1 100 kV GIS盆式絕緣子局部放電的現場帶電檢測與試驗分析

邵先軍，劉浩軍，杜 偉，楊 勇，梅冰笑

（國網浙江省電力公司電力科學研究院，杭州 310014）

1 100 kV GIS盆式絕緣子局部放電的現場帶電檢測與試驗分析

邵先軍，劉浩軍，杜 偉，楊 勇，梅冰笑

（國網浙江省電力公司電力科學研究院，杭州 310014）

介紹一起1 100 kV GIS盆式絕緣子局部放電帶電檢測案例，重點闡述現場帶電檢測、在線監測跟蹤、現場交流耐壓下UHF檢測以及返廠解體測試等過程的檢測數據與分析，探討分析了脈沖電流法與UHF法檢測結果差異的可能原因。該案例有助于進一步理解UHF與脈沖電流法檢測的差異性，并為基于帶電檢測的GIS狀態評估技術提供現場數據參考。

盆式絕緣子；局部放電；帶電檢測；在線監測

0 引言

GIS（氣體絕緣組合電器）因結構緊湊、不受外界環境的影響、檢修周期長等優點[1，2]，在輸變電系統中占據著重要的地位。我國已投運和即將投運的交直流特高壓工程全部采用GIS或HGIS（混合GIS）設備。

基于GIS局部放電（以下簡稱局放）過程表現出的多種物理化學現象，自20世紀60年代以來，國內外科研機構、運行部門和生產廠家提出了多種GIS局放檢測方法，并針對不同的檢測方法開展了大量的研究工作。目前適用于運行現場且有效的GIS局放檢測方法主要有超聲波法、光測法、化學檢測法和UHF（特高頻法）等[3-5]。

國家電網公司自開展狀態檢修工作以來，大力推進GIS設備帶電檢測工作，取得了一系列研究與應用成果，可靠保證了電力設備有效運行。但目前基于現場帶電檢測的GIS設備狀態評估與檢修工作尚處在起步階段，特別是針對局放類缺陷的檢測、定位和危險度評估等仍需大量現場數據的累積和回歸分析，局放帶電檢測技術的基礎研究仍需不斷深入。

通過一起特高壓1 100 kV GIS現場局放檢測，對現場UHF局放檢測、返廠試驗等相關試驗數據進行分析，比較脈沖電流法與UHF法的測試結果差異，分析了該差異的可能原因。

1 現場帶電檢測數據與分析

1.1 UHF傳感器布置

現場采用了超聲波局放、UHF局放、SF6氣體成分分析等技術手段對異常盆式絕緣子處開展檢測分析，其中超聲波局放與SF6氣體成分分析均未見異常。如圖1所示，共布置3個UHF外置傳感器，分別為測試點2，3，4，另外測試點1為內置UHF傳感器。各路信號線均通過放大倍數為20 dB的放大器后，接入UHF局放儀（DMS，co.ltd）和高速數字示波器（DS09404A）進行局放檢測與定位。

圖1 現場UHF傳感器布置

1.2 UHF譜圖分析

現場檢測背景信號及測試點1，2，3處排除干擾后的PRPS和PRPD譜圖如圖2所示。可見測試點1和2處的正負半波PRPD譜圖呈幅值一大一小的2簇弧形，且外置傳感器測試點1的信號幅值強于內置傳感器測試點2，說明異常UHF信號可能更接近或位于測試點2處。因測試點3信號較弱，只能顯示幅值較大的1簇弧形譜圖。從PRPS譜圖可見，局放基本在第一、三象限，幅值有大有小。對比典型缺陷的譜圖特征可知：圖2中的局放譜圖為典型的絕緣氣泡類缺陷。

1.3 UHF定位分析

因放大器只有3個接口，因此分2次進行局放定位（分別是如圖1所示的測試點1，2，3和測試點1，2，4）。

測試點1，2，3的定位結果如圖3所示。從幅值上可見，測試點1和2處的信號峰峰值分別約為120 mV和350 mV，測試點3處的信號幅值最小約為15 mV；從信號波頭時間先后比較可知，測試點2領先于測試點1約2.2 ns，領先于測試點3約8 ns。比較幅值強度和時差計算，初步判斷信號應從測試點2傳播至測試點1和3處。

測試點1，2，4的定位結果如圖4所示。在幅值上，同樣是盆式絕緣子澆筑孔測試點2處的局放信號幅值最大；另外，測試點2領先1和4的時間差分別約為2 ns和5.8 ns，經計算，測試點2和4的時差符合兩者之間的距離差。此外，因測試點2處信號大于內置傳感器1處，結合譜圖分析可知：局放源應位于盆式絕緣子處。

測試點1和2之間表現出了2種時間差，分別是測試點2領先于測試點1約2 ns和0.7 ns。現場檢測中截取上述2種時差組合各5組，其基本規律為當測試點2峰峰值小于100 mV左右時，測試點2領先測試點1約0.7 ns，如圖4（a）所示；當測試點2峰峰值大于200 mV后，測試點2領先測試點1約2 ns，如圖4（b）所示。2種時差組合下測試點4處的時域波形呈現明顯的差異，與測試點1之間時差也有所不同。

因此，根據各測試點間的時間差和距離，同時結合測試的譜圖和幅值強度對比，認為電流互感器和隔離開關間的盆式絕緣子存在2處UHF信號源，譜圖呈絕緣類缺陷。

圖2 診斷式局放儀所測譜圖

圖3 1，2，3測試點的定位

圖4 1，2，4測試點的定位

2 現場在線監測跟蹤與分析

現場查看安裝在測試點1處的GIS局放在線監測裝置的PRPS和PRPD譜圖如圖5所示，可見在線監測譜圖與現場所檢測的譜圖基本一致，為幅值一大一小的2簇弧形，呈絕緣氣隙類缺陷。

圖5 在線監測裝置的UHF譜圖

通過局放在線監測裝置跟蹤測試點1處的局放事件數如圖6所示。可見，3月底至4月初局放事件數有所下降；5月11—20日局放事件數較為平穩；5月21日起局放事件數有較大增加。

圖6 在線監測的局放事件數跟蹤

5月27日8∶00 UHF譜圖由2簇弧形變為3簇弧形，信號幅值增加了1倍，該時間段內負荷和電壓均無明顯變化，如圖7所示；同日16∶00對疑似局放間隔緊急拉停后，UHF信號消失。

圖7 5月27日拉停操作前UHF譜圖

3 現場交流耐壓下UHF檢測與分析

在現場解體更換該盆式絕緣子前，對該區域進行了現場交流耐壓試驗，試驗頻率130 Hz，最高試驗電壓1 100 kV，試驗加壓程序按相關交接試驗規程執行。為防止耐壓試驗造成疑似缺陷盆式絕緣子擊穿而損壞外置UHF傳感器，因此在測試點2處未布置UHF傳感器，電壓值635 kV和762 kV下測試點3處的UHF譜圖分別如圖8和圖9所示。

圖8 現場交流耐壓試驗電壓635 kV下的測試點3處的UHF譜圖

圖9 現場交流耐壓試驗電壓762 kV下的測試點3處的UHF譜圖

可見，交流耐壓試驗下局放信號仍十分明顯。由于局放儀未能與現場耐壓電源、頻率同步，且現場耐壓工況與運行不一致，導致UHF譜圖與運行下測試結果稍有不同。現場耐壓試驗最高電壓1 100 kV（1 min）通過。

4 返廠試驗與分析

4.1 隔離開關整體局放試驗

將疑似局放缺陷的隔離開關處盆式絕緣子解體返廠后，對更換下來的隔離開關進行整體耐壓與局放試驗。最高試驗電壓1 100 kV下耐壓試驗通過后降至762 kV，隨后逐步降低電壓，同時采用脈沖電流法和特高頻法測量局放信號。測量結果如圖10，11所示，可見脈沖電流法測得局放量為2.39 pC，小于標準值3 pC；特高頻局放譜圖與現場實測結果基本吻合，呈簇弧形譜圖，為典型的絕緣類缺陷特征。在電壓值350 kV以下，局放基本熄滅，特高頻信號基本消失，隨著電壓升高，UHF信號幅值逐漸增大。

圖10 762 kV下脈沖電流法測試結果

4.2 盆式絕緣子單獨局放試驗

4.2.1 UHF傳感器布置

將異常UHF信號源盆式絕緣子單獨安裝在加壓局放測試平臺，如圖12所示。盆式絕緣子兩側充有0.36 MPa的SF6氣體，工裝盆子右側氣室中的氣體為大氣壓下的空氣。被試品盆子的兩側各裝設2個呈180°內置UHF傳感器（與現場內置傳感器的廠家、型號一致）。同步開展UHF和脈沖電流法的局放測試。

為準確定位UHF異常信號源的位置，共進行了2種UHF傳感器布置方案，各傳感器編號如圖13所示。

圖11 不同電壓下的內置傳感器UHF圖譜

圖12 UHF傳感器布置方案1

圖13 UHF傳感器布置方案2

方案1：被試盆式絕緣子每側的2個傳感器呈上下布置，如圖12所示。

方案2：把工裝盆子右側的GIS設備旋轉90°，從而改變右側2個內置UHF傳感器相對于被試品盆子的位置，如圖13所示。

4.2.2 UHF信號源定位

（1）方案1。

在局放測量電壓762 kV下，1號傳感器的UHF譜圖如圖14所示。可見，UHF傳感器與現場實測類似，這也說明了UHF信號源位于盆式絕緣子處。

圖14 盆式絕緣子單獨局放試驗下UHF譜圖

測試發現，4個內置UHF傳感器測得的信號之間存在2種典型的時間差，分別如圖15、圖16所示，從上到下波形依次為1號、2號、3號、4號內置UHF傳感器測得的UHF信號。

圖15 第一種時間差

以3號傳感器測得信號的波頭到達時間作為時間原點，各傳感器測得信號的波頭到達時間如表1所示，可知存在2種不同的時間差，說明該盆式絕緣子同時存在2個信號源，且其UHF信號幅值有明顯差異，為多源局放問題，這與現場帶電檢測結果是一致的。

圖16 第二種時間差

表1 信號波頭到達時間差ns

（2）方案2。

方案2下，各內置傳感器測得的UHF信號之間也存在2種典型的時間差，分別如圖17，18所示，從上到下波形依次為1號、2號、3號、4號內置傳感器測得的UHF信號。

圖17 第一種時差

以3號傳感器測得信號的波頭到達時間作為時間原點，各傳感器測得信號的波頭到達時間如表2所示。根據1號和3號傳感器測得信號的波頭到達時間之差可以判斷，此處的第一種時差同第一個步驟下第一種時差具有相同的信號源，此處的第二種時差同前一工況的第二種時差具有相同的信號源。

圖18 第二種時差

表2 信號波頭到達時間差ns

4.2.3 脈沖信號注入校準時差數據

因采用時差法進行UHF信號源定位對于時間精度的要求極高，內置UHF傳感器各自性能及其布置、UHF信號傳播路徑等有可能造成各個內置UHF傳感器間的附加時差，因此有必要進行校準。

在如圖13所示的試驗條件下，從1號內置傳感器注入測試信號，數字示波器采集到的特高頻信號如圖19所示，從上到下波形依次為2號、3號、4號內置傳感器測得的UHF信號；從3號內置傳感器注入測試信號，數字示波器采集到的特高頻信號如圖20所示，從上到下波形依次為1號、2號、4號內置傳感器測得的特高頻信號。

圖19 從1號傳感器注入時的波形（橫軸2ns/格）

由于從1號內置傳感器或者3號內置傳感器注入測試信號時，2號內置傳感器和4號內置傳感器相對于信號源完全對稱，而根據實測結果4號傳感器測得信號的波頭到達時間領先2號傳感器約1.1 ns，因此把4號傳感器測得信號的波頭到達時間向后校準1.1 ns；同樣，3號傳感器測得信號的波頭到達時間領先1號傳感器約0.6 ns，因此把3號傳感器測得信號的波頭到達時間向后校準0.6 ns。

在如圖12所示的步驟1試驗條件下，記1號、2號、3號、4號傳感器的檢測位置為1，2-1，3，4-1。在如圖13所示的試驗條件下，記1號、2號、3號、4號傳感器的檢測位置為1，2-2，3，4-2。以3處測得信號的波頭到達時間作為時間原點，信號源1（對應第一種時間差）和信號源2（對應第二種時間差）產生的信號波頭到達各個位置的時間（校準后）如表3所示。

圖20 從3號傳感器注入時的波形（橫軸2ns/格）

表3 校準后信號波頭到達時間差ns

根據上述多組UHF信號間時差的實測結果，通過定位計算可知，該盆式絕緣子存在一大一小的UHF異常信號源，分別定位在盆式絕緣子的2個部位。大信號位于盆式絕緣子法蘭邊緣，小信號位于靠近盆式絕緣子中心導體處。

4.3 X光與工業CT測試

隨后，對該盆式絕緣子開展了外觀檢測，未發現異常，并進行了X射線檢測，同樣未發現異常。另外，對該盆式絕緣子開展了工業CT檢測內部缺陷，檢測精度約為5 mm，也未見異常。因工業CT尺寸受限，其測試范圍為離盆子中心水平高81 mm的范圍內 （即靠近中心嵌件部位），盆子總水平高度約為210 mm，測試范圍約為整個盆式絕緣子的2/5。

5 脈沖電流法與UHF法差異的可能原因

因返廠測試中脈沖電流法未見異常，而UHF信號仍十分明顯，鑒于兩者結果的明顯差異，分析可能原因如下：

（1）對于GIS盆式絕緣子氣隙缺陷來說，特高頻法的靈敏度遠高于脈沖電流法，如國際GIS局放的著名日本學者S.Okabe的實驗結果表明：在1 pC的絕緣氣隙缺陷下，特高頻靈敏度遠大于脈沖電流法[6]。

（2）從q=CU的公式來看，當放電量一樣時，隨著試品電容量的增大，其產生的電壓變化越小。也就是說脈沖電流法隨著試品電容量的增大，其測試靈敏度逐漸下降，這也可能是脈沖電流法下未見異常局放信號的原因之一。

6 結論

（1）現場帶電檢測發現了一起1 100 kV GIS存在異常UHF信號，經檢測定位至盆式絕緣子處，UHF譜圖呈絕緣氣隙類缺陷。

（2）對該盆式絕緣子開展現場交流耐壓試驗順利通過，返廠后盆式絕緣子脈沖電流法下局放未見異常，X光和小范圍的工業CT也未見異常，而UHF信號特征與現場一致。

（3）該盆式絕緣子存在一大一小2個UHF信號源，可通過脈沖信號注入法來校準現場測試的UHF時差，用以更準確地定位信號源。

（4）對于GIS盆式絕緣子氣隙缺陷，UHF的靈敏度遠高于脈沖電流法；同時，脈沖電流法隨著試品電容量的增大，其測試靈敏度逐漸下降。

這可能是導致本案例兩者差異的主要原因。

[1]陳小鑫，繆希仁．數字變電站監控系統與通訊技術[J].高壓電器，2013，49（8）∶68-72.

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（本文編輯：徐 晗）

Experimental Analysis and On-site Live Partial Discharge Detection in 1 100 kV GIS Disk Insulator

SHAO Xianjun，LIU Haojun，DU Wei，YANG Yong，MEI Bingxiao

（State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014，China）

An example of live partial discharge（PD）detection in disk insulator of 1 100 kV GIS is introduced. In this paper，the detection data and analysis of on-site live detection，online monitoring and track，UHF（ultra-high frequency）detection under AC withstanding voltage and plant disassembly test are presented.Besides，the possible reasons of detection result differences between pulse current method and UHF method are discussed and analyzed.The case is helpful to understand the difference between UHF and pulse current method，and it also provides an on-site reference for GIS condition assessment based on live detection.

basin-type insulator；partial discharge；live detection；online monitoring

TM835.4

B

1007-1881（2016）10-0025-07

2016-07-04

邵先軍（1983），男，工程師，從事開關專業技術工作。