gis线路型电压互感器现场检验,母线未全部停电「接地装置特性参数测量导则」

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国网福建省电力有限公司电力科学研究院的研究人员罗翔，在2018年第6期《电气技术》杂志上撰文，介绍了一起特高压GIS内部断路器的局部放电缺陷，通过超声波及超高频两种方法对该缺陷进行检测，运用超声波检测初步判断局部放电异常信号，随后应用超高频检测技术对局部放电进行进一步确认。

通过检测的特征图谱判断缺陷类型，最后利用时差定位法并结合高速示波器，实现对局部放电源定位。结合返厂解体情况，基本确定了局放原因。最后针对GIS设备的结构特点及运行特性，从在线监测、运行维护及检修等方面提出防范措施，以降低类似缺陷对系统的影响。

GIS组合电器在特高压变电站中起着举足轻重的作用，具有占地面积小、维护工作量少、绝缘性能优良、运行费用低、可靠性高、无电磁干扰等优点，是保证特高压输电工程正常运行的基础。若出现故障，则将导致特高压线路解列甚至电网的崩溃。

除此之外，对1100kV GIS故障进行非计划停电检修时，不仅需要大量的人力物力，还需要较长的维修时间，这将带来巨大的经济损失，因此在发生故障之前，有必要对其内部缺陷情况进行检测[1-10]。

运行经验表明，局部放电是最终导致GIS发生绝缘故障的主要因素，通过对GIS局部放电的检测可以及时发现GIS内部存在的缺陷，从而避免重大事故的发生。本文结合一起特高压站1100kV GIS断路器内部局部放电缺陷的诊断与分析，针对GIS设备的结构特点及运行特性，从在线监测、运行维护及检修等方面提出防范措施，以降低类似缺陷对系统的影响。

1 缺陷基本情况

2016年1月，某特高压变电站1100kV系统采用3/2接线方式，装设于B相的超高频局部放电在线监测装置出现7处报警，如图1所示。编号为OCU6、OCU7、OCU8、OCU9的传感器均测量到满量程的局放脉冲，而OCU5、OCU11局放脉冲幅值集中在量程的60%左右。

在4个达到满量程的传感器中，OCU9局放脉冲最为密集，然后依次为OCU6、OCU7、OCU8，初步判定故障点位于OCU6与OCU9之间，即F8间隔T032 B相断路器附近。局放脉冲位于0°与180°附近，后台“专家系统”诊断为悬浮电极，如图2所示。同时在F8 B 相断路器两侧，通过OCU6和OCU9传感器，测量到局放电压信号最大幅值为170mV左右，如图3所示。

图1 1100kVGIS主接线及内置式传感器布置情况

图2 后台专家系统诊断结果

图3 GIS内置传感器检测结果

通过调取整年局放在线监测系统后台数据，核查OCU9-2传感器报警记录，局放信号在6月至9月间稍显活跃，典型浮动电极放电事件最大值在40次左右，10月开始局放事件幅值明显减弱。

2 现场诊断情况

2.1 超声波检测法

电气设备由于绝缘缺陷等原因产生局部放电，同时伴随着超声信号的产生。超声信号通过气体或液体介质传播到保护外壳。超声检测法是通过局部放电过程中产生的超声信号进行识别局放的方法，其检测频带从1kHz到1MHz[11-14]。

通过紧密贴在外壳表面的超声传感器接收到局部放电产生的超声信号（应力波），通过压电陶瓷转换芯片转换成电信号，并把电信号传回到处理系统进行分析，如图4所示。

图4 后台专家系统诊断结果

利用超声波局放设备对OCU6和OCU9之间所有气室进行测量，发现F8断路器下端绝缘支撑筒附近局部放电量最大，沿断路器绝缘支撑筒向两边幅值依次递减，至两侧CT处逐渐被背景所淹没，其他气室均未发现异常，因此判断局放源位于断路器中下部。

采用巡检型超声局放仪在T032 B相断路器腔体、该断路器绝缘拉杆腔体部分、下部操作机构箱及接地排位置均监听到异常信号、声音信号为有一定时间间隔的“兹兹”声，其中以断路器绝缘拉杆腔体部分、下部操作机构箱上沿位置最为明显和清晰（仪器无dB值）。

采用诊断型AE（Pocket AE 超声波局放检测仪）检测在下部操作机构箱上沿监测到具有100Hz相关性异常信号，其中以T0321隔离开关侧幅值最大为50dB，初步怀疑异常点位置位于绝缘拉杆腔体内部，具体情况如图5及图6所示。

图5 下部操作机构箱上沿右侧

图6 下部操作机构箱上沿左侧

2.2 超高频检测法

超高频检测法是通过超高频传感器接收的信号进行分析识别局部放电的方法。由于超高频信号在空气中衰减比较大，因此这种检测方法只适用于变压器、GIS的检测。超高频检测法的检测频带在300MHz到3GHz之间，具有抗干扰，信号识别准确等优点[15-16]。

GIS的盘式绝缘子使GIS外壳含有介质缝隙，如图7所示，GIS内部局部放电的超高频脉冲电磁波信号可以通过这些介质缝隙传播到GIS体外。将超高频传感器放在GIS盘式绝缘子的介质缝隙处，可以有效接收GIS内部局部放电的UHF脉冲电磁波信号，传感位置越靠近局部放电，传感灵敏度越高。

图7 GIS局部放电体外超高频信号传感原理

利用超高频法检测T032B相断路器、T0322、T0321隔离开关及相应电流互感器，检测位置为隔离开关观察窗，断路器两侧及绝缘拉杆手孔缝隙处。排除外部干扰后在T0322、T0321隔离开关观察窗、T032 B相断路器两侧及绝缘拉杆手孔缝隙处均发现异常信号，初步判断五处异常为同源信号，信号图谱特征为悬浮放电，信号幅值从大到小依次为绝缘拉杆手孔缝隙、T0322观察窗、T0321观察窗、断路器两侧手孔缝隙，信号特征与OCU7和OCU9内置式传感器在线监测结果基本一致。

根据异常信号的波形特征对其进行定位分析（定位位置T0322、T0321隔离开关观察窗、T032 B断路器两侧及绝缘拉杆手孔缝隙处）。由于信号畸变严重，难以通过时差法对信号源进行定位，仅可初步确定信号源位于两观察窗之间。

通过测量T0321隔离开关观察窗处与T0322隔离开关观察窗处的信号，T0321波形略先于T0322波形到达，信号源位置为两观察孔中点偏靠近T0321隔离开关，如图8所示。

图8 T0321隔离开关观察窗处与T0322隔离开关观察窗处

通过测量B相断路器T0321侧手孔处与T0322侧手孔处两个测点采集信号的时间差，可得到T0321波形先于T0322波形到达，计算得传输距离差为：2.4ns×0.3m/ns=0.72m，即信号源位置为距T032 B相开关气室中线约0.36m处（T0321侧），如图9所示。

图9 B相T0321侧手孔处与T0322侧手孔处

通过测量T032 B相断路器绝缘拉杆腔体手孔处与T0321侧手孔处两个测点采集信号的时间差，得到T0322波形先于T0321波形到达，计算得传输距离差为：8.7ns×0.3m/ns=2.61m。两测点间距离约为3.08m，故信号源位置为距绝缘拉杆腔体手孔处约0.24m处（T0321隔离开关侧），怀疑为内部绝缘拉杆固定件松动所致，如图10所示。

图10 B相T0321侧手孔处与绝缘拉杆腔体手孔处

根据现场局放测量结果，从产品结构，装配工艺等方面进行分析，推断局放源可能在断路器绝缘支撑筒上下端面的筋骨螺栓处，或传动箱左、右侧端面紧固螺栓处，如图11、图12所示，局放的原因可能是某个螺栓松动，造成悬浮电极所致。

图11 局放定位示意图

图12 断路器实物图（图中虚线为信号源定位结果）

3 断路器返厂解体情况

为分析T032B相断路器局放信号的原因，结合停电检修，对T032B相断路器进行更换，并将原断路器进行返厂解体。

对断路器筒体内部进行点检确认气室内绝缘件及电容器表面无任何放电痕迹或质量缺陷、气室内无金属颗粒或尖端，如图13所示。重点检查现场局放源定位处相关零部件的情况，屏蔽连接部位无松动，盆式绝缘子电连接紧固状态良好、触指与导体接触均匀。

灭弧室拆出后，绝缘支撑筒内外表面无放电痕迹、绝缘状态良好。传动部位连接正常、绝缘拉杆表面无任何放电痕迹，发现绝缘筒上方传动箱支撑座表面左侧有一条螺栓疑似出现松动痕迹，如图14所示。现场对松动螺栓进行紧固，并检查其他各螺栓紧固程度，处理后进行的断路器机械及电气试验结果均合格。

在额定压力下，对返厂断路器分别采用脉冲电流法和特高频法进行测试，测试结果如下：①脉冲电流法，施加工频电压762kV持续5min，后降压至635kV持续5min，未检测到局放信号；②特高频法：施加工频电压762kV持续5min，后降压至635kV持续1h，未检测到局放信号。

图13 断路器内部点检情况

图14 支撑座表面疑似螺栓松动

4 原因分析

在现场结合超高频局放检测技术及超声波检测技术，在现场对局放源进行定位，基本确定了局放源类型并对其进行定位。同时依据传感器的历史局放数据，经多次讨论分析，初步推断本次传感器的局放报警应为偶发事件，具有多样性、复杂性，为综合性原因。

对返厂的T032B相断路器进行解体检查确认T032B相断路器内部绝缘件无异常，也并未发现有异物，基本可以排除断路器内部绝缘部件缺陷及异物的影响。综合解体情况及现场检测结果，初步推断在断路器相应部位（现场定位处）的螺栓在装配过程中已发生了轻微松动，同时外界温度的影响使之出现了热胀冷缩，导致局放信号的强度随着温度的变化而变化。

在低温下, 螺栓的紧固力随温度的降低而减弱，导致出现轻微接触不良引起了局部放电；随着温度的升高，底座、垫片和紧固螺栓等都会发生相应膨胀，螺栓的膨胀量小于周围金属部件的膨胀量，使螺栓的紧固力随温度的升高而增大, 自动产生了“热紧”现象，局放信号消失。

本文介绍了一起特高压GIS断路器局部放电缺陷的诊断分析与处理过程。结合超高频局放检测技术及超声波检测技术，在现场对局放源进行定位。结合返厂解体情况，基本确定了局放的原因。目前由于超声波、超高频局放检测没有相应的标准，只能结合以往的经验进行分析判断。

本次所检测局放类型为悬浮电极的概率较大，信号不强，断路器内部短期不会出现绝缘击穿的问题，在一段时间内能够保证正常运行，因此后续结合停电检修才对断路器进行更换。为减少杜绝类似缺陷的再次发生，这里提出以下建议：

1）应加强对设备制造环节的全过程管控，并强化制造厂家质量通报，新设备制造时应加强关键工艺和关键试验的过程监督及重要工序和试验的驻厂监造，对制造质量差、偷工减料造成电网设备事故和故障的厂家应予以通报并限制其参与投标的资格，以提高电网设备的整体质量。同时依托电网设备材料质量监测中心，加强设备的入网检测，杜绝不合格的设备流入电网。

2）加大培训力度，采取各种培训的方式对新进员工及县公司的专业人员开展培训，如：开展“厂家带客户”的培训活动，利用制造厂技术人员到现场指导设备安装的机会，要求制造厂对运行、检修人员进行培训，掌握设备结构、原理及常见故障的处理方法进行讲解。同时加大考核力度，不定期的进行考试，并将考试结果为个人培训的档案，列入绩效考核。

3）为避免短路电流增大影响开关设备的运行，不应一味地对开关设备进行技改更换，而应采取其他的限流措施，如：改变运行方式或增设限流电抗器来应对短路电流的增大对系统造成的冲击。

4）为避免由于现场的GIS安装质量、安装环境等方面达不到要求而造成GIS内部洁净度不够，引发绝缘闪络的故障的发生，针对GIS的安装环境存在的问题，建议参照国网公司相应的企业标准或规范，对现场的安装（检修）环境、安装（检修）工艺、安装（检修）人员提出明确的要求，以规范现场GIS的安装（检修），避免设备事故的发生。

5）针对沿海省份特殊的地理环境，空气中盐雾大，部分山区存在化工厂、水泥厂等污染源，对设备的金属件腐蚀严重，加之目前国内制造厂的GIS的产品，由于金属件的防腐工艺不过关，导致设备的外壳、法兰、传动连杆及机构箱等金属部件腐蚀严重，建议设备制造厂应提高设备材质及防腐材料质量，提升防腐工艺水平。

6）针对特高压疑似局放信号可按正常周期、例行运维项目继续观察其变化趋势；若后续再发生类似的局放信号，则需进行纵向、横向对比分析；信号有突变时需综合多项检测方法作进一步跟踪检测，以确保设备安全稳定运行。