淺析GIS綜合在線監測系統功能完善與升級改造

楊 東，劉 敏

(國家能源集團大渡河大崗山水電開發有限公司，四川 雅安 625000)

0 前 言

SF6氣體絕緣全封閉組合電器(GIS)是目前電氣設備集成度最高的布置形式。GIS將斷路器、電壓互感器、電流互感器、隔離刀閘、接地刀閘、避雷器和母線等元件封裝在接地良好的金屬殼體內，殼體內充以0.4～0.6 MPa壓力的SF6氣體作為相間和相對地絕緣。采用GIS可以大大縮小配電裝置的占地面積和空間體積，且運行安全可靠、維護方便，在國內外高壓和超高壓配電裝置中得到越來越廣泛的應用。

純凈的SF6氣體是一種無色、無味、無毒、不助燃、不溶于水的非金屬化合物，在室溫下其化學性質是惰性和穩定的。SF6氣體中不含有自由電子，故其絕緣性能良好，SF6的滅弧能力要比空氣大100倍。

隨著GIS設備的廣泛應用，也漸漸暴露出了一些問題。例如，內部存在嚴重缺陷的GIS在運行中會引起絕緣閃絡或擊穿；GIS內部SF6氣體微水含量超標會引起GIS絕緣及滅弧能力的降低；SF6氣體泄漏，會對現場巡視、檢修人員的安全帶來極大的危害。國內外曾多次發生過由GIS內部缺陷引起的閃絡和擊穿重大事故，造成巨大的直接和間接損失[1]。

1 GIS設備SF6氣體常見故障及危害

1.1 SF6氣體微水含量超標原因及危害

SF6氣體微水含量超標主要有以下幾種原因。

(1)SF6氣體新氣的水分不合格。首先是對新氣檢測不嚴格；其次是運輸過程中和存放環境不符合要求，也可能是存儲時間過長。

(2)吸附劑可能帶入水分。吸附劑活化處理時間短，安裝時暴露在空氣中的時間過長而受潮，在放入吸附劑時就會將水分帶入。

(3)透過密封件可能滲入水分。在內外巨大壓差作用下，大氣中的水分會逐漸通過密封件滲入到GIS設備的SF6氣體中。

(4)工作人員不按有關規程和檢修工藝操作要求進行充氣操作。例如，充氣時氣瓶未倒立放置，管路、接口不干燥或裝配時暴露在空氣中的時間過長等，導致GIS設備充入SF6氣體時帶進水分。

(5)絕緣件可能帶入水分。在裝配前對絕緣件未作干燥處理或干燥處理不合格，絕緣件因長時間暴露在空氣中而受潮。

(6)可能存在GIS設備的泄漏點滲入水分。充氣口、管路接頭、法蘭處滲漏、鋁鑄件砂孔等泄漏點，是水分滲入GIS設備內部的通道，這是一個持續的過程，時間越長，滲入的水分就越多。

GIS設備SF6氣體微水超標的危害性主要表現在以下幾個方面。

(1)SF6的分解物與水發生反應，生成氨基酸(HF)及亞硫酸(H2SO3)，它們對SF6氣體高壓電氣設備中的金屬部件和絕緣部件產生嚴重的侵蝕作用導致絕緣劣化，降低設備使用的性能和使用壽命。

(2)當SF6氣體中水分含量低于0.03%時，絕緣表面的閃絡電壓沒有明顯的變化，水分超過這個濃度時閃絡電壓會明顯降低。隨著外部溫度的降低，這些水分會在設備內部的絕緣層和金屬部件表面產生凝結，改變絕緣件表面的電阻率及電場分布，造成設備絕緣性能下降。

(3)水分對SF6開關開斷性能存在一定的影響，實驗中曾多次發現SF6開關因水分含量較多導致滿容量開斷試驗失敗，斷口間因絕緣能力不足在恢復電壓峰值附近被擊穿[2]。

1.2 SF6氣體泄漏原因及危害

GIS設備SF6氣體漏點位置及部件較分散，包括了因焊接件質量問題造成的焊縫漏氣、氣體管路連接處漏氣、鑄件表面有針孔或砂眼漏氣、壓力表或密度繼電器漏氣等，其中漏氣最多的是GIS設備罐體連接部位的密封圈與緊固固定螺栓處。密封面發生漏氣的主要原因有：由于密封皮條緊固不當，端面受力不均；安裝時工藝控制不嚴，安裝帶有缺陷的密封圈；密封圈未能完全就位，或是緊固法蘭時擠壓損傷密封膠圈；密封圈老化、彈性減弱而引起密封性降低等[3]。

GIS設備SF6氣體泄漏會造成設備耐電壓強度降低、斷路器開斷容量下降。另外，SF6為有毒氣體，泄漏后會危害人體健康，影響環境。

2 GIS設備SF6氣體監測的現狀

2.1 GIS設備管理現狀

某水電站GIS共324個氣室，每個隔室配置具有發信和報警功能的氣體密度繼電器，每個斷路器氣室配置有SF6微水監測傳感器，GIS室內配置了一套SF6氣體泄漏監測報警系統。該水電站GIS整體外形見圖1。

圖1 GIS整體外形

2.2 氣體密度繼電器現狀

某水電站GIS每個隔室配置氣體密度繼電器，當氣體密度下降到規定的報警壓力值時，發出報警信號，以便及時進行補氣；當SF6氣體密度繼續下降到閉鎖壓力值時，發出閉鎖信號，相應的斷路器等設備就不允許進行操作，以保證設備和系統安全。

由于多種原因，SF6氣體密度繼電器在長期運行中，性能可能發生變化，甚至失去保護作用。例如，長期不動作后，SF6氣體密度繼電器可能出現動作卡澀或不靈活、觸點接觸不良等現象；有的還會出現溫度補償性能變差，當環境溫度變化時，可能導致SF6氣體密度繼電器誤動作[4]。

2.3 微水綜合監測裝置現狀

斷路器氣室使用微水綜合監測器，同時監測SF6氣體的溫度、密度(壓力)和微水含量3個重要指標，并通過RS485通信協議將數據遠傳給綜合數據監測裝置。系統由30個日立信NA1100DP微水傳感器、1個系統監測主IED裝置、1個監測主機工控機及相關電源和通訊設備構成，其中微水傳感器在SF6斷路器的每相布置1個。綜合數據監測裝置能對SF6氣體溫度、密度和微水含量進行連續、在線、實時、自動地監測和顯示。各監測點的監測器可預先設定報警和閉鎖整定值，當有關指標達到整定值時，自動啟動報警裝置[5]。GIS微水綜合監測裝置系統見圖2。

圖2 GIS微水綜合監測裝置系統

2.4 SF6氣體泄漏監測報警系統現狀

GIS室內配置有一套NA-1000型SF6氣體泄漏監測報警系統(見圖3)，由1臺監控主機、4個溫濕度傳感器、18個SF6濃度和含氧量傳感器、2個人體紅外傳感器構成。SF6氣體泄漏監測報警系統的觸摸屏安裝在GIS室進門處，SF6濃度和含氧量傳感器對稱安裝在500kV GIS設備室。當氣體傳感器檢測到SF6氣體濃度不小于0.1%或氧含量不大于18%時，監控主機發出報警信息并啟動風機，風機運轉時間為15 min，系統每日會進行自動排風。

圖3 SF6氣體泄漏監測報警系統

3 GIS 綜合在線監測系統改造

為滿足未安裝SF6氣體微水在線監測裝置的GIS設備安全運行，電站投運后執行了SF6氣體定期檢漏和抄表制度，維護人員定期使用手持式SF6氣體檢測儀對設備檢漏，由于GIS設備普遍較高且布置復雜、SF6氣體壓力表計不宜觀察等原因，在進行定期工作時不僅耗時、耗力，而且準確度和及時性也不高，給GIS的安全可靠運行帶來諸多不便。

GIS設備除斷路器外的隔室壓力額定值為0.45 MPa，運行中的隔刀和地刀氣室含水量要求小于300 uL/L，運行中的母線及分支母線氣室含水量要求小于500 μL/L，各氣室的年漏氣率要求小于0.3%。除斷路器外的氣室未安裝微水監測傳感器，無法提供連續微水含量數據。按照運行規程規定，在設備運行中必須對SF6氣體的密度和含水量進行定期檢測，檢測SF6氣體微水含量時須排放大量的SF6氣體，測量后還需要補氣，補氣后氣室中的微水含量是否合格也無法判斷[6]。

升級改造的SF6氣體綜合在線監測系統(見圖4)實現了實時在線監控隔刀和地刀微水、密度和穩定變化情況，由于在系統軟件中引入了工程圖的管理理念，因此在系統軟件中的設備位置與實際現場位置一致時，能快速定位設備位置，具備歷史數據查詢、報警數據查詢、聲光報警、繪制趨勢圖、數據備份等功能。新增的129臺SF6氣體微水傳感器實現了GIS所有斷路器、隔刀和地刀設備的實時在線監測，可將其直接安裝在密度繼電器校表閥座上，傳感器二次線敷設在GIS布置的橋架中，不影響現場美觀。

圖4 新增GIS綜合在線監測系統

SF6氣體綜合在線監測傳感器配合服務器及智能分析軟件能實現實時在線集中監測，同時也具有良好的擴展性，可以根據不同電站的需求預留標準(RS485或RS232通信接口)，通過通信接口實現系統升級，增加更多監測點及檢測信號，對提供模擬量或開關量的信息進行集中監測和處理。此套系統可增加GIS設備局部放電在線監測子系統，進行在線監測GIS局部異常放電。系統對外提供標準的RS232/RS485通信接口和TCP/IP協議接口，方便地將綜合數據監測裝置接入本地局域網中，實現了電站的自動化監測，為打造智慧電廠提供便捷。

GIS綜合在線監測系統改造工作需要注意：整個監測系統接地要完善，設備處在強電場環境下，GIS設備發生短路接地等故障時要確保人員和設備安全；傳感器出廠前要先做好氣密性等檢驗工作，現場安裝時要防止氣體泄漏，傳感器安裝的位置要避免陽光直射而導致溫度升高，影響檢測結果；選擇的傳感器要適應高頻電場環境下的測量，且電路測量穩定性良好；要定期對在線監測系統進行校驗，依據離線檢測數據及時對在線監測系統數據的準確性和重復性進行比對分析[7]。

4 結 語

通過對GIS綜合在線監測系統的改造，GIS室新增了一套SF6氣體微水綜合在線監測系統，完善了隔刀、地刀等重要設備的實時在線監測，實現了在線監測SF6氣體的微水變化趨勢，系統通過通信裝置，可將監測數據實時上傳至電站監控系統。目前，GIS設備配置有微水綜合監測裝置、SF6氣體泄漏監測報警系統、氣體密度繼電器等設備，各系統或設備數據相對獨立，只能實現監測和報警功能，由于各系統還未實現整合，不能發揮大數據的聚合效應。未來，將通過電站一體化智能管控平臺，整合GIS設備相關系統數據，真正實現設備故障的預知預警及專家分析功能。