支母线故障分析处理
作者：身不由己 &&&&文章来源：本站原创&&&&更新时间：日 &&&&
5B中压侧分支母线故障分析处理
日12时21分，执行1F减负荷停机令，当负荷减到60MW左右时，中控室蜂鸣器响，信号返回屏打出“5B事故”光字，5号变高、中、低压侧开关3305DL、1105DL、125DL开关跳闸。检查5号联络变压器保护装置动作情况为A、B柜差动速断、差动保护动作。事故发生后立即对5号主变系统进行了详细检查，检查结果如下：
一 故障查找
1、首先对5号主变外观进行检查未见异常，主变瓦斯继电器中无气体，主变释压器无动作。
2.主变油色谱分析数据无异常。
3.对110KVGIS检查发现5B中压侧C相GIS分支母线外壳有一段发热异常。用红外线测温仪测当时温度高达85℃，其余地方29℃。并且母线盆式绝缘能看到过热颜色呈焦黄色，初步判断出故障点在此。做高压试验做以验正。试验证明判断正确。
4.对主变本体连同高、中压侧GIS绝缘检查情况如下：
(1)主变绝缘电阻：高、中压侧：400MΩ；（不合格）
低压侧：1MΩ。
(2)主变泄漏电流：高、中压侧：20kV 93ｕA；（超标）
低压侧：10kV 0.5ｕA；
5.5B保护装置A柜C相差动速断保护11ms动作，C相差动保护23ms动作，5B三侧跳闸，“保护动作”灯亮。
6.5B保护装置B柜C相差动速断保护11ms动作，C相差动保护23ms动作，5B三侧跳闸，“保护动作”灯亮。
7.分析事故故障录波图见故障点在5号主变110kv侧,故障C相最大故障电流12.112ka,故障持续时间30ms。
由此初步判断5号主变内部正常，初步判定故障点在：5号主变中压侧GIS C相分支母线。
8.对5号主变中压侧110kvGIS C相分支母线解体检查：
根据故障初步分析结果,对5号主变中压侧GIS C相分支母线的SF6气体进行了回收，并用高纯氮气进行冲洗。打开5B中压侧GIS C相母线的手孔盖板后：
(1)检查发现分支母线气室内有严重的放电现象，气室内部充满SF6分解物和放电粉尘。见图一
(2)盆式绝缘子装配中屏蔽罩烧损、其中梅花触头完全烧熔，固定梅花触头的螺栓也完全烧熔。见图二。
(3)C相分支母线内部导导体头部插入部分烧熔，导电杆导体部分有放电电弧烧伤的痕迹。见图三。
(4)盆式绝缘子表面有较大量由高温金属微粒造成的热损伤，在盆式绝缘子下部有明显的放电通道。
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&& 图四：坏的盆式绝缘子
(5) C相分支内部有大量SF6分解物和放电产生的粉尘，严重污染的有C相分支全部管道母线，C相套管气室。
二& 故障原因分析
根据检查结果我厂会同西北电研院开关中心、西安高压开关厂对5号主变C相分支母线放电事故产生原因进行了详细分析。分析认为：安康电厂5号主变 110kv SF6组合电器放电事故产生原因是：
1．&&&&&&&& 主导电回路接触不良，在长期运行过程中导电杆与梅花触头的接电阻逐渐增大，接触面发热，造成梅花触头拉紧弹簧失效，梅花触头拉紧弹簧的失效加剧了导电杆与梅花触头间的接触电阻的增加和发热，高温最后导致导电杆插头与梅花触头烧熔。
2．&&&&&&&& 梅花触头座的严重过热和产生的高温金属微粒造成了盆式绝缘子表面热损伤致使盆式绝缘子表面绝缘水平降低，造成的盆式绝缘子表面闪络和对地放电，是5号主变差动保护动作的主要原因。
3．&&&&&&&& GIS设计不合理，主导电回路导体的连接和安装是与GIS外壳同时装配，安装中无法对导体与梅花触头的连接和插入触头座中心情况进行检查和确认，导体插入触头座偏心是造成主导电回路接触不良的主要原因。
三& 故障处理中的安全工作
安康水电厂是陕西电网最大的调峰调频电站，而电站的5号联络变压器是4台机组、330KV和110KV之间的唯一联络变。再之，安康电网目前又没有330KV以上的电网，所以5号联变的作用可想而知。5号联变的抢修工期又是多么的紧迫。在最短的时间里要高质量地完成抢修任务，安全工作就显得尤为重要。事故发生后我厂立即组织了以生技部、安监部、检修部组成5号主变抢修机构，成立了以总工程师为总指挥的抢修组织机构，编制了抢修技术方案和抢修保安措施。会同西北电研院开关中心、西安高压开关厂编制了5号主变C相分支母线的抢修工作项目和工艺控制措施。
在这次抢修工作中，变电班在故障出现后积极查找故障点及原因并及时针对放电后气体及粉末有毒性的情况制定了安全措施。准备了足够的防毒面具、专用的工作服和手套，采取了一系列安全管理措施：首先，工作前对工作的全过程进行了安全剖析，坚持“安全第一”的思想，找出工作中的危险源及危险点，并积极采取有效措施进行危险点预控工作并将抢修方案、危险点预控措施在工作现张贴；其次是做好工作负责人监督制，在工作中工作负责人不仅对本班的工作成员做好安全思想教育，做好安全保护措施，并对交叉班组的工作人员进行监护，发现违章作业立即制止；三严格实施标准化作业，实行检修质量验收卡有效地避免了因人为因素出现的检修质量问题。并用原有的通风设施及加装通风机进行现场通风以改善现场工作条件。来保证工作人员的人身安全。在工作中对有毒气体进行完全回收并保管，尽可能的对故障气室抽真空并氮洗多次。对有毒粉末和有关气室的吸附剂进行收集并深埋处理以减少对人员及环境的危害。在对设备处理过程中精心制定了详尽的安全和技术方案，并在实施过程中严格落实。由于在分支夹层工作，首先对上下孔洞进行了永久或临时的封堵以避免不安全的隐患；在所需搭建脚手架时，严格把关使之成为合格后方能使用；在需要起吊设备时，先确定设备的重量再和起重工协调并商量起吊方案再实施以保证起吊设备的绝对安全。在对分支母线筒、绝缘盆子及导体的处理中，严格把好质量关杜绝由于人为原因造成的事故发生；在更换内部零部件时严格确定型号、质量和尺寸避免留下隐患；在试验进行完毕后，仔细多次检查并进行三级验收避免留下隐患酿成恶果；在回装完毕分段抽真空过程中，严格按照规程执行并对有关阀门挂牌操作以避免误操作造成的事故延误抢修工期；在补充SF6气体过程中，对回收及新气体进行严格的化验，坚决不使用不合格气体，保证气室质量，提高设备运行的安全系数。在这些具体得力的安全措施保证下，抢修工作得才到了优质、高效地实施。
四& 故障处理
1.& 回收5B中压侧油气套管气室的SF6气体，回收至50毫巴后充入高纯氮气进行冲洗，高纯氮气充入后用真空泵对气室抽真空，吹扫工作进行两次后注入大气解除真空。
2.& 拆除及更换零部件。
3.& 对全部分支母线管道内部进行检查、清理。
4.& 按要求回装分支母线管道和导体,按规定涂抹密封胶并更换全部密封圈，调整好波纹管的尺寸，按规定力矩上紧连接面螺栓，回装好支母线管道的固定支撑架。
5.& 测量5号主变C相断口处至110517接地刀闸间回路电阻和C相GIS的绝缘电阻。要求回路电阻不大于原始数值。
6.& 更换C相套管气室手孔盖板及全部分支母线管道全部盖板的吸附剂。
7.& 对5B中压侧GIS套管气室抽真空，抽真空至133Pa以下保持4小时后，填充SF6气体至额定压力0.4Mpa（20℃）。
8.& 静置24小时后测量气室的SF6微水，恢复C相母线外筒的接地连接线。
五 耐压试验和开机试验
1．根据省公司安排和抢修方案要求5B中压侧C相GIS分支抢修后应进行147kv10分钟交流耐压试验。在进行方案要求的断开5号主变中压侧氧化锌避雷器内导时发现，氧化锌避雷器内导与母线成串联状连接而无法断引，氧化锌避雷器内导不能断引造成无法对5B中压侧C相GIS进行147kv10分钟交流耐压试验。我厂经与西安高压开关厂技术人员研究并参考IEC 标准，并结合我厂采用的利用发电机递升加压的方法代替交流耐压试验的成功经验，向省公司报告：建议采用发电机递升加压的方法代替交流耐压试验，建议得到省公司批准。接到批复后我厂随即制定了5号主变抢修后升流、升压试验试验方案。
2、5号主变升流、递升加压试验：
（1）在125开关出线侧加装短路线，用3＃机对5B进行升流试验，同时检查更换CT的极性及接线，一二次设备均正常，试验完毕后对试验用短路线进行了拆除，正确恢复原出线连接。
（2）利用110kv安紫线间隔电缆出线套管加装三相短路线，使用3＃机组对5号主变及中压侧GIS进行升流试验，由于受110kv安紫线间隔测量电流互感器的限制（400/5a）中压侧短路电流按450a控制，试验过程中5号主变中压侧电流加至450a停留了1小时，用红外测温仪检查5B中压侧C相GIS分支母线温度正常，检查CT的极性及接线正确。
六 反事故措施及对策
1．&&&&&&&& 对110kvGIS1号主变、5号主变分支母线盆式绝缘子加装测温装置，对故障易发部位进行监测。该工作在近期完成。
2．&&&&&&&& 进一步完善GIS 在线监测系统。
3．&&&&&&&& 加强设备巡回检查在主变重负荷时段加强设备巡回检查。
4．&&&&&&&& 严格按省公司规定，保证5号主变系统和GIS系统的检修和预防性试验工作以保证重要设备健康。
在这次故障处理过程中,由于组织严密,检修人员责任心强尽职尽责，始终把‘‘安全第一’’的宗旨贯穿于整个事故处理过程中，安全、优质、高效地完成了我厂5B故障处理任务,保障了重要设备的安全运行，为安康水电厂的安全运行2300天做出了突出的贡献。
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一例变压器中性点GIS导电回路缺陷的查找与分析
《电工技术》
编辑/作者：
雷成,申雁鹏,王声
发布时间：
雷成1，申雁鹏1，王声学1，陶琼1
1.江苏核电有限公司　江苏　连云港　222042
［摘要］& 在一次年度预防性试验中，通过对主变压器高压绕组直流电阻测量值的综合分析，发现与之相连接的中性点GIS导电回路隐藏的缺陷，从而避免了一次变压器事故的发生。
关键词　 变压器、GIS、直流电阻、导电回路电阻
国内某核电站装配有两台1000MW的机组，其500kV主变压器采用三相分体式变压器，单台变压器额定容量为417000kVA，额定电压组合为525//24kV，额定电流为57A。三台变压器低压侧绕组通过24kV封闭母线连接成三角形，高压侧绕组为星形连接，其高压端直接和500kV电压等级的GIS相连接，尾端通过110kV电压等级的GIS连接直接接地。由于GIS拆装工作量大，且具有一定程度的风险，因此例行的年度预防性试验测量变压器高压侧绕组的直流电阻都是将高压端GIS接地刀闸合上，断开其外部的接地连片，在接地刀闸引出端和中性点GIS的接地端之间测量，因而测量值包括了高压端一段
图1 变压器高压绕组直流电阻测量示意图
GIS和中性点GIS的导电回路电阻值，如图1所示。
1&缺陷部位的查找
2011年5月，电站2#机组停机进行年度检修，采用JYR-40型变压器直流电阻测试仪测量主变压器高压侧绕组的各相直流电阻得到表1中的数据。
表1 高压绕组各相直流电阻测量值（单位：m&O）
测量值（油温：18℃）
计算可得各相之间最大差值为平均值的2.49%，而根据DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》的要求，1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2%。考虑到各相变压器高压绕组连接的GIS长度不同，会对直流电阻的测量结果有一定的影响，于是查阅了相同状态下的历史测量数据，如表2所示。
表2 高压绕组各相直流电阻历史测量值（单位：m&O）
2009年6月（油温:30℃）
2010年6月（油温:28℃）
计算可得2009年的测量值各相之间的最大差值为平均值的1.18%，2010年的测量值各相之间的最大差值为平均值的1.34%。可见尽管连接的GIS长度不同，历年各相变压器高压绕组直流电阻测量值之间的最大偏差还是在2%以内。又查阅了该变压器在安装阶段没有连接GIS时单独测量的高压绕组直流电阻的测量值如表3所示。计算可得各相之间的最大差值为平均值的0.99%。
表3 高压绕组未连接GIS时各相直流电阻测量值（单位：m&O）
测量值（油温：21℃）
换算到18℃的值
为了进一步分析，又在高压端GIS接地刀闸处测量了线间的直流电阻值，如表4所示。
表4 高压绕组线间直流电阻测量值（单位：m&O）
测量值（油温：18℃）
将表1～4中的测量数据进行综合比较分析，在表1和表3中，油温同为18℃时， C相直流电阻值变化不大，而A相、B相的直流电阻表１中的值都比表３中的值都增大了3.4 m&O。可判断C相变压器本体高压绕组、与之相连接的高压端GIS导电回路和从其中性点出线端F到接地端N之间的中性点GIS导电回路（如图2所示）都没有问题。在表1中，A-N、B-N的直流电阻相对较大，而在表4中A-B线间直流电阻却相对较小，Ｂ-C、Ｃ-Ａ线间电阻相对较大。在油温为18℃时，表4中A-B的线间电阻值比表3中A、B两相电阻值之和仅大了1.4m&O，而B-C的线间电阻值比B、C两相电阻值之和大了4.6 m&O，C-A的线间电阻值比A、C两相电阻值之和大了4.3 m&O。通过上述分析，可判断A、B相变压器本体高压绕组、与之相连接的高压端GIS导电回路和两台变压器中性点出线端D-E之间的GIS导电回路有问题的可能性较小。那么，造成本次测量值之间偏差大的问题就最可能在中性点GIS的H点至I点之间的导电回路上。
图2 中性点GIS导电回路示意图
为了验证以上的判断，通过手孔门，用微欧计施加100A直流电流单独测量了中性点GIS导电回路电阻，测量值如表5所示。将表1中的测量值分别减去D-N、E-N、F-N的导电回路电阻值得到三相的电阻值为：130.26 m&O、130.37 m&O、130.08 m&O，这三个值之间的最大差值为平均值的0.22%，和表3中的测量值相比较最大变化也仅为1.06%。这也证实了变压器三相本体高压绕组及高压端GIS导电回路都没有问题。D-E、F-N段的回路电阻测量值较小证明了此两段导电回路也没有问题。表5中这些测量值之间的大小趋势与表1和表4中测量值之间的大小趋势也是一致的。以上这些就进一步证实了之前的推断是正确的，即H点至I点之间导电回路电阻偏大造成了变压器高压绕组三相直流电阻测量值之间偏差大。&&&&&&&&&&&&
表5& 中性点GIS导电回路电阻测量值（单位：m&O）
中性点GIS的H点至I点之间的导电回路是由四段导体组成，中间由盆式绝缘子支撑连接头将四段导体连接在一起，如图3所示。将此段GIS拆开，分段进行检查，并测量回路电阻值如下：Rab=2.34m&O、Rbc=0.066 m&O、Rac=3.80 m&O，根据这些数据可以断定，a-b之间的GIS导电回路存在问题。
图3 H-I段中性点GIS连接图
将a-b之间的GIS完全拆开进行检查，发现a端连接头右侧接头处的导电杆已经有明显的腐蚀痕迹，如图4所示。将此段导电杆抽出后，发现其触头整个表面已经严重腐蚀生锈，如图5所示。
图4 GIS导电杆腐蚀部位
图5 导电杆触头表面腐蚀图
为了防止其它触头有类似的现象，将H-I段GIS的所有其它导电杆全部抽出检查，没有发现有腐蚀的痕迹。
2 缺陷的处理
根据触头的腐蚀情况判断，已不具备在现场修复的条件，于是将此段GIS整体全部用备品进行了更换。安装完成后，又测量了中性点GIS的导电回路电阻值，见表6。其中D-N、E-N段的回路电阻值和表5中的值相比已大大降低。
将中性点GIS和变压器高压绕组完全连接完成后，再次测量高压绕组和GIS连接在一起的直流电阻值，见表7。各相之间的最大差值仅为三相平均值的0.15%，符合DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》的要求。
表６ 处理后中性点GIS回路电阻测量值（单位：m&O）
表７ 处理后高压绕组各相直流电阻测量值（单位：m&O）
测量值（油温：19℃）
3 缺陷的原因分析
该变压器与2004年9月投运，其中性点GIS每年预防性试验时都和变压器连接在一起测量直流电阻，期间没有进行过拆卸、安装，变压器和GIS的运行状况一直良好，没有异常现象发生。由此分析，可能是以下两个原因造成了导电杆触头的腐蚀：
(1)在中性点GIS生产或安装时，在此触头上遗留了微量的杂质，造成触头和连接头之间的接触电阻增大，同时GIS内的SF6气体含有极微量的水分。运行期间长期在大电流的作用下，触头表面就会发热，杂质、水分、SF6气体与导电杆触头的金属发生缓慢的化学反应，日积月累从而造成了整个触头表面的严重腐蚀。
(2)该触头在安装的时候没有完全上紧，造成导电杆触头和连接头之间接触不良。运行期间流过大电流，其接触面就会发热，加上SF6气体和水分的作用，从而造成了触头表面的逐渐腐蚀。
这次发现的变压器中性点GIS导电回路的缺陷具有很强的隐蔽性，在正常运行期间极不易发现。在运行期间此GIS导电回路中通过有1000多安培的电流，在触头腐蚀处会产生大量的热量，造成腐蚀的进一步加剧，触头的接触电阻不断增大，发热量也相应增加，如此形成恶性循环，最终会导致此GIS导电回路烧断，从而造成电站主变压器跳闸停运，机组停机的事故。在这次年度预防性试验中，通过对测得的变压器直流电阻值微小偏差的分析，将其充分的横向和纵向比较，准确、及时的发现了缺陷，防止了缺陷的进一步恶化，避免了一次核电站非计划停机事故的发生。
［1］ DL/T596-1996电力设备预防性试验规程［S］
［2］ 李建明，朱康. 高压电气设备试验方法［M］.北京：中国电力出版社，2005　
关键词： 变压器,GIS,直流电阻,导电回路电阻
来源：《电工技术》
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