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1、ZF28-252/T 4000-50型气体绝缘金属封闭开关设备,GIS系统常见故障分析及运行维护注意事项,一、SF6全封闭组合电器GIS常见故障及其处理,1、故障分类GIS的常见故障可分为以下两大类。（1）与常规设备性质相同的故障，如断路器操动机构的故障等。（2）GIS的特有故障，如GIS绝缘系统的故障等。这类故障的重大故障率为0.1-0.2次/(所年)。一般认为，GIS的故障率比常规变电所低一个数量级，但GIS事故后的平均停电检修时间则比常规变电所长。,运行经验表明，GIS设备的故障多发生在新设备投入运行的一年之内，以后趋于平稳。2、常见GIS特有故障GIS的常见特有故障如下。2.1 气体泄
2、漏气体泄漏是较为常见的故障，使GIS需要经常补气，严重者将造成GIS被迫停运。,2.2 水分含量高SF6气体水分含量增高通常与SF6气体泄漏相联系。因为泄漏的同时，外部的水汽也向GIS其室内渗透，致使SF6气体的含水量增高。SF6气体水分含量高是引起绝缘子或其他绝缘件闪络的主要原因。2.3 内部放电运行经验表明，GIS内部不清洁、运输中的意外碰撞和绝缘件质量低劣等都可能引起GIS内部发生放电现象。,2.4 内部元件故障GIS内部元件包括断路器、隔离开关、负荷开关、接地开关、避雷器、互感器、套管、母线等。运行经验表明，其内部元件故障时有发生。根据运行经验，各种元件的故障率如表所示。元件名称 开关
3、 盆式绝缘子 母线 电压互感器 断路器 其他故障率 30%26.6%15%1.6%O%6.7%注开关包括隔离开关和接地开关。,3、产生故障原因分析3.1源于制造厂（1）车间清洁度差。GIS制造厂的制造车间清洁度差，特别是总装配车间，将属金属微粒、粉末和而其他杂物残留在GIS内部，留下隐患，导致故障。（2）装配误差大。在装配过程中，使一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，在出厂前没有清理干净。,上述缺陷都可能导致GIS内部闪络、绝缘击穿、导体过热等故障。3.3 源于设计设计不合理或绝缘裕度较小，也是造成故障的原因之一。例如，GIS中支撑绝缘子的使用场强是一个
4、重要的设计参数。目前，环氧树脂浇注绝缘子的使用场强可高达6kV/mm而不致发生问题。如果使用场强高达10kV/mm,起初可能没有局部放电现象，但运行几年后就可能会击穿。,3.4 源于运行在GIS运行中，由于操作不当也会引起故障。例如将接地开关合到带电相上，如果故障电流很大，即使快速接地开关也会损坏。3.5 源于过电压在运行中，GIS可能受到雷电过电压、操作过电压等的作用。雷电过电压往往使绝缘水平较低的元件内部发生闪络或放电。隔离开关切合小电容电流引起的高频暂态过电压可能导致GIS对地（外壳）闪络。据报道，加拿人安大略水电站的500KV GIS有4次闪络与隔离开关操作有关。,4、处理对策4.1选
5、择质量好的产品 由上述，即使是国外产品也会发生事故或故障。因此，应当选用质量好的制造长的产品，并进行严格检测。4.2选择素质好的施工单位由上述，由于安装工艺不良引起的故障率也是较高的。所以为减少故障率，应当选用管理水平高、工艺优秀的施工单位进行安装。,4.3改进设计在设计盆型绝缘子时，应尽量垂直安装；若平放时凸面应向上。这样可以避免GIS元件里的金属微粒、粉末聚集在盆型绝缘子底部。4.4 严格进行出厂试验包括试验时间和试验项目。例如，盆型绝缘子的故障率高，制造厂应对其进行长时问耐压试验，在额定电压下持续加压1000h以上。另外，对每个盆型绝缘子都要进行局部放电试验。,4.5严格进行现场试验现场
6、试验包括交接试验和预防性试验。根据国家标准GB501560-2006,GIS交接试验项目及要求如下。（1）测量主回路的导电电阻。测量值不应超过产品技术条件规定值的1.2倍。（2）主回路的耐压试验。主回路的耐压试验程序和方法，应按产品技术条件的规定进行，试验电压值为出厂试验电压的80%。,（3）密封性试验。采用灵敏度不低于l10-6（体积比）的检漏仪对各气压室密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不应报警。采用收集法进行气体泄漏测量时，以24h的漏量换算，每一个气室年漏气率不应大于1%。值得注意的是测量应在GIS充气24h后进行。,（4）测量SF6气体微量水含量。微量水含量的测量也应在GIS充
7、气24h后进行，测量结果应符合如下规定：有电弧分解的隔室应小于150ppm(L/L)；无电弧分解的隔室应小于250ppm(L/L)；（5）GIS内部各元件的试验。对能分开的元件，应按标准进行相应试验，试验结果应符合规定的要求。,（6）GIS的操动试验。当进行GIS的操动试验时，连锁与闭锁装置动作应准确可靠。电动、气动或液压装置的操动试验，应按产品技术条件的规定进行。（7）气体密度继电器、压力表和压力动作阀的校验。气体密度继电器及压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定。压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。,4.6认真进行日常巡视 GIS日常巡视的主要项目如下。（
8、1）断路器、隔离开关、接地开关、快速接地开关的位置指示器是否正常；闭锁位置是否正常。（2）各种指示灯、信号灯的指示是否正常，加热器是否按规定投入或切除。（3）对隔离开关、接地开关，可以以窥视孔中检查其触头接触是否正常。,（4）密度计、压力表的指示值是否正常。（5）断路器、避雷器的指示动作次数是否正常。（6）裸露在外面的母线，其温度计的指示是否正常。（7）二次端子有没有发热现象，熔断器是否正常。（8）在GIS设备附近有无异味、异声。（9）设备有无漏气、漏油现象。,（10）所以阀门的开、闭位置是否正常，金属支架有无锈蚀；有无发热现象。（11）可见的绝缘件，有无老化、剥落，有无裂纹现象。（12）所有
9、金属支架和保护罩，外壳有无油漆剥落的现象。（13）SF6气体的分解物有无泄漏现象。（14）接地端子有无发热现象，金属外壳的温度是否超过规定。,（15）所有设备的防护门是否关严、密封。（16）所有照明、通风设备、防火器具是否完好。（17）所有设备是否清洁、齐整、标志完善。4.7加强在线监测的研究在线检测局部放电是GIS早期诊断的有效手段。近年来，我国对在线检测局部放电研究取得一定进展，但尚未在现场推广，还有许多工作要做。如干扰的消除、放电量的标定等。,4.8认真做好检修工作GIS运行规程规定，GIS设备的小修周期一般为3-5 年，大修周期一般在8-10 年。检修人员应熟悉检修项目、技术规程和检修
10、工艺等。检修的工艺流程框图如图所示。,4.9常见故障分析4.9.1 SF6气体泄露这类故障通常发生在组合电器的密封面、焊接点和管路接头处。主要原因是由于密封垫老化，或者焊缝出现砂眼引起。每年因此需要对GIS补充大量的SF6气体来保证正常工作压力。这类故障比较普遍。,原因分析,金属密封面表面有磕碰、划伤；铸件针孔，损伤；铝合金面时间长老化、腐蚀加工时表面擦出不足、安装时表面未清理干净,处理方法,对于SF6气体泄漏，通常先用SF6检漏仪对漏气间隔进行检测，找出漏气点。若为焊缝漏气，将SF6气体回收后进行补焊；若为密封接触面漏气，通常在回收SF6气体后更换密封圈。,4.9.2、水分超标微水超标的主要
11、原因是通过密封件泄露渗入的水份进入到SF6气体中，SF6气体含水量太高引起的故障易造成绝缘子或其他绝缘件闪络。微水超标的主要原因是通过密封件泄露渗入的水份进入到SF6气体中。经过多年的运行，气体中含水量持续上升无疑是外部水蒸汽向设备内部渗透的结果。,原因分析,吸附剂安装不对橡胶、绝缘子的气室可能会有烃气，用露点法仪器检测时，烃气干扰，导致测量误差；抽真空不足；存在空腔；保管不够，环境影响；部件受潮；,处理方法,对于SF6气体微水超标，通常办法为回收SF6气体后，用氮气反复冲洗、干燥、抽真空，再充入新SF6气体。,预防措施,1、运输、安装工艺2、加吸附剂3、抽真空尽量越低越好，国标133Pa，工
12、业上用50%，67Pa；4、阴雨天湿度大不允许安装；,4.9.3、内部放电,4.9.3.1设备内部绝缘放电原因：绝缘件表面破坏，绝缘件浇注时有质；绝缘件环氧树脂有气泡，内部有气孔；绝缘件表面没有清理干净；吸附剂安装不对，粉尘粘在绝缘件上；密封胶圈润滑硅脂油过多，温度高时融化掉在绝缘件上；绝缘件受潮气室内湿度过大，绝缘件表面腐蚀；,处理：原材料进厂时严格控制质量加工过程时控制工艺零部件装配时清理清理库房、过程管理，真空包装,4.9.3.2主回路导体异常原因：导体表面有毛刺或凸起导体表面没有擦拭干净导体内部有杂质导体端头过渡、连接部分倒角不好，导致电场不均匀；屏蔽罩表面不光滑，对接口不齐；螺栓表面
13、不光滑。螺栓为内六角的，六角内毛刺关系不大，外表有毛刺时有害,导线、母线断头堵头面放电，一般为球断头处理：控制尖角、磕碰、毛刺、划伤清洁度,4.9.3.3罐体内部异常原因：罐体内部有凸起，焊缝不均匀；盆式绝缘子与法兰面接触部分不正常罐体内没有清洁干净运动部件运动时可能脱落粉尘；处理：认真清理，打磨焊缝；增加运动部件运动试验次数，增加磨合200次所有打开部件必须严格处理；,4.9.4、回路电阻异常,4.9.4.1电阻过大、发热，固定接触面面积过大。接触面不平整、凸起接触面对口不平整、有凸起，接触不良镀银面有局部腐蚀螺栓紧固对策：打磨涂防腐按缩紧力矩要求把紧螺丝,4.9.4.2插入式接触电阻大触头
14、弹簧装设不良；插入式长度小，接触深度不够；触头直径不合适，对接不好；镀银腐蚀问题4.9.4.3导体本身电阻大材质本身杂质超标；焊接部分不均匀，有气孔,二、运行维护注意事项,1 GIS设备投运前的检查和验收1.1 安装牢固，外表清洁完整，支架及接地引线无锈蚀和损伤，瓷件完好清洁，基础牢固，水平、垂直误差符合要求；母线伸缩节安装符合厂家说明书要求。1.2 电气连接可靠且接触良好，接地良好、牢固。,1.3 各气室内SF6气体的水份和全气体分析报告合格，气体压力符合要求，无泄漏，压力表（或密度计）应有有机玻璃护盖并有防雨罩；各密封管路阀门位置正确，连通阀门均开启，取气阀应关闭。1.4 液压机构油位符合
15、要求，无渗漏油，压力值符合规定；弹簧机构储能正常；机构电机运转正常；机构加热器正常。,1.5 开关、刀闸、接地刀闸分合操作动作正常，现场机械指示、汇控柜、测控屏及监控机显示位置准确、一致；设备检修后验收，开关、刀闸、接地刀闸位置应与检修前相符。1.6 电气闭锁功能符合要求，指示正确；设备上的就地操作把手及解锁/联锁切换把手应加装五防闭锁装置；应要求厂家提供书面的闭锁逻辑关系。,1.7 本体清洁，油漆完好，相色标志、一二次设备名称和位置标识齐全、正确、清晰；气隔标识明显，检修记录本中应注明气隔颜色含义；刀闸、接地刀闸传动杆及接地点按要求刷标志漆；气室应有编号，气室表计应有对应的气室编号；缆线编号
16、齐全正确；汇控柜内接线图与实际设备一致，并有气隔标识编号，交、直流小开关应有规格标识。,1.8 汇控柜、机构箱及测控屏封堵良好，内部无受潮、生锈和脏污情况，二次接线整齐，无松动。1.9 汇控柜呼吸孔应有纱网及防尘棉垫，温、湿度控制器的定值在规定范围内。,1.10 GIS室内空气中的含氧量应大于18或SF6气体浓度不应超过1000uL/L。1.11 GIS室内布置时，应在设备室底处安装排风装置，室内装设SF6浓度报警仪和氧量仪，同时将通风设备的电源开关以及SF6浓度报警仪和氧量仪的显示装置安装在室外。,1.12 新投及大修运行前应按试验规程进行试验并合格，信号传动正确。1.13 新投设备技术资料
17、齐全（变更设计的证明文件；制造厂提供产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件；安装技术记录；调试试验记录；备品、备件及专用工具清单等）。,GIS设备验收中发现的问题实例,GIS设备接地点基础损坏,GIS气室间SF6气体连接管路形状不规范，油漆脱落,GIS支架缺少螺母和垫片,GIS机构箱和管母线下未封堵电缆沟,GIS母线气室间伸缩节连接螺杆紧固方式不明确，伸缩节起不到消除膨胀应力的作用。,2 GIS设备的运行规定2.1 变电站现场规程中应明确本站GIS设备各气室的额定、报警和闭锁压力。2.2 机构箱、汇控柜内的驱潮器应长期投入，加热器按照规程要求投入。采用温湿度控制器控制的加热器，需常
18、年投入。,2.3 正常时将汇控柜内的“远方/就地”把手和相应开关测控屏内“远方/就地”把手分别放“远方”位置。汇控柜的解锁/联锁切换把手应在“联锁”位置，钥匙取下视同解锁钥匙保管。2.4 运行人员应熟悉并掌握GIS设备组的开关、刀闸与接地刀闸联锁关系，并写入变电站现场运行规程。,2.5 运行中的GIS设备对于运行、维修人员易触及的部位，在正常情况下，其外壳及构架上的感应电压不应超过36V，其温升不应超过30K。如果外壳可触及，但在正常操作时无需触及，其温升极限可增加到40K。2.6 为防止异物进入和带来潮气，GIS室门应关闭严密，进出时应随手关闭。,3 GIS设备的巡视 3.1 进入GIS设备
19、室前应先通风15分钟，且无报警信号。经常有人的每值至少通风1次（15分钟）。进入电缆沟内或低凹处工作时，应测含氧量及SF6气体浓度，确认空气中含氧量不小于18，空气中SF6浓度不大于1000LL后方可进入。3.2 不准在GIS设备防爆膜附近停留，防止压力释放器突然动作，危及人身安全。,3.3 为防止跌落引起设备损坏和人身伤害，不要站在或斜靠在设备的气体配管和电缆桥架上。3.4 禁止攀爬到GIS设备上面或站在不稳定的平台上进行工作。3.5 在巡视检查中，若遇到GIS设备操作，则应停止巡视并离开设备一定距离，操作完成后，再继续巡视检查。,3.6 因为气室的SF6压力（密度）是设备运行状况的重要数据
20、，所以每次巡视都要认真检查和记录压力（密度）数据，每个气室的表计必须检查到位。对压力值要与原有的数据进行比较，发现异常及时汇报。若SF6年泄漏率大于1%或压力表在同一温度下，相邻两次读数的差值达0.010.03MPa时，应汇报上级，进行检漏或补气。,3.7 GIS设备巡视检查项目：,4 GIS设备正常运行操作4.1 当GIS设备进行正常操作时，为了防止触电危险，禁止触及外壳，并保持一定距离。操作时，禁止在设备外壳上进行任何工作。手动操作刀闸或接地刀闸时，操作人员必须戴绝缘手套。,4.2 所有开关的操作，正常情况下必须在控制室内利用监控机或测控柜开关操作把手进行远方操作，只有在远方控制出现故障或
21、其他原因不能进行远方操作的，在征得相关领导同意，才能到就地汇控柜上进行操作。操作前，应确认无人在GIS设备外壳上工作，如发现有人在GIS 室，则应通知其离开外壳后，方可进行操作。,4.3 GIS的开关、刀闸、接地刀闸一般情况下禁止手动操作，只有在检修、调试时经上级领导同意方能使用手动操作，操作时必须有专业人员在现场进行指导。,4.4 需在就地汇控柜上进行操作时，首先要核实各设备的实际位置，确定要操作某一设备时，在汇控柜上将操作方式选择开关打至“就地”，联锁方式选择开关仍在“联锁”位置（联锁方式选择开关等同于防误闭锁装置，取消联锁视同解锁，应履行解锁批准手续），然后进行操作。操作完后，要及时把控
22、制方式选择开关切至“远方”。最后查看设备的位置指示是否正确。,4.5 当GIS设备某一间隔发出“闭锁”或“隔离”信号时，应结合设备异常信号和设备位置状态，查明原因，在原因没有分析清楚前，禁止操作此间隔任何设备；同时迅速向调度和工区汇报情况，通知检修人员处理，待处理正常后方可操作。,4.6 凡GIS设备的维修或调试，需要拉合相应的接地刀闸时，均使用就地控制方式操作。操作前，首先联系调度并检查该接地刀闸两侧相应的刀闸、开关确已在分闸位置，然后才能操作。,4.7 操作GIS设备的接地刀闸无法验电，必须严格使用联锁功能，采用间接验电方法，并加强监护；线路侧接地刀闸可在相应线路侧验电（电缆出线利用带电显
23、示装置间接验电），变压器接地刀闸可在变压器侧验电。,4.8 当线路检修需要合线路接地刀闸时，具有线路侧高压带电显示装置的，应检查显示装置无电压，同时用验电器验明无电后，再进行操作；若带电显示装置有电压，首先检查确定带电显示装置是否正常，若确实显示有电压，但线路侧验明确无电压时，应与调度核实运行方式后，经工区主管领导同意后，方可进行操作。4.9 开关检修时，测控屏上有“遥控”压板的，也应断开。,4.10 刀闸、接地刀闸机构箱底部有解除/闭锁选择连杆的，正常应在解除位置并锁住。在检修时将检修地点周围的可能来电侧刀闸和已合的地刀的连杆置于闭锁位置，用常规锁锁住，将钥匙放置于规定地点并做好记录。4.1
24、1 刀闸、接地刀闸有手动/电动切换开关的，正常应在“电动”位置。在检修时将检修地点周围的可能来电侧刀闸和已合地刀的切换开关置于“手动”位置。,5 GIS设备的异常和故障处理 5.1 当GIS任一间隔发出“补充SF6气体”（或“压力降低”）信号时，允许保持原运行状态，但应迅速到该间隔的现场汇控柜判明为哪一气室需补气，然后立即汇报工区，通知检修人员处理，并根据要求做好安全措施。,5.2 当GIS任一间隔发出“补充SF6气体”信号，同时又发出“SF6气室紧急隔离”（或“压力异常闭锁”）信号时，则可能发生大量漏气情况，将危及设备安全。此间隔不允许继续运行，同时此间隔任何设备禁止操作，应立即汇报调度，并
25、断开与该间隔相连接的开关，将该间隔和带电部分隔离。在情况危急时，运行人员可在值长领导下，先行对需隔离的气室内的设备停电，然后及时将处理情况向调度和上级汇报。,5.3 开关事故跳闸后，应按照“开关允许切断故障次数”进行核对，比规定次数少一次时，应向调度申请停用重合闸装置。当达到允许切断次数时，应报告工区，安排检修（按照厂家提供的说明书的规定执行）。5.4 当SF6气体有明显变化时，应请上级复核。,5.5 GIS发生故障有气体外逸时的处理：5.5.1 GIS设备发生故障有SF6气体外逸时，全体人员立即撤离现场，并立即投入全部通风设备（室内）。5.5.2 在事故发生后15分钟之内，只准抢救人员进入G
26、IS室内。4 小时内任何人进入GIS室必须穿防护服、戴防护手套及防毒面具。4 小时后进入GIS室内虽可不用上述措施，但清扫设备时仍需采用上述安全措施。,5.5.3 若故障时有人被外逸气体侵袭，应立即送医院诊治。5.5.4 处理GIS内部故障时，应将SF6气体回收加以净化处理，严禁直接排放到大气中。5.5.5 防毒面具、塑料手套、橡皮靴及其他防护用品必须用肥皂洗涤后晾干，防止低氟化合物的剧毒伤害人身。并应定期进行检查试验，使其经常处于备用状态。,6.1 开关检修：断开开关及两侧刀闸，合上开关两侧接地刀闸，断开相应的控制电源、操作电源及二次压板。在检修地点按间隔设置临时围栏，本间隔的开关气室设置检修标识，本间隔其它气室均应设置运行标识，将汇控柜的刀闸操作把手闭锁并悬挂运行标识，远方/就地切换把手切置就地位置，开关操作把手开启并悬挂检修标识。,谢谢大家！,
