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1、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
2、器，型号为 ZF12-126。 #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
3、变低压侧无电流遥测值后，于22 时 55 分断开 2#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、#2 主变保护： 检查 #2 主变差动CT二次回路
4、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（ 300L/L ），微水较上次试验有较
5、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、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 3 图 2 A 相动触头图 3 B 相动触头 图
6、4 C 相动触头图 5 管壁烧伤情况 图 6 三相静触头情况 4 图 7 三相静触头情况 12 月 6日下午，省公司生产部、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
7、值1205mm。 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； 5 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。 三相静触头
8、烧蚀情况A 相静触头 B 相静触头C 相静触头 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，触头距离屏蔽罩比较近，在三相均产生放电电弧。 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，B 相静触头内部触指抱紧 弹簧烧断一根。 6 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
9、置的筒壁上有一点状放电烧 B 相 A 相 C 相 A 相 筒体放电点 7 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。 烫伤发黑点朝上第一个位置烫伤发黑点朝上第二个位置 B 相绝缘拉杆圆周上有一小片碳化发黑，此状况不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
10、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。 拉杆表面被烫伤动触头触座 七、原因分析 （一）继电保护装置动作情况分析 B 相拉杆的 烫伤发黑点 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
11、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=0 2、调取 220kV 官桥变侧故障录波波形，发现有明显的故障电流产生。 9 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
12、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2L/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F4 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。 10 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
13、 距刚合点的距离在1520mm 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 1520mm 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
14、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7080% 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，辅助开关此时已经切换，因此在就地控制柜看到的信号是在合闸位置。 11 动触头在91mm 行程处与静触头相对位置示意图 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
15、合闸回 机构在合闸至70 80%时，辅助开 关接点转换。 控制回路电源自 保持回路接点 12 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 -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
16、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
17、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
18、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 1520mm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。 13 3、隔离开关动触头在合闸行程91mm处机构停止运动，此时机构的辅助开关已经切换，信 号显示合闸成功，使造成隔离开关合闸到位的假象。 4、机构在合闸过程中因合闸接触器-KE 线圈断电出现动作停止，断电原因可能是：电源回 路、电缆插接件或机构内部电源回路的接线存在虚接现象，造成在合闸过程总合闸接触器-KE 线 圈瞬间失电，辅助接点断开造成机构停止操作；或者合闸接触-KE 本身质量不稳定，在操作过程 中受震动或一些偶然因素影响，出现断开吸合等现象，具体原因有待于故障本体及机构返厂后再 进行进一步的试验和分析。 附件 1：后田变主接线图