導讀

國網福建省電力有限公司電力科學研究院的研究人員羅翔，在2018年第6期《電氣技術》雜誌上撰文，介紹了一起特高壓GIS內部斷路器的局部放電缺陷，通過超聲波及超高頻兩種方法對該缺陷進行檢測，運用超聲波檢測初步判斷局部放電異常信號，隨後應用超高頻檢測技術對局部放電進行進一步確認。

通過檢測的特徵圖譜判斷缺陷類型，最後利用時差定位法並結合高速示波器，做到對局部放電源定位。結合返廠解體情況，基本確定了局放原因。最後針對GIS設備的結構特點及運行特性，從在線監測、運行維護及檢修等方面提出防范措施，以降低類似缺陷對系統的影響。

GIS組合電器在特高壓變電站中起著舉足輕重的作用，具有占地面積小、維護工作量少、絕緣性能優良、運行費用低、可靠性高、無電磁干擾等優點，是保證特高壓輸電工程正常運行的基礎。若出現故障，則將導致特高壓線路解列甚至電網的崩潰。

除此之外，對1100kV GIS故障進行非計劃停電檢修時，不僅需要大量的人力物力，還需要較長的維修時間，這將帶來巨大的經濟損失，因此在發生故障之前，有必要對其內部缺陷情況進行檢測[1-10]。

運行經驗表明，局部放電是最終導致GIS發生絕緣故障的主要因素，通過對GIS局部放電的檢測可以及時發現GIS內部存在的缺陷，從而避免重大事故的發生。本文結合一起特高壓站1100kV GIS斷路器內部局部放電缺陷的診斷與分析，針對GIS設備的結構特點及運行特性，從在線監測、運行維護及檢修等方面提出防范措施，以降低類似缺陷對系統的影響。

1 缺陷基本情況

2016年1月，某特高壓變電站1100kV系統採用3/2接線方式，裝設於B相的超高頻局部放電在線監測裝置出現7處報警，如圖1所示。編號為OCU6、OCU7、OCU8、OCU9的傳感器均測量到滿量程的局放脈沖，而OCU5、OCU11局放脈沖幅值集中在量程的60%左右。

在4個達到滿量程的傳感器中，OCU9局放脈沖最為密集，然後依次為OCU6、OCU7、OCU8，初步判定故障點位於OCU6與OCU9之間，即F8間隔T032 B相斷路器附近。局放脈沖位於0°與180°附近，後台「專家系統」診斷為懸浮電極，如圖2所示。同時在F8 B 相斷路器兩側，通過OCU6和OCU9傳感器，測量到局放電壓信號最大幅值為170mV左右，如圖3所示。

圖1 1100kVGIS主接線及內置式傳感器布置情況

圖2 後台專家系統診斷結果

圖3 GIS內置傳感器檢測結果

通過調取整年局放在線監測系統後台數據，核查OCU9-2傳感器報警記錄，局放信號在6月至9月間稍顯活躍，典型浮動電極放電事件最大值在40次左右，10月開始局放事件幅值明顯減弱。

2 現場診斷情況

2.1 超聲波檢測法

電氣設備由於絕緣缺陷等原因產生局部放電，同時伴隨著超聲信號的產生。超聲信號通過氣體或液體介質傳播到保護外殼。超聲檢測法是通過局部放電過程中產生的超聲信號進行識別局放的方法，其檢測頻帶從1kHz到1MHz[11-14]。

通過緊密貼在外殼表面的超聲傳感器接收到局部放電產生的超聲信號（應力波），通過壓電陶瓷轉換晶片轉換成電信號，並把電信號傳回到處理系統進行分析，如圖4所示。

圖4 後台專家系統診斷結果

利用超聲波局放設備對OCU6和OCU9之間所有氣室進行測量，發現F8斷路器下端絕緣支撐筒附近局部放電量最大，沿斷路器絕緣支撐筒向兩邊幅值依次遞減，至兩側CT處逐漸被背景所淹沒，其他氣室均未發現異常，因此判斷局放源位於斷路器中下部。

採用巡檢型超聲局放儀在T032 B相斷路器腔體、該斷路器絕緣拉桿腔體部分、下部操作機構箱及接地排位置均監聽到異常信號、聲音信號為有一定時間間隔的「茲茲」聲，其中以斷路器絕緣拉桿腔體部分、下部操作機構箱上沿位置最為明顯和清晰（儀器無dB值）。

採用診斷型AE（Pocket AE 超聲波局放檢測儀）檢測在下部操作機構箱上沿監測到具有100Hz相關性異常信號，其中以T0321隔離開關側幅值最大為50dB，初步懷疑異常點位置位於絕緣拉桿腔體內部，具體情況如圖5及圖6所示。

圖5 下部操作機構箱上沿右側

圖6 下部操作機構箱上沿左側

2.2 超高頻檢測法

超高頻檢測法是通過超高頻傳感器接收的信號進行分析識別局部放電的方法。由於超高頻信號在空氣中衰減比較大，因此這種檢測方法只適用於變壓器、GIS的檢測。超高頻檢測法的檢測頻帶在300MHz到3GHz之間，具有抗干擾，信號識別準確等優點[15-16]。

GIS的盤式絕緣子使GIS外殼含有介質縫隙，如圖7所示，GIS內部局部放電的超高頻脈沖電磁波信號可以通過這些介質縫隙傳播到GIS體外。將超高頻傳感器放在GIS盤式絕緣子的介質縫隙處，可以有效接收GIS內部局部放電的UHF脈沖電磁波信號，傳感位置越靠近局部放電，傳感靈敏度越高。

圖7 GIS局部放電體外超高頻信號傳感原理

利用超高頻法檢測T032B相斷路器、T0322、T0321隔離開關及相應電流互感器，檢測位置為隔離開關觀察窗，斷路器兩側及絕緣拉桿手孔縫隙處。排除外部干擾後在T0322、T0321隔離開關觀察窗、T032 B相斷路器兩側及絕緣拉桿手孔縫隙處均發現異常信號，初步判斷五處異常為同源信號，信號圖譜特徵為懸浮放電，信號幅值從大到小依次為絕緣拉桿手孔縫隙、T0322觀察窗、T0321觀察窗、斷路器兩側手孔縫隙，信號特徵與OCU7和OCU9內置式傳感器在線監測結果基本一致。

根據異常信號的波形特徵對其進行定位分析（定位位置T0322、T0321隔離開關觀察窗、T032 B斷路器兩側及絕緣拉桿手孔縫隙處）。由於信號畸變嚴重，難以通過時差法對信號源進行定位，僅可初步確定信號源位於兩觀察窗之間。

通過測量T0321隔離開關觀察窗處與T0322隔離開關觀察窗處的信號，T0321波形略先於T0322波形到達，信號源位置為兩觀察孔中點偏靠近T0321隔離開關，如圖8所示。

圖8 T0321隔離開關觀察窗處與T0322隔離開關觀察窗處

通過測量B相斷路器T0321側手孔處與T0322側手孔處兩個測點采集信號的時間差，可得到T0321波形先於T0322波形到達，計算得傳輸距離差為：2.4ns×0.3m/ns=0.72m，即信號源位置為距T032 B相開關氣室中線約0.36m處（T0321側），如圖9所示。

圖9 B相T0321側手孔處與T0322側手孔處

通過測量T032 B相斷路器絕緣拉桿腔體手孔處與T0321側手孔處兩個測點采集信號的時間差，得到T0322波形先於T0321波形到達，計算得傳輸距離差為：8.7ns×0.3m/ns=2.61m。兩測點間距離約為3.08m，故信號源位置為距絕緣拉桿腔體手孔處約0.24m處（T0321隔離開關側），懷疑為內部絕緣拉桿固定件松動所致，如圖10所示。

圖10 B相T0321側手孔處與絕緣拉桿腔體手孔處

根據現場局放測量結果，從產品結構，裝配工藝等方面進行分析，推斷局放源可能在斷路器絕緣支撐筒上下端面的筋骨螺栓處，或傳動箱左、右側端面緊固螺栓處，如圖11、圖12所示，局放的原因可能是某個螺栓松動，造成懸浮電極所致。

圖11 局放定位示意圖

圖12 斷路器實物圖（圖中虛線為信號源定位結果）

3 斷路器返廠解體情況

為分析T032B相斷路器局放信號的原因，結合停電檢修，對T032B相斷路器進行更換，並將原斷路器進行返廠解體。

對斷路器筒體內部進行點檢確認氣室內絕緣件及電容器表面無任何放電痕跡或質量缺陷、氣室內無金屬顆粒或尖端，如圖13所示。重點檢查現場局放源定位處相關零部件的情況，屏蔽連接部位無松動，盆式絕緣子電連接緊固狀態良好、觸指與導體接觸均勻。

滅弧室拆出後，絕緣支撐筒內外表面無放電痕跡、絕緣狀態良好。傳動部位連接正常、絕緣拉桿表面無任何放電痕跡，發現絕緣筒上方傳動箱支撐座表面左側有一條螺栓疑似出現松動痕跡，如圖14所示。現場對松動螺栓進行緊固，並檢查其他各螺栓緊固程度，處理後進行的斷路器機械及電氣試驗結果均合格。

在額定壓力下，對返廠斷路器分別採用脈沖電流法和特高頻法進行測試，測試結果如下：①脈沖電流法，施加工頻電壓762kV持續5min，後降壓至635kV持續5min，未檢測到局放信號；②特高頻法：施加工頻電壓762kV持續5min，後降壓至635kV持續1h，未檢測到局放信號。

圖13 斷路器內部點檢情況

圖14 支撐座表面疑似螺栓松動

4 原因分析

在現場結合超高頻局放檢測技術及超聲波檢測技術，在現場對局放源進行定位，基本確定了局放源類型並對其進行定位。同時依據傳感器的歷史局放數據，經多次討論分析，初步推斷本次傳感器的局放報警應為偶發事件，具有多樣性、複雜性，為綜合性原因。

對返廠的T032B相斷路器進行解體檢查確認T032B相斷路器內部絕緣件無異常，也並未發現有異物，基本可以排除斷路器內部絕緣部件缺陷及異物的影響。綜合解體情況及現場檢測結果，初步推斷在斷路器相應部位（現場定位處）的螺栓在裝配過程中已發生了輕微松動，同時外界溫度的影響使之出現了熱脹冷縮，導致局放信號的強度隨著溫度的變化而變化。

在低溫下, 螺栓的緊固力隨溫度的降低而減弱，導致出現輕微接觸不良引起了局部放電；隨著溫度的升高，底座、墊片和緊固螺栓等都會發生相應膨脹，螺栓的膨脹量小於周圍金屬部件的膨脹量，使螺栓的緊固力隨溫度的升高而增大, 自動產生了「熱緊」現象，局放信號消失。

結論及建議

本文介紹了一起特高壓GIS斷路器局部放電缺陷的診斷分析與處理過程。結合超高頻局放檢測技術及超聲波檢測技術，在現場對局放源進行定位。結合返廠解體情況，基本確定了局放的原因。目前由於超聲波、超高頻局放檢測沒有相應的標準，只能結合以往的經驗進行分析判斷。

本次所檢測局放類型為懸浮電極的概率較大，信號不強，斷路器內部短期不會出現絕緣擊穿的問題，在一段時間內能夠保證正常運行，因此後續結合停電檢修才對斷路器進行更換。為減少杜絕類似缺陷的再次發生，這里提出以下建議：

1）應加強對設備製造環節的全過程管控，並強化製造廠家質量通報，新設備製造時應加強關鍵工藝和關鍵試驗的過程監督及重要工序和試驗的駐廠監造，對製造質量差、偷工減料造成電網設備事故和故障的廠家應予以通報並限制其參與投標的資格，以提高電網設備的整體質量。同時依托電網設備材料質量監測中心，加強設備的入網檢測，杜絕不合格的設備流入電網。

2）加大培訓力度，採取各種培訓的方式對新進員工及縣公司的專業人員開展培訓，如：開展「廠家帶客戶」的培訓活動，利用製造廠技術人員到現場指導設備安裝的機會，要求製造廠對運行、檢修人員進行培訓，掌握設備結構、原理及常見故障的處理方法進行講解。同時加大考核力度，不定期的進行考試，並將考試結果為個人培訓的檔案，列入績效考核。

3）為避免短路電流增大影響開關設備的運行，不應一味地對開關設備進行技改更換，而應採取其他的限流措施，如：改變運行方式或增設限流電抗器來應對短路電流的增大對系統造成的衝擊。

4）為避免由於現場的GIS安裝質量、安裝環境等方面達不到要求而造成GIS內部潔淨度不夠，引發絕緣閃絡的故障的發生，針對GIS的安裝環境存在的問題，建議參照國網公司相應的企業標準或規範，對現場的安裝（檢修）環境、安裝（檢修）工藝、安裝（檢修）人員提出明確的要求，以規範現場GIS的安裝（檢修），避免設備事故的發生。

5）針對沿海省份特殊的地理環境，空氣中鹽霧大，部分山區存在化工廠、水泥廠等污染源，對設備的金屬件腐蝕嚴重，加之目前國內製造廠的GIS的產品，由於金屬件的防腐工藝不過關，導致設備的外殼、法蘭、傳動連桿及機構箱等金屬部件腐蝕嚴重，建議設備製造廠應提高設備材質及防腐材料質量，提升防腐工藝水平。

6）針對特高壓疑似局放信號可按正常周期、例行運維項目繼續觀察其變化趨勢；若後續再發生類似的局放信號，則需進行縱向、橫向對比分析；信號有突變時需綜合多項檢測方法作進一步跟蹤檢測，以確保設備安全穩定運行。