GIS局部放电检测分析

【摘 要】近些年，随着我国市场经济的不断成熟以及工农业发展的需要，用电量是逐年增加，同时对供电的稳定性、安全性也是提出更高的要求。这就要求我们应采取合理措施切实做好电力系统的安全、工作。而与此同时，GIS设备被广泛的应用到电力系统中。从某种程度上讲，绝缘故障对GIS设备能否持续稳定运行起着非常重要的作用，因此作为诊断绝缘故障的主要方法――局部放电检测技术，被广大GIS设备制造商以及使用者所青睐。本文就结合局部放电检测技术原理，对GIS局部放电检测进行简单分析与讨论。

【关键词】电力系统；局部放电检测；GIS设备；绝缘故障

所谓GIS 是指气体绝缘全封闭组合电器，从其功能讲，它是确保供电稳定性的基础，是当前电力系统中的主要使用设备。一旦其在运行过程中发生故障，势必会对电力系统运行产生一定负面影响，致使局部甚至全部地区停电。当前诱发该GIS设备出现故障的原因主要是设备绝缘性能劣化。

1.局部放电检测分析

局部放电检测是GIS运行状态分析和缺陷故障诊断的有效手段，主要利用超声波、特高频、光检测和化学检测等方法来实现。

2012年试验人员进行某220kV变电站带电测试时，发现110kVGIS某出线间隔的避雷器处存在异常声响。工作人员经过仔细检查后，初步怀疑GIS内部存在局部放电，随后采用多种检测手段对该设备进行了重点测试。

1.1局部放电检测

1.1.1特高频局放测试

使用特高频局放测试仪在该避雷器上端盆式绝缘子处进行测试，测试信号具有一定对称性，在一个工频周期内出现两簇比较集中的信号聚集点，且幅值和相位都比较稳定，表现出典型的悬浮局部放电特征。因此可初步判断盆式绝缘子处存在局部放电信号，放电源存在于该绝缘子附近或相邻气室内部。

1.1.2超声波局放测试

工作人员对避雷器气室附近多处位置进行了超声波局放测试，根据各标记点的检测情况，对比分析超声信号的变化趋势，得到如下所示的谱图。

从图中可看出，有效值和峰值明显增大，有效值达8mv，峰值达20mv，频率成分2大于频率成分1；相位模式图谱中，数簇信号集聚点周期性呈现。通过多次重复测试发现，该超声信号的有效值和峰值表现稳定，100Hz相关性强烈，表现出悬浮放电的基本特征。

1.1.3分解产物测试

根据超声定位情况，初步判断局放源位于避雷器上部的气室内。为进一步了解放电程度，工作人员进行了该出线气室的SF6分解产物检测，得到下列测试数据。H2S、SO2及HF含量值均为0uL/L，CO为54.4 uL/L。由检测数据结果可知，放电分解产物含量较低，测试仪并没有得出明显的气体浓度值。

1.1.4设备解体分析

GIS设备停电后，检修人员进行了解体检查，发现避雷器上端导体连接处屏蔽罩松动，屏蔽罩内部连接导体上有明显的放电灼蚀痕迹，因此可推断，屏蔽罩松动是造成悬浮放电的主要原因。

1.2分解产物检测分析

通过上述局部放电测试情况可看出，采用特高频法和超声波法均得到了明显的异常信号谱图，而分解产物分析法几乎没有得出气体含量数据，同时也表明了该方法检测局放的灵敏度较差。

针对局放情况下气体组分浓度检测不灵敏的问题，分析以下几点原因：

（1）局部放电能量相对较小，长时间的局放积累才能逐渐促使SF6发生分解。同时，设备内部的分解产物含量极低，性能又不稳定，容易发生气体组分间的转变，导致其浓度不易被检测。

（2）分解产物测试仪检测的H2S、HF等气体，不属于SF6放电分解的直接产生气体或特征气体组分。H2S是固体绝缘材料分解产生的气体成分，在故障能量较大时才会出现；SO2、HF由低氟化物与微水微氧反应生成SOF2、SO2F2、SOF4等气体；并进一步水解形成的。因此，在放电程度不剧烈、微水微氧含量低的条件下，H2S、HF等气体的浓度极小。

（3）分解气体在气室的扩散效应以及气体采样位置都对确定气体组分浓度有重要影响。局放源所在的气室较长，空间范围比较大，气体组分扩散均匀的时间会变长，并且随着扩散效应气体浓度会有所降低。

（4）气体传感器经过多次检测使用后，会造成不可逆转的损耗，导致其灵敏度和准确性降低。气体传感器使用寿命短的缺点，是分解产物测试仪测试效果逐渐变差的主要原因，相应的检测气体组分浓度也存在一定偏差。

2.气室故障分析

2013年，一座220kV变电站某110kVGIS间隔发生跳闸故障。仅从设备外观检查，看不出任何异常迹象；停电情况下，采用局放仪测试显然是没有作用的。工作人员利用分解产物测试仪对该故障间隔各气室进行了气体成分检测，得到了下表中的试验数据。

依照《国家电网公司电力设备带电检测技术规范》规定：当SO2≤2uL/L且H2S≤2uL/L时，属正常状态；当SO2≥5uL/L或H2S≥5uL/L时，属缺陷状态。从上述表中数据可明显看出，II母气室中的SO2和H2S气体含量分别达到了68.1uL/L、22.8uL/L，远远超出了规程标准，而其他气室的各气体含量均属正常。因此可推断，电气故障发生在II母气室内部。

检修人员根据工作计划安排，对II母气室进行（下转第246页）（上接第175页）了解体，发现A相母线分支导体接头过热烧熔并造成接地。根据现场烧损情况及GIS内部导体连接结构，分析造成本次故障的直接原因为导体接触电阻大导致过热，长期热量累积造成导体接触点熔化，液体金属流淌或飞溅最终引起绝缘击穿。

厂家技术人员、检修人员相互配合，对母线气室内部导体连接情况进行检查，逐个测量母线上方梅花触头的接触电阻，对电阻超标的及时更换。GIS故障消除并试验合格后投入运行，一周内进行了该间隔各气室的局部放电检测和气体成分分析，均未发现异常情况。

利用SF6分解产物检测方法，迅速查找到故障气室，并有的放矢的采取处理措施，减少了不必要的检修工作，节省了大量人力和时间。

3.结论

应该说，随着我国国民经济的不断发展，社会对供电稳定性、安全性要求越来越高，这就使得人们对电力系统稳定性、安全性提出了更高要求。而对GIS绝缘状况进行实时检测成为确保电力系统稳定运行的最有效手段。通过相关研究表明，GIS设备局部放电会导致其外壳产生较大流动的电磁波，从而使得接地线上有放电脉冲电流流过。此外，设备局部放电还会导致通道内部压力瞬间增大，致使GIS气体产生超声波或者纵波，另外也会在其外壳上形成各种声波，像表面波、横波。而这些物理或者是化学特征都成为了检测局部放电信号的传感对象。

【参考文献】

[1]高凯，倪浩，司文荣.GIS局部放电检测及其波形特征分析[J].华东电力，2010（10）.

[2]S.Okabe，T.Kawashima，H.Wada.Deterioration characteristics of insulation subjected to partial discharge in SF6 gas.EEE Transmission and Distribution Conference and Exhibition： Asia Pacific.2002.10， Vol.2： pp792～797.