GIS刀闸因机构问题造成刀闸未合到位,引起动触头放电故障分析报告

1、110kV 后田变 GIS 内部放电故障分析报告一、故障经过11月 28日23时 11分， #2主变由热备用转合环运行后， #2主变差流速断、比率差动保护动 作，跳 110kV内桥 160、#2主变 602开关。运行人员对差动保护范围内的设备进行检查，未发现 异常现象或明显故障点。 将#2 主变转检修隔离， 10kV段母线负荷转由 #1 主变供电， 未损失负 荷。二、故障设备情况110kV 后田变于 2009 年 9 月投运， #2 主变为杭州钱江电气集团股份有限公司生产的 SZ10-40000/110 型变压器。 110kV 设备采用河南平高电气股份有限公司 GIS 组合电器，型号为 ZF1

2、2-126 。#2 主变差动保护采用山东烟台东方电子信息产业股份有限公司生产的DF3330E保护装置。故障设备情况三、故障前运行方式110kV官田线 161开关带 #1主变供 10kV段母线运行，内桥 160、16M开关及#2主变在热备 用， 10kV 母分 600 开关在热备用。四、#2 主变送电过程11 月 28日 21 时，因配合输电线路作业而停电的后田变2#主变开始恢复送电。 22 时 26分 47秒，后田变 #2主变由热备用转空载运行（ 合内桥 160开关）；22时 33分 44秒， #2主变 602开 关合环运行，发现 #2 主变低压侧无电流遥测值后，于22 时 55 分断开 2#

3、 主变 10kV 分支一 602 开关； 现场判断为负荷电流太小导致无遥测值后，23时 04分 36秒， #2主变 602开关再次合环运行，23时 11分12秒275毫秒， 2#变差动保护装置差流速断出口， 23时11分12秒287毫秒，2# 变差动保护装置比率差动保护出口跳160、602 开关。五、现场检查试验情况1、设备外观检查： 通过检查主变、 10kV 开关柜及 GIS 设备外观，均未发现明显异常；各开 关、刀闸的电气指示、机械指示正常。2、#2 主变保护： 检查 #2 主变差动 CT二次回路正常。对差动保护装置差动电流启动值、差动 速断值、比率制动、二次谐波制动项目进行复测，装置均正

4、确动作。3、#2 主变本体检查试验 ：对高压侧各分接档位直流电阻、高压侧套管介损值及电容量测试， 主变绕组绝缘、绕组介损值及电容量测试，绕组变形、绕组直流泄漏、铁芯及夹件绝缘电阻试验 结果正常；主变油色谱、微水试验正常。4、110kVGIS试验： 对主变侧套管引线至内桥 16016地刀处的回路电阻、绝缘电阻进行测试， 未发现明显异常；对 110kVII 段母线上 6 个气室 SF6 气体纯度、微水、分解物进行测试，除发现 1622 隔离开关气室的分解物 SO2严重超标( 300 L/L )，微水较上次试验有较大幅度上升外，其 余均正常。5、10kV 侧检查： 对 602 开关外观检查正常，外壳

5、、触头无烧蚀、放电等异常现象；对主变 10kV 出线至 6022 开关柜进行绝缘试验，结果正常。6、直流系统检查： 调取直流系统的报告，未发现存在直流电源失地或故障问题。直流系统运行记录六、现场解体检查情况29日下午 18时许，回收 SF6气体后，拆开手孔封板，发现 1622 刀闸三相动触头表面均有 不同程度的烧伤黑点，其中 A、 C相较为明显， B相最轻微； A 相静触头处的屏蔽桶有一烧伤点； 三相的绝缘拉杆均有不同程度的烧伤。图1 三相触头情况图2 A 相动触头图 3 B 相动触头图 4 C 相动触头图 5 管壁烧伤情况图 6 三相静触头情况图 7 三相静触头情况12月 6日下午，省公司生

6、产部、电科院、平高厂及公司相关技术人员，在公司检修大仓库对 1622 刀闸进行深入解体试验，详细过程如下：1、恢复隔离开关与本体之间的连杆，根据二次原理图给机构接通电源；本次现场问题处理时隔离开关机构和故障本体同时更换，基本保持了机构和本体发生故障时的原始状态，因此此次分析结果基本可以反映现场故障时的真实情况。2、手动操作两次隔离开关后，电动操作，测量隔离开关动触头行程；结果显示：隔离开关动触头行程为118mm ，与出厂试验记录的 117mm 基本吻合，满足技术条件要求值 120± 5mm。3、利用万用表及辅助工具测量隔离开关三相动触头超行程；结果显示： A 相为 11mm， B 相

7、为 10mm，C 相为 15mm，满足技术条件要求值 10mm。（由 于触头有烧损，此项内容仅作参考）4、隔离开关合闸到底后，测量三相回路电阻；结果显示： A 相为 55.8， B 相为 59.1， C 相为 30.5。（由于隔离开关动静触头有 烧损，此数据基本满足要求。 ）5、对线隔本体进行解体分析：1）在完成对故障隔离开关的行程、超行程、同期及回路电阻测量后，对线形隔离开关进行了解体，首先拆除了隔离开关静触头侧的绝缘盆子，对隔离开关静触头的烧蚀情况进行分析。从三相静触头的烧蚀情况看， 静触头屏蔽罩均出现环形烧蚀， 屏蔽罩的圆形边缘被烧蚀溶化，三相边缘溶化比较均匀。说明放电时，触头距离屏蔽罩

8、比较近，在三相均产生放电电弧。B 相静触头内部触指抱紧拆掉三相静触头的屏蔽罩，三相静触头触指上均有被烧蚀的痕迹， 弹簧烧断一根。三相静触头拆掉屏蔽罩后的情况B 相静触头的触指抱紧弹簧被烧断一根2）检查隔离开关壳体内部动触头烧蚀情况。B 相静触头的触指抱紧弹簧被烧断一根通过对动触头及筒体内部烧蚀情况的检查，A、三相动触头端部均有放电烧蚀痕迹，筒体内部在隔离断口的正上方有较大面积的漆膜被烧黑，在靠近相位置的筒壁上有一点状放电烧蚀痕迹，应为相对筒壁形成对地放电通道时烧蚀形成。三相绝缘拉杆上有放电时高温熏烤发黑的痕迹，但是绝缘拉杆本身没有出现放电闪络痕迹。B 相绝缘拉杆圆周上有一小片碳化发黑，此状况不

9、是拉杆本身闪络产生，而是故障时，放电 电弧烧溶化的物质落在拉杆表面，把拉杆表面烫伤碳化的结果。因此，故障产生时， B 相拉杆被 烫伤的一面是正对着筒体的上方。通过手动隔离开关合闸，寻找隔离开关 B 相拉杆被烫伤表面朝 上的位置，然后测量隔离开关行程来推断故障开始时动触头的位置。通过测量，第一个 B 相拉杆 烫伤发黑点朝上时的行程是 16mm，第二个 B 相拉杆烫伤发黑点朝上时的行程是 91mm。由此我们可 以判断，故障开始时，隔离开关动触头处于行程在大致91mm处。3）对绝缘拉杆的检查拆除隔离开关的传动齿轮箱，取出绝缘拉杆，未找到绝缘拉杆上面有放电闪络痕迹，发黑部位是放电溶化物烫伤的结果。七、

10、原因分析（一）继电保护装置动作情况分析1、继保人员对现场进行了检查分析，查阅了#2 主变差动保护的故障动作记录报文及故障录波图（如下图）故障时间 2011年 11月 28 日 23时 11分 12秒 275毫秒， 2#变差流速断出口 差电流 A=34.02, 差电流 B=0.5487, 差电流 C=34.18, Ia 高侧=61.8, Ib 高侧 =0, Ic高侧=0.3658 Ia中侧=0, Ib 中侧=0, Ic 中侧=0, Ia低侧=0.5487 ,Ib 低侧=0.4442, Ic低侧=0.4703, Ia 低侧 2=0.02613 , Ib低侧 2=0, Ic 低侧 2=02、调取 2

11、20kV 官桥变侧故障录波波形，发现有明显的故障电流产生。3、查差动速断电流整定值为 21.2A ，而高压侧 A 相故障电流大于整定值，可推断保护动作行为正确。（二） SF6 气体测试结果分析对主变 110kV 侧 1622 隔离开关气室的 SF6 气体组分含量进行了测量， 结果为 SO2含量 300 L/L ，远大于标准值 2 L/L 。详细如下表所示：根据对 6 个气室 SF6 气体分解物的测试结果， 可以推断 1622 刀闸气室曾经发生过较为严重的 放电故障。三）隔离开关动作分析根据对隔离开关动触头的行程、超程、同期的测量以及对隔离开关内部动、静触头的检查， 我们可初步认为，造成本次 F

12、4 间隔线形隔离开关 QS1出现拉弧的原因是隔离开关未合闸到位。动触头在 91mm 行程处与静触头相对位置示意图动触头在合闸行程 91mm处停止， 此时动触头已经进入静触头屏蔽罩尚未与触指接触，动触头距刚合点的距离在 15 20mm左右，动触头与静触头间构成不均匀电场，送电时在电压的作用下， 造成 15 20mm左右的不均匀电场气隙被击穿， 电弧在屏蔽罩和触指间形成， 造成三相静触头的屏 蔽罩和触指被烧蚀，在电弧燃烧过程中，受热气流的作用，在A 相触头附近的筒壁上形成对地放电通道，对地短路故障。故障发展的过程与了解的现场操作过程故障录波情况相吻合，据了解， 送电时合断路器后发现无电流，随后才出

13、现接地短路故障，从录波上看，在 11 月 29 日 0 时 50 分 28 秒时出现三相电流波动， 但电压正常， 未显出现出现对地断路器故障， 持续一段时间随后才 出现 A 相对地短路故障， 这一点说明是先出现气隙击穿电弧燃烧， 由于电弧不稳定引起电流波动， 随作电弧的燃烧形成对地短路故障。故障时隔离开关动触头在行程 91mm处，未合闸到底，但运行人员反映，当时就地控制柜信 号和机械位置均显示隔离开关已经合闸。通过手动摇动机构分合，用万用表测机构辅助开关的切 换位置，经过检测，在机构分合到70 80%左右位置时辅助开关切换。在隔离开关行程91mm处，机构已经合闸到 76%左右，辅助开关此时已经

14、切换，因此在就地控制柜看到的信号是在合闸位置。机构在合闸至 70 80%时，辅助开 关接点转换。动触头在 91mm 行程处与静触头相对位置示意图控制回路电源自保持回路接点隔离开关控制原理图在隔离开关二次控制原理中， -KE 合闸控制接触器， -KA 为分闸控制接触器， -SL1 为合闸回路行程开关，在机构合闸到终了位置时，机构上的凸轮会顶开 -SL1 行程开关的接点，使机构合闸 控制回路断电。 -SL2 为分闸回路行程开关，在机构分闸到终了位置时，机构上的凸轮会顶开 -SL2 行程开关的接点，使机构分闸控制回路断电。机构遥控合闸时，遥控合闸信号电源经 -K1 的 21 ： 22 接点使接触器

15、-KE 的线圈带电吸合， -Ke 的接点 43：44 闭合，形成控制电源的自保持回路，在 合闸终了时， -SL1 行程开关的接点被顶开，控制回路断电， -KE 接触器线圈失电，铁芯断开吸合， 同时 -KE 的辅助接点动作将电机电源回路切断，电机停转，合闸过程结束，在机构合闸操作过程 中， -KE 的线圈不需一直带电，假如在合闸过程中出现断电情况，控制回路的自保持作用消失， 电机停转，机构合闸操作停止，这样隔离开关的动触头就会出现未合闸到位停在中途的情况，如 果此时机构的辅助开关已经切换，显示合闸位置信号，同时遥控合闸命令的信号电源也被机构的 辅助开关转换切掉，这时机构将不会再进行操作，除非重新

16、给出合闸命令。如果 -KE 的线圈出现 断电时，机构的辅助开关尚未切换，此时合闸信号命令还没有被辅助开关切换掉，那么 -KE 的线 圈会重新带电，重新形成自保持回路，完成机构的合闸操作，本次故障是在隔离开关操作形成的 91mm 处出现停止（怀疑是此时出现了控制电源停电情况），此时辅助开关已经切换，合闸命令信号已经被切除，因此不能完成合闸操作，由于隔离开关未合闸到位，辅助开关又已经切换，信号 显示合闸成功，最终导致在合闸断路器送电后出现烧损故障。（四）分析结论 根据现场的解体现象分析，初步推断故障原因为刀闸三相合闸不能完全到位，在经过负荷电 流的情况下拉弧，最终导致 A 相对地放电及相间短路。经过对故障隔离开关的测量和解体检查分析，我们可以初步得出故障的分析结论：1、通过对隔离开关的行程、超程、同期以及回路电阻的测量，测试数据合格，经过各个部 门专家的讨论，一致认为造成本次隔离开关故障的原因不是隔离开关本体的问题，应该是操作机 构问题引起。2、本次故障是由于机构合闸过程中，隔离开关合闸未到位，隔离开关动触头在距离刚合点 位置 15 20mm左右（合闸行程 91mm处左右）停止，在送电时三相动触头与静触头间出现电弧，电弧燃烧后引起对地短路故障。3、隔