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摘要：本文主要是针对某变电站一条110kV出线线路短路故障处理过程进行全面分析，为GIS的故障快速消缺提供依据。
关键词：GIS 故障分析
1 故障简述
2012年7月19日10时30分36秒，××站110kV线路马邢线183发生BC两相短路后发展成三相短路故障。183保护零序I段、距离I段动作，183开关跳闸，之后重合闸动作，重合于三相短路故障后距离加速、距离I段动作，开关跳开。通过分析故障录波及绝缘试验和对GIS各SF6气室内气体成分检测，判断故障部位为183GIS出线的三相共箱的筒内。2012年7月26日对其更换后送电。（缺陷部位如图）
2 设备基本情况
××变电站110kV设备为GIS设备于2011年12月投运。西安西开电器股份有限公司2009年10月生产。设备型号：ZF7A-126GIS气体绝缘金属封闭开关设备。183-5仓气体压力：额定0.4MPa。
天气情况：
2012年7月19日，石家庄地区晴，24度-33度，风力2级。现场无其它工作。
3 保护动作报告
××站侧保护及故障测距：
ZH-3故障录波器分析报告：
4 现场检查情况
现场检查183、183-5压力合格，183-5XD、183-5KD
地刀位置都在分位。
4.1 对SF6气体成份进行检测。首先对183-5刀闸气室放气，连接管路进行测量，未能检测。决定先对183开关进行成份检测，检测结果为SO2+SOF2：17.6μl/l，H2S为0，CO为0。再检测其它气室（183-5、183-2、183-1），其结果与183基本相同，怀疑其试验仪器有问题（厦门加华）。
4.2 拆除线路侧套管引线，从线路侧套管处进行绝缘试验。
A相对BC相及地位30M
B相对地为0
C相对地为0
BC相之间为0
4.3 拆除183-5刀闸两侧地刀的接地排，（183-5刀闸在断位）地刀位置不变对其进行绝缘试验。从引出端子处。
183-5XD绝缘为100000M
183-5KD绝缘为100000M
4.4 合上183-5XD接地刀闸，从183-5XD接地引出端子处进行绝缘试验。
A相对BC相及地位30M
B相对地为0
C相对地为0
BC相之间为0
判断183-5刀闸线路侧存在放电现象。
4.5 解体检查
2012年7月20日，进行必要的气体回收、通风后，现场打开出线筒端盖检查发现，出线筒内有大量白色的分解物，位于出线筒最尾五联通筒内绝缘盆表面有电弧烧灼痕迹，C相导体已脱落。
7月23日新设备到货后，对出线套管、183-5仓进行了解体，三相出线套管B相套管内SF6分解物较多，出线筒五联通筒内绝缘盆内表面已烧损，C相导体已从导体座中脱落，导体端部已烧穿直径约三公分孔洞，三相导体座外表面、出线筒内表面都不同程度放电痕迹，C相导体座外表面下侧烧损严重，导体孔洞应是对此处放电。
解体前测量SF6成份：■
183-5刀闸触头仓内被白色的分解物污染
被烧损的绝缘盆子
被烧损的绝缘盆子及导体触头座
C相导体触头与触头座
4.6 故障停运原因定性
事故原因初步分析为马邢线183GIS现场组装时，三相共箱出线筒内C相导体没有能够插入绝缘盆子上的导体座中，而是卡在了外面，导体外表面与导体座外表面接触，由于相间及对地绝缘距离有很大的预度，因此，在安装完毕后的例行的耐压试验、电阻试验时，各项试验结果都合格。经过一段较长时间的发热放电后，问题部位出现绝缘降低，最终导致放电短路，断路器跳闸。
导体实际装配情况
4.7 整改意见及措施
7月23日新设备到货后，进行了吊装更换工作。对出线筒、三相导体、绝缘盆进行更换，出线套管、-5刀闸仓进行清理、冲洗、擦拭，-5刀闸进行调试。
7月26日，进行了耐压试验、微量水分检测、气室包扎检漏等试验，全部合格，送电成功。
故障发生后，对该站同期投运相同结构的其它3个间隔进行了超声波局放、超高频局放及SF6气体分解物检测等试验，未发现异常。
5 一点启示
本次故障的发生根本原因还是产品质量问题，厂家装配的工具精度不够，装配人员的责任心不强造成了故障的发生，同时，例行试验又未出现问题，造成了当时成功投运的假象，但缺陷的存在使故障必定在运行中的某个时间出现，而且会造成重大损失，因此加强驻厂设备监造，势在必行。全过程跟踪把握产品生产重点时段，将对设备的长期健康稳定运行起到极为关键的作用。
参考文献：
[1]刘士源，王璟，高冰.一起10kV出线短路引发主变跳闸事故的分析处理[J].科技信息，2012（35）.
[2]申劲松，王红斌，郭贤珊.一例发电机定子出线短路事故的处理[J].华中电力，2005（03）.
[3]李小伟.变压器低压侧出线短路对电网的影响[J].电工技术，2009（04）.
关键词：GIS 故障分析
1 故障简述
2012年7月19日10时30分36秒，××站110kV线路马邢线183发生BC两相短路后发展成三相短路故障。183保护零序I段、距离I段动作，183开关跳闸，之后重合闸动作，重合于三相短路故障后距离加速、距离I段动作，开关跳开。通过分析故障录波及绝缘试验和对GIS各SF6气室内气体成分检测，判断故障部位为183GIS出线的三相共箱的筒内。2012年7月26日对其更换后送电。（缺陷部位如图）
2 设备基本情况
××变电站110kV设备为GIS设备于2011年12月投运。西安西开电器股份有限公司2009年10月生产。设备型号：ZF7A-126GIS气体绝缘金属封闭开关设备。183-5仓气体压力：额定0.4MPa。
天气情况：
2012年7月19日，石家庄地区晴，24度-33度，风力2级。现场无其它工作。
3 保护动作报告
××站侧保护及故障测距：
ZH-3故障录波器分析报告：
4 现场检查情况
现场检查183、183-5压力合格，183-5XD、183-5KD
地刀位置都在分位。
4.1 对SF6气体成份进行检测。首先对183-5刀闸气室放气，连接管路进行测量，未能检测。决定先对183开关进行成份检测，检测结果为SO2+SOF2：17.6μl/l，H2S为0，CO为0。再检测其它气室（183-5、183-2、183-1），其结果与183基本相同，怀疑其试验仪器有问题（厦门加华）。
4.2 拆除线路侧套管引线，从线路侧套管处进行绝缘试验。
A相对BC相及地位30M
B相对地为0
C相对地为0
BC相之间为0
4.3 拆除183-5刀闸两侧地刀的接地排，（183-5刀闸在断位）地刀位置不变对其进行绝缘试验。从引出端子处。
183-5XD绝缘为100000M
183-5KD绝缘为100000M
4.4 合上183-5XD接地刀闸，从183-5XD接地引出端子处进行绝缘试验。
A相对BC相及地位30M
B相对地为0
C相对地为0
BC相之间为0
判断183-5刀闸线路侧存在放电现象。
4.5 解体检查
2012年7月20日，进行必要的气体回收、通风后，现场打开出线筒端盖检查发现，出线筒内有大量白色的分解物，位于出线筒最尾五联通筒内绝缘盆表面有电弧烧灼痕迹，C相导体已脱落。
7月23日新设备到货后，对出线套管、183-5仓进行了解体，三相出线套管B相套管内SF6分解物较多，出线筒五联通筒内绝缘盆内表面已烧损，C相导体已从导体座中脱落，导体端部已烧穿直径约三公分孔洞，三相导体座外表面、出线筒内表面都不同程度放电痕迹，C相导体座外表面下侧烧损严重，导体孔洞应是对此处放电。
解体前测量SF6成份：■
183-5刀闸触头仓内被白色的分解物污染
被烧损的绝缘盆子
被烧损的绝缘盆子及导体触头座
C相导体触头与触头座
4.6 故障停运原因定性
事故原因初步分析为马邢线183GIS现场组装时，三相共箱出线筒内C相导体没有能够插入绝缘盆子上的导体座中，而是卡在了外面，导体外表面与导体座外表面接触，由于相间及对地绝缘距离有很大的预度，因此，在安装完毕后的例行的耐压试验、电阻试验时，各项试验结果都合格。经过一段较长时间的发热放电后，问题部位出现绝缘降低，最终导致放电短路，断路器跳闸。
导体实际装配情况
4.7 整改意见及措施
7月23日新设备到货后，进行了吊装更换工作。对出线筒、三相导体、绝缘盆进行更换，出线套管、-5刀闸仓进行清理、冲洗、擦拭，-5刀闸进行调试。
7月26日，进行了耐压试验、微量水分检测、气室包扎检漏等试验，全部合格，送电成功。
故障发生后，对该站同期投运相同结构的其它3个间隔进行了超声波局放、超高频局放及SF6气体分解物检测等试验，未发现异常。
5 一点启示
本次故障的发生根本原因还是产品质量问题，厂家装配的工具精度不够，装配人员的责任心不强造成了故障的发生，同时，例行试验又未出现问题，造成了当时成功投运的假象，但缺陷的存在使故障必定在运行中的某个时间出现，而且会造成重大损失，因此加强驻厂设备监造，势在必行。全过程跟踪把握产品生产重点时段，将对设备的长期健康稳定运行起到极为关键的作用。
参考文献：
[1]刘士源，王璟，高冰.一起10kV出线短路引发主变跳闸事故的分析处理[J].科技信息，2012（35）.
[2]申劲松，王红斌，郭贤珊.一例发电机定子出线短路事故的处理[J].华中电力，2005（03）.
[3]李小伟.变压器低压侧出线短路对电网的影响[J].电工技术，2009（04）.