淺談變電站GIS設備調試

中國化學工程第十六建設有限公司 湖北宜昌 443000

GIS（gas-insulated metal-enclosed switchgear）系指氣體絕緣金屬封閉開關設備（組合電器），它是由斷路器、隔離開關、接地開關、避雷器、電壓互感器、電流互感器、套管和母線等元件直接聯結在一起，并全部封閉在接地的金屬外殼內，殼內充以一定壓力的六氟化硫（SF6）氣體作為絕緣和滅弧介質。通常110kV及以下電壓等級采用全三相封閉式；220kV級常對斷路器以外的其他元件采用三相封閉式；330kV及以上等級一般采用單相封閉式結構，有時對母線采用三相封閉式結構。GIS具有結構緊湊、占地面積和空間占有體積小、運行安全可靠、安裝工作量小、檢修周期長等優點。GIS試驗包括元件試驗、主回路電阻測量、SF6氣體微水含量和檢漏試驗，基本原理與敞開式SF6斷路器一致。詳見圖1。

圖1 110kV級配電裝置GIS系統圖

1 主回路電阻測量

GIS各元件安裝完成后，一般在抽真空充SF6氣體之間進行主回路電阻測量。測量主回路的電阻，可以檢查主回路中的聯結和觸頭接觸情況，一般采用直流壓降法測量，測試電流不小于100A。若GIS有進出線套管，可利用進出線套管注入測量電流進行測量。若GIS接地開關導電桿與外殼絕緣，引到金屬外殼的外部以后再接地，測量時可將活動接地片打開，利用回路上的兩組接地開關導電桿關合到測量回路上進行測量；若接地開關導電桿與外殼不能絕緣分隔時，可先測量導體與外殼的并聯電阻（R0）和外殼的直流電阻（R1），然后按式（1）換算回路電阻（R）。

在GIS母線較長、間隔較多，并且有多路進出線的情況下，應盡可能分段測量，以便有效找到缺陷的部位。現場測量的數據應與出廠試驗數據比較，當被測回路各相長度相同時，測得的各相數據應相同或接近。圖2為測量現場。

圖2 主回路電阻測量

2 GIS元件試驗

GIS各元件試驗應按GB50150-2016《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》進行。在條件具備的情況下，應盡可能對GIS各元件，包括斷路器、隔離開關、接地開關、電壓互感器、電流互感器和避雷器，多做一些項目的試驗，以便更好地發現缺陷。試驗前，應了解試品的出廠試驗情況、運輸條件及安裝過程中是否出現過異常情況，以便確定試驗的重點，決定是否需要增加某些試驗項目。

由于GIS各元件直接聯結在一起，并全部封閉在接地的金屬外殼內，測試信號可通過進出線套管加入；或通過打開接地開關導電桿與金屬外殼之間的活動接地片，從接地開關導電桿加入測試信號。各元件一般在現場應做的試驗項目如下：

2.1 斷路器

（1）測量斷路器的分、合閘時間及合分時間，必要時測量斷路器的分、合閘速度；

（2）測量斷路器的分、合閘同期性及配合時間；

（3）測量斷路器合閘電阻的投入時間；

（4）測量斷路器分合閘線圈的絕緣電阻及直流電阻；

（5）進行斷路器操作機構的試驗；

（6）檢查斷路器操作機構的閉鎖性能；

（7）檢查斷路器操作機構的防跳及防止非全相合閘輔助控制裝置的動作性能；

（8）斷路器輔助和控制回路絕緣電阻及工頻耐壓試驗。

2.2 隔離開關和接地開關

（1）檢查操作機構分、合閘線圈的最低動作電壓；

（2）操作機構的試驗；

（3）測量分、合閘時間；

（4）測量輔助回路和控制回路絕緣電阻及工頻耐壓試驗。

2.3 電壓互感器和電流互感器

（1）極性檢查；

（2）變比測試；

（3）二次繞組間及其對外殼的絕緣電阻及工頻耐壓試驗。

2.4 金屬氧化物避雷器

（1）測量絕緣電阻；

（2）測量工頻參考電壓或直流參考電壓；

（3）測量運行電壓下的阻性電流和全電流；

（4）檢查放電計數器動作情況。

3 GIS連鎖試驗

GIS的元件試驗完成后，還應檢查所有管路接頭的密封，螺釘、端部的連接，以及接線和裝配是否符合制造廠的圖紙和說明書。應全面驗證電氣的、氣動的、液壓的和其他連鎖的功能特性，并驗證控制、測量和調整設備（包括熱的、光的）動作性能。GIS的不同元件之間設置的各種連鎖應進行不少于3次的試驗，以檢驗其功能是否正常。現場應驗證以下連鎖功能特性：（1）接地開關與有關隔離開關的相互連鎖；（2）接地開關與有關電壓互感器的相互連鎖；（3）隔離開關與有關斷路器的相互連鎖；（4）隔離開關與有關隔離開關的相互連鎖；（5）雙母線接線中的隔離開關倒母線操作連鎖。

4 GIS現場交流耐壓試驗

4.1 現場耐壓試驗的必要性和有效性

GIS在工廠整體組裝完成以后進行調整試驗，試驗合格后，以運輸單元的方式運往現場安裝工地。運輸過程中的機械振動、撞擊等可能導致GIS元件或組裝內部緊固件松動或相對位移。安裝過程中，在聯結、密封等工藝處理方面可能失誤，導致電極表面刮傷或安裝錯位引起電極表面缺陷；空氣中懸浮的塵埃、導電微粒雜質和毛刺等在安裝現場又難以徹底清理；國內外還曾出現將安裝工具遺忘在GIS內的情況。這些缺陷如未在投運前檢查出來，將會引發絕緣事故。由于試驗設備和條件所限，早期的GIS產品多數未進行嚴格的現場耐壓試驗。事故統計表明，雖然不能保證經過現場耐壓試驗的GIS不會在運行中發生絕緣事故，但是沒有進行現場耐壓試驗的GIS發生事故的概率很大，因此國內外近年來已取得共識，GIS必須進行現場耐壓試驗。

交流耐壓試驗是GIS現場耐壓試驗最常見的方法，它能夠有效地檢查內部導電微粒的存在、絕緣子表面污染、電場嚴重畸變等故障。

4.2 現場交流耐壓試驗設備

目前，GIS的現場交流耐壓試驗一般采用調感式串聯諧振耐壓試驗裝置和調頻式串聯諧振耐壓試驗裝置。串聯諧振耐壓試驗見圖3。

圖3 串聯諧振耐壓試驗

4.3 現場交流耐壓試驗程序

4.3.1 試品要求

GIS應完全安裝好，SF6氣體充氣到額定密度，已完成主回路電阻測量、各元件試驗以及SF6氣體微水含量和檢漏試驗。所有電流互感器二次繞組短路接地，電壓互感器二次繞組開路并接地。

交流耐壓實驗前，應將下列設備與GIS隔離開來：

（1）高壓電纜和架空線；

（2）電力變壓器和大多數電磁式電壓互感器（若采用調頻式串聯諧振耐壓試驗裝置，試驗回路經頻率計算不會引起磁飽和，且耐壓標準一樣，也可以與主回路一起耐壓）；

（3）避雷器和保護火花間隙。

GIS的每一新安裝部分都應進行耐壓試驗。同時，對擴建部分進行耐壓試驗時，相鄰設備原有部分應斷電并接地。否則，應采取特殊措施應對突然擊穿給原有部分設備帶來的不良影響。

4.3.2 試驗電壓的加壓方法

試驗電壓應施加到每相導體和外殼之間，每次一相，其他非試相的導體應與接地的外殼相連。試驗電壓一般由進出線套管加進去，試驗過程中應使GIS每個部件都至少施加一次試驗電壓。同時，為避免在同一部位多次承受電壓而導致絕緣老化，試驗電壓應盡可能分別由幾個部位施加。現場一般僅做相對地交流耐壓試驗，如果斷路器和隔離開關的斷口在運輸、安裝過程中受到損壞，或已經過解體，應做斷口交流耐壓試驗，耐壓值與相對地交流耐壓值可取同一數值。若GIS整體電容量較大，則耐壓試驗可分段進行。

4.3.3 交流耐壓試驗程序

GIS現場交流耐壓試驗的第一階段是“老練凈化”，其目的是清除GIS內部可能存在的導電微粒或非導電微粒。這些微粒可能是由于安裝時帶入而清理不凈，或是多次操作后產生的金屬碎屑，或是緊固件的切削碎屑和電極表面的毛刺而形成的。“老練凈化”可使可能存在的導電微粒移動到低電場區或微粒陷阱中或燒蝕電極表面的毛刺，使其不再對絕緣起危害作用。“老練凈化”電壓值應低于耐壓值，時間可取數分鐘到數十分鐘。

第二階段是耐壓試驗，即在“老練凈化”過程結束后進行耐壓試驗，時間為1min。

試驗程序可選用如圖4所示的3種，現場的具體實施方案應與制造廠和用戶商議。圖4中的 （a）、（b）、（c）為3種不同的加壓程序圖，其中Uf為現場交流耐壓試驗電壓值，U為系統額定運行交流電壓。

4.3.4 現場耐壓試驗的判據

（1）如果GIS的每一部件均已按選定的完整試驗程序耐受規定的試驗電壓而無擊穿放電，則認為整個GIS通過試驗。

（2）在試驗過程中如果發生擊穿放電，則應根據放電能量和放電引起的各種聲、光、電、化學等各種效應，以及耐壓試驗過程中進行的其他故障診斷技術所提供的資料進行綜合判斷。遇有放電情況，可采取下述步驟：①施加規定的電壓，進行重復試驗，如果設備或氣隔還能經受，則該放電是自恢復放電；如果重復試驗電壓達到規定值和規定時間時，則認為耐壓試驗通過。如果重復試驗再次失敗按下述②項進行。②設備解體，打開放電電氣隔，仔細檢查絕緣情況。在采取必要的恢復措施后，再一次進行規定的耐壓試驗。

圖4 交流耐壓試驗程序圖

4.3.5 GIS耐壓試驗擊穿故障的定位方法

若GIS分段后進行耐壓試驗的進出線和間隔較多，而試驗過程中發生非自恢復放電或擊穿，僅靠人耳的監聽以判斷故障發生的確切部位將比較困難，且容易發生誤判而浪費人力、物力和對設備造成不必要的損害。目前國內外一般采用基于監測耐壓試驗過程中放電產生的沖擊波而引起外殼振動的振動波的原理研制的故障定位器，以確定放電間隔。每次耐壓試驗前，將探頭分別安裝在被試部分，特別是斷路器、隔離開關、母線與各間隔的連接部位絕緣子附近的外殼上。若有的間隔由于探頭數量有限未安裝，但有放電或擊穿發生而監測裝置未預報，則應根據監聽放電的情況，降壓斷電后移動探頭，重新升壓直到找到放電或擊穿部位。

5 SF6氣體檢測及微水測量

作為優良的絕緣和滅弧介質，SF6氣體在GIS設備和分離式設備的斷路器中得到了廣泛應用。為保證設備的安全運行以及工作人員的人身安全，按規定必須對SF6氣體的質量以及設備的密封情況作相應的檢測。對于現場設備來說，通常必須進行兩項與氣體有關的測試，即氣體濕度測試和設備泄露測試。

5.1 氣體濕度測試

通常設備內的SF6氣體中都含有微量水分，其含量多少直接影響SF6氣體的使用性能。設備中的水分由下列原因產生；

（1）設備內本身含有或吸附的水分，這些水分在充氣前的抽真空干燥過程中不能完全排除，在運行過程中緩慢向氣相中釋放；

（2）SF6新氣中含有微量水分，這些水分隨新氣一起充入到設備中去；

（3）充氣過程中由于管道、接頭等密封不嚴或干燥不徹底而帶進的水分；

（4）由于設備密封不嚴，存在微小漏點，大氣中的水蒸汽向設備內滲透而進入的水分。

SF6氣體中含有過量的水分會引起嚴重不良后果，其危害主要體現在兩方面：首先，大量水分可能在設備內絕緣件表面產生凝結水，附著在絕緣件表面，從而造成沿面閃絡，大大降低設備的絕緣水平；其次，水分存在會加速SF6在電弧作用下的分解反應，并生成多種具有強烈腐蝕性和毒性的雜質，引起設備的化學腐蝕，并危及工作人員的人身安全。

因此，對于SF6氣體中的水分含量（亦即氣體濕度）必須作嚴格控制。我國電力行業標準DL/T596-1996中對氣體濕度規定如下：①斷路器滅弧室氣室：新裝及大修后不大于150μL/L，運行中不大于300μL/L；②其他氣室：新裝及大修后不大于250μL/L，運行中不大于500μL/L。

5.2 微水含量測量

SF6是GIS設備的重要組成部分，為了確保SF6氣體的絕緣性和純度，還要對其質量進行檢測，即用微水檢漏儀（圖5）對設備各個氣室的SF6氣體微水含量進行檢測。按照國家電力行業標準中對微水含量的規定：斷路器滅弧室氣室新裝或者大修以后應＜150ppm，運行時＜300ppm；氣體氣室新裝或者定修以后應＜250ppm，運行時＜500ppm。將每一個氣室氣體充至額定值，待氣體恒定以后進行測量，并結合現場的氣室壓力和環境濕度折算成ppm。

雖然純凈的SF6氣體是基本無毒的，但實際使用的氣體，尤其是運行中經過電弧作用的氣體，多少包含一些毒性分解物。因此在氣體取樣及測試時必須采取適當的安全防護措施，以防止操作人員中毒。所采取的措施包括戴防護手套、防毒面具及穿防護服等。

圖5 濕度及微水測量儀器

5.3 氣密性試驗

氣密性試驗主要用來檢查GIS設備氣室的密封性，從而找到設備安裝存在的問題，并及時調整和改進。氣密性試驗需要用專業的檢漏儀對設備內部進行定性檢漏試驗，如圖6所示。具體步驟如下：首先，對GIS設備氣室充氣；然后，用檢漏儀的探頭沿著設備的連接口表面緩慢移動，探頭移動的速度控制在10mm/s，檢漏儀的顯示屏上會顯示讀數以及聲光報警信號。為了確保檢測的真實性和可靠性，一般要進行兩次定性檢測。最后，根據聲光報警信號判斷接口漏氣問題，并對漏氣氣路管的連接處進行全面細致的檢驗，確定問題以后采取相應的措施進行處理。所以，SF6氣體檢漏是SF6電氣設備交接驗收和運行監督的主要項目之一。根據有關規定，設備中每個氣室的年漏氣率不能超過1%。

圖6 SF6充氣及回收裝置儀

變電站GIS的調試工作是一項技術性和專業性很強的工作，對調試人員有很高的技能要求。調試人員只有掌握GIS設備調試的技巧，并嚴格按照電力行業的相關標準和技術規范進行操作，才能確保變電站GIS設備的正常運行，從而確保變電站安全、穩定運行。