一起±500kV换流站直流复合绝缘子击穿故障及防范措施分析
500KV变电站绝缘子闪络的问题分析及处理
500KV变电站绝缘子闪络的问题分析及处理摘要】张家口发电厂塔山分厂针对某厂发生500kV升压站接地刀闸绝缘子闪络造成掉闸事故，通过对故障分析，最终确定故障产生的原因, 并采取了相应的措施。
【关键词】斗闪络、污闪、湿闪、PRTV涂料中图分类号：Ｇ71文献标识码：Ａ文章编号：ISSN1004-1621（2013）07-014-021 概述：在高电压作用下，气体或液体介质沿绝缘表面发生破坏性放电。
其放电时的电压称为闪络电压。
发生闪络后，电极间的电压迅速下降到零或接近于零。
闪络通道中的火花或电弧使绝缘表面局部过热造成炭化，损坏表面绝缘. 沿绝缘体表面的放电叫闪络。
而沿绝缘体内部的放电则称为是击穿。
沿面放电：沿绝缘子和空气的分界面上发生的放电现象。
闪络：沿面放电发展到贯穿性的空气击穿称为闪络[1]。
2 事故案例：2011年4月1日某发电厂发生500kV II母线接地刀闸绝缘子闪络造成II母线掉闸事故，当时厂内有7台机组运行，全厂总出力210MW，负荷分别送到500KV 侧两条母线，并由沙南一、二线送出，由于II母线事故掉闸，运行方式发生改变，导致单条母线运行，机组及变电站设备安全运行系数大大降低。
3 事故原因：3.1 当天持续降雪时间达10个多小时，由于当时的环境温度在零上，雪落到支柱瓷瓶上，一部分雪慢慢化，融化后的水又在瓷瓶伞裙之间形成小冰柱，造成瓷瓶伞裙之间绝缘距离降低，随着雪的慢慢积累、融化、结冰最后导致瓷瓶绝缘击穿，发生闪络接地，母线对地放电保护动作掉闸。
3.2 母线接地刀闸支柱瓷瓶产品投运时间早，制作工艺落后，防污等级低，瓷裙也不是防污等级高的大小伞裙（爬距较大）。
此型号瓷瓶已不能有效的防止雨季闪络事故的发生。
所以，防止污闪和湿闪是首要的问题。
4 塔山分厂所处现状：张家口发电厂塔山分厂区域污秽等级为三级，绝缘子选购时均适用于三级污秽等级区域，但是考虑到电厂的安全、可靠性要求较高，所以应满足四级污秽等级对绝缘子爬距的要求，即爬距应大于等于17050mm。
500kV_GIS绝缘套管击穿原因分析及处理措施
500kV GIS绝缘套管击穿原因分析及处理措施张文武引言：某厂500kV GIS绝缘套管在投运半年后，#1主变GIS侧A相绝缘套管发生放电击穿的故障；通过对故障现象分析，确定了故障原因并制定出处理及预防措施。
1 概述1.1SF6/air套管参数1.1.1型式；户外、充 SF6气体,用于GIB和架空线间的连接。
1.1.2额定绝缘水平（SF6侧/air侧）:(1)雷电冲击耐受电压: 相对地（峰值) 1550kV(2)工频耐受电压（50Hz，1min）：相对地（有效值)680kV 1.1.3额定电流：4000A1.1.4额定短时耐受电流（有效值）:63kA（3s）1.1.5额定峰值耐受电流: 158kA1.1.6爬电距离（相对地）：相对地:L相－地≥Kd·λ·Um其中：K d ─爬电距离增大系数K d，与瓷件平均直径D m有关,对应不同的D m，采用如下的：D m＜300mmK d＝1.0300mm≤Dm≤500mm K d＝1.1D m＞500mmK d＝1。
2λ─最小爬电比距，25mm/kVU m─最高线电压,550kV爬电系数：≤3。
61.1.7相邻套管顶部金属部分最小空气间隙净距≥4300mm。
1.1.8对瓷质套管，瓷裙升出比S/P≥0.8（S――相邻瓷裙间距mm，P――瓷裙伸出长度 mm）1.1。
9 生产厂家：平高东芝2 故障经过2008年1月25日22：53，某电厂#1机带负荷300MW,此时天降蒙蒙细雨，整个500kV升压站室外绝缘子及绝缘套管都存在不同程度的爬电现象，突然升压站内发出一声巨响,集控室通知说#1发变组保护动作，＃1机全停.经过检查发现#1主变差动及零序保护动作，对区内的电气一次设备检查，发现＃1主变GIS进线A相套管瓷瓶上部均压环有电弧击穿的痕迹,并留有大小不等的小洞,在套管瓷瓶下部基座部分同样有电弧击穿的痕迹,并穿出十几个小孔,大的直径达5—6mm。
500kV变电站直流系统故障及解决方法
500kV变电站直流系统故障及解决方法摘要：变电站是整个电力系统的关键部分，而直流系统则是变电站的重要内容之一，其安全稳定运行直接关系到变电站正常功能的实现。
本文主要分析了500kV变电站直流系统的相关故障，并阐述了引发直流系统故障的相关原因，同时针对性的提出了变电站直流系统故障的预防措施，希望能够对相关专业人士有所帮助。
关键词：500kV变电站；直流系统故障；解决方法直流系统为变电站内的继电保护装置、安全自动装置、测控装置、智能终端、合并单元、断路器等设备提供直流电源，所以其能否可靠运行至关重要。
为保证变电站运行的稳定性与安全性，应对直流系统运行的可靠性予以高度重视，其对于继电保护以及自动装运行的安全性具有十分重要的影响。
一、500kV变电站直流系统故障造成的危害在变电站的运行过程中，直流系统对用电负荷要求较为严格，同时要求非常高的供电可靠性。
若是在监控系统、控制回路或者信号回路出现直流电源供应不足的情况，运行人员就无法对监控系统进行良好的控制，缺少足够的信息来源，无法对设备所处状态和系统潮流等予以明确，更谈不上对设备的正确操作了。
如果在自动装置、继电保护、开关分合闸回路中发生变电站的直流系统故障，就有可能发生意外跳闸或者开关拒动情况，造成系统性故障。
变电站出现直流系统事故之后，相关工作人员应及时的查找故障并分析原因，采取针对性的措施进行解决。
但是在进行直流故障查找过程中可能会引发别的二次回路故障，进一步扩大事故的影响范围。
比如，在2002年，某500kV变电站就出现过这样的问题，在对主变保护二次回路接地进行查找的过程中，主变温度保护出现误跳闸的情况，因那时整个系统只有一条500kV线路与邻省电王相连，导致2个省网都发生了事故。
二、500kV变电站直流系统故障的类型1、直流电源失压（1）如果监控系统、控制回路或者信号回路中，直流电源供应不足，则无法实现对整个系统的有效监控，其一次设备无法予以正常操控。
500kV变电站直流系统绝缘异常分析及处理
500kV变电站直流系统绝缘异常分析及处理摘要：直流系统是变电站的重要组成部分，在很大程度上影响着变电站的正常运行。
特别是随着社会用电需求的不断增加，变电所的负荷压力越来越大，直流系统的作用越来越明显。
直流电源是直流系统的电源，可为相关设备和设备提供电源，包括：常规负载、继电保护、控制系统、信号系统、自动装置、远程通信装置、UPS等。
为了保证变电站运行的稳定性和安全性，必须重视DC系统运行的可靠性，对继电保护和自动运行的安全性有着非常重要的影响。
关键词：500kV变电站；直流系统；绝缘异常1 500kV变电站直流系统故障造成的危害在变电站运行过程中，直流系统对电力负荷要求更严格，对供电可靠性要求很高。
如果在监控系统中，控制回路和信号回路的直流电源不足，操作人员不能很好的控制监测系统，足够的信息来源缺乏，没有对设备和系统的状态一目了然，更不用说设备的正确操作。
如果DC系统故障发生在变电站自动装置、继电保护和开关开关电路中，可能会出现意外跳闸或开关拒用，造成系统故障。
变电站出现直流系统事故后，相关人员应及时发现故障并分析原因，并采取相应的措施加以解决。
然而，在直流故障发现过程中，可能会引起其他两个电路故障，并进一步扩大事故的影响范围。
例如，在2002，一个500kV变电站会有这样的问题，在主变保护主变压器保护误跳闸的情况温度两电路地面搜索的过程中，当整个系统只有一个500kV线路与邻国国王电连接，导致2省网络发生了事故。
2 500kV变电站直流系统简介500kV变电站直流系统采用双重化配置，共有直流Ｉ段和直流ＩＩ段两段母线。
每段母线均设有合闸母线和控制母线，合闸母线经无降压硅堆与控制母线相联。
合闸母线工作电压为120V，控制母线工作电压为110V。
某500ｋＶ变电站直流系统绝缘在线监测仪采用艾默生ＪＹＭ－ＩＩ型产品。
整套直流系统装有２台绝缘在线监测仪，用于监测直流系统电压及其绝缘状况。
在直流系统出现绝缘强度降低等异常情况时，绝缘在线监测仪发出声光告警，并将对应告警信息显示在液晶显示屏上，同时由对应段直流监控模块将主要的告警信号以继电器接点的形式发到监控系统后台。
500kv超高压输电线路故障及其解决对策
500kv超高压输电线路故障及其解决对策500kv超高压输电线路是目前电力系统中承担着重要输电任务的设备，其安全运行对于保障电网稳定运行和大规模电力送出起着举足轻重的作用。
500kv超高压输电线路故障时有发生，这对电网运行造成一定影响。
本文将就500kv超高压输电线路故障及其解决对策进行探讨。
一、500kv超高压输电线路故障类型及原因1、故障类型500kv超高压输电线路的故障主要包括线路短路故障、接地故障、绝缘击穿故障等。
线路短路故障是最常见的一种，其次是接地故障和绝缘击穿故障。
2、故障原因500kv超高压输电线路故障的原因有很多，主要包括以下几个方面：（1）外部因素：例如雷击、风吹等自然因素，以及外界物体触碰导致的故障；（2）设备老化：超高压输电线路经长期运行，设备可能产生老化，如绝缘老化等；（3）操作失误：操作人员操作不当引起的故障；（4）动植物侵扰：例如树木生长、动物触碰等原因引起的故障；（5）缺陷制造：设备本身制造过程中的缺陷，如材料缺陷、加工缺陷等。
二、500kv超高压输电线路故障的危害500kv超高压输电线路故障一旦发生，将给电网运行带来一定的危害，主要包括以下几个方面：1、影响电网运行：故障发生后，将导致电网某一部分或全线路停电，从而影响电力供应的正常进行；2、损失设备：故障给设备带来冲击，加速设备老化，甚至导致设备报废；3、影响安全稳定：故障会给电网的安全稳定运行带来一定影响，甚至引发其他设备的故障，从而影响整个电网的稳定性。
三、500kv超高压输电线路故障的解决对策为了防止和解决500kv超高压输电线路故障，需要采取一系列的技术和管理对策。
1、提高设备质量提高设备质量，加强对设备制造工艺的监督，确保设备质量达标，减少因设备制造缺陷引起的故障。
2、加强设备维护定期对500kv超高压输电线路设备进行巡视和维护，及时发现和处理设备的老化和缺陷，降低发生故障的可能性。
3、加强设备监控引入先进的监测技术，如红外线探测、超声波检测等，对输电线路设备进行实时监控，及时掌握设备运行情况，提前预警可能发生的故障。
变电站直流绝缘故障的处理与建议探讨
变电站直流绝缘故障的处理与建议探讨随着电力系统的不断发展，变电站直流绝缘故障成为影响系统安全运行的重要问题。
直流绝缘故障的处理和预防已经成为电力行业亟需解决的难题。
本文将从直流绝缘故障的原因分析、处理方法和建议探讨等方面进行综述，以期为电力系统的安全稳定运行提供一定的参考和帮助。
一、直流绝缘故障的原因分析直流绝缘故障是指在变电站直流系统中因绝缘介质损坏、电压过高或外部环境等因素导致的故障。
其主要原因包括以下几点：1. 绝缘介质损坏：变电站中的绝缘介质如绝缘子、绝缘套管等在长期运行过程中会受到电压和环境的影响而逐渐老化，导致绝缘介质的损坏，从而引发直流绝缘故障。
2. 电压过高：由于变电站直流系统中的设备多为高压设备，如果直流系统中的电压过高超出设备承受范围，就会导致绝缘介质的击穿，从而引发故障。
3. 外部环境因素：变电站周围环境中的湿度、温度等因素对绝缘介质也会产生一定的影响，长期的恶劣环境下会加速绝缘介质的老化和损坏。
二、直流绝缘故障的处理方法当直流绝缘故障发生时，及时有效地处理故障是保证电力系统安全运行的关键。
处理直流绝缘故障的方法主要有以下几种：1. 故障定位：首先需要对直流系统进行全面的检测和分析，定位故障发生的具体位置，找出故障的原因和范围。
2. 绝缘测试：对已确定的故障位置进行绝缘性测试，了解绝缘介质的损坏程度，为后续的维修和处理提供依据。
3. 维修处理：针对故障位置进行维修处理，修复或更换损坏的绝缘介质，确保系统的安全运行。
4. 故障复查：在维修处理完成后，需要再次对直流系统进行全面的检测和测试，确保没有遗漏并及时发现其他潜在的故障隐患。
三、对直流绝缘故障的建议探讨为了更好地预防和处理直流绝缘故障，我们需要从以下几个方面进行建议探讨：1. 加强绝缘检测：定期对变电站的绝缘系统进行全面的检测和测试，及时了解绝缘介质的状态和损坏情况，采取相应的维护措施，预防直流绝缘故障的发生。
2. 提高设备质量：选用高质量的设备和材料，提高直流系统的耐压能力和抗老化能力，减少直流绝缘故障的发生。
500kVGIS绝缘故障分析及处理
500 kV GIS绝缘故障分析及处理摘要：随着电压等级的升高，故障率也随之升高。
GIS设备运行故障案例表明，由于绝缘缺陷引发的故障占比较高。
引发绝缘缺陷的主要原因包括GIS生产和安装过程中引入的自由金属微粒、接触电极的突起或毛刺、绝缘子表面脏污、固体绝缘气隙等。
这些缺陷在GIS运行过程中，会造成其内部出现局部电场畸变，形成局部放电。
随着局部放电的发展演变，将最终引发GIS绝缘故障。
由于局部放电是发生绝缘故障的重要征兆和表现形式，通过监测GIS局部放电信号，可及时发现GIS内部绝缘缺陷，通过对局部放电信号进行特征挖掘，有望实现故障预警。
因此，对GIS局部放电采取实时、有效的监测，对于保障设备安全和供电可靠性具有重大的意义。
关键词：特高压换流站；气体绝缘金属封闭组合开关设备；绝缘故障；盆式绝缘子引言随着全球电力系统的发展，气体绝缘金属封闭开关设备（英文缩写ＧＩＳ）作为电力系统中的基础设备，以其占地面积及体积小、可靠性高、安装方便等特点倍受青睐。
套管作为ＧＩＳ运行过程中的重要部件，其上端与架空线连接，下端与ＧＩＳ设备连接，将高压载流导体引入金属封闭开关内且能保证电场强度满足需求，在架空线与ＧＩＳ设备间起到过渡的作用。
1故障概况某变电站侧（以下简称送端）向特高压换流站侧（以下简称受端）进行2次充电均不成功，发生线路跳闸。
故障发生时，受端侧母线带电，500kVⅡ段母线侧断路器5081处于热备用状态，断路器5082、5083处于检修状态。
两次跳闸均为送端线路保护装置差动保护动作、线路保护手合距离加速保护动作跳开5023断路器，受端线路保护装置启动未动作。
2故障过程某500kV变电站220kVGIS设备245间隔为配合对侧线路空载情况下的核相试验，由检修转运行时2456隔离开关电动合闸失败，随即手动合闸操作，观察机械分合指示到位，后台显示状态正常，245间隔送电成功。
6min后245间隔C相故障，保护、开关动作正确，跳ABC三相。
500kV变电站直流电源系统绝缘故障分析
500kV变电站直流电源系统绝缘故障分析摘要:电能作为现代人类生活、工作、娱乐所必须的能源，在日益蓬勃发展的国民环境下，正扮演着越来越重要的角色。
变电站直流系统是变电站的心脏，可靠运行的直流系统是变电站安全运行的保证。
因此笔者根据多年来相关行业的工作经验，结合我国5OOkV变电站直流系统的实际情况，对5OOkV变电站的直流电源系统故障查找与处理工作进行详细的分析、介绍，希望可以起到抛砖引玉的作用，为做好电力输变电线路的安全稳定运行做出一定贡献。
关键词:5OOkV变电站；绝缘降低；直流接地；二次故障引言：直流系统在变电站中为控制、信号、继电保护、自动装置及事故照明等提供可靠的直流电源。
它还为倒闸操作提供可靠的操作电源。
直流系统的可靠与否,对变电站的安全运行起着至关重要的作用，是变电站安全运行的保证。
1.直流电源系统故障分析直流电源系统故障可分为直流电源设备故障和二次回路上的故障。
1.1直流电源设备故障分析(1)充电机故障。
充电装置缺陷主要表现在:充电模块通讯故障、充电模块输出电压异常、充电模块均流不平衡、充电模块内部元器件损坏、充电模块风扇损坏等方面，多数是制造质量或设计方面的原因所致。
某变电站“直流微机监控器告警灯亮无法自动复归，装置内部运行正常”。
原因是:高频整流模块与监控器通讯中断;高频整流模块内部元器件损坏。
(2)蓄电池故障。
缺陷主要表现在:蓄电池容量不足、蓄电池电压或内阻异常、极柱腐蚀及蓄电池损坏、蓄电池渗液等。
蓄电池发生缺陷的主要原因:一是蓄电池本身的质量问题，二是因充电机故障或事故原因使蓄电池深度放电，性能急剧下降。
还有一个重要原因是蓄电池日常维护工作不到位，如运行环境温度较高、未及时对性能落后的蓄电池进行补充充电，或电池过充电未及时发现等，造成蓄电池使用寿命缩短。
某变电站一节蓄电池在小电流充放电时未发生异常，当采用10小时放电率电流进行核容时，该电池电压明显低于其余电池电压。
终止放电，并投入充电装置，再对该电池电压进行测量发现，该电池电压已明显高于其余电池电压，立即停止充电更换该电池，解剖该电池发现极板严重腐蚀，在进行大电流充放电时，引起内部导电回路接触电阻增大进而引起发热，致使蓄电池外壳膨胀变形，容量减小。
500kV变电站直流电源系统绝缘故障分析
２ １等 效模 型 １ ． ：正 常 系统
该 等 效 模 型如 图 １所 示 。
的单 母 线 接线 方 式 ，其 接 线 特点 如 下 ：
Ｕ
Ｒ．
母线 正 对 地 电压 约 为 ＋３０ ０ Ｖ， 负 对 地 电 压 约 为 ＋ ７ Ｖ，母 线 电压 约 为 ２ ０ ０ ３ Ｖ，关 于 该 段 母 线 出现 正 对 地
注 ： Ｕ：第 １ Ｉ 段母线电压 Ｕ：第 ２段母线电压： ２ Ｒ ：第 ２ 段母线 负极 与第 １ 段母线正极 串接 电阻 Ｒ ：第 １ ２ 段母线 负极 对地绝缘 电阻； ：第 ２ 段母线正极 对地绝缘 电阻。
，式 可 看 ， 从 中以出只
要 Ｒ 阻值 大 于 Ｒ 与 Ｒ 之 和 ，第 ２ 。 。 段母 线 正 对地 电压
收 稿 日期 ：０ ８０ — ２ ２ ０ － ５ １
即大 于第 ２ 母 线 端 电 压 ， 因此 该 模 型 为 该 系 统 可 能 段 电工技术 Ｉ０８ｌ 期１ ０ ０ ６ ２ １ ３
０ 引 言
《 电力 工程 直 流 系 统 设 计 技 术 规 程 》 明确 规 定 ：原
断该 系统 ２组 蓄 电 池 一 定 通 过 某 一 回路 串联 起 来 ，现
对 可 能情 况 进 行分 析 。
则 上从 直 流 负 荷 供 电 可 靠 性 出 发 ，１ Ｏ Ｖ 重 要 变 电 站 １ｋ 及 ２ ０ Ｖ变 电站要 从 重 要 性 和 满 足 继 电 保 护 、 断 路 器 ２ｋ
查 找 完整 个 电源 系 统 的 绝 缘 状 况 后 ，发 现 Ⅱ段 母 线 的
220～500kV带电更换绝缘子危险点及其控制措施
三起重工作1.砸伤、抽伤1.1 起重工作必须由经过专门训练的人员担任，要有经验的人领导，并应统一指挥，统一信号，明确分工，做好安全保护措施。
工作前工作负责人应对起重工作和工器具进行全面检查，无问题方可工作。
1.2 起重机械如绞磨、汽车吊、卷扬机、手摇绞车等必须安置平稳牢固，并应设有制动和逆制装置。
1.3 当重物吊离地面后，工作负责人应再检查各受力部位无异常情况后方可正式起吊。
1.4 在起吊牵引过程中，受力钢丝绳的周围、上下方、内角侧和起吊物的下方，严禁有人停留和通过。
1.5 起吊物体必须绑牢，物体若有棱角或特别光滑的部分时在棱角和滑面与绳子接触处应加以包垫。
1.6 使用开门滑车，应将开门的钩环扣紧，必要时用绑线扎牢，防止绳索自动跑出。
1.7 起重时，在起重机械的滚筒上至少应绕有5圈钢丝绳，拖尾钢丝绳应随时拉紧，并由有经验的人负责。
1.8 起重机具应有铭牌标明允许荷重，不得超铭牌使用。
无铭牌或自造的起重机具，必须经试验合格后方准使用。
1.9 起重钢丝绳的安全系数应符合规定：用于固定起重设备为3.5；用于人力起重为4.5；用于机械起重为5～6；用于绑扎起重物为10；用于供人升降用为14。
1.10 起重工器具应妥善保管，定期检查试验，钢丝绳应定期浸油，发现有断丝、断股或损伤严重，不准使用。
1.11 利用汽车拖拉机等牵引安规线路105条安规线路106～114条安规热机742～743条导地线或起重搬运物件时，应在汽车或拖拉机司机处设置指挥司机的信号传递员。
1.12 绳索在使用前必须仔细检查，所承受的荷重不准超过规定：麻绳、棕绳或棉纱绳，用作一般荷重吊绳时，按其截面10N/mm2计算，用作捆绑时按5N/mm2计算，在受潮湿状态下，允许荷重减少一半。
涂沥青的纤维绳应按降低20%使用。
1.13 利用钢钎做地锚时，应检查锤把、锤头及钢钎子，打锤人应站在扶钎人的侧面，严禁站在对面，并不准戴手套；扶钎人应戴安全帽。
钎头有开花现象时，应更换修理。
基于500kV输电线路复合绝缘子断裂事故分析
基于 500kV 输电线路复合绝缘子断裂事故分析摘要：近些年来，复合绝缘子在输电线路工程中应用越来越广泛，其具有多方面优势，覆盖了各个地区的输电线路建设。
根据研究调查显示，当前国内挂网线路中，已经超过了 800 万标准制支绝缘子。
在电网输配电工程中应用复合绝缘子大大提高了设备防污质量效果。
在这样的背景下，市场中为了满足电力企业对于复合绝缘子的需求，加大了生产力度。
在近几年，虽然复合绝缘子的生产质量和应用效果都在稳定提高，能够满足安全可靠的标准，但是在输电线路运行中仍然存在着符合绝缘子断裂事故，这对于电力系统来说是极为严重的故障，给系统安全运行造成威胁。
基于此，本文首先分析了复合绝缘子芯棒断裂的原因，接着结合具体的故障来给出相应的故障诊断和检测措施。
关键词：输电线路；复合绝缘子；断裂事故1.引言传统绝缘子材质主要为玻璃和瓷，重量较大，并且实际应用效果不佳。
在电力系统的发展中，电网材料也在不断更新换代，当前复合绝缘子已经取代了传统绝缘子。
复合绝缘子具有重量轻、体积小的特点，并且绝缘强度更高，耐污性能更好，安装和维护较为方便。
因此在一些污染严重地区，复合绝缘子的应用前景非常广阔。
但是在线路的实际运行中，复合绝缘子的断裂问题时有发生，其原因有多方面，主要包括以下几种：首先，自身质量问题，例如芯棒和保护套质量不达标，连接处密封性不好等。
其次，绝缘子安装问题，在实际中均压环的安装错误等。
只有根据实际情况分析断裂原因，进行针对性维修才能将故障最小化，为线路运行提供可靠保障。
2.复合绝缘子芯棒断裂原因在输电线路实际运行中，复合绝缘子会受到多方面因素的影响，因此其断裂问题的原因也是多方面的，根据输配电线路运行实践来看，其首要原因在于质量问题，但是产品质量问题主要是在其使用早期发生。
其次，复合绝缘子运行时间过程而发生老化，导致其应用性能降低，芯棒负载过大，从而出现了老蚀损，最终发生断裂。
另外，在复合绝缘子内部，其均压装置没有对芯棒、伞裙保护套以及相关金属附件起到充分的保护作用，当其处于长时间的高负荷运行时，芯棒和金属附件等会被电弧灼伤，有较大掉串事故风险，因此伞裙制造工艺的质量和效率也会影响到掉串问题。
500kv超高压输电线路故障及其解决对策
500kv超高压输电线路故障及其解决对策500kv超高压输电线路是电力系统中的重要组成部分，它承担着输送大量电能的任务。
然而，在使用过程中，经常会发生各种故障，给电网运行带来极大的不利影响。
本文将介绍500kv超高压输电线路故障的种类及其解决对策。
一、故障类型1.导线故障导线故障是最为普遍的一种故障，主要包括断线故障和接触故障。
断线故障是导线突然断裂的故障，导致线路电压骤降，严重时会导致线路失电。
接触故障是导线与绝缘子、杆塔接触不良或者接触件松动，导致电流不畅，电压降低，严重时会引发线路瞬时短路。
2.绝缘子故障绝缘子故障是指绝缘子出现裂纹、破损、污秽等缺陷，导致电场强度超过绝缘强度而发生击穿故障。
这种故障会导致线路失电，后果十分严重。
3.杆塔故障杆塔故障主要包括杆塔断裂、基础沉降、导地线接触不良等。
这种故障不仅会影响线路的承力能力，还会对周边环境造成潜在危害。
4.接地故障接地故障是指线路绝缘失效后，导体接触带电设备或者杆塔的金属部分，形成直接接地而导致的失电或短路故障。
二、解决对策1.加强维护为了避免上述故障的发生，必须加强对电力线路的巡检、检修和保养。
特别是绝缘子、导线、接头和金属配件等易受损部位，要经常检查，发现问题立即处理。
2.提高绝缘强度输电线路的绝缘强度是保证抗击穿能力的关键。
为了提高绝缘强度，应采用高强度、高耐候、抗风化的材料，如硅橡胶、PTFE绝缘材料等。
此外，还可以采用增加串联绝缘体的方式来提高绝缘强度。
3.加强金属件防腐金属件是电力线路的支撑和传递电能的关键部分。
为了防止金属件锈蚀，应在制造和维修过程中彻底清洗，然后采用先进的防腐技术，如喷涂或热镀锌等。
4.改进杆塔结构杆塔是输电线路的支撑构件，其牢固性和稳定性直接影响到输电线路的安全运行。
为了提高杆塔的承载能力和抗震能力，应采用新型的钢管混凝土杆塔或桥架杆塔等结构改进方案。
总之，500kv超高压输电线路故障的种类繁多，解决对策多样化。
500kV变电站直流绝缘降低分析及应对策略
由于 出线间隔各机构控制 回路 的功能和作用类似 ，因 此仅分析快速隔离开关机构 的控制 回路 。快速隔离开关机 构控制 回路如图 ２ 所示 ，主要 由刀 闸电机 的直流控制 回路 和交流 电源回路构成。由于合闸操作和分 闸操作 的工作机 理相 同，因此下面仅以合闸操作（ 即开关为 “ 分 ”状态） 为 例进行说明。合 闸操作控制 回路工作模式为 ：刀 闸在分 闸 位 时，合闸操作继电器 Ｋ Ｍ１ 和分 闸操作继 电器 Ｋ Ｍ２ 均未
亘
Ｌ — — —
在基建调试验收过程中发现 ，潮湿天气下该站 ２ ２ ０ ｋ Ｖ部 分的直流馈线屏报 “ 绝缘降低 ”，大雨过后绝缘 下降更严 重 ；待天气晴朗后绝缘 自动恢复正常。绝缘隋况见表 １ 。
表 １绝缘明细表
快速 隔离机构 控制 回路
２ 原 因分 析
直流系统从保护角度出发 主要分为室 内保护装 置和场 地开关汇控柜 。直流绝缘下降若发生在 室内 ，则在 天气 干
不 到 位 ，则 极 易与 柜 内低 压交 流 系 统 相互 作 用 ，导 致 直 流
措施后分别在各点进行绝缘测试 。 雨后，在未打开相应机构箱盖时 ，测得点 （ Ｐ ２ — １ 、Ｐ ２ —
２ 、Ｐ ２ — ３ 、Ｐ ２ － ４ 、Ｐ ２ — １ ４ 、Ｐ ２ — １ ６ 、Ｐ ２ — ５ 、Ｐ ２ — ６ 、 Ｚ Ｋ 一 ４ ）的
导通 ，驱动 电机进行合闸操作 。刀闸电机 的直 流控制 回路 和交流电源 回路必须在物理上独立 ，否则两者 间会存在干
扰 ，甚 至 造 成 绝缘 损 坏 。
Ｐ３ ． ３ Ｐ ３ — ６
—
图１ 某２ ２ ０ ｋ Ｖ出线间隔一次系统图
Ｐ 眦 ３ － ４ 快 囊 船
±500kV直流输电线路雷击故障情况分析
±500kV直流输电线路雷击故障情况分析摘要:直流输电线路由于具有输电距离远，杆塔高度高，且经过山区地区较多等特点，决定了其在长期运行中不可避免的会遭受多次雷击。
本文通过对某直流输电线路的雷击故障情况分析，研究提升直流输电线路防雷可靠性的各种措施，对比各种措施后提出加装线路避雷器是最经济有效的方案，最后对线路避雷器的结构、安装方案、运行经验和问题进行了介绍。
关键词:直流线路防雷线路避雷器一、工程及故障基本情况某±500kV直流输电线路于2016年6月投运，投运至今，该直流输电线路共发生雷击故障7次。
7次故障的原因均为雷电击穿导线均压环与脚钉之间的空气间隙，引起导线金具串对铁塔放电，导致线路保护动作。
通过查阅该直流线路的平断面定位图、塔位明细表、路径方案图等设计图纸，整理出上述发生雷击故障的铁塔的基本信息。
上述铁塔均是位于山地，地势较陡，地物以松树为主，海拔在2000m～3000m。
对于塔身间隙，发生雷击的6个铁塔的塔身间隙在5.66m～5.85m，均大于4m；对于地线，发生雷击的6个铁塔的布置了双地线，保护角在-13.19°～-11.7°，均不大于10°；对于接地电阻，发生雷击的6个铁塔的实测的接地电阻的阻值在4.9Ω～11.31Ω。
综上所述，发生雷击的6个铁塔的设计均是满足设计规程和设计的要求。
在所提供的雷击事故案例中，经判断基本全为雷电绕击所致。
依据如下：故障定位系统测得的事故雷电流幅值最大为43.1kA，最小为-18.5kA。
计算结果表明，杆塔冲击接地电阻为15Ω时，杆塔的反击耐雷水平约为173kA。
通过对杆塔接地电阻的实测，实测值还要更低，此时杆塔实际的耐雷水平应比173kA的理论值更高。
几十千安的事故雷电流远小于反击耐雷水平。
因此，如果事故雷电流是击在了避雷线或杆塔，是不足以引起反击闪络的。
二、提升线路防雷可靠性措施直流线路由于具有输电距离远，杆塔高度高，且经过山区地区较多等特点，决定了在长期运行中不可避免的会遭受多次雷击。
500kV变电站直流系统常见故障及解决措施
500kV变电站直流系统常见故障及解决措施摘要：直流系统是电力系统的重要组成部分，在变电站中，继电保护装置、各类自动装置、通信装置的工作电源、各种信号及控制回路电源等都是由站内直流系统提供的，如果变电站的直流系统瘫痪，继电保护装置、自动装置、通信装置等将失去其功能，站内的设备也无法监控，当遇到系统中发生故障时，保护装置及断路器无法动作，就会扩大事故范围。
因此，直流系统对电力系统的安全可靠运行起到了重要作用。
本文中，对500kV变电站直流系统常见故障进行了分析，并且相应的提出了一些防范措施。
关键词：变电站；直流系统；故障；措施引言直流系统作为500kV变电站中的独立电源，其为多种设备和装置提供稳定的直流电源。
为了提高500kV变电站的安全性，必须加强直流系统的运行维护，结合直流系统运行状态，采取科学、有效的运行维护措施，定期对直流系统进行检查维护，降低直流系统故障发生率。
1变电站直流系统的重要作用随着自动化程度很高的无人值守、少人值班变电站逐渐增多，为了能保障变电站内各种设备的正常工作，对变电站直流供电系统的可靠性提出了新的要求。
在供电电源出现故障且不能正常供电时，直流系统进行供电维持用电设备工作，保证重要设备的正常运行。
直流系统的稳定性能以及实际的容量负荷在直流系统中占据重要位置。
在直流系统的实际运行中，由于工作时间较长，若出现因环境温度过高、充电或放电过量的情况以及其他原因，极容易造成直流系统过早出现老化现象，使其容量严重下降，进而影响直流系统的正常运行。
交流系统是直流电源的能量来源，要保证直流系统供电的稳定性，交流系统工作的可靠和稳定是必要的。
变电站使用直流系统的优势有四点：1）电压稳定好，单极接地仍可运行。
2）单套直流系统一般有二路交流输入,另有一套蓄电池组,供电可靠性高。
3）如用交流电源，当系统发生短路故障，电压会因短路而降低，使二次控制电压也降低，严重时会因电压低而使断路器跳不开。
4）变电站操作电源选直流：蓄电池可逆。
500kV某变电站直流绝缘故障分析及其引发的思考
FUJIAN DIAN LI YU DIANG ONG第26卷第3期2006年9月IS S N 1006-0170CN 35-1174/TM500kV 某变电站直流绝缘故障分析及其引发的思考刘超玲(福建省超高压输变电局,福建福州350002)摘要:分析了500kV 某变电站投产以来几起典型直流系统绝缘故障的原因及对策;针对直流绝缘故障的常见原因及福建的气候特点,给出了减少直流绝缘故障的建议。
关键词:变电站;直流;绝缘故障;防潮中图分类号:TM85文献标识码:B文章编号:1006-0170(2006)03-0050-02直流绝缘故障引发误跳闸事故在电力系统中时有发生,如何提高直流系统绝缘水平,防止故障发生,对保证电力系统安全可靠运行具有重要意义。
500kV 某变电所位于福州市北面,是福建省与华东联网的重点工程。
它的建成使两网间的电力实现了丰枯互补、相互备用、调剂余缺,提高了电力生产的经济运行效益。
2001-11-13该变电站投产,4年多来为福建电网的安全稳定和经济发展做出了积极的贡献,但也曾经发生几起直流绝缘故障,给安全运行带来了隐患。
现进行分析,提出防范措施。
13起直流绝缘故障的原因分析及对策1.12003-03-08#1联变220kV 侧28A 开关误跳2003-03-0813∶50∶05运行人员在操作500kV福双Ⅱ线50621刀闸时,主控室事故音响动作,#1联变28A 开关三相跳闸,#1联变负荷由152M W 降为0M W ,构成一类障碍一起。
现场及保护检查发现:28A 开关三相确已跳闸,28A 开关无异常,#1联变无异常,35kV 保护小室28A 开关操作箱第二组跳圈TC2插件“T C ”灯亮,“OP ”灯灭,#1联变两套保护运行正常。
原因分析:如图1所示,由于综合自动化变电所保护小室分散布置,各继电保护小室之间的电缆较长,联变28A 开关跳闸回路共有6回,事后有关人员现场测得分布电容C=0.227μf,回路电阻R =20.1k Ω。
500kV变电站的故障处理及其运维技术
500kV变电站的故障处理及其运维技术500kV变电站是电力系统中重要的组成部分，其故障处理及运维技术至关重要。
变电站的故障处理需要严谨的技术和经验，同时变电站的运维技术也需要不断的更新与改进。
本文将详细介绍500kV变电站的故障处理及其运维技术。
1.常见故障类型500kV变电站常见的故障类型包括：断路器跳闸、绝缘子击穿、设备短路、设备过载、电气火灾等。
这些故障如果不及时处理会导致变电站停电，给电网带来严重影响。
2.故障处理流程当500kV变电站发生故障时，需要按照严格的流程进行处理。
首先要迅速排除电力系统故障，保证供电可靠。
其次要及时通知全站人员，做好应急处理准备。
然后需要对故障设备进行检修、更换或维修，恢复系统正常运行。
最后还需要对故障原因进行分析，避免类似故障再次发生。
3.故障处理技术500kV变电站的故障处理技术需要熟练掌握各种设备的操作方法和维修技术。
例如：断路器的检修方法、绝缘子的更换技术、设备的分解和组装技巧等。
运维人员需要不断学习和提升自己的技术水平，以应对各种复杂的故障情况。
二、500kV变电站的运维技术1.设备检修与维护500kV变电站的设备检修与维护是保证系统安全运行的重要保障。
运维人员需要定期对变电站设备进行检修，包括断路器的机械连接、绝缘子的清洁、变压器的绝缘测试、接地装置的检查等。
只有设备处于良好的工作状态，才能保证系统的稳定运行。
2.隐患排查与风险防范500kV变电站存在着各种潜在的安全隐患，运维人员需要定期进行隐患排查与风险防范工作。
例如：设备接地的状态、绝缘子的老化情况、设备运行温度的监测等。
及时发现并处理存在的安全隐患，可以有效地提高变电站的安全性能。
3.运行参数监测与调整500kV变电站的运行参数监测与调整是提高系统运行效率的重要手段。
运维人员需要对各种设备的运行参数进行监测分析，及时调整设备的工作状态。
例如：变压器的负载率、断路器的分合闸速度、绝缘子的漏电流等。
±500kV换流站直流分压器外绝缘闪络事故分析与解决措施
±500kV 换流站直流分压器外绝缘闪络事故分析与解决措施摘要：随着经济的发展，现代化建设脚步也在不断加快，建设直流输电线路建设日渐成熟。
直流输电系统运输距离远，能够实现各区域电网互联，损耗较小，我国500kV直流输电工程被陆续投运在各城市，但其存在的故障也在逐渐增加，通过分析问题实施有效的解决措施。
本文主要阐述在±500kV换流站中使用直流分压器外绝缘出现的闪络事故原因和解决措施，为直流输电工程设计、运行提供参考。
关键词：500kV换流站；直流分压器；绝缘闪络故障电力在人们生活中发挥着重要的作用，因此建设电路及体系颇受关注，特别是远距离直流输电，能够实现各区域电网并联。
优化配置能源资源，区域联网便是使用500kV点对点输出电流，直流输电在我国有着较好的发展空间，同时也影响着电力事业发展。
1.分析±500kV换流站以及直流分压器概况（一）阐述±500kV换流站概况我国已建设多个±500kV换流站，同时在各区域投入使用，此些±500kV换流站直流能够达到均能够达到标准，电站工程目前处在建设中，证明电流技术有着改变，但和西方国家技术比较仍旧存在差异，因此经常会发生±500kV换流站分压器外绝缘闪络事故。
分析出现闪络的原因，找到有效的解决措施，从而推动电力事业发展。
1.分析±500kV换流站直流设备外绝缘装置1.±500kV换流站直流设备结构。
换流站设备结构包含部件多种多样，比如分压器、避雷设施以及直流绝缘子，此些换流站设备包含部件多，设计换流站设备外部绝缘有着重要作用，是保证高压直流分压器运行的材料；第二，比较±500kV换流站直流设备外绝缘装置。
如图一所示，比较±500kV换流站直流长设备外绝缘装配比图。
重点比较±500kV换流站直流场设备，从而总结±500kV 换流站直流分压器外绝缘闪络事故。
关于变电站直流系统复合故障处理及防范对策
关于变电站直流系统复合故障处理及防范对策发布时间：2021-07-20T06:26:23.200Z 来源：《中国科技人才》2021年第10期作者：吴淘[导读] 在电力二次系统中，直流系统是一个重要组成部分，主要负责为包含继保与自动装置、不间断电源、远动通信装置和控制及信号回路等部分提供正常工作所需要的电源。
国网冀北电力检修分公司北京 102488摘要：为解决变电站直流系统复合故障问题，本文结合某变电站的直流系统实际情况，在对其故障问题表现和特征予以描述的基础上，对故障处理进行分析，确定适宜的处理方法和要点，并结合相关经验提出能有效预防复合故障发生的措施，以期为相关人员提供参考，从根本上将底变电站直流系统的故障发生率，使系统始终处在稳定可靠的运行状态。
关键词：变电站；直流系统；复合故障；故障表现；故障处理；防范对策在电力二次系统中，直流系统是一个重要组成部分，主要负责为包含继保与自动装置、不间断电源、远动通信装置和控制及信号回路等部分提供正常工作所需要的电源。
但直流系统不仅设备诸多，而且回路复杂，经常由于回路设计方面的问题或运行环境较为恶劣导致各类故障的发生。
一旦发生故障，将导致短路或空开断开，进而使电力设备丧失稳定的工作电源，引起装置误动或错动，最终给整个电网的运行安全及稳定性造成影响。
由不同单一故障通过叠加产生的复合故障，由于其表现并不明显，而且很难准确定位，所以给实际的故障处理工作带来了很大困难，成为直流系统故障分析和处理工作的一个重点。
因此，有必要根据故障的表现和特点，在切实做好故障处理的同时制定有效措施预防复合故障的发生，将故障发生后可能造成的影响及破坏降至最低。
1故障描述某日二次检修人员通过专项巡查发现正、负对地电压未处在允许范围与正对地绝缘大幅下降，已经对二次系统的运行造成影响和威胁。
为了从根本上消除隐患，使二次系统能够稳定且可靠的运行，决定对直流回路予以全面排查。
经排查确定了以下故障成因：其一，空开误投入；其二，将1#主变的控制正电源作为公共端接入1#主变低压侧测控回路；其三，1#主变的中低压侧及本体测控装置遥信电源发生串电；其四，蓄电池组发生漏液引起绝缘降低。
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一起±500kV换流站直流复合绝缘子击穿故障及防范措施分析针对某±500kV直流工程换流站发生多起复合绝缘击穿的问题，本文通过对故障的特征及原因现场处置措施进行分析后，明确本次故障主要原因为复合绝缘子生产管理不到位，将带有热电偶的研发产品混入生产订单产品中发往现场将用于多棒芯结构的法兰用于单棒芯结构的绝缘子上，造成法兰工艺孔密封不良，水汽通过密封不良的法兰工艺孔渗入到绝缘子内部，导致绝缘降低，在运行过程中出现击穿。
在此基础上，本文从设计选型关监造及验收安装关验收移交运维等方面提出了技术监督手段，以提高复合绝缘子制造安装质量，避免类似故障再次发生。
标签：直流复合绝缘子;击穿故障;分析;防护措施1引言复合绝缘子这种新型绝缘结构的线路绝缘子，在国内变电站线路上挂网运行已有十几年的历史。
它特有的防污性能和众多优越性，已成为直流电力系统使用量较多的绝缘子产品，发挥明显经济效益和社会效益。
复合绝缘子长年在室外运行，除长期承受强电场的作用外，还经常受日晒雨淋风沙高温和严寒等恶劣气候条件的浸蚀，这就要求复合绝缘子必须具有优异的耐高低温耐光辐射耐臭氧和耐霉菌等抗老化性能，对制造工艺要求相当高。
复合绝缘子的结构质量外绝缘中填充剂颗粒表面性能作用程度及外绝缘塑炼硫化工艺参数变动，都将相应地降低复合绝缘子的质量，造成绝缘击穿故障。
某±500kV直流工程换流站共发生了4起复合绝缘击穿，其中3起滤波器支持绝缘子，1起为直流场支撑绝缘子。
本文对以上4起复合绝缘子故障的击穿机理击穿后性能影响现场处置措施以及预防措施进行分析，并参考相关案例分析以及标准规范，结合设备实际参数，对预防直流复合绝缘子击穿故障提出了相应的防护措施。
2事件分析及处理措施2.1事件情况2016年3月7日晚22时，某换流站574小组滤波器B相C2电容塔支柱复合绝缘子发生击穿事件，现场更换故障绝缘子后恢复送电。
3月14日对绝缘子进行解剖分析发现，击穿点在中间引拔棒和缠绕层之间。
同时在芯棒缠绕层处发现了金属导线的截面，对击穿碳化粉末进行元素分析，确认为热电偶金属材料。
导致产品击穿的原因为引拔芯棒与缠绕层之间的热电偶金属将绝缘距离减小，在带电调试与试运行过程中不断放电，导致产品击穿。
经过厂家调查，该产品为研发产品，由于对研发产品管控不到位，混入车间生产订单的产品中，误发到现场安装运行。
解剖图片见图1。
2.2事件情况2016年05月27日09时，某换流站573小组交流滤波器B相C1电容器高压塔绝缘支柱复合绝缘子发生击穿事件;现场更换故障绝缘子后恢复送电。
6月2日对绝缘子进行解剖分析发现，中间引拔棒和缠绕层之间界面均出现炭化痕迹，解剖图片见图2。
进一步对上下法兰进行检查，发现上下法兰底部存在锈蚀痕迹，检查上下法兰工艺孔，发现上下法兰工艺孔未用生胶带进行密封，故达不到密封的效果，见图3。
因此本次击穿事件原因为：潮气通过密封不良的工艺孔进入到复合绝缘子内部，并扩散至缠绕层和芯棒界面，而缠绕层和芯棒界面可能存在局部不粘，在高电压作用下不断放电烧蚀，炭化通道逐渐发展，最终内部击穿。
2.3事件情况2016年06月7日13时，某换流站582小组交流滤波器C相C1电容器高压塔绝缘支柱复合绝缘子发生击穿事件;现场更换故障绝缘子后恢复送电。
6月23日对绝缘子进行解剖分析发现，击穿点在中间拉挤芯棒和缠绕层之间。
击穿现象和第一起事件现象相似，且在击穿路径中发现有金属粉末，同时解剖该产品也发现上下端面密封存在不可靠，有潮气渗入现象，具体见图4。
导致产品击穿的原因为引拔芯棒与缠绕层之间的热电偶金属将绝缘距离减小，在带电调试与试运行过程中不断放电，导致产品击穿。
产品击穿的直接原因是缠绕层与引拔棒带有热电偶的研发产品混入生产订单产品中，导致运行过程中击穿。
2.4事件情况2017年04月01日18时某换流站对直流场绝缘子进行紫外测试发现极1母线第一根支柱绝缘子（设计编号5，型号为FZSMW-500/12.5-Z）中上节绝缘子之间法兰连接处有放电现象（见图5），紫外成像仪显示该放电处最大光子计数为518。
根据现场观察放电点有扩大趋势。
红外测温发现该放电点为24℃，第二节与第三节绝缘子连接处为23℃，见图6。
经分析，该放电现象与之前支柱绝缘放电情况相似，初步判断该支柱绝缘子最上节绝缘子可能已经击穿，中上节法兰处是运行电压，该法兰无均压环，因此出现较大放電现象。
现场处理情况：申请极1停电处理，使用耐压试验合格备品进行了更换，送电后运行无异常。
将缺陷绝缘子拆除后，打开上部法兰盘，结果如图7，接触面已经氧化且潮湿，上节绝缘子混用了带有工艺孔的法兰盘，工艺孔仅用防水胶简单密封。
拆下后对三节绝缘子进行绝缘电阻测试，上节绝缘电阻为1GΩ，中下节绝缘电阻为1000GΩ，上节支柱绝缘子绝缘能力已基本失去。
该绝缘子中上节绝缘子连接法兰处有放电现象，故障点测温较相邻部分高1-2℃，且紫外成像观察放电点有扩大趋势，该情况与金官换流站故障情况相似，结合换流站小组滤波器电容塔复合外套支柱绝缘子发生三次击穿情况，初步判断桂中站放电支柱绝缘子最上节绝缘子可能已经击穿，中上节法兰处是运行电压，该法兰无均压环，因此出现较大放电现象。
2.5主要原因⑴厂家将带有热电偶的研发产品混入生产订单产品中发往现场，导致绝缘水平降低，运行过程出现击穿现象。
⑵因厂家负荷绝缘子生产管理不到位，将用于多棒芯结构的法兰用于单棒芯结构的绝缘子上，且法兰工艺孔密封不良。
水汽通过密封不良的法兰工艺孔渗入到绝缘子内部，导致绝缘降低，在运行过程中出现击穿现象。
3处置措施⑴更换两端换流站直流场极母线的全部支柱绝缘子;更换交流滤波器场电容塔的全部单棒芯支柱绝缘子;并对交流滤波器场电容塔的多棒芯支柱绝缘子以及两端换流站直流场更换下的多棒芯支柱绝缘子各抽检2支进行返厂试验及解剖。
⑵采用单棒芯结构型式复合外套支柱绝缘子作为更换产品，但每支均需做工频耐压及局放试验，相关标准参照国家试验标准。
⑶为保障现场完全运行，厂家优先提供两端换流站直流场各2柱应急备品。
⑷更换原则如下：优先同步更换两端换流站直流场极母线支柱绝缘子;其次更换交流滤波器场高压电容塔底层支柱绝缘子;最后更换交流滤波器场电容塔的其它支柱绝缘子。
⑸需专人负责，安排监造人员驻廠监造。
做好监造及供货管控。
⑹对已更换下的绝缘子分类分批进行解剖抽检，形成相关分析报告。
4故障原因分析4.1产品结构说明复合支柱绝缘子采用引拔棒外缠工艺的复合芯棒，其中引拔棒有两种方式：单棒结构多棒结构。
单棒结构产品，工艺流程及结构见图8。
多棒结构产品，工艺流程及结构见图8。
多棒结构上下法兰端面工艺孔在真空灌胶前必须密封可靠，否则无法进行真空处理，接着对产品进行抽真空处理，真空度达到工艺要求133pa后进行灌胶，环氧树脂胶液将多棒之间间隙填充，所有环氧胶液均为同体系材料，其材料力学性能膨胀系数均相同。
胶液灌充过程中，将上下法兰端面工艺孔再次填充固化，进行二次密封。
所以多棒产品结构不存在密封缺陷。
4.2单棒与多棒产品法兰差异两种结构的法兰外形及结构尺寸完全相同，唯一的区别就是，#1单棒结构的法兰端面没有工艺孔，#2多棒结构的法兰端面有工艺孔，用于多棒的真空灌胶，两种结构法兰差异见图10。
4.3事件原因分析复合绝缘子的产品结构型式存在单棒芯多棒芯拉挤空心填充等几种，各种结构型式的产品均为成熟产品且有较多的工程应用。
出现击穿的绝缘子集中在单棒芯批次产品，故障原因为管理不善导致安装工人技术要求执行不到位，单棒与多棒法兰混用，造成棒结构复合支柱绝缘子上下法兰端面工艺孔存在密封不良隐患，水分通过工艺孔渗入绝缘子内部，造成绝缘性能降低甚至已发生击穿。
5防范措施针对本工程绝缘子存在问题，本文从技术监督角度提出了如下防范措施如下：⑴把好设计选型关。
集中组织编制审查设备技术规范书，不同用途复合绝缘子应明确相应结构，各方认真审查并完善建议。
⑵把好监造及验收管。
根据供货计划，组织制订监造方案监造计划，并设备生产进度组织安排监造任务。
专人负责，根据技术规范书要求开展驻厂监造。
⑶把好安装关。
施工人员明确不同安装地点的绝缘子及其结构特点，开展设备现场安装监督，核实并记录绝缘子安装调试过程中是否符合技术规范的要求。
⑷把好验收移交。
验收人员明确不同安装地点的绝缘子及其结构特点，将技术规范反事件措施要求落实到验收表单内，确保绝缘子与设计技术规范要求一致。
⑸把好运维关。
加强运维管控，制定符合绝缘子的运维策略，明确红外紫外测试周期。
组织编制所辖范围内设备的检修作业指导书，对设备的检修步骤流程以及检修方法工艺控制标准进行明确。
确保运维检修到位。
⑹新建工程或新采购设备，复合绝缘硅橡胶护套材质建议采用整体注射成型的高温硫化硅橡胶。
6结论综上可知：⑴本次故障主要原因为厂家将带有热电偶的研发产品混入生产订单产品中发往现场，导致绝缘水平降低，运行过程出现击穿现象。
且管理不到位，将用于多棒芯结构的法兰用于单棒芯结构的绝缘子上，且法兰工艺孔密封不良。
水汽通过密封不良的法兰工艺孔渗入到绝缘子内部，导致绝缘降低，在运行过程中出现击穿现象。
⑵紫外成像测试可有效发现复合绝缘子的击穿故障及其扩大趋势。
针对发现的现象应高度重视，及时分析并安排处理，避免故障扩大。
⑶通过采用了把好设计选型关把好监造及验收关把好安装关把好验收移交关把好运维关等技术监督手段，可提高复合绝缘子制造安装质量，避免类似故障再次发生。
参考文献：[1]叶廷路，吴光亚，吴巾克等.，±500 kV换流站直流分压器外绝缘闪络事件分析及处理措施[J].电力建设，2010年12月.第31卷第12期：56-59.[2]国家质量技术监督局.GB/T22707-2009 直流系统用高压绝缘子的人工污秽试验方法[S].北京：中国标准出版社，2009.[3]Q/CSG114002-2011南方电网电力设备预防性试验规程[Z].中国南方电网有限责任公司企业标准，2011.[4]吴光亚，叶廷路，吴巾克等.±500kV换流站直流分压器用复合套管外绝缘闪络事件分析及处理措施[J].电瓷避雷器，2010年10月.第5期：17-21.[5]郭树永，郝江涛.天生桥换流站高压直流分压器雨闪事件分析[J].四川电力技术，2008年4月.第301卷第2期：36-37.。