110kV变电站GIS隔离开关故障分析及预防措施

110kV变电站 GIS隔离开关故障分析及预防措施

刘昌

贵州空港服务有限公司 贵州省 550002

摘要：随着电力设备的发展，以隔离开关故障作实际案例分析，提供经验分享。

关键词：110kV变电站；GIS设备隔离开关；故障分析与预防措施

引言

具有诸多优点的GIS设备（气体绝缘组合电器设备）已广泛纳入到新建110千伏变电站设备选型标准，但在实际运行中一旦出现故障，故障现象较为隐蔽不易发现，为进一步分析GIS设备潜在运行风险，提高设备可靠性及运行安全管理，

一、故障经过

某新建110kV变电站110kV侧开关设备选型为GIS气体绝缘组合电器设备，采用单母线单分段接线方式。在1号进线电源已带电且2号进线电源未投运的基础上，该站计划开展模拟双电源进线断路器备自投功能测试。

（一）测试步骤

按操作票步骤依次将1号、2号进线断路器转热备用及线路侧、母线侧隔离开关断开，本站110kV母线失压，全站停电。停止1号进线模拟电压、电流，备自投装置动作，动作流程为：1号进线断路器自动断开，2号进线断路器自动合闸，本站模拟运行方式调整为2号进线带I、II段母线运行。

按以上步骤分别测试了1、2号进线电源在分段运行时，其中任意一路进线电源突然失压后的进线备自投功能，经测试，功能均正常，测试结束后准备恢复本站市电带负荷运行。

（二）故障现象

按操作票步骤依次恢复110kV母线为I带II段运行，恢复1、2号主变带电运行，恢复10kV母线带电分段运行，确认正常。本站带电10分钟后，110kV配电室有明显异响，同时全站失压停电。上级对侧变电站电话告知该站1号进线电源出线开关保护动作跳闸。因不明110kV配电室具体情况，工作人员立即查看视频监控，发现1号进线电源间隔位置有明显火光现象，待配电室SF6气体消除后进行检查。

二、故障分析

（一）初步分析

经查看视频监控及设备现场，故障点发生在1号进线母线侧隔离开关，气室密封防爆膜已被冲开，隔离开关分合位置显示正常。初步判断除1号进线母线侧隔离开关有明显故障外，其余设备目测无异常，但仍需进一步试验验证。查看现场后，认为1号进线母线侧隔离开关气室内有局部放电发生气压升高，导致气室密封防爆膜被冲开，主要故障点为1号进线母线侧隔离开关气室，因隔离开关为全封闭，需整体打开分解后进一步深入分析原因。另外组织设备供应商做好更换1号进线母线侧隔离开关的相关准备。

（二）深入分析

1.继电保护动作分析

因属于线路保护区外故障，本站保护仅启动未动作，上级对侧变电站保护零序过流II段动作跳闸，故障切除。经查看故障录波装置，故障期间，故障电流约12kA，持续280毫秒，三相电压值为零，属于三相短路故障特征。故障点在1号进线电源母线侧隔离开关，属于线路保护区外故障，线路两侧 A、C 相电流均有轻微畸变，导致产生不平衡差流，差流较小，差动保护不动作。本站保护动作基本正常。

2.局部放电检测分析

本站110kV间隔配置在线局部放电监测系统一套，监测位置为1、2号进线断路器及母联断路器，共设置10个传感器。本系统4分钟自动保存监测数据一次，根据查看传感器监测数据，位于1号进线断路器位置有最大放电量，总放电时间约10分钟，从起始放电时间到结束，放电大小是持续上升时期。经综合分析，1号进线断路器位置有持续约10分钟放电，且局部放电定位位置和故障发生位置一致。

3.现场设备拆解分析

经对1号进线母线侧GIS隔离开关进行现场拆解发现：GIS隔离开关气室灼烧现象严重，气室内有因灼烧产生的残留粉尘等遗留在内部，隔离开关动触头A、B、C三相触头表面有放电痕迹，现场目测B相明显比A、C两相的行程距离长且弹簧距离显示正常，A、C相行程距离短且弹簧距离明显动作不够，同时，经现场使用手动摇柄操作模拟A、B、C三相动作过程，发现AB相间、AC相间绝缘操作杆未动作，现场判断B相动作到位，A、C相动作不到位。

综上所述，经综合各方面的检查结果，再次综合研判后认为本次故障直接原因是：1号进线母线侧GIS隔离开关在A、C两相动触头合闸不到位，带电运行约 10分钟期间，A、C 两相动、静触头间存在持续性的拉弧过程，最终导致对地短路故障，上级对侧变电站1号进线电源出线断路器保护动作跳闸，本站全站失压停电。

三、预防措施

（一）技术改进措施

1.优化开关传动机构

根据故障设备现场分析，后台监控系统显示及1号进线母线侧GIS隔离开关位置本体信号显示合闸正常，同时，经现场查看开关本体有观察窗，但观察窗口较小且不易观察合闸指示是否到位。为进一步确认开关状态位置，建议优化开关传动机构，一是加强隔离开关动静触头行程逻辑应用，机械式或电气式与本体状态显示、后台监控显示保持一致，能够真实反映现场状态。二是增加A、B、C三相绝缘操作杆同步显示刻度，工作人员现场通过观察窗检查时，容易通过三相显示刻度一致判断隔离开关是否合闸到位。

2.完善监测及保护配置

本站在线局部放电监测装置监测点设置在重要断路器位置，建议在1、2号进线断路器母线侧、线路侧隔离开关配置局部放电监测点，进一步对设备关键点进行监测覆盖。另外，本次隔离开关故障导致上级对侧断路器保护动作跳闸，属于线路保护区外故障，在本站110kV侧运行方式为1号进线带母线运行时，1号断路器未分闸导致进线备自投不动作，同时会造成全站失压。为及时切除本站故障，建议增设110kV侧母线保护装置，进一步保护本站110kV母线，备自投动作确保2号进线及时投切运行。

（二）运行管理措施

1.完善运行工作流程

本站工作人员操作流程基本正常，在出现本次故障后，为进一步验证隔离开关分合闸是否到位，建议在操作流程中增加断路器合闸前，现场查看隔离开关位置状态，通过观察窗验证改进后的A、B、C三相绝缘操作杆是否同步。同时，带电运行后，建议增加查看局放监测实时数据，观察各监测点是否有连续放电信号，如在断路器合闸后监测到仅有1次放电信号，则视为带电运行正常，但如连续监测到多次信号则判断设备有异常，及时分析原因，消除异常后再带电运行。

2.强化风险识别管控

在出现本次故障后，运行管理单位应将本次设备故障现象纳入到变电站风险管理，对隔离开关出现的不同异常现象进行识别，评估运行风险后制定相应的管控措施，对运行风险进行动态管理，定期对变电站值班运行人员进行培训，开展针对本次故障的事故预想及应急演练，提高值班运行人员的应急处置能力。同时，在本站开展定期预防性试验时，建议增加对隔离开关的试验频次，每次试验内容应包括模拟远程操作隔离开关分合闸至少5次以上，并对回路电阻进行监测，通过预防性试验提前发现设备潜在隐患。

四、结语

110kV变电站在电网系统中更多地直接为用户提供供电保障，GIS设备的安全运行管理对变电站的持续安全可靠运行有着非常重要的作用，特别是对设备运行风险的识别和管控为安全运行提供了前提，本文以案例分析的方式为110kV变电站GIS设备安全运行提供了经验分享，有助于GIS设备生产的改进、电气设计的优化及运行管理的完善。

参考文献
[1]闫程博，110kV变电站运行常见故障及防控措施[J]，《电力设备管理》,2021年（11），第59-60页+第65页。

[2]陈晨，变电站GIS设备运行中出现的常见故障与诊断维护措施[J]，《自动化应用》，2021年(08)，第107-109页。

[3]闻立飞，变电站GIS设备的运行维护与管理[J]，《现代工业经济和信息化》，2021年(11)，第248-250页。