500 kV HGIS內部絕緣缺陷的帶電檢測與綜合診斷

劉佳鑫，唐佳能，郎業興，韋德福，劉奉橋

（1.國網遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006；2.太原理工大學，山西 太原 030024）

試驗與研究

500 kV HGIS內部絕緣缺陷的帶電檢測與綜合診斷

劉佳鑫1，唐佳能1，郎業興1，韋德福1，劉奉橋2

（1.國網遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006；2.太原理工大學，山西 太原 030024）

結合一起500 kV變電站HGIS內部絕緣件缺陷實例，通過運用特高頻與超聲波聯合檢測技術及氣體組分測試等多種帶電檢測手段進行缺陷定位與分析，得出設備內部支撐絕緣子存在氣隙放電的結論，通過設備解體檢查得到了驗證，并針對此類缺陷提出了相應的反事故措施。

HGIS；局部放電；聲電聯合；帶電檢測；故障診斷

GIS設備因其結構緊湊、占地面積小、不受外界環境影響、運行安全可靠、維護簡單和檢修周期長等諸多優點，得到了廣泛應用，已成為變電站的重要組成部分［1－3］。

運行中GIS內部場強較高，因此制造及運輸過程中遺留的微小隱患極有可能在運行中導致故障，造成大面積、長時間停電，產生高昂的維修費用［4］。由于GIS采用金屬全封閉結構，無法直接觀察其內部缺陷狀況，不利于故障部位的診斷和檢修工作的開展［5］。因此，采用有效的在線檢測方法發現GIS設備潛在安全隱患，確定缺陷部位并判別缺陷原因，對減少檢修時間、減小影響面積、保障電網安全穩定運行尤為關鍵。

目前，GIS設備的帶電檢測工作已廣泛開展，主要包括SF6氣體成分、超聲波、特高頻局部放電測試、紅外測溫等檢測項目，綜合運用各種檢測手段進行診斷分析，以做到提早發現GIS設備的潛伏性缺陷［6］。

1 異常故障現象

為確保高壓開關設備的安全運行，2016年1月，國網遼寧省電力有限公司對所轄的500 kV變電站內GIS設備開展迎峰度冬專項帶電檢測。檢測人員對某500 kV變電站進行局部放電檢測時，發現1號主變一次Ⅱ母線側隔離開關A相氣室內存在異常放電信號。故障設備為LW13A－550型HGIS，2010年12月生產，故障氣室位置如圖1所示。

圖1 現場照片

2 現場檢測分析

由于GIS內部缺陷通常會改變其電場強度分布［7］，產生脈沖式的局部放電，同時會在缺陷周圍空間產生光、聲、電、熱等物理現象和化學變化，為在設備運行狀態下檢測設備內部絕緣狀態提供檢測信號［8－10］。

2.1 特高頻局放檢測

特高頻法是通過檢測GIS內部發生局部放電時產生的電磁波信號來檢測局部放電［11］。該型號HGIS設備盆式絕緣子為全金屬屏蔽，且無澆注孔，因此，只能在接地隔離開關外露絕緣件處進行特高頻局部放電檢測［12］，具體檢測位置如圖2所示。

圖2 特高頻局放檢測位置示意圖

采用便攜式特高頻局放檢測儀在圖2所示檢測位置進行局放檢測，檢測圖譜如圖3所示。由圖3可見，檢測位置1和位置2均能檢測到明顯的特高頻局放信號，根據PRPS和PRPD圖譜顯示，信號幅值較分散，且重復性較差，但放電相位較穩定，正負半周期各有1簇脈沖信號聚集。在檢測位置1處檢測到的放電脈沖幅值最大為52 dB，檢測位置2的最大值為58 dB。選取該間隔B、C兩相相同位置及相鄰間隔A相其他位置進行對比測試，均未發現異常特高頻局放信號。

圖3 采用便攜式特高頻局放檢測儀的檢測圖譜

為進一步分析確認，采用診斷型局放測試儀對檢測位置2的異常局放信號進行綜合診斷分析，檢測圖譜如圖4所示。測試圖譜顯示，該信號放電次數較少，重復性低，幅值較分散，但放電相位較穩定，且與專家數據庫對比，懸浮電極或表面污穢放電概率較大。

圖4 采用診斷型特高頻局放檢測儀檢測圖譜

2.2 超聲波局放檢測

GIS發生局部放電產生的超聲波脈沖將通過氣體傳遞到設備外殼［13］。利用壓電式超聲傳感器可收集局放產生的超聲波脈沖信號，通過分析判斷局放缺陷類型。

超聲波局放檢測點1至檢測點5位于該氣室右側端蓋上，如圖5所示。根據各測點超聲信號峰值，側端蓋邊緣位置超聲信號較背景信號有明顯增長，其中測點4異常信號幅度最大，圖譜如圖6所示。連續模式下，測點4峰值最大可達2.3 mV，具有明顯相位相關性，且100 Hz相關性大于50 Hz相關性。相位模式下，檢測圖譜在1個周期內有2簇脈沖信號聚集，多聚集在第一、三象限內，且幅值基本相當，信號有規律重復。通過改變超聲局放檢測頻帶范圍，將上限截止頻率由100 kHz降低到50 kHz，信號幅值并未發生明顯變化。

由于相別標示貼對超聲信號的傳播有衰減作用，因此，標示貼上測點5超聲信號非常小。選取該間隔B、C兩相相同位置及相鄰間隔A相其他位置進行對比測試，測試結果與背景信號一致，無異常信號。

圖5 氣室端蓋超聲波局放測試位置示意圖

圖6 氣室端蓋測點4超聲波局放測試圖譜

2.3 分解物檢測

與局部放電檢測相比，SF6氣體分解物檢測方法具有受外界環境干擾小、靈敏度高、準確性高等優勢，成為運行設備狀態監測和故障診斷的有效手段［14］。研究結果表明：SF6電氣設備故障時產生的分解產物主要為SO2、HF和H2S等，當故障部位涉及到固體絕緣材料（絕緣盆子或支撐絕緣子）時，易產生特征分解產物H2S［15］。

2016年1月14日和19日，2次用SF6氣體成分分析儀測量該氣室內氣體成分，測量結果如圖7所示。1月14日SF6分解產物檢測發現A相氣室存在少量H2S特征氣體，1月19日復測，H2S氣體濃度下降，同時檢出微量SO2特征氣體，同間隔其他相均未檢測到特征氣體。

圖7 Ⅱ母線隔離開關各相SF6氣體分解物檢測結果

2.4 聲電聯合局放定位

采用高速示波器對該氣室進行聲電聯合局部放電定位檢測。將特高頻傳感器放置于檢測位置2，超聲傳感器放置于右側端蓋左側位置（測點4），特高頻與超聲波傳感器檢測信號的多周期圖譜如圖8所示。根據周期性信號，特高頻信號每周期出現1～2簇，幅值較大，重復性較高。超聲波信號每周期出現2簇，2簇信號幅值基本相當，對稱性較好。

圖8 聲電聯合檢測多周期圖譜

將超聲傳感器1放于側端蓋左下方，超聲傳感器2放于氣室正面緊貼側端蓋法蘭側下方，如圖9所示，2個傳感器間距約為10 cm。高速示波器檢測信號顯示藍色信號（超聲傳感器1的接收信號）超前紅色信號（超聲傳感器2的接收信號）約100 μs。已知聲波在SF6氣體中傳播速度為133 m／s，折算成傳播距離約為1.3 cm，即傳感器1接收信號的傳播路徑比傳感器2長約1.3 cm。判斷異常信號源位于氣室右側，貼近端蓋部位。

2.5 故障原因分析

a.特高頻局放信號放電幅值分散性較大，信號最大值為58 dB，放電時間間隔不穩定，放電次數較少，但放電相位較穩定，正負半周期各有1簇，具備絕緣內部缺陷放電特征。

圖9 聲電聯合局放定位檢測圖譜

b.超聲波局放信號幅值較弱，但100 Hz相關性明顯，信號最強點位于氣室右側端蓋邊緣位置，相位圖譜顯示1個工頻周期內有2簇信號，集中于第一、三象限。改變上限截止頻率，信號幅值無明顯減小，可以判斷放電源不在殼體上，應在中心導體或部件上。

c.通過分析氣體組分，結合紅外熱像檢測無異常，可排除內部發熱的可能。由于產生H2S，因此，設備內部可能產生涉及固體絕緣材料的放電現象，即絕緣沿面放電或內部氣隙放電。

d.根據聲電聯合定位結果，假設2個超聲傳感器之間與局放源之間滿足直角三角形位置關系，2個超聲傳感器間距為一直角邊長10 cm，超聲傳感器1與局放源間距為另一直角邊長約45 cm（設備側端蓋直徑約90 cm），計算得到局放源與超聲傳感器2的距離為46.1 cm，即超聲傳感器2的信號傳播路徑比超聲傳感器1長1.1 cm，與聲電聯合定位圖譜得到的2個超聲傳感器傳播距離差基本相符。

根據以上分析結果及設備內部結構圖判斷局放源可能位于氣室右側支撐絕緣子靠端蓋部位，局放原因可能為絕緣件表面污穢或內部氣隙在電場作用下發生放電，缺陷位置如圖10所示。

3 檢查結果

3.1 解體檢查

該氣室經解體檢查并未發現明顯異常，現場更換局放異常的隔離開關絕緣零件（見圖10）后，恢復正常運行，且復測未發現任何異常局放信號。

圖10 缺陷設備內部結構

3.2 返廠試驗

對相關的絕緣件返廠進行驗證試驗，制造廠和用戶方共同見證了試驗過程，驗證試驗項目主要包括外觀檢查、查閱生產記錄、X射線探傷、工頻耐壓、局放試驗。

外觀檢查：檢查發現靠近Φ200 mm端面側表面有1條黑色印記，如圖11（a）所示。

查閱生產記錄：該零件在車間例行電性能試驗原始記錄顯示耐壓1 min和局放值2.0 pC，結果均合格。

返廠電性能試驗：耐壓試驗合格，局放試驗13 pC不合格，如圖11（b）所示。

X射線探傷試驗：進行X射線觀測，因該零件在X射線成像不明顯，未觀測到任何異常，如圖11（c）所示。

3.3 解剖分析

在外觀有黑色印記處剖開斷面，發現零件嵌件端部出現黑色痕跡，初步判定為產生局部放電位置，如圖11（d）所示。對該零件斷面進行切割，取樣，測量密度和熱變形溫度，測量結果均在要求值范圍內，由此可判定該零件生產澆注工藝過程控制正常。

圖11 缺陷絕緣件返廠試驗及解剖處理情況

通過試驗與分析，解剖處存在缺陷才會產生局部放電信號。考慮到缺陷設備運行已5年未發現異常，結合原始試驗記錄和絕緣件返廠試驗，分析表明，該絕緣件在產品總裝過程中由于某螺釘受力不均或力矩大于工藝要求，雖然產品總裝完成后各項試驗均正常通過，但設備運行中該絕緣件在電場電磁波長時間持續作用下，逐漸發展為較強烈的局部放電現象。

3.4 反事故措施

盡管GIS設備在出廠過程和現場過程中，已經過嚴格把控，但設備后期維護同樣重要。大部分絕緣故障是由細微缺陷經長時間發展、積累、擴大，最終導致絕緣擊穿的，因此，運行中應加強巡視，利用帶電檢測和在線監測技術，充分掌握GIS運行狀態，提早發現并排除潛在隱患，維護設備安全運行。并應大力研究GIS故障檢測新技術，推廣新方法，提高診斷精度，提升排查效率，縮短檢修時間。

4 結束語

通過對一起500 kV HGIS內部絕緣缺陷的檢測分析與處理，發現其缺陷原因是內部絕緣件在產品總裝過程中由于某螺釘受力不均或力矩大于工藝要求，導致該絕緣件在電場電磁波長時間持續作用下，產生較強烈的局部放電現象。利用多種檢測手段綜合分析，通過聲電聯合局放檢測精確定位缺陷位置，并經解體后驗證結論的正確性。

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Live Detection and Comprehensive Diagnosis for Internal Insulation Defect of 500 kV HGIS

LIU Jia?xin1，TANG Jia?neng1，LANG Ye?xing1，WEI De?fu1，LIU Feng?qiao2
（1.Electric Power Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China；2.Taiyuan University of Technolgy，Taiyuan，Shanxi 030024，China）

Combining with an example of internal insulation defect of 500 kV HGIS，UHF and ultrasonic joint detection technique and gas composition testing are carried out for defect positioning and analysis.The conclusion is that there is bubble discharge in an internal supporting insulator，which is verified by disintegration.The anti?accident measures are put forward.

HGIS；Partial discharge；Joint testing of UHF and AE；Live detection；Fault diagnosis

TM855

A

1004－7913（2016）09－0011－05

劉佳鑫（1985—），男，高級工程師，從事高壓開關試驗及帶電檢測技術相關研究工作。

2016－06－20）