2011年广东电网高压开关运行情况及故障分析.ppt
广东电网高压开关运行情况,GIS典型缺陷分析,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。,佛山110kV洞边站110kV GIS07年9月投运。09年7月22日，洞边站洞横线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。,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220kV中山站220kV明中乙线2765开关母线侧B相 CT气室有异响和振动。对220kV中山站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,GIS典型事故分析,2009年11月1日21时19分，佛山110kV古灶站由于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，古灶站全站失压事件。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。,2009年4月13日16时54分，揭阳220kV紫峰变电站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。,佛山500kV西江站有12台共36相杭州西门子公司的3AP1FG型35kV开关，用于35kV电容器、电抗器的投退，2004年投运。09年1月对#2变低母线下的6台18相预试发现有9相回路电阻超标（最大值为140微欧，最小值为59微欧，厂家标准值为25微欧）。分析原因是由于开关频繁投切操作，引起微量电弧合成物通过电弧气流外溢，粘附在触指和加热筒的镀银接触面上，导致回路电阻偏大。目前已经全面更换超标极柱。,断路器典型缺陷分析,2009年5月17号中山220kV浪网站220kV横浪乙线开关保护跳闸,B、C相重合闸成功,A相出现半分半合。该开关型号为LTB245E1-1P BLK222，厂家为ABB（北京）高压开关有限公司，2007年9月出厂。后经返厂解体检查发现因为装在下电流通道上的压气缸导向套内径尺寸不合格（偏小），导致压气缸拉杆与装在下电流通道上的导向套之间运动不畅导致开关出现合闸故障。,原因分析：装在下电流通道上的压气缸导向套内径尺寸不合格是导致本次A相开关故障的根本原因。由于压气缸拉杆与导向套之间相对运动不畅，消耗了部分弹簧能量，导致合闸能量相对不足，合闸操作时合闸拐臂没有将分闸拐臂送到位，开关出现半分半合现象和操作速度的大幅下降；由于导向套尺寸配合异常，经过多次运动后光洁度变差，摩擦阻力加大，应该是开关运行一段时间后出现故障的直接原因。,四、 高压开关柜运行评述,截至2009年底，广东电网公司高压开关柜运行数量为59144面，同比2008年增加了7181面，增幅13.8%。2009年度共发生高压开关柜事故4起，比2008年减少1起。 从高压开关柜紧急（重大）缺陷分析，分、合闸线圈烧毁所占比重最大，为38.9%，其次为操作机构缺陷，为33.9%，五防缺陷以11.2%排在第三。可以看到，分、合闸线圈烧毁和操作机构缺陷两项的缺陷率占高压开关柜全部缺陷率的72.8%。但从2009年到2010年年初6起开关柜事故来看，大电流柜插头发热、隔离开关缺陷导致安全运行形势异常严重，为此省公司下发了广电生部201010号文关于对10kV大电流开关、隔离开关进行专项检查的通知，要求各局按要求对10kV大电流柜进行专项检查工作。,内容包括：1）对投入运行超过10年的手车式断路器申请停电进行专项检查，重点检查触头是否过热变色、触头弹簧是否老化变形、压紧力是否足够、绝缘部件有无过热变形等现象。2）对投入运行时间不足10年的手车式断路器，应结合设备停电开展检查，重点检查触头是否过热变色、触头弹簧是否老化变形、压紧力是否足够、绝缘部件有无过热变形等现象。3）对10kV GN22型隔离开关开展一次专项巡视，重点观察隔离开关动触头压紧螺栓、弹簧是否齐全，检查导电部分有无机械变形、过热变色等现象。设备有机会停电时，应进入柜内进行详细检查，发现异常时应及时处理，必要时应申请停电开展专项检查。4）对10kV GN30型隔离开关开展专项巡视，重点观察隔离开关旋转瓷瓶有无裂纹、崩缺，检查导电部分有无机械变形、过热变色等现象。设备有机会停电时，应进入柜内进行详细检查，发现异常时应及时处理，必要时应申请停电开展专项检查。5）有条件的供电局应充分利用带电局放测试技术协助开展检查工作，并为开关柜带电局放测试积累基础数据。,存在的问题举例,存在的问题：4000A开关柜普遍通过强制风冷实现。存在几方面问题，一是通流设计裕度减小，二是各厂家配置的风扇质量差异较大，风扇出现问题停转时必须降负荷运行，变低开关柜更换风扇需要停母线，三是长期通风带来更多积尘，积尘附着在绝缘套上产生的局放加速绝缘材料的老化，附着在绝缘子上增加了爬电几率，附着在风扇上和导体上对通风和散热造成不利影响。,GN30刀闸支柱瓷瓶出现裂纹 GN30触指夹紧力不够，在大电流的作用下长期发热 由于铜棒、环氧树脂、瓷瓶这三种材质的热胀冷缩系数存在不同，在长期发热情况下，发生胀裂瓷瓶进而爆裂,针对广东电网变电站2008年底一个月内接连发生两起10kV 移开式开关柜在正常操作中发生的三相对地短路并造成人员受伤的事故，明确事故原因为挡板卡涩未正常开启、小车导电臂未加装绝缘护套。南方电网专门还下发了以此为内容的专项反措。,开关柜典型事故分析,2009年1月3日，04时03分，阳江220kV阳江站2主变变低502开关柜短路，低后备复压过流保护动作跳开2主变三侧开关,导致10kV段母线失压。当值运行人员立即到现场进行检查发现502开关柜被熏黑，开关柜后门已被冲开。,检查发现：502开关柜内5022刀闸A相绝缘子面对CT室与5022刀闸档板部分表面已烧熔，隔离档板烧出一个直径大约14cm的洞，502B0接地刀闸动触头三相都有明显放电痕迹，与接地刀闸连接的接地扁铜烧断。根据故障录波图分析和现场检查，5022刀闸A相首先发生闪烙，继而引发A、B相短路，并发展为三相短路事故。电弧将CT室与5022刀闸隔离档板烧穿后，由于整个开关柜内温度高、充满大量金属粉尘，空气绝缘强度大幅降低，加上电弧的漂移，继而导致CT室三相短路。,原因分析：认为5022刀闸A相支持瓷瓶存在绝缘缺陷，瓷瓶表面粗糙，有细颗粒状，且釉质内有黄斑痕，是瓷瓶浸釉前瓷瓶表面不清洁造成，留下隐患。在长期运行电压作用下，不清洁物质逐步累积电荷形成导电桥，导致瓷瓶表面放电闪烙，继而引发A、B相短路，最后发展为三相短路事故。,2009年12月31日10:34（当日天气为小雨），茂名220kV六运站#1主变低压侧后备过流保护动作，第二时限跳开#1主变变低侧501开关，第三时限跳开#1主变变中侧1101及变高侧2201开关，事故造成10kVM母线失压，#1主变变低501开关柜烧坏。,检查发现：检查发现柜内靠10kV IM母线5011刀闸（型号GN30-10Q-3150/40）动触头旋转瓷瓶烧损严重，瓷瓶表面爆裂并部分脱落； C相刀闸动触头旋转瓷瓶的固定钢架有电弧灼伤点；固定动触棒的接地夹件被烧断（该夹件固定在钢架上，用于刀闸拉开时固定接地）；5011刀闸动触棒靠旋转瓷瓶部分烧熔，且C、B相动触棒烧损程度较之A相动触棒更加严重；与C相刀闸相邻的开关柜封板受大电流冲击而变形，封板上靠近C相刀闸的相应位置电弧灼伤颜色明显不同（显示该部位的温度最高）；中部开关室的断路器(ZN28-12/3150-40)及上端母线支柱绝缘子被电弧熏黑；二次室元器件及二次控制电缆被烧毁。,原因分析：事故原因为5011C相刀闸静触头座的触指夹紧力不够，在大电流的作用下长期发热，并导致C相刀闸动触头旋转瓷瓶长期高温而致使其绝缘逐渐劣化，加上出事当天空气湿度较大，最终旋转瓷瓶绝缘击穿，导致C相刀闸动触头通过其旋转瓷瓶对固定底座发生接地短路，随后发展至BC相间短路，最终发展为三相短路事故。,故障点,2009年8月14日19：00，110kV莲塘站#1主变低压侧后备过流保护段第一时限（跳分段521开关）动作出口，#2主变一分支502A后备过流保护段第一时限（跳分段521开关）动作出口、过流保护段第二时限（跳变低502A开关）动作出口，#2主变一分支502A后备过流保护段第一时限（跳分段521开关）动作出口、过流保护段第二时限（跳变低502A开关）动作出口，#2主变高压侧后备过流保护段第一时限（跳变低502A开关和变高102开关）动作出口，造成10kVA母线失压。19：30巡检人员到站检查发现，10kV高压室内有浓烟，#2主变变低一分支502A开关柜烧毁。,检查发现：现场检查发现#2主变变低502A小车开关触头有严重烧毁，如图7所示，短路故障点应该在该开关附近，502A开关柜上的二次导线烧毁，部分二次导线的铜芯已经裸露，检查一次设备502A开关柜、TA柜内的一次连接铜排没有发现异常（除#2主变变低502A开关触头部分，其它没有发现明显的故障点）。,原因分析：事故原因主要是由于#2主变变低502A小车开关的梅花插头接触不良，触头发热，长期导致触头盒绝缘降低并老化。当运行负荷增大时，触头发热更为严重， C相触头盒对地击穿，同时产生电弧引发三相短路。,2009年10月17日18：53：45，2变变低主变侧502A4刀闸手车隔离柜故障，110kV西塱站#2主变差动保护动作（比率差动保护动作），跳开#2主变两侧开关（#2变高1102开关、#2变低502A开关），导致10kV2M母失压。,检查发现：现场检查发现，#2变低变压器侧502A4刀闸小车柜断路器室上方泄压板爆开，502A4刀闸小车柜内有烧焦味道，#2变低502A开关柜及其余10kV设备无异常。打开变低502A4刀闸小车隔离柜前柜门并将小车摇出来进行详细检查，发现C相接头上触头和导电臂烧焦，触头压紧弹簧断裂，触指有烧熔变形现象，柜内金属隔板有明显放电痕迹。如图89所示。,原因分析：事故主要原因为#2变低变压器侧502A4刀闸动触头弹簧压紧力不足，通过负荷电流较大，触头接触不良导致发热，且该触头散热效果不佳，持续的发热导致弹簧断裂松动，引起电弧放电，最终发展成柜内三相短路，造成主变差动保护动作跳闸。,如何才能安全,从广东电网2009年到2010年年初6起开关柜事故来看，大电流柜插头发热、隔离开关缺陷导致安全运行形势异常严重！,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。,汕头局220kV成田站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，珠海站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，世龙站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确在该处：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北开厂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北开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，220kV育新站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，丹桂站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,Thank You !,谢 谢！,
