GIS设备发展现状、趋势与故障(ppt 80页).ppt

1、2004-12-14,1,气体绝缘金属开关设备 技术发展、设备选型与故障分析,宋杲 中国电力科学研究院,主要内容,前言 GIS装用基本情况 GIS设备发展现状及趋势 几起典型的GIS设备故障 与设备性能密切相关的几个问题,第一部分 前言,变电站设备分类： AIS（Air Insulated Switchgear） GIS（Gas Insulated Switchgear） HGIS（Hybrid Gas Insulated Switchgear）,第一部分 前言,1.1 标准结构,1）国家标准管理委员会（SAC）仅批准和发布国家和地方标准； 2）中国的高压开关行业没有地方标准； 3）与高压开关

2、设备相关的行业标准有：DL、JB、TB,第一部分 前言,1.2 国家标准体系,第一部分 前言,1.3 电力行业标准体系,第一部分 前言,第二部分 GIS装用基本情况,一、装用情况,截至2007年底，各电压等级变电站数量见表1，敞开式断路器和GIS设备（断路器间隔）的装用情况见表2。,表1 变电站在运情况,第二部分 GIS装用基本情况,表2 敞开式断路器及GIS设备装用情况,CB:台 GIS：间隔,第二部分 GIS装用基本情况,第二部分 GIS装用基本情况,二、装用情况趋势分析,开关设备近三年增长率基本保持在10%以上； GIS装用量大幅增长，均在20以上；550kV、363kV和252kV分别

3、达到118.5、63.7和54.4； 同比，GIS的增长率远远超过了敞开式断路器。 20062007年各电压等级变电站增长率依次为：500kV220kV110kV330kV66kV; 20042007年，敞开式断路器各电压等级装用量的年平均增长率依次为：550kV252kV126kV363kV72.5kV; 20042007年，组合电器依次为：550kV363kV 252kV126kV72.5kV。,第二部分 GIS装用基本情况,表3 近两年招标采购数量,据统计，2006年集中招标采购主设备和材料总价值200亿元，其中开关设备共52亿元，占集中招标的总数四分之一多。2007年集中招标采购主设备

4、和材料总价值438亿元，其中开关设备共77亿元，占集中招标的总数六分之一多。,第二部分 GIS装用基本情况,第三部分 GIS设备发展现状及趋势,一、发展整体情况,电力市场的发展在某种程度上代表着当今高压开关市场的需求动向。我国是输配电设备需求增长速度最快的市场之一，现已成为国际第二大市场。高压开关设备制造业的发展是与我国电力工业的持续高速发展分不开的。近20年来伴随着我国经济的高速增长，我国高压输变电设备制造业连续保持了快速增长的良好态势，主要技术经济指标大幅攀升，在生产规模扩大的同时，产业结构调整、产品技术创新、质量和管理水平的提高等方面都取得了显著的成效。呈现“较快增长、较高效率、较好效益

5、”，并留有较大后劲的良好态势。,第三部分 GIS设备发展现状及趋势,企业生产经营向集团化和规模化发展，涌现出一批生产达到相当规模、具有较强市场竞争力的重点企业。 目前，已有数百家企业通过ISO9001质量管理体系认证，产品总体质量逐步提高。我国三个主要高压电器产品检测试验室的试验检测技术都有长足的进展，试验检测技术水平和检测能力不断增强。,第三部分 GIS设备发展现状及趋势,预计未来几年，我国每年新增装机容量将在5000万千瓦。发电设备发展快速，输配电设备的需求自然会跟上。可以预见，输变电设备制造业重要组成部分的高压开关设备制造业必将迎来一个前景广阔的市场发展时期。 西电东送、南北互供、跨区域

6、联网、城乡电网改造等工程的建设，带动了我国输配电设备行业的快速发展。未来几年，高压开关设备制造业将有一个持续、稳定的发展时期，这不仅是难得的发展机遇，也是严峻的考验，制造业必须不断地进行技术创新，推出新品，才能满足市场日益增长的需求。 随着电力工业的快速发展，带动了高压开关行业的快速发展，但也存在着不利发展的诸多制约因素。,第三部分 GIS设备发展现状及趋势,技术创新能力不够，自主品牌的知名产品甚少。近年来，虽然新产品和新技术的鉴定成果很多，但属于技术含量高、具有重大技术创新或实现突破的项目不多；基础技术研究不够；多数产品属于外来品的仿制与二次开发成果，真正属于自行首次开发、具有我国知识产权的

7、知名品牌和专利技术的甚少。 产品质量把关不严，部分企业质量意识不强，产品质量尚存在隐患。有些企业在新品开发中追求急功近利；市场上以次充好的现象仍然存在；有的配套件及材质质量不过关，导致产品运行中质量事故时有发生。 行业整体优势未能充分发挥，产品智能化水平低，企业形成系列化、规模化生产的不多，尤其是高技术复合型人才缺乏以及科技资金投入不足等。,第三部分 GIS设备发展现状及趋势,二、GIS设备设计理念,GIS设备在上世纪50年代欧洲和日本就开始了相关研究工作，并研发出相应产品。我国八十年代中后期开始使用GIS设备，第一套应用在广东江门500kV变电站，由ABB公司制造生产。第一套国内自主生产的G

8、IS设备由沈阳高压开关厂生产，1992年应用在东北电网500kV辽阳站，已于2007年彻底退役。 国内GIS设计制造技术主要为引进吸收消化国外先进技术理念，进而开始自主开发的过程。主要设计理念体现在以下几个方面： 1. 城市电网高速发展的需求； 2. 环境居民协调发展的要求； 3. 设备安全可靠运行的要求； 4. 检修维护的需求； 5. 延伸至户外设备的需求。,第三部分 GIS设备发展现状及趋势,三、GIS设备生产状况,生产GIS的国内合资企业主要有：河南平高东芝高压开关有限公司、苏州阿海珐高压电器开关有限公司、西门子（杭州）高压开关有限公司、保定三菱电机天威输变电设备有限公司、山东鲁能恩翼帕

9、瓦电机有限公司、上海中发依帕超高压电器有限公司、现代重工（中国）电气有限公司。 生产GIS的国内企业主要有：新东北电气（沈阳）高压开关有限公司、西安西开高压电气股份有限公司、河南平高电气有限责任公司、泰开电气集团有限公司、西安高压电器研究所电器制造厂等。,第三部分 GIS设备发展现状及趋势,四、我国高压SF6断路器及GIS的技术进步要点,1. 我国生产企业已掌握了SF6断路器自能式灭弧技术和动、静触头开断时反向运动的双动灭弧室结构等最新技术；在操动机构方面也已完全掌握了液压机构、弹簧机构和气动机构的技术，达到了国际水平。 2. 目前国内西安西开高压电气股份有限公司和河南平高电气有限责任公司分别

10、完成了550kV单断口罐式SF6断路器产品的开发及全部型式试验，其技术参数为额定电压550kV，额定电流4000A，额定短路开断50kA。使我国成为世界上为数不多的掌握该技术的国家之一，达到了世界先进水平，为进一步研制1100kV SF6断路器和GIS设备奠定了技术基础。,第三部分 GIS设备发展现状及趋势,3. 在特高压方面：河南平高电气有限责任公司、西安西开高压电气股份有限公司、新东北电气（沈阳）高压开关有限公司已自主研发了800kV双断口罐式SF6断路器并通过了全部的型式试验；并开始了1100kV双断口SF6断路器的研制。三家企业均已开始批量为我国750kV输变电工程提供GIS和SF6断

11、路器。 4. 高压开关设备一般为空气绝缘开关设备（AIS）、气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）。20世纪末世界上出现了另一种开关设备，即混合绝缘技术开关设备（HGIS）,它们是空气绝缘或/和气体绝缘组合的紧凑型开关设备。其优势在于，比AIS节省占地面积，比GIS节省费用；HGIS使用标准化模块，减少了使用的元件数量，提高了可靠性；同时在故障情况下，能以较短的时间恢复运行。目前国内GIS生产企业均能够生产HGIS产品。其他类似的相关产品有插接式开关系统PASS (the Plug And Switch System)等。,第三部分 GIS设备发展现状及趋势,第四部分 几起典型的GIS设备故障,一

12、、北京电网220kV草桥变电站GIS故障情况,1. 电气主接线情况 220kV草桥变电站位于北京市丰台区，为220kV负荷变电站，设计规模为4回进线，4台主变，本期投产2台250MVA变压器。正常情况下两台主变分列运行，变压器220kV侧中性点不接地。全站共4路220kV电源，分别为苑桥一、二（南苑站至草桥站）、安桥一、二线（安定站至草桥站）。如图4-1。 正常方式下草桥变电站4号和5号母线分别由南苑和安定方向供电，草桥站母线联络开关2245处于断开状态。由220kV安桥二线（2212）、苑桥一线（2213）供电，苑桥二线（2211）、安桥一线（2214）为备用状态，母联2245开关断开自投运

13、行。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,图4-1 220kV草桥变电站电气接线示意图,第四部分 几起典型的GIS设备故障,2. 事故前变电站运行方式 检修操作： 草桥变电站开始3号变和220kV安桥二线检修工作。过程如下： 3号变转检修，开关操作顺序： 1）合上220kV母联2245开关; 2）合上110kV分段145开关、合上10kV分段245开关，断开3号变低压203开关、断开3号变中压103开关; 3）断开220kV母联2245开关、断开3号变高压2203开关。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,安桥二线转检修，开关操作顺序：（接前操作顺序） 1）合上安桥一线2214开关； 2）断开

14、苑桥一线2213开关； 3）合上苑桥二线2211开关，带150MW负荷； 4）断开安桥二线2212开关。 至此，该站改由220kV安桥一、苑桥二线供电，苑桥一线备用，安桥二线检修。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,检修恢复操作: 1）3号变检修结束，开始恢复送电； 2）合上3号变高压侧2203开关，空充变压器； 3）合上母联2245开关1979ms后发生2214开关故障跳闸（根据故障录波器的记录，当母联2245开关合闸后，从波形图看出流过进线2214开关、母联2245开关电流约440A，三相电流幅值基本相等，说明2245开关合闸成功）。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,3. 2214间

15、隔事故分析 外观检查： 发生事故的是上海西门子高压开关有限公司生产的8DN9型252kV GIS 开关设备。事故间隔运行编号为2214，事故发生时处于运行状态。,经对事故现场初步检查，安桥一线2214间隔A相线路“隔离开关-电缆终端”气室防爆膜破裂，见图4-2。电缆终端外壳上侧有明显烧灼变色痕迹，见图4-3。初步判断该气室发生对外壳闪络。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,图4-2 防爆膜破裂 图4-3 电缆终端外壳灼烧变色,第四部分 几起典型的GIS设备故障,技术组检查的资料与试验： 出厂试验记录、现场安装及试验记录、运行巡检记录等。 安装日期：2214间隔于2007年3月24日29日完成

16、安装。 试验内容：6月11日完成GIS交接试验。9月30日完成电缆终端绝缘 试验。10月1日完成水分测量及检漏。 投运日期：10月4日投运。 出厂试验报告，试验项目齐全，试验结果合格。 设备运行期间，各项记录值正常。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,解体检查： 解体步骤： 2214间隔故障相（A相）解体检查分为四个步骤，见图4-4： 步骤1 打开电缆终端罐体手孔盖板； 步骤2 打开带电显示装置处法兰盖板； 步骤3 移开电缆终端罐体； 步骤4 解体隔离开关罐体及装配； 解体后对故障相（A相）气室内残留物进行了收集、检查。 在解体过程中，因需要了解电缆终端相关零部件结构，对2214间隔的B相也

17、进行了局部解体。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,图4-4 解体检查步骤,第四部分 几起典型的GIS设备故障,解体现象 解体后的电缆终端罐体手孔盖板见图4-4所示。观察发现： （1）手孔盖板内侧有显著电弧烧灼痕迹，所装吸附剂盖板烧化，内部吸附剂散落，见图4-5。图4-6是B相（正常相）盖板结构。,图4-5 A相盖板(故障相) 图4-6 B相盖板(正常相),第四部分 几起典型的GIS设备故障,（2）打开带电显示装置法兰盖板，该盖板内侧有电弧喷溅痕迹，见图4-7。,图4-7 带电显示器装置盖板内侧,第四部分 几起典型的GIS设备故障,（3）在移开上述两个盖板之后，发现电缆终端罐体内部放电现象严

18、重，主要表现为： a) 电缆终端与GIS连接部位的滑动触头已经被烧掉，形成一个可见断口，见图4-8所示。对此部位简称为 “A部位”，见图4-11示意图。图4-9显示的是B相（正常相）同一部位结构。,图4-8 A相 (故障相) 图4-9 B相 (正常相),第四部分 几起典型的GIS设备故障,与滑动触头对应部位的罐体内壁上也有大面积烧灼痕迹，见图4-10。,图4-10 罐体内壁大面积烧灼 图4-11 A、B部位示意图,第四部分 几起典型的GIS设备故障,b) 吸附剂盖板上方罐体内壁与电缆终端导体屏蔽罩对应部位烧损严重。图4-12显示电缆终端导体屏蔽罩烧损情况，图4-13显示对应罐体内壁烧损情况。此

19、部位简称为“B部位”，见图4-11示意图。,图4-12 电缆终端导体屏蔽罩 图4-13 吸附剂盖板上方罐体,第四部分 几起典型的GIS设备故障,(4)移开电缆终端罐体（见图4-14） 电缆终端罐体吊开后，发现罐体下部法兰上积存大量电弧烧蚀残留物，判断其中一块较大的是“A部位”滑动触头外壳残留物，见图4-15。其它残留物多为触指及电弧熔烧后滴落下来形成的无规则块状物。罐体下部边缘也散落着金属铝融化物、吸附剂颗粒和SF6电弧分解物粉末。,图4-14 电缆终端罐体 图4-15 滑动触头外罩及触指残留物,第四部分 几起典型的GIS设备故障,(5)解体隔离开关单元 隔离开关解体后检查，动静触头基本良好，

20、外表面覆盖一层SF6电弧分解物粉末。对图4-16所示的两个盆式绝缘子检查，表面有熏黑现象，也有局部碳化现象，对应外壳上未发现电弧烧痕，见图4-17、图4-18。,图4-16 隔离开关装配图,第四部分 几起典型的GIS设备故障,图4-17 盆式绝缘子1 图4-18 盆式绝缘子2,第四部分 几起典型的GIS设备故障,事故分析： 通过对解体现象分析，2214间隔A相线路“隔离开关-电缆终端”气室比较明显的放电部位有2处，即“A部位”和“B部位”。见图4-10。 （1）对“A部位”分析如下： “A部位”烧损现象如图4-19所示。该部位导体连接结构见图4-20，图中涉及相关零部件分别为：导体1、滑动触头

21、、导体2。,图4-19 “A部位”烧损现象,第四部分 几起典型的GIS设备故障,图4-20 “A部位”示意图,现场观察到导体1端部烧损呈斜角状，滑动触头外壳几乎完全烧毁，其内部装配的触指大部掉落。导体2未见明显烧损。 分析表明，电弧首先从导体1端部与滑动触头的接触面烧起，电弧扩散，引发“A部位”对外壳放电。 起弧的原因是导体1端部与滑动触头接触不良，产生局部放电，在长期（约5个月）带电过程中，造成接触进一步劣化，当2245开关合闸后有电流流过时，产生电弧导致对外壳放电。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,（2）对“B部位”分析如下： 此处带电部位无运动部件，对外壳距离实测值为105mm，一般

22、不会引起放电。但“A部位”起弧后，随着电弧运动到该部位，即造成“B部位”对外壳严重烧损。 分析认为，在完成母联2245开关合闸操作后1979ms，“A部位”首先起弧，电弧持续时间546ms，短路电流约25kA，造成气室内压力升高，防爆膜破裂。220kV安桥一线、苑桥二线保护动作跳闸，切除故障。1s后重合动作导致再次起弧，后加速保护动作，61ms切除故障。 综合分析，事故的可能起因一是制造问题，二是安装不当。技术组核查了制造商提供的相关设计图纸，对现场完好相的同类零部件进行了实地测量，测量结果与图纸标注尺寸基本相符，未发现明显制造问题。因此事故起因判断为安装不当所致。,第四部分 几起典型的GIS

23、设备故障,4. 小结: 2008年3月21日，220kV草桥变电站2214间隔A相“隔离开关电缆终端”气室发生故障。故障的直接原因是该气室内导体连接处所用滑动触头与导体接触不良，当本次电流流过时放电，引发绝缘破坏。 接触不良系安装不当所致，原因如下： （1）按本设备买卖合同及IEC/TS 60859标准规定，电缆终端气室内导体及滑动触头连接属GIS制造商质量保证范围，制造商本次未提供有效质量保证； （2）制造商未按本设备买卖合同派出专业人员到达草桥变电站进行2214间隔设备的安装或指导安装； （3）制造商未按国家及电力行业标准GB/T 11022-1999、DL/T 593-2006及买卖双方

24、技术协议要求提供相关安装检验文件。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,5. 建议: 在安装阶段，对电缆与GIS 的连接处进行回路电阻测量； 有条件时对电缆与GIS 的连接处进行局部放电测量； 严格GIS与电缆终端连接的装配工艺，进行有效质量保证，确保滑动触头装配接触可靠。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,二、湖北光谷变220kVGIS4母线事故,1. 事故经过 2008年07月26日07:52:02，500kV光谷变220kV#4母线第一、二套母差保护同时动作，根据录波图数据：B相故障后 A、C相相继故障动作（第二套母差保护启动3ms后跳母B相，稳态量差动保护20ms后跳母三相）。故障持

25、续时间为60ms，故障电流峰值为57kA。 220kV光左线、光花二回线、#4主变中压侧以及母联开关三相跳闸，220kV保护小室故障录波器动作。 由于220kV为全GIS设备，接于#4、6母线上的光左线、光花二回线、#4主变中压侧跳闸是由#4、6母线内部故障引起。以上线路所有保护、故障录波、开关动作均正确。 事故原因初步判断为GIS内部母线故障引起。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,2. 事故后GIS解体前检查及解体情况 GIS内部故障部位定位和确认： 1）SF6分解物的测试：4母线13气室内SO2含量超过3000ppm，其余气室S02含量均小于2ppm； 2）绝缘试验：500V兆欧表测量

26、4母线三相对地绝缘和相间绝缘电阻偏低； 3）直流电阻原始记录核对：数据合格。 初步判定故障点为#4母线13气室。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,GIS解体检查情况： 26日晚19：00点，施工单位在厂家监督下打开第六号气室检修孔，发现在靠近第五号和第六号气室对接处第六号气室内B相母线导体脱落。现场照片如下：,第四部分 几起典型的GIS设备故障,27日下午13：00，拆开GIS进入气室内进行检查，外观检查发现：13间隔B相导体脱落，导体前端与盆式绝缘子上梅花触头连接处接头已被电弧烧熔。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,220kV 4母线第6气室侧绝缘盆子B相梅花触头下方均压罩已被电弧烧

27、熔了约为100100mm的缺口，触指被烧损2片。梅花触头内部的导向杆也遭到了严重烧蚀。 现场发现B相梅花触头箍紧弹簧只残留内侧一根（正常为三根），下部熔渣中未发现肉眼可见的残留弹簧。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,第四部分 几起典型的GIS设备故障,检查发现B相导体未装限位止钉。,上图为B相的静触头磨损印迹，可以清楚的看到动触头磨损印迹已经超过了限位止钉孔的内沿，若装了限位止钉，磨损印迹只会到达限位止钉孔的外沿，由此可以明确的判断，B相筒壁内动静触头装配时静触头座没有加装限位止钉。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,上图是正常的加装了限位止钉的触头磨损印迹，可以清楚的看到静触头磨损印迹

28、没有超过限位止钉处。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,3. 故障原因分析 事故调查组首先排除了以下几类可能造成事故的原因： 1）外部过电压的影响： 天气晴，方圆10公里以内无雷电活动。 2）内部过电压的影响： 事故发生无任何倒闸操作。 3）构架、基础沉降的影响： GIS构架，地基完好，无沉降。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,本次GIS母线事故是由于母线动静触头现场装配的限位止钉缺失，从而导致母线装配尺寸发生变化造成GIS内局部场强畸变，最终导致母线单相接地并发展为母线三相接地短路的绝缘事故。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,GIS内母线位移的原因：B相导体连接触头座的限位止钉缺失

29、，GIS运行带电后，在电动力作用下，使B相主母线导体发生串动，发生相对位移，最终导致盆式绝缘子静触头触指会与导电杆松脱，从而造成导电杆与屏蔽罩、筒壁的几何尺寸发生改变。由于内部充有SF6气体，GIS绝缘距离非常紧凑。为保障良好的电气绝缘水平，GIS内部导体一般都采用同轴电场的绝缘结构设计，一旦外形结构遭到破坏，局部场强会急剧增加，超过设计的许用场强后，SF6气隙将不能承受运行电压发生击穿，从而造成单相接地故障。 发生单相接地故障后，在高温电弧的作用，SF6气体快速分解，SF6气体绝缘特性快速下降，单相接地短路故障迅速发展为三相相间短路并接地故障。,第四部分 几起典型的GIS设备故障,第四部分

30、几起典型的GIS设备故障,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,1. 使用条件 高压开关设备的某些技术参数，如SF6气体使用压力、外绝缘的干弧距离和空气间隙距离、外绝缘的爬电距离、抗震性能等均与使用环境密切相关。高压开关设备的使用条件分为正常使用条件和特殊使用条件，正常使用条件又分为户内和户外二种。 高压开关设备的设计和试验一般是按正常使用条件的要求进行的，这是产品必须满足的。对于超出正常使用条件的为特殊使用条件，如海拔超过1000m，污秽等级超过级、温度超过+40或低于-40、使用在可能发生地震的地区等。工程使用条件超出标准中规定的正常使用条件时，应该特别指出，并按DL/T 593中的2.

31、2提出具体要求。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,1）低温问题 我国东北地区和西北地区冬季气温较低，最低可能达到45左右，超出了正常使用条件。决定气体出现液化的关键因素为温度和压力，在一定的温度和压力下，气体将转化为液体。对于使用SF6气体绝缘和灭弧的开关设备，SF6气体存在低温液化的可能，从而影响开关设备的绝缘和开断性能。因此对于低温地区选择SF6瓷柱式断路器时应考虑另一个关键因素SF6气体压力。 研究表明，20表压0.6MPa，可以用在28左右；20表压0.5MPa，可以用在32左右；20表压0.4MPa，可以用在38左右。考虑到低温情况断路器可能开断额定短路开断电流的概率问题，以

32、上数据可以适当放宽。另外，GIS设备的SF6额定压力通常比敞开式设备低，罐式断路器可在罐体表面安装加热带，因此低温对这两类设备影响不明显。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,2）污秽等级的问题 电力行业标准DL/T 593规定：III级污秽为正常使用条件，IV级及以上为特殊使用条件。当污秽等级变化时，受影响的电气参数是绝缘子外绝缘爬电距离，和绝缘子的干弧距离没有直接的比例关系。绝缘子的外绝缘爬电距离应用系数最小标称爬电比距额定电压直径校正系数。 而对于爬电距离和干弧距离的关系，IEC的技术报告中是这样说明的：增大绝缘子的干弧距离是提高绝缘子爬电距离的一种手段，按制造厂的经验，一般情况下爬

33、电距离除以干弧距离小于4，但对于大于4的情况，只要绝缘子通过了污秽试验和绝缘试验也是可以的。应此，在设备选型时，在一定的污秽等级下，只需修正绝缘子的爬电距离，但干弧距离不得小于最小允许值。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,3）高海拔与绝缘水平的关系及其修正方法 标准规定：对于使用在海拔高于1000m处的设备，其外绝缘在标准参考大气条件下的绝缘水平是将使用场所要求的绝缘耐受电压乘以海拔修正系数Ka。外绝缘是指空气间隙及电气设备固体绝缘的外露表面。在任一海拔处，内绝缘的绝缘特性是相同的，不需要采取特别的措施。 例如某252kV断路器需安装在海拔2000m的地方，其额定绝缘水平为：对地460

34、kV，断口（460145）kV，进行海拔修正后的外绝缘应是：对地460 kVKa，断口外绝缘（460145）kVKa，断口内绝缘（460145）kV。Ka 。对于工频、雷电冲击和相间操作冲击电压m=1。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,2. GIS结构的基本要求 1）126kV：断路器和母线全共箱结构； 2）252kV：断路器分箱、母线共箱或分箱结构； 3）363kV、550kV：断路器分箱、母线分箱结构。 无论是共箱结构还是分箱结构，它们各有优劣。全共箱结构优点是结构紧凑、占地面积小、节省材料等，但也存在检修不便、较易引发相间短路故障的缺点；分箱结构的优点是检修维护方便、相间绝缘裕度

35、大，但占地面积大、SF6用气量较高。用户一般会根据工程实际需要，选择适合的结构。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,3. 220kV变电站双母线布置对GIS结构的设计要求 对于双母线布置的220kV变电站采用GIS设备时，一般要求母线侧隔离开关与母线分别为独立隔室。对于某些制造厂家设计开发的252kV母线三相共箱式GIS（见下图），母线侧隔离开关与母线共用一个气室，从运行检修的角度分析，该类产品并不适合双母线运行方式。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,当一侧母线带电运行，另一侧母线（或隔离开关）需要停电检修时，该型式GIS气室分割方式无法实现出线回路不停电或另一条母线不停电的要求

36、。 1）检修母线（或隔离开关）时，需将本间隔内母线（或隔离开关）气室的SF6气体抽至微负压（略低于标准大气压）方可解体检修。由于隔离开关和三相母线共气室，因此与隔离开关为独立气室设计的产品相比，现场抽气工作量大大增加。 2）更重要的是，在抽气过程中，隔离开关气室SF6气体压力不断下降，最终抽至大气压以下。隔离断口及对地的绝缘强度下降很多，在对侧母线带电运行的情况下，可能发生隔离断口击穿或对地击穿的事故。为保证安全，运行部门只能采取两条母线全部停电的措施进行故障间隔设备的检修工作。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,4. 550 kV GIS（HGIS）开合母线充电电流和转换电流能力的问题

37、 我国运行规程要求使用GIS（HGIS）的隔离开关进行开合空载母线的操作，造成空载母线长度很长，空载母线充电的电容电流数值剧增。运行中发现，550kV和更高电压等级系统中，GIS（HGIS）的隔离开关在开合空载母线（小的容性电流）时，可能会发生对地破坏性放电，这是由于隔离开关在开合空载母线时会产生“非常快的瞬态过电压”，即VFTO。因此，对于用于500 kV、750kV或特高压系统中的GIS（HGIS）隔离开关要求进行开合母线充电电流试验。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,通常要求550kV GIS（HGIS）开合母线充电电流值为2A，252 kV 为1A。而目前国内外制造厂提供的25

38、2kV550 kV GIS（HGIS）产品一般都按照IEC标准进行型式试验，对252kV550 kV GIS（HGIS）的隔离开关合小电容电流值为0.25A和0.5A，显然型式试验报告时数值低于工程的要求值。造成这种差别的主要原因一是受国内试验条件的限制，二是根据分析SF6气体绝缘的隔离开关灭弧性能更强，是可以达到上述2A和1A的要求的。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,目前西北750kV投运的GIS的隔离开关由于没有进行该项试验，隔离开关即使在空载情况下也不允许操作，断路器只能处于热备用状态。 对于252kV550 kV GIS（HGIS）隔离开关同样还存在一个开合转换电流能力的问题

39、。运行规程规定双母线电气主接线中母线隔离开关应进行切换母线的倒闸操作，此时母线隔离开关需要开合本回路与母联回路之间形成闭合回路内的转换电流。对于HGIS中的隔离开关转换电压按敞开式隔离开关考虑。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,5. 252kV瓷柱式断路器气体压力（密度）监视装置的要求 有些制造厂为了减少成本，采取将断路器三相本体通过管路连通，只安装一只压力（密度）表的做法，但这样做通常存在几个弊端。 1）出现本体漏气时不易察觉。如：某断路器额定压力0.6Mpa，报警压力0.55Mpa，闭锁压力0.5Mpa。当某一相发生较为严重的渗漏，失掉0.1Mpa的气量，这时如三相不连通，则会启动

40、压力闭锁装置，断路器不再动作，运行人员能够及时发现并停电处理；对于三相气路连通的设计，则相当于每相平均损失0.033Mpa的SF6气体，甚至不会引起报警，很容易被忽视，留下缺陷隐患。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,2）开断短路故障时，如一相开断失败，在电弧压力和热膨胀气体的作用下，开断过程中产生的杂质（电弧生成物、金属小颗粒等）会通过气体连通管路吹至其它两相中。在对2006年和2007年发生的瓷柱式断路器遭受连续雷击导致断路器受损或爆炸的事故分析时发现，完好相瓷套内表面和压气筒外表面等多处附着深色杂质，经化学分析，杂质成分与故障相中产生的杂质完全相同。可以判断，故障相中的杂质在高气压

41、作用下，通过三相连通的SF6气体管路吹至完好相。这种现象非常隐蔽，往往可能留下安全隐患。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,6. 额定绝缘水平的确定 目前国网集中规模招标各电压等级开关设备所选用的额定绝缘水平均引自2006年颁布的DL/T 593中的数值，其中有些数值较老标准的数值有所提高，如550kV绝缘水平无论是工频、操作冲击和雷电冲击耐压水平均比老标准提高一档，同时对各电压等级的断口耐压水平也有所提高，这就要求各制造厂商应对目前生产的产品按新的标准要求进行校核试验，以满足使用部门的要求。,第五部分 与设备性能密切相关的几个问题,7. 关于断路器合-分时间（即金属短接时间）的要求 断路器合-分时间的确定应该服从于系统事故状态下的稳定要求，空载情况下的合-分时间反映到开断短路故障时为“关合-开断时间”，是指“合-分时间”加上合闸预击穿时间和分闸熄弧时间。因此，故障切除时间与断路器的“合-分时间”密切相关。“合-分时间”越长，也就意味着故障切除时间越长，对电气设备和电力系统