浅谈变电站GIS设备调试

2019-07-03

石油化工建设 2019年2期

中国化学工程第十六建设有限公司湖北宜昌 443000

GIS（gas-insulated metal-enclosed switchgear）系指气体绝缘金属封闭开关设备（组合电器），它是由断路器、隔离开关、接地开关、避雷器、电压互感器、电流互感器、套管和母线等元件直接联结在一起，并全部封闭在接地的金属外壳内，壳内充以一定压力的六氟化硫（SF6）气体作为绝缘和灭弧介质。通常110kV及以下电压等级采用全三相封闭式；220kV级常对断路器以外的其他元件采用三相封闭式；330kV及以上等级一般采用单相封闭式结构，有时对母线采用三相封闭式结构。GIS具有结构紧凑、占地面积和空间占有体积小、运行安全可靠、安装工作量小、检修周期长等优点。GIS试验包括元件试验、主回路电阻测量、SF6气体微水含量和检漏试验，基本原理与敞开式SF6断路器一致。详见图1。

图1 110kV级配电装置GIS系统图

1 主回路电阻测量

GIS各元件安装完成后，一般在抽真空充SF6气体之间进行主回路电阻测量。测量主回路的电阻，可以检查主回路中的联结和触头接触情况，一般采用直流压降法测量，测试电流不小于100A。若GIS有进出线套管，可利用进出线套管注入测量电流进行测量。若GIS接地开关导电杆与外壳绝缘，引到金属外壳的外部以后再接地，测量时可将活动接地片打开，利用回路上的两组接地开关导电杆关合到测量回路上进行测量；若接地开关导电杆与外壳不能绝缘分隔时，可先测量导体与外壳的并联电阻（R0）和外壳的直流电阻（R1），然后按式（1）换算回路电阻（R）。

在GIS母线较长、间隔较多，并且有多路进出线的情况下，应尽可能分段测量，以便有效找到缺陷的部位。现场测量的数据应与出厂试验数据比较，当被测回路各相长度相同时，测得的各相数据应相同或接近。图2为测量现场。

图2 主回路电阻测量

2 GIS元件试验

GIS各元件试验应按GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进行。在条件具备的情况下，应尽可能对GIS各元件，包括断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器和避雷器，多做一些项目的试验，以便更好地发现缺陷。试验前，应了解试品的出厂试验情况、运输条件及安装过程中是否出现过异常情况，以便确定试验的重点，决定是否需要增加某些试验项目。

由于GIS各元件直接联结在一起，并全部封闭在接地的金属外壳内，测试信号可通过进出线套管加入；或通过打开接地开关导电杆与金属外壳之间的活动接地片，从接地开关导电杆加入测试信号。各元件一般在现场应做的试验项目如下：

2.1 断路器

（1）测量断路器的分、合闸时间及合分时间，必要时测量断路器的分、合闸速度；

（2）测量断路器的分、合闸同期性及配合时间；

（3）测量断路器合闸电阻的投入时间；

（4）测量断路器分合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻；

（5）进行断路器操作机构的试验；

（6）检查断路器操作机构的闭锁性能；

（7）检查断路器操作机构的防跳及防止非全相合闸辅助控制装置的动作性能；

（8）断路器辅助和控制回路绝缘电阻及工频耐压试验。

2.2 隔离开关和接地开关

（1）检查操作机构分、合闸线圈的最低动作电压；

（2）操作机构的试验；

（3）测量分、合闸时间；

（4）测量辅助回路和控制回路绝缘电阻及工频耐压试验。

2.3 电压互感器和电流互感器

（1）极性检查；

（2）变比测试；

（3）二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻及工频耐压试验。

2.4 金属氧化物避雷器

（1）测量绝缘电阻；

（2）测量工频参考电压或直流参考电压；

（3）测量运行电压下的阻性电流和全电流；

（4）检查放电计数器动作情况。

3 GIS连锁试验

GIS的元件试验完成后，还应检查所有管路接头的密封，螺钉、端部的连接，以及接线和装配是否符合制造厂的图纸和说明书。应全面验证电气的、气动的、液压的和其他连锁的功能特性，并验证控制、测量和调整设备（包括热的、光的）动作性能。GIS的不同元件之间设置的各种连锁应进行不少于3次的试验，以检验其功能是否正常。现场应验证以下连锁功能特性：（1）接地开关与有关隔离开关的相互连锁；（2）接地开关与有关电压互感器的相互连锁；（3）隔离开关与有关断路器的相互连锁；（4）隔离开关与有关隔离开关的相互连锁；（5）双母线接线中的隔离开关倒母线操作连锁。

4 GIS现场交流耐压试验

4.1 现场耐压试验的必要性和有效性

GIS在工厂整体组装完成以后进行调整试验，试验合格后，以运输单元的方式运往现场安装工地。运输过程中的机械振动、撞击等可能导致GIS元件或组装内部紧固件松动或相对位移。安装过程中，在联结、密封等工艺处理方面可能失误，导致电极表面刮伤或安装错位引起电极表面缺陷；空气中悬浮的尘埃、导电微粒杂质和毛刺等在安装现场又难以彻底清理；国内外还曾出现将安装工具遗忘在GIS内的情况。这些缺陷如未在投运前检查出来，将会引发绝缘事故。由于试验设备和条件所限，早期的GIS产品多数未进行严格的现场耐压试验。事故统计表明，虽然不能保证经过现场耐压试验的GIS不会在运行中发生绝缘事故，但是没有进行现场耐压试验的GIS发生事故的概率很大，因此国内外近年来已取得共识，GIS必须进行现场耐压试验。

交流耐压试验是GIS现场耐压试验最常见的方法，它能够有效地检查内部导电微粒的存在、绝缘子表面污染、电场严重畸变等故障。

4.2 现场交流耐压试验设备

目前，GIS的现场交流耐压试验一般采用调感式串联谐振耐压试验装置和调频式串联谐振耐压试验装置。串联谐振耐压试验见图3。

图3 串联谐振耐压试验

4.3 现场交流耐压试验程序

4.3.1 试品要求

GIS应完全安装好，SF6气体充气到额定密度，已完成主回路电阻测量、各元件试验以及SF6气体微水含量和检漏试验。所有电流互感器二次绕组短路接地，电压互感器二次绕组开路并接地。

交流耐压实验前，应将下列设备与GIS隔离开来：

（1）高压电缆和架空线；

（2）电力变压器和大多数电磁式电压互感器（若采用调频式串联谐振耐压试验装置，试验回路经频率计算不会引起磁饱和，且耐压标准一样，也可以与主回路一起耐压）；

（3）避雷器和保护火花间隙。

GIS的每一新安装部分都应进行耐压试验。同时，对扩建部分进行耐压试验时，相邻设备原有部分应断电并接地。否则，应采取特殊措施应对突然击穿给原有部分设备带来的不良影响。

4.3.2 试验电压的加压方法

试验电压应施加到每相导体和外壳之间，每次一相，其他非试相的导体应与接地的外壳相连。试验电压一般由进出线套管加进去，试验过程中应使GIS每个部件都至少施加一次试验电压。同时，为避免在同一部位多次承受电压而导致绝缘老化，试验电压应尽可能分别由几个部位施加。现场一般仅做相对地交流耐压试验，如果断路器和隔离开关的断口在运输、安装过程中受到损坏，或已经过解体，应做断口交流耐压试验，耐压值与相对地交流耐压值可取同一数值。若GIS整体电容量较大，则耐压试验可分段进行。

4.3.3 交流耐压试验程序

GIS现场交流耐压试验的第一阶段是“老练净化”，其目的是清除GIS内部可能存在的导电微粒或非导电微粒。这些微粒可能是由于安装时带入而清理不净，或是多次操作后产生的金属碎屑，或是紧固件的切削碎屑和电极表面的毛刺而形成的。“老练净化”可使可能存在的导电微粒移动到低电场区或微粒陷阱中或烧蚀电极表面的毛刺，使其不再对绝缘起危害作用。“老练净化”电压值应低于耐压值，时间可取数分钟到数十分钟。

第二阶段是耐压试验，即在“老练净化”过程结束后进行耐压试验，时间为1min。

试验程序可选用如图4所示的3种，现场的具体实施方案应与制造厂和用户商议。图4中的（a）、（b）、（c）为3种不同的加压程序图，其中Uf为现场交流耐压试验电压值，U为系统额定运行交流电压。

4.3.4 现场耐压试验的判据

（1）如果GIS的每一部件均已按选定的完整试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，则认为整个GIS通过试验。

（2）在试验过程中如果发生击穿放电，则应根据放电能量和放电引起的各种声、光、电、化学等各种效应，以及耐压试验过程中进行的其他故障诊断技术所提供的资料进行综合判断。遇有放电情况，可采取下述步骤：①施加规定的电压，进行重复试验，如果设备或气隔还能经受，则该放电是自恢复放电；如果重复试验电压达到规定值和规定时间时，则认为耐压试验通过。如果重复试验再次失败按下述②项进行。②设备解体，打开放电电气隔，仔细检查绝缘情况。在采取必要的恢复措施后，再一次进行规定的耐压试验。

图4 交流耐压试验程序图

4.3.5 GIS耐压试验击穿故障的定位方法

若GIS分段后进行耐压试验的进出线和间隔较多，而试验过程中发生非自恢复放电或击穿，仅靠人耳的监听以判断故障发生的确切部位将比较困难，且容易发生误判而浪费人力、物力和对设备造成不必要的损害。目前国内外一般采用基于监测耐压试验过程中放电产生的冲击波而引起外壳振动的振动波的原理研制的故障定位器，以确定放电间隔。每次耐压试验前，将探头分别安装在被试部分，特别是断路器、隔离开关、母线与各间隔的连接部位绝缘子附近的外壳上。若有的间隔由于探头数量有限未安装，但有放电或击穿发生而监测装置未预报，则应根据监听放电的情况，降压断电后移动探头，重新升压直到找到放电或击穿部位。

5 SF6气体检测及微水测量

作为优良的绝缘和灭弧介质，SF6气体在GIS设备和分离式设备的断路器中得到了广泛应用。为保证设备的安全运行以及工作人员的人身安全，按规定必须对SF6气体的质量以及设备的密封情况作相应的检测。对于现场设备来说，通常必须进行两项与气体有关的测试，即气体湿度测试和设备泄露测试。

5.1 气体湿度测试

通常设备内的SF6气体中都含有微量水分，其含量多少直接影响SF6气体的使用性能。设备中的水分由下列原因产生；

（1）设备内本身含有或吸附的水分，这些水分在充气前的抽真空干燥过程中不能完全排除，在运行过程中缓慢向气相中释放；

（2）SF6新气中含有微量水分，这些水分随新气一起充入到设备中去；

（3）充气过程中由于管道、接头等密封不严或干燥不彻底而带进的水分；

（4）由于设备密封不严，存在微小漏点，大气中的水蒸汽向设备内渗透而进入的水分。

SF6气体中含有过量的水分会引起严重不良后果，其危害主要体现在两方面：首先，大量水分可能在设备内绝缘件表面产生凝结水，附着在绝缘件表面，从而造成沿面闪络，大大降低设备的绝缘水平；其次，水分存在会加速SF6在电弧作用下的分解反应，并生成多种具有强烈腐蚀性和毒性的杂质，引起设备的化学腐蚀，并危及工作人员的人身安全。

因此，对于SF6气体中的水分含量（亦即气体湿度）必须作严格控制。我国电力行业标准DL/T596-1996中对气体湿度规定如下：①断路器灭弧室气室：新装及大修后不大于150μL/L，运行中不大于300μL/L；②其他气室：新装及大修后不大于250μL/L，运行中不大于500μL/L。

5.2 微水含量测量

SF6是GIS设备的重要组成部分，为了确保SF6气体的绝缘性和纯度，还要对其质量进行检测，即用微水检漏仪（图5）对设备各个气室的SF6气体微水含量进行检测。按照国家电力行业标准中对微水含量的规定：断路器灭弧室气室新装或者大修以后应＜150ppm，运行时＜300ppm；气体气室新装或者定修以后应＜250ppm，运行时＜500ppm。将每一个气室气体充至额定值，待气体恒定以后进行测量，并结合现场的气室压力和环境湿度折算成ppm。

虽然纯净的SF6气体是基本无毒的，但实际使用的气体，尤其是运行中经过电弧作用的气体，多少包含一些毒性分解物。因此在气体取样及测试时必须采取适当的安全防护措施，以防止操作人员中毒。所采取的措施包括戴防护手套、防毒面具及穿防护服等。

图5 湿度及微水测量仪器

5.3 气密性试验

气密性试验主要用来检查GIS设备气室的密封性，从而找到设备安装存在的问题，并及时调整和改进。气密性试验需要用专业的检漏仪对设备内部进行定性检漏试验，如图6所示。具体步骤如下：首先，对GIS设备气室充气；然后，用检漏仪的探头沿着设备的连接口表面缓慢移动，探头移动的速度控制在10mm/s，检漏仪的显示屏上会显示读数以及声光报警信号。为了确保检测的真实性和可靠性，一般要进行两次定性检测。最后，根据声光报警信号判断接口漏气问题，并对漏气气路管的连接处进行全面细致的检验，确定问题以后采取相应的措施进行处理。所以，SF6气体检漏是SF6电气设备交接验收和运行监督的主要项目之一。根据有关规定，设备中每个气室的年漏气率不能超过1%。