GIS 设备内部电连接接触不良的检测方法分析

张 威

（中国电力技术装备有限公司，北京 100052）

0 引言

随着电力工业技术的发展，气体绝缘组合电器（gas-insulated switchgear，GIS）在电网中的应用日益广泛，相对于常规敞开式变电装置，其具有体积小、占地少、抗震性能好、技术性能优良等特点。但运行经验表明，GIS（HGIS）设备在制造、装配及运行过程中，内部可能产生一些缺陷，给系统带来安全隐患[1-3]。基于GIS设备为全封闭式、外观直接可获取的信息有限、停电巡视等手段滞后、设备故障类型多样的特点，为准确掌控设备运行状态，电网系统内一直积极利用声、光、电、化学等检测技术实施状态检测[4-15]。

近年来，GIS设备因内部过热缺陷导致的闪络击穿事故频发。文中梳理了多起GIS设备由于内部电连接接触不良而引起的过热缺陷及闪络事故案例，并全面分析了停电试验、带电检测、在线监测等方法的适用性与不足之处，最终提出了合理化建议。

1 GIS设备内部电连接接触不良

由于开关的多次操作，导致两个导电组件之间的电气连接（比较典型的部位有隔离开关触头，母线连接的滑动触头）出现问题，从而造成GIS运行中发生闪络事故。

GIS设备在运行过程中，由于装配不当、振动或电动力等原因引起两个导电组件之间的电气连接（比较典型的部位有隔离开关触头，母线连接的滑动触头）接触不良，此时接触电阻变大，长期通流运行下将引起轻微的发热。内部导体温度的上升将使其电阻率变大，导致发热严重。随着温度升高，反作用效果越来越大，最终将由于温度过高导致导体融化，引发GIS设备故障。

1）A 变电站母线隔室电连接过热熔断，造成闪络击穿

A 相导体端部在制造过程中存在裂纹，工厂装配后与转接部位存在接触不良，长时间运行发热，触指弹性下降，并形成恶性循环，使导体端部裂纹加大，导体端部和电连接静触头在过热情况下，产生金属软化和熔焊效应，使触头无法承受导体自身重力，触头部分断裂造成导体跌落，最终引起A 相接地短路，故障图如图1所示。

图1 A变电站GIS分支母线导体和电连接部分烧蚀散落情况

2）B 变电站GIS隔离开关内部过热导致静触头烧蚀，引发闪络击穿

B 变电站GIS隔离开关触头座过热的可能原因有：故障相内静触头外圈弹簧可能未装配或因装配不到位，以及弹簧材质不良，导致动触头与静触头接触不良。本身存在缺陷的静触头不能承受增大的负荷电流，过热导致最终烧损触头屏蔽罩，引发金属滴熔对地发生闪络击穿故障，故障图如图2所示。

图2 B变电站GIS隔离开关烧损的动、静触头

3）C变电站GIS隔离开关动、静触头间小间隙拉弧放电，引发闪络击穿

C变电站GIS设备隔离开关所配置机构存在现场手动合闸不到位的风险，其机构辅助开关位置信号与主触头位置状态不一致。经现场手动操作后，因动、静触头之间存在小间隙，导致合闸后隔离开关动、静触头间小间隙持续拉弧放电，最终发展为对外壳击穿故障，故障图如图3所示。

图3 C变电站GIS隔离开关C相动、静触头严重烧蚀

4）D变电站GIS内部电连接接触不良

D 变电站GIS内部过渡垫与导体之间有两个螺栓没有完全紧固，过渡垫与导体之间、两过渡垫之间接触不良，导致接触面存在烧蚀痕迹，且过渡垫与导体之间烧蚀更严重，故障图如图4所示。

图4 D变电站GIS电连接接触不良

2 检测方法分析

针对GIS设备内部电连接接触不良的缺陷隐患，下面具体分析各类检测方法。

2.1 停电检测方法

目前，主回路电阻测量已广泛应用于GIS设备的出厂试验、交接试验与例行试验等过程中，能够有效发现内部接头以及动、静触头间等电接触处接触电阻偏大等问题。但是，其原理导致了它的应用仅局限于停电试验，而难以开展带电检测或在线监测。

2.2 带电检测方法

1）红外成像检测

通过红外成像技术检测GIS设备这种金属封闭设备，红外线无法穿透GIS壳体，故测得的温度实际为GIS壳体的温度，如果GIS内部电连接过热，经过内部SF6气体微弱的热传导，对应壳体处的温度变化会很小，很难通过红外成像技术检测出。

由此可见，目前红外成像检测技术虽在发现GIS设备外部金具接触不良等方面成效显著，而GIS设备内部过热缺陷却很难通过红外成像技术检测出。

2）SF6气体成分分析

SF6气体分解产物的组分和含量与设备内部缺陷有直接的对应关系，为设备诊断提供了有效依据，主要体现在：SF6设备内部发生导电金属对地放电、局部放电和材料异常发热等故障，及断路器、隔离开关和接地开关进行正常操作，都会伴随产生SF6气体分解产物。

当设备导电杆连接接触不良，使导电接触点电阻增大，导致故障点温度过高。当温度超过380 ℃，SF6气体开始分解生成分解产物，达到600 ℃时，铝合金导电杆开始熔化。试验表明，在高气压下温度高于190 ℃以上时，固体绝缘材料与SF6气体发生反应，若出现更高温度时，绝缘材料直接发生分解。此类故障产生的分解产物含有大量的SO2、SO2F2和H2S 等。

3）局部放电检测

GIS设备内部电连接接触不良，往往会产生局部放电，通过超声波、特高频局部放电检测能够捕捉到有效局放信号。

然而，近几年来，电网系统内一直大力推动GIS局部放电带电检测工作的开展，然而目前成功发现并解体印证的GIS设备内部绝缘隐患并不太多，其成功检出率较低，且近年来时常发生的GIS设备绝缘事故也并未在故障之前的GIS局部放电带电检测工作中被提前检测到。其主要原因有四点：一是GIS局部放电信号不稳定；二是GIS局部放电检测的影响因素太多，有些异常信号不易下结论；三是GIS局部放电检测方法对某些类型局部放电隐患的检测能力较差；四是即使能够准确判断，可能相当长一段时间内也没有进行解体检修的必要。因此，GIS超声波、特高频局部放电检测虽然灵敏度高，但准确率低，且缺陷检出率不高。

4）X 射线数字成像检测

利用X 射线检测技术对GIS设备进行可视化无损检测，能在不解体设备、不破坏环境情况下实现对GIS设备内部情况直观、可靠、准确的评价，可检测出不同的缺陷类型，如螺丝未拧紧、屏蔽罩松动、隔离开关合闸不到位、隔离开关分闸不到位的装配类缺陷等。

由于X 射线数字成像检测辐射剂量大、安全防护问题突出、检测灵敏度较低等诸多因素，使GIS设备X 射线数字成像检测的全面推广应用受到限制。

2.3 其它检测思路

1）通过模拟试验与仿真计算，找出GIS内部电连接过热处温升与GIS壳体外壁温升之间的规律，以指导红外测温检测GIS壳体外部温升阈值的给出。

2）通过光纤温度在线监测系统，自动测量光纤沿线各GIS设备触点的温度，并对过热触点进行定位，使运行人员能及时了解GIS的运行状态，当温度超过厂家规定最高限值时进行预警。

3）GIS红外在线监测技术实现内部接头的非接触式测量，且不干扰或破坏被测物体的温度场和热平衡状态，同时解决了高电压和高温部分的有效隔离，可对GIS设备触头的温度进行连续自动测量及越线预警。

4）采用示波器采集电流互感器与电压互感器二次波形，通过傅立叶变换，找出直流电压与直流电流，通过电路基本原理计算出回路电阻值，再通过回阻值比对判断是否存在过热缺陷。

回路电阻测试需要GIS设备停电检修，带电检测方法虽技术成熟，但用于检测GIS内部接头接触不良的有效性还有待进一步研究，而在线监测方法由于GIS结构的特殊性还没有得到广泛应用。可见，现有检测技术对GIS设备内部接头发热还难以做到提前检测和预防。

3 检测案例

通过超声波、特高频时差定位系统及SF6组分分析仪对E变电站某刀闸气室部位进行检测。测试时，现场振动声音明显，且在振动声中掺杂着细微的放电声。判断该刀闸气室内部存在严重的放电现象，原因为该部位某部件接触不良产生伴随振动的悬浮放电。部件卡住时，悬浮放电及噪音消失，但放电产生的粉尘附在电极上形成尖端，从而产生电晕放电特征。当振动再次造成部件接触不良，便再次产生振动并伴随悬浮放电。悬浮放电引起直接击穿的概率较小，但因放电能量大，对部件烧蚀能力强，可能导致烧落粉尘或掉落部件导致击穿。

解体检查发现，发现刀闸气室内刀闸操作拨叉与动触头连接处等电位弹簧已烧蚀成粉末，拨叉上也有烧伤痕迹，传动绝缘子上布满放电粉尘，如图5所示。

图5 E变电站GIS解体

4 结语

1）现有检测技术对GIS设备内部接头发热难以做到提前检测和预防。

2）应加大新技术研究力度，并大力发展针对内部电连接接触不良缺陷隐患的GIS设备带电检测技术，辅以停电试验技术，重要和关键设备安装在线监测装置，三者有机结合，做到设备内部电连接状态全方位感知。