《GIS现场交接试验项目、方法和注意事项》(定稿)(0616234506).pdf

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1、. ;. GIS现场交接试验项目、方法和注意事项 广东电网公司电力科学研究院 钟定珠 1. 前言 气体绝缘金属封闭开关设备（简称GIS）。随着电力工业的高速发展，以SF6 为 绝缘介值的气体绝缘全封闭组合电器巳经成为现代高压变电站最佳选择，尤其是水 电站、抽水蓄能电站、核电站和城市电网的城区变电站。大规模的工业用地和城市 扩张，使得土地资源更加珍贵， 以至更多的火电厂和超高压的变电站都采用GIS。电 力系统中近年来 GIS变电站的增长很快， 这些变电站基本分布在重要的发电基地和密 集的城市用户中心，其可靠运行对确保工业用电、城市居民用电至关重要。 GIS设备具有运行可靠性高，维护方便，占地面积

2、少等优点，但一旦发生故障， 需要检修时，涉及的停电范围广、停电时间长和检修工艺复杂，对整个电网系统的 安全稳定运行造成很大影响。 因此，针对GIS设备在电网系统中的重要地位、 用量的日趋增长和故障的重要影 响， 有必要加强对 GIS设备的交接验收工作， 防止因制造、运输和安装不当而造成 GIS 缺陷或事故，影响电网安全运行。 2. 气体绝缘金属封闭开关设备的发展 六氟化硫气体在 1900年就被发现，大约到 1940年美国麻省理工学院开始把六氟 化硫气体用作绝缘介质在发电机上进行试验研究，1953年美国第一次研制出以SF6 为绝缘的 115kV负荷开关，并取得了令人满意的效果。 1958年美国西

3、屋公司模仿压缩 空气断路器的结构原理， 研制出 220kV罐式双压定开距的 SF6 断路器，SF6 作为高压开 关设备和电器设备的绝缘介质和灭弧介质的优越性开始为世人瞩目。1964年德国西 门子公司又研制出支持瓷瓶式的SF6 断路器。1970年以后，在吸取了少油断路器灭弧 原理的基础上又开发了单压式变开距SF6 断路器，从此 SF6 断路器的发展速度进入高 潮，加快了高电压、 大容量、少断口断路器的研制， 并且也开始了 GIS的研制和应用。 . ;. 我国西安高压电器研究所和西安高压开关厂于1971年研制出我国第一台 110kVGIS 样机， 1973年首座 110kVGIS 变电站在湖北丹江

4、口水电站投入运行，1980年 又制出 220kVGIS ，1982年在江西南昌斗门变电站投入运行。广东省深圳罗湖变电站 在1983年首次引进日本三菱公司的110kVGIS ，并投入运行。现巳安全运行了23年。 1987年又进口日本三菱公司的 220kVGIS 和ABB 公司的 500kVGIS 并投入运行，广东省江 门变电站的 500kVGIS 是我国第一座 500kVGIS 变电站。 六氟化硫高压电气设备可分成常规敞开瓷柱式电气设备(AIS) 、 气体绝缘全封闭 开关设备 (GIS) 以及介于这 2者之间的新型组合电器。敞开母线封闭组合电器(HGIS) 是介于常规敞开瓷柱式电气设备(AIS)

5、 和气体绝缘金属封闭开关设备(GIS) 之间的一 种新型电气设备。它的基本特征是： (1) 以断路器为主体，与其他隔离开关/ 接地开关、电流 / 电压互感器等电气设 备组合在一起，封闭在金属外壳内，充以SF6 气体绝缘。 它同时具有断路器、隔离开 关、互感器等多重功能， 这是它与只具有单一功能的AIS电气设备的主要区别。 由于 HGIS 将多种电气设备组合在了一起，因此可以大大压缩设备的纵向尺寸，其纵向尺 寸是采用常规敞开瓷柱式AIS方案的 40% 左右。 (2) HGIS 是将多种设备组合在一起的单相组合电器，它不带母线，利用出线套 管通过软导线与 500 kV敞开式 ( 空气绝缘 ) 母线

6、相连接。由于550kVHGIS 出线套管相间 为空气绝缘，因此它和 AIS电气设备的相间距离相同(8 m)，不能压缩设备的间隔 (横 向)尺寸。这是它与带 SF6 绝缘母线、相间距离较小的GIS的主要区别。 (3) 它是单相组合设备， 在全变电站设置 1个备用相，当组合电器中某一设备故 障时可以进行整体更换，大大缩短了停电时间，能够满足对变电站连续供电可靠性 越来越高的要求。 2003 年，广东电网公司在广东省横沥、西江等地6座500 kV变电站选用了 550 kV HGIS ，是我国第 1批采用 550 kV超高压组合电器的变电站工程。2004年，国家电网公 司在安徽萱城、河南安阳、湖北咸宁

7、3座500 kV变电站采用了 550kV HGIS ，属于第 2批采用 500 kV超高压组合电器的变电站工程。近期，又有云南大理、四川德阳、山 东济宁和郓城 4座500 kV变电站采用了 550 kV HGIS。 在10kV和35kV的配电领域， 把负荷开关、 负荷开关 - 熔断器组合电器、 隔离开关 . ;. / 接地开关、电流互感器等电气设备组合在一起，封闭在金属外壳内，充以SF6 气体 绝缘，形成 1进1出，多至 2进3出的组合电器，也称充气柜(CGIS)。该装备体积小， 可靠性高，不要求检修，目前应用在重要用户的负荷侧。 2003年广东电网公司运行中GIS共有 684个断路器间隔，其

8、中500kV38个、 220kV115个、110kV531个。比 2002年度增加了 146个间隔，增长率为 27.14%。2004 年广东电网公司运行中 GIS共有个 1173断路器间隔，其中 500kV66个、220kV264 个、 110kV843 个。比 2003年度增加了个 489间隔，增长率为 71.49%。2005年广东电网公 司运行中 GIS共有1643个断路器间隔，其中 500kV81个、220kV378 个、110kV1175 个。 比2004年度增加了 470个间隔，增长率 40.0为% 。 表1：广东电网公司近年来 GIS设备增长情况（以断路器为一个间隔） 电压等级50

9、0 kV 220 kV 110 kV 总计 2003年总间隔数（间隔）38 115 531 684 2004年总间隔数（间隔）66 264 843 1173 2005年总间隔数（间隔）81 378 1175 1634 3. 气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验要求 GIS 在现场安装后，进行现场交接试验，验证其运输和安装过程中是否受损以 及检查其重新组装的正确性。 经过现场交接试验验收 GIS，也发现过一些问题。 总的 来说运行情况是良好的， 然而运行经验表明， GIS内存在的一些缺陷， 最初可能无害， 也不容易发现，随着运行年限的长久，在开关操作震动和静电力作用下，异物碎屑 的移动或是绝缘老

10、化等可能产生局部放电现象，以致最终发展为击穿放电事故，使 得GIS停电检修，造成很大的经济损失，GIS电压等级越高，停电造成的损失越大。 3.1 现场交接试验的参考标准 凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版 均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文 件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 . ;. GB 1984-2003 高压交流断路器 GB 50150 1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB/T 110221999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件 GB/T 11023-1989

11、高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 5832.1-2003 SF6 气体中微量水分的检测方法：电解法 GB 5832.2-1986 SF6 气体中微量水分的检测方法：露点法 GB 7674-1997 72.5 kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB/T 8905-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 DL/T 506-1992 SF6 气体绝缘设备中水分含量现场测定方法 DL/T 555-2004 气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则 DL/T 617-1997 气体绝缘金属封闭开关设备技术条件 DL/T 618-1997 气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规

12、程 DL/T 728-2000 气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则 3.2 现场交接试验的项目要求 (1) 主回路电阻测量 (2) 元件试验 (GIS内的避雷器、电压互感器、电流互感器) (3) 断路器、隔离开关和接地开关的分合闸时间、速度、同期等机械参数测量。 (4) 机械操作试验和闭锁装置验证。 (5) SF6 气体的验收 (6) 每个气室的 SF6 水份测量。 (7)SF6检漏试验。 (8) 气体密度装置和压力表校验 (9) 主回路交流耐压试验。 4. 气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验方法和注意事项 4.1 回路电阻测量 规程需要用直流电流、 电压法测量，电流要求大于 100A,一

13、般都用专用的测量仪 . ;. 器。测量GIS主回路电阻主要利用接地开关回路进行，有架空线引入套管的最好在套 管侧注入测量电流。 如果接地开关对外壳的连结处有绝缘，则打开连结处就可测量。 测量出的值是断路器、隔离开关和接地开关之和，要对比厂家出厂时测量回路的构 成和每个元件的要求值。 如果接地开关对外壳的连结处没有有绝缘，则首先测量 GIS 外壳单独电阻，再测量出回路与外壳并联的电阻值，要按下列公式： R2=R0*R1/(R1-R0) 式中： R0 主回路与外壳并联的电阻，单位欧姆。 R1-GIS外壳电阻，单位欧姆。 R2-主回路电阻，单位欧姆。 图1：回路电阻测量示意图 一般的情况下 GIS接

14、地开关对外壳的连结处有绝缘， 没有绝缘时回路电阻的测量 . ;. 比较麻烦而且测量的误差比较大。回路电阻测量是交接验收的重要项目，每相回路 电阻值的相差不应大于 20% ，与出厂值比较也不应大于20% 。 4.2 断路器、隔离开关和接地开关的分( 合) 闸时间、速度、同期等机械参数测量。 该参数测量与一般断路器一样没有特别不同。注意问题有： (1) 分( 合) 闸时间是指开关的固有分 ( 合) 闸时间， 也就是接到分 ( 合) 闸电信号的 时刻，到开关三相触头都分开( 合上)的时刻，这里没有考虑燃弧时间。 (2) 现场没有办法分 ( 合) 闸速度。有的 GIS厂家没有提供测速设备或现场条件下

15、无法安装测速设备， 在这种情况下， 最好要求厂家书面承诺可以不测分( 合) 闸速度。 (3) 快速接地开关合闸时间要求。GIS与常规设备不一样地方，需要配置检修接 地开关和快速接地开关 2种不同性质的接地开关。 前者配置在断路器两侧隔离开关的 旁边，仅起到断路器检修时两侧接地的作用；而快速接地开关配置在出线回路的出 线隔离开关靠线路一侧， 它有2个作用：开合平行架空线路由于静电感应产生的电 容电流和电磁感应产生的电感电流；当外壳内部盆式绝缘子出现爬电现象， 并发 展成外壳内部燃弧时， 快速接地开关可将主回路快速接地，利用 断路器切除故障电 流以保护 GIS的外壳不致于烧穿。 快速接地开关开合平

16、行架空线路感应电流时对合闸时间没有很高的要求，一般 合闸时间在几秒范围内就能实现这种功能。但是如果要求快速接地开关具有保护GIS 外 壳 的 功 能 的话 ， 则 对 合 闸 时 间 就 应 有 较 严 格 的 规 定 。 电 力 行 业 新 规 程 DL/T7282000 气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则中规定内部燃弧时外壳 不烧穿的耐受时间为 0.1s ，快速接地开关合闸的时间也应不超过0.1s 。 如果想要 GIS产品的快速接地开关具备保护外壳在规定耐受时间不被烧穿的功 能，就应要求制造厂提供有预储能的快速接地开关，同时，在生产进行中应采取保 证让快速接地开关在正常时不误动的相应措施

17、。目前，部分制造厂并没有全面的理 解电力用户对快速接地开关功能的要求。他们所提供产品中，快速接地开关在正常 状态下时其电动弹簧操动机构都处于不储能的状态，只有当发出合闸命令时电动弹 簧机构才开始储能。 仅储能时间就需要 56s，再加上快速接地开关固有的合闸动作 时间( 一般为0.1 s以下) ，快速接地开关从发出合闸命令到完成接地的合闸时间长达 . ;. 几秒，这远大于外壳内部有燃弧时的耐受时间。因此，快速接地开关不具备保护HGIS 外壳不被烧穿的功能， 也不符合电力行业要求快速接地开关合闸时间应不超过0.1 s 的新标准。 4.3 机械操作试验和闭锁装置验证。 按常规要求在最高、正常、最低的

18、分( 合) 闸电压和 30% 分闸电压下进行分 ( 合) 闸操作。接地开关、隔离开关与断路器闭锁可根据合同要求和厂家使用说明书的要 求进行。注意机械闭锁和电气闭锁都要检查到。 4.4 SF6 气体的验收 新气到货后，应检查是否有制造厂的质量证明书，其内容包括生产厂名称、产 品名称、气瓶编号、净重、生产日期和检验报告单。按表2标准进行检验复核。 表2 SF6 新气质量标准 项目名称标准值（ GB12022 ） 纯度（ SF6 ）（质量分数） 99.8 % 空气（ N2+O2 或Air ）（质量分数） 0.05 % 四氯化碳（ CF4 ）（质量分数） 0.05 % 湿度（ H2O ） 8 g/g

19、酸度（以 HF 计） 0.3 g/g 可水解氟化物（以 HF 计） 1.0 g/g 矿物油10 g/g 毒性生物试验无毒 国外进口的新气亦应进行抽样检验，可按此标准验收。开关设备充气前，对每 瓶SF6 气体都应复核水分含量（湿度），且不得超过表2中的标准。 4.5 每个气室的 SF6 水份测量。 气室的水份要求交接与运行是不一样的。SF6 水份测量应在充到额定气压24小时 后进行，测量时环境相对湿度一般不大于85% 。 . ;. 表2：SF6 水份充许标准 气室有电弧分解的气室无电弧分解的气室 交接验收值150L/L 250L/L 运行允许值300L/L 500L/L 注：环境温度为 20，气

20、压为 101325Pa 测量结果要进行温度和压力换算。 4.6 SF6 检漏试验。 标准要求年泄漏率小于 1% ，但在现场测量一般情况下，分为定性检测和定量检 测。定性检漏有 2种办法： (1) 抽真空检漏：当试品抽真空时真空度达133Pa 时候， 再继续抽 30min后停泵，静止30min后读取真空度 A,再间隔 5小时读取真空度 B，若B-A 133Pa ，则认为试品密封良好。(2) 检漏仪测漏：用灵敏度不低于1L/L 的气体检 漏仪沿着外壳焊缝、接头结合面、法兰密封、转动密封面、滑动密封面和仪表接口 等部位，用不大于 2.5mm/s的速度在上述部位缓慢移动， 检漏仪应无反应， 则认为试

21、品密封良好。定量检漏：应在充到额定气压24小时后进行，可以在整个设备或每个 气隔包扎。通常采用局部包扎， 在现场安装的密封面用塑料溥膜包扎12或24小时后， 测量包扎腔内的 SF6 气体浓度，并计算确定年漏气率。 而在工厂装配的密封面则一般 进行定性检漏。 4.7 交流耐压试验 GIS的交流耐压试验是交接试验中最重要的试验，它必须在其它交接试验项目完 成之后才能进行。 若采用常规的高压试验设备进行试验，不仅设备造价高、 容量大、 运输不方便，而且试验时需要很大功率电源，现场一般很难满足。现场交流耐压一 般采用调频串联谐振或调感串联谐振方法进行。用串联谐振的试验方法可以减轻试 验设重量，减少试验

22、电源的容量的优点外，还有试品出现击穿或闪络后，流过故障 点的电流因谐振破坏而迅速减少，不会使故障点进一步扩大。串联谐振还有对谐波 有很好的抑制作用，在试品上施加比较好的正弦波。我们广东电网公司电力科学究 研院在 1983年就研制出 CHX-230 调感试串联谐振耐压装置， 属国内首创 , 并在省内第 1 . ;. 座110kVGIS 变电站 (深圳罗湖站 ) 使用。随后又研制 CHX-460 、CHX-650 调感试串联谐 振耐压装置 , 足滿220kV、500kV电器设备现场耐压。 为了滿足更大容量的设备现场耐 压的需要，1988年我院又研制出 ZTX 型综合调频试串联谐振耐压装置， 滿是5

23、00kVGIS 、 电缆、变压器现场试验。 (1) 工频串联谐振装置 采用工频串联谐振装置试验原理是利用可调高压电抗器把电抗器的阻抗值调到 试品的电容的阻抗值， 即：L=1/( C)。这样励磁变压器上的很低电压就会在试品 上产生很高的电压。 工频串联谐振装置试验结线。 AC 380V V Cx C C 1 2 L T T 1 2 图3：工频串联谐振装置交流耐压试验接线图 T1 调压器， 380V/0450V，20kVA T2 励磁变压器， 400V/20、35、50kV，37.5kVA L 可调高压电抗器（二节），1A C1 分压电容器（二节），每节300PF C2 分压器低压臂 Cx 试品

24、V 电压 (2) 调频串联谐振装置 调频串联谐振的试验原理是调节试验电源的频率f ，=2f, 使得 L=1/( C) 产生谐振，频率调节范围为30300Hz 。 试验接线采用调频串联谐振装置进行试验 . ;. 图2：调频串联谐振装置交流耐压试验接线图 T1 - 隔离变压器 BPf变频电源 T2 - 调压器 T3-励磁变压器 L - 高压电抗器 V交流电压表 C1、C2 - 电容分压电容器 Cx-被试变压器绕组 CT 电流互感器 A电流表 (3) 交流耐压试验中发现的问题。在交流耐压试验中经常发生绝缘击穿现象， 主要有以下原因： a. 载流导体表面缺陷，如毛刺、尖角等引起导体表面电场强度不均匀。

25、这些缺 陷通常在制造质量上或安装时刮伤造成的，在稳定的工频电压下不易引起击穿，但 在操作或冲击电压下很可能引起击穿。 b. 绝缘子表面缺陷。如制造质量不良、绝缘子有气泡或裂纹，以及安装遗留下 的污迹、尘埃等。 c. GIS 筒内在制造和安装过程中存留的自由导电微粒。 在交流耐压试验中，曾经发现过因厂家安装时螺丝没有上紧，在运输过程中掉落上 盆式绝缘子上面。 . ;. (4) 交流耐压试验中注意事项。 a. 耐压前检查 GIS上所有的电流互感器的二次绕组应短路接地，电压互感器的二 次绕组应一端接地，避免设备击穿时在二次产生过高的过电压。 b. 耐压前检查 GIS上所有的断路器、隔离开关和接地开关

26、的分( 合) 闸位置，必 须滿足耐压试验方式所要求位置，确保电压加上合适的位置上。检查所有气隔的压 力表在正常压力范围。东莞一个用户工程曾发生过耐压击穿，检查结果是忘记给设 备充气事情。 c. 耐压前应先测量绝缘电阻。 d.GIS扩建部分进行耐压时 , 相邻原有设备部分应断电接地，否则万一击穿给原 有带电设备造成事故。 扩建部分进行耐压时 , 也有可能通过原有部份加压， 在这种情 况下，其试验程序与新安装的GIS相同。 e. 若金属氧化物避雷器、电磁式电压互感器与母线之间连接有隔离开关，工频 交流耐压试验前做老练试验时，应将隔离开关合上，加额定电压检查金属氧化物避 雷器阻性电流、全电流和电磁式

27、电压互感器变比。若金属氧化物避雷器、电磁式电 压互感器与母线之间连接没有隔离开关，则工频交流耐压试验前不能安装上去，待 工频耐压后再安装，装回后再加额定电压检查金属氧化物避雷器阻性电流、全电流 和电磁式电压互感器变比。 若交流耐压采用调频电流时，电磁式电压互感器经计算其频率不会引起磁饱和，可 与主回路一起耐压。 f. 耐压试验程。现场交流耐压试验电压值为出厂试验施加电压值的80% 。耐压 试验程序应由制造厂与用户协商，一般情报下， 先加最高额定电压老练 10min，然后 降压为零，再升到出厂试验施加电压值的80%1min 。 也有先加最高额定电压老练5min， 再升到 80% 现场交流耐压试验

28、电压值3min，再升到 100% 现场交流耐压试验电压值 1min。 如果怀疑断路器和隔离开关的断口在运输、安装过程中受到损坏， 或经过解体， 则应该做断口耐压试验。 g. 试验判据。如GIS的每一部件均按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击 穿放电，则认为通过耐压试验。如果试验过程中发生击穿放电，则要进行重复加压 . ;. 试验。如果重复加压失败，则找出故障点，解体检修。如果重复加压成功，则认为 放电是自恢复放电，通过耐压试验。如果重复加压失败， 则找出故障点，解体检修。 如果找不出故障点，则存在争议，其一是继续按程序加压直到通过或完全击穿。其 二是坚决找出故障点进行处理。 5. 近年我省

29、 GIS的事故 多年来 GIS的缺陷都有存在， 事故却很少。 2002年、2003年我省都没有事故。但 近几年来， GIS设备增长很快， GIS的事故也增长很快。主要是制造质量和安装质量 存在问题。 2004年我省 5起GIS的事故 , 其中 3起产品质量事故 ,2 起安装质量事故。 2005年我省 3起产品质量事故 , 2006 年到 10月份广东电网公司已经8起事故 ( 不包括 广东台山电厂事故 ), 其中 6起产品质量事故 ,1 起安装质量事故， 1起事故原因未定。 并广南站安装调试中发现场发现500kVHGIS 重大缺陷。近三年来共 16起事故，其中产 品质量事故 12起，安装质量事故

30、 3起。现简单叙述如下： 51 2004年GIS事故 （1）2004年7月26日莞城站 220kVGIS 母线绝缘对地和相间短路事故 2004年7月26日8时10分53秒，500kV莞城站 220kV VI 段母线发生 B相接地故障。 事故直接原因是 500kV莞城变电站 220kV 段母线莞景乙线段气室B相接地故障，引 起220kV VI 段母线差动保护动作； 事故扩大原因是由于 220kV母线故障形成 1、3主变压器的穿越性短路故障， 穿越性短路电流冲击其压力释放阀，达到主变压力释放阀动作值， 导致500kV主变压 器压力释放阀动作跳两台主变三侧开关。 根据事故后解体检查情况， 可以判明

31、220kV GIS 段母线 B相导体触指接触不良 是造成事故的直接原因， 接触不良后恶性循环导致接头烧损严重， 导致B相对地短路， 短路产生的电弧沿导体发展，引发A相导体绝缘台闪络和 C相导体对 A、B相放电。 （2）2004年11月16日香山站母线绝缘对地和相间短路事故 2004年11月16日8时07分55秒，500kV香山站 220kVGIS6M 母线发生 B相接地故障。 #2主变压力释放 A相保护动作 （该保护只投信号，没有造成主变停电）。事故直接原 . ;. 因是500kV香山变电站 220kV 段母线 GM18 气室B相接地故障，引起 220kV VI 段母线 差动保护动作。根据事故

32、后解体检查情况，可以判明220kV GIS 段母线 B相导体触 指接触不良是造成事故的直接原因，接触不良后恶性循环导致接头烧损严重，最后 导致B相对地短路，短路产生的电弧沿导体发展， 引发A相导体绝缘台闪络和 C相导体 对A、B相放电。 本次事故的情况与莞城站基本相同。经过认真的测量、分析、修复，得出触指 接触不良的原因为：导体插入深度不够。由于导体插入深度不够，导致接触不良发 热，加上接头的部分部件材质不合适、接头结构设计不合理，加剧了发热程度和触 指发热不均匀的程度， 形成恶性循环导致事故。 为确保西开厂 2003年生产的 9个变电 站共139个252kVGIS 间隔的安全运行，由西开厂负

33、责对该批GIS的主母线进行复检。 根据反事故措施的安排，对已经运行的莞城站、香山站、西江站、同益站、旗乐站、 逸仙站的 220kVGIS 的主母线进行复检。共检查18段母线、 1467对接头，经检查发现 间隙不合格率为 20.99%。 表3：莞城、香山、西江、同益、旗乐、逸仙220kVGIS 主母线检修情况 检查接头 （三相） 加10mm 垫片 加15mm 垫片 加20mm 垫片 总 计 增加 垫片 更换 触头座 1467对269块22块2块293块15个 富山站、西港桥站、李朗站、博罗站、旭升站的GIS设备也是西高厂的产品，根据反 事故措施的安排， 施工单位和西高厂对 GIS母线接头插入深度

34、进行检查。 对发现不满 足要求的，要求厂家更换了母线导体的触头。 (3) 2004年 7 月 3 日, 深圳局大浪站 110kV西安高压开关厂GIS,龙浪线 1330 开关发生 B相故障，龙浪线线路侧 13304 刀闸气室（从进线套管至断路器气室前） 线路避雷器与出线气室的连接气隔盆式绝缘子有明显的放电烧黑痕迹，相邻的 GIS 盆式绝缘子及导体有明显的粉尘。 (4) 2004年 9 月 30 日广州光明站 110kV厦门 ABB华电公司 GIS， #2 变高 GIS 线路侧 PT内部故障， B 相 PT均压环绑扎带在松动脱落，与外壳地电位之间的距 离不够引起主绝缘击穿后进一步发展成为相间短路。

35、 . ;. (5) 2004年 10 月 24 日, 深圳局滨河站 220kV西安高压开关厂 GIS, 220kV2M 母线避雷器绝缘盆闪烙。 52 2005 年 GIS事故 （1）220kV深圳经贸站 220kV2M 母线单相接地短路事故 2005年2月26日， 220 kV经贸站 220 kV GIS I、II 段母线并列运行，母联2012 开关在合闸位置， 其中II 段母线带 #2主变、220 kV东经乙线运行。 5点44分14秒，220 kV II 段母线差动保护动作，故障录波显示220kV II 段母线 B相发生了单相接地短路 故障，最大故障电流约为22.8kA，故障电流持续时间 5

36、0mS 。母线保护动作跳东经乙 线2786开关、母联 2012开关及 #2变高2202开关。 检查发现，220kVII 母222PT 间隔B相避雷器气室上端盆式绝缘子靠四通壳体侧表 面全部被白色粉末覆盖，绝缘盆子全部变为黑色，连接PT 气室和避雷器气室的四通 壳体下部被烧黑。分析事故的原因为 220kVII 母222PT 间隔B相避雷器气室上端盆式绝 缘子靠四通壳体侧表面发生闪络而造成母线单相接地短路，为厂家质量问题。 该GIS 为西安高压开关厂产品，2002年7月出厂， 2003年12月投产。 （2）220kV深圳经贸站 110kV2M 母线A、C相相间及对地短路事故 2005年7月10日2

37、0点49分，经贸站 110kV2M 母线差动保护动作， A、C相相间及对 地短路故障，故障点最大短路电流约为12kA。检查发现， 10262刀闸气室靠母线侧 绝缘盆子及刀闸导体上有电弧烧伤痕迹，并且绝缘盆子上A、B相间有明显裂纹，分 析是由于厂家在制造过程或安装过程中工艺上存在问题造成的，属于厂家质量问题。 该GIS为西安高压开关厂产品， 2002年7月出厂， 2003年12月投产。 （3）湛江金湾站 110kVGIS B、C 相短路事故 2005年10月20日晚上 9点27分，110kV金湾站金龙线跳闸，经查发现金龙线进线 从穿墙套管到 11304金龙线线路刀闸气室之间三相击穿。 检查金龙线

38、间隔进线盆式绝 缘子，发现绝缘子损伤严重， 已开裂，表面多处炸裂。 该GIS为沈阳高压开关厂产品， 2002年投产。 53 2006年GIS事故 . ;. (1)2006 年 3 月 29 日， 佛山局郊边站 110kVGIS(上海华通开关厂 ) 在郊边站雷 郊线 124开关分闸后， B相开关触头没有分开（ B相仍有电流）。解体检查发现， 在绝缘拉杆与动（弧）触头之间连接块上四片导向块的其中一块脱落，卡在绝缘 拉杆与法兰的内边缘，致使拉杆不能传动。 (2) 佛山供电局丹桂站220kV GIS 罗丹甲线隔离开关间隔内部放电。(不统计 运行事故 ) 2006 年 5 月 23 日，丹桂站 220k

39、V GIS 设备在充电投运过程中，运行人员和 平高厂家均听到220kV罗丹甲线线路侧24274隔离开关间隔出现短暂的“嘶嘶” 放电声。经启动委员会研究决定，罗丹甲线间隔暂停投运。后经检查，确认是由 于刀闸机构内拐臂严重卡阻造成罗丹甲线B相线路刀闸合闸时没有合到位。 (3) 深圳供电局腾飞站 220kV GIS I 母事故 2006年6月2日9时15分49秒，220kV腾飞站 220kV I 母（制造厂家：河南平高电气 股份有限公司，型号： ZF1-252，投产年月： 2005年12月）差动保护动作跳开 220kV 鹏腾甲线、 #1主变变高 2201、母联 2012开关。经对母线筒开盖检查，发现

40、在PT 间隔 主母线内 C相电联接的屏蔽罩破裂，两个触指突出在屏蔽罩外, 突出的触指有电弧闪 络痕迹。 事故原因：设备安装施工单位华东送变电工程公司施工工艺不高，设备制造单 位河南平高电气股份有限公司对现场安装的指导不到位，导致GIS母线现场安装时未 能保证导电杆与电联接水平，致使导电杆撞击触指，导致屏蔽罩破裂，触指突出， 触指根部（ 2个触指）和导电杆间有一定间隙，存在电位差，导致C 相对地放电，最 终发展成为三相短路。 防止对策： 加强GIS设备现场安装的质量管理，工程管理、施工、设备厂家及监 理单位切实负起责任， 施工前制定详尽的施工方案，严格施工工序， 严格质量检查， 确保安装质量。

41、(4) 2006年 6 月 6 日, 茂名局竹山站 110kVGIS （平顶山高压开关厂） GIS 段发生母线三相短路事故，拆解检查：1、拆解后发现接近母联刀闸10012侧、C 相支柱绝缘子垂直击穿破列，破列分开三块；2、母线内有 5 块大约 4cm 5cm的 绝缘胶皮； 3、母联刀闸 10012及母线存在不同程度的损伤。 . ;. (5) 佛山供电局文登站 110kVGIS 都文线进线气室支柱瓷瓶绝缘损坏事故。 2006年6月9日5时19分，220kV都宁站 110kV都文线距离保护段动作跳闸， 重合 闸不成功，随后在 5时20分17秒起，先后重合 19次不成功。检查发现， 110kV文登站

42、 110kV都文线GIS进线气室（制造厂家：西安高压开关厂，型号：ZF7A-126KV ，投产 年月：2001年8月）损坏，进线气室筒下方被电弧烧穿一个直径约为10cm 的孔。事故 直接原因：110kV都文线遭受雷击， 造成文登站 110kV都文线间隔 GIS进线套管发生绝 缘击穿的永久故障，都宁站侧开关保护动作跳闸。 (6) 广州供电局华圃站 110kV GISA相隔离刀闸事故 8月8日，220kV 华圃站执行“110kV母联II100A 乙开关由运行转检修” 操作任务。 10时07分，就地合 100A 乙50地刀操作时， 110KV 母差保护动作， 3变中103开关、黄 华线128开关、华

43、气线 133开关、100B甲分段开关跳闸。 事故造成华圃站 110kV5M 母线 和110KV 云埔站 10kVIIA,IIB母线、南岗站 10kVII 母线失压（云埔站、南岗站备自投 按要求退出）、南方气体厂失压。共计损失电量33290kWh 。 事故原因： 100A乙#5刀闸（GIS设备厂家：新东北电器（沈阳）高压开关有限公 司，型号： ZF6-126CB ，投产年月： 2005年6月）A相动静触头间有一遗留工厂加 工金属丝（约 13厘米，伸处静触头约 3厘米），当地刀合上后，动静触头间绝缘距离 不够，导致接地短路。 防止对策：加强对 GIS设备工厂生产过程的监造， 确保设备制造质量， 同

44、时加强 对厂家责任的追究力度，促进厂家加强质量管理。 (7) 佛山供电局丹桂站 220kV GIS罗丹甲线 CT C相绝缘损坏。 9月25日20时02分，220kV罗丹甲线 500kV罗洞站侧保护动作，开关 C相跳闸，重 合成功； 10 月05日对220kV罗丹甲线间隔（厂家：河南平高电气股分有限公司，型 号：ZF11-252（L），投产年月： 2006年5月）解体检查发现 220kV罗丹甲线开关与母 线侧C相CT 间的绝缘子盘及导电杆烧坏。 因停电原因， 10月 5 日开盖检查。解体故障点CT气室，可见 CT气室导体触 头外屏蔽罩烧穿一个大洞以及对应外壳放电点，绝缘盆烧黑。事故情况与在海南

45、电网洛基变电站的GIS8月、9 月和 10 月发生的 4 起事故非常相似，故障点也一 致，具有规律性。 . ;. 从解体情况看，事故可能是产品质量或安装质量存在问题，已对平顶山高压开关 厂提出要求在工厂做相关试验验证。 (8)2006 年 10 月 9 日, 广州局潭村站 220kV GIS因线路故障潭赤乙线2734间 隔 C相通过 2.47KA的短路电流 , 2 个周波后，电流为零。随即电流又恢复，重合 闸不成功，第二次分闸后，并没有恢复。触头与触指的插入深度不够。 (9) 广南站 500kV HGIS 重大缺陷处理情况简报 广南站 HGIS 在10月1-3 日又对 2台进行了解体检查，结果

46、 6相中有 5相的固定导位 销断裂，位置与之前发现的一样。鉴于发现的缺陷属于普遍现象，三菱公司停止再 继续解体检查，决定对缺陷产生的原因在工厂做进一步分析试验。 10月5日，在广州局工程部， 三菱公司对缺陷产生的原因做了解释。通过进一步的计 算和试验验证， 推翻了原来认为缺陷可能发生在安装或运输阶段的假设， 结论是设 计结构不当。原来没有考虑长度较长的导体对导位销的杠杆效应，经计算和应力试 验证明，断路器操作时导位销承受的应力过大，造成导位销断裂。 三菱公司提出的处理办法： 更改触头支撑结构， 改变导位销结构， 使之不受力， 改为由新结构的屏蔽罩支撑。新结构已通过全部型式试验，包括5000次操

47、作试验。 另一头的触头结构因导电杆长度短，经试验导位销的应力小，建议不做更换。 经过讨论，确定接受三菱公司的处理办法，同时要求三菱公司提供新结构的全部型 式试验报告。 与广南站相同结构的还有东莞局的莞城站，要求三菱公司提出检查和更换触头 计划。广东电网其余使用三菱公司HGIS 的变电站，产品结构与广南站和莞城站不同， 三菱公司说做过型式试验。 广南站和莞城站的 HGIS 更改了结构，但没有做型式试验。 莞城站的停电检修，给系统运行带来很大困难。 (10) 台山电厂 500kVGIS 事故简况 台山电厂 500kVGIS 9月16日中午发生 I 母线母差保护动作事故，经检查确认为 50111隔离开关气室 ( 与母线连通 )故障，隔离开关已不能操作。 打开检查，发现隔离 开关巳损坏，另母线筒烧损严重需返厂修理, 检修时间较长。