GIS設備內部發熱性缺陷分析

孫利朋，劉興文，齊 飛，周新軍，謝耀恒

(1.國網湖南省電力公司電力科學研究院，湖南長沙410007；2.國網湖南省電力公司永州供電分公司，湖南永州425100)

GIS設備內部發熱性缺陷分析

孫利朋1，劉興文1，齊 飛1，周新軍2，謝耀恒1

(1.國網湖南省電力公司電力科學研究院，湖南長沙410007；2.國網湖南省電力公司永州供電分公司，湖南永州425100)

本文根據1例隔離開關內部接觸不良導致的發熱缺陷，結合其他帶電檢測手段及其負載情況，進行了綜合分析，認為該類缺陷應結合特高頻、超聲波局部放電和SF6氣體分析結果，判斷其是否存在放電性缺陷，且應加強跟蹤檢測，防止因接觸不良而導致懸浮、自由顆粒或尖端等放電缺陷；同時，分析缺陷發熱嚴重程度時應綜合考慮罐體結構、氣室大小以及負載情況等因素。

帶電檢測；紅外熱成像；GIS；發熱；缺陷

紅外熱成像檢測技術是一種電力設備帶電檢測的有效手段，可以有效發現電壓致熱型、電流致熱型和綜合致熱型缺陷〔1-5〕，已被廣泛應用在電力系統各類設備的帶電檢測。

根據紅外測溫的相關標準〔6〕，大部分電力設備的發熱缺陷均可以明確做出嚴重程度分析，并做出相應的檢修決策。但對于GIS內部接觸不良而導致的發熱缺陷，紅外熱成像技術僅能檢測其外殼的溫度，且由于SF6氣體具有良好的散熱性能，難以準確判斷其內部溫度，目前也沒有標準對其進行判斷。

文中針對1例GIS隔離開關內部接觸不良發熱缺陷，結合特高頻、超聲波局部放電和SF6氣體成分分析結果以及負載情況，進行了綜合診斷分析。可以為類似缺陷的分析提供參考。

1 缺陷情況介紹

2015年5月30日，對330 kV某變電站110 kV HGIS進行紅外測溫時(氣溫12.5℃，相對濕度21.3%，風速0.1 m/s)，發現2號主變110 kV側1102間隔11026C相隔離開關內部異常發熱，如圖1所示，紅外測溫數據見表1。

表1 11026C相隔離開關的紅外測溫數據

圖1 2號主變110 kV側11026隔離開關紅外測溫圖片

為進一步確認缺陷類型，采用了超聲波和特高頻局部放電、SF6氣體成分分析、SF6氣體濕度分析等檢測技術對11026C相隔離開關進行了測試，結果均無異常。5月31日，負載電流下降至90.3 A，對2號主變110 kV側1102間隔C相11026隔離開關進行了紅外測溫復測，溫升為0，如圖2所示。

圖2 11026隔離開關負載電流較小時的紅外熱像圖

2 缺陷原因分析

從2次紅外測溫的結果來看:在負載電流較大(303.58 A)時，11026C相隔離開關內部出現明顯發熱，在負載電流較小(90.3 A)時，該隔離開關溫升下降明顯，說明其內部溫升情況與負載電流大小相關。

從超聲波、特高頻局放、SF6氣體成分和濕度分析的結果可知，其內部沒有出現放電。

綜合上述分析來看，該隔離開關內部應是由于接觸不良而導致的電流致熱型缺陷。

3 缺陷嚴重程度分析

對于該隔離開關內部電流致熱型缺陷，目前沒有相關的規程對其缺陷性質進行明確判定。根據11026隔離開關結構、發熱情況和負載電流情況，結合相關文獻進行如下分析:

1)文獻〔7〕對高壓導線外半徑為53 mm，接地外殼內半徑為168 mm，外殼厚度為8 mm，內部SF6氣體壓力為0.3 MPa，外部環境溫度為15℃的220 kV單個GIS罐體進行了仿真計算，計算結果如圖3所示。圖中，t∞為環境溫度，tw為設備外殼表面溫度，tn為設備外殼內壁溫度，ti為高壓導體表面溫度。

圖3 文獻〔7〕對單個GIS罐體溫度場的仿真計算結果

從仿真計算結果來看:高壓導體表面溫度與設備外殼表面溫度成線性關系；高壓導體表面溫度還與外部環境溫度和內部SF6氣體壓力有關，設備外殼表面溫度相同時，外部環境溫度越低，內部SF6氣體壓力越大，高壓導體表面溫度也越高。圖3中，采用外延法估算，在設備外殼表面溫度為16.3℃、環境溫度為15℃時，內部高壓導體表面溫度為25.5℃；在設備外殼表面溫度為15℃、環境溫度為15℃時，內部高壓導體表面溫度為16.8℃。

11026C相隔離開關與仿真模型進行對比，主要區別有:①11026C相隔離開關接地外殼外半徑為150 mm，與仿真計算模型的尺寸相當；②高壓導線外半徑由于沒有廠家資料，暫時未知；③內部SF6氣體壓力為0.53 MPa，高于仿真壓力值；④外部環境溫度為12.5℃，低于仿真時的溫度；⑤仿真計算的內部高壓導體為均勻發熱，而11026C相隔離開關是觸頭的局部發熱，局部發熱點溫升遠高于整體均勻發熱。因此，綜合上述差異因素來看，11026C相隔離開關內部熱點溫度應遠高于估算值25.5℃。

2)對于正常設備而言，其內部高壓導體為均勻發熱，因此，正常設備內部導體溫度應與文獻〔7〕的估算相當，根據文獻〔7〕的估算，當環境溫度為15℃時，正常設備內部高壓導體的溫升為1.8 K。

根據DL/T 664—2008《帶電設備紅外診斷應用規范》，相對溫差δ按下式計算:

式中 T1為發熱點溫度，為保守起見，取模型的估算值25.5℃；T2為正常相對應的溫度，取模型的估算值16.8℃；T0為環境參考體溫度，取模型計算值15℃。此時，相對溫差δ為82.9%。參照DL/T 664—2008中類似設備的發熱缺陷標準(相對溫差δ≥80%)，判斷為嚴重缺陷。

但因上述計算取值均比較保守，實際上該隔離開關內部熱點溫度應遠高于估算值25.5℃，因此，相對溫差δ也應高于82.9%，不排除達到危急缺陷標準(相對溫差δ≥95%)的可能性。

3)11026隔離開關的額定電流為629.85 A，而測試的最大負載電流為303.58 A，為額定電流的48.2%，因此，在運行過程中，11026C相隔離開關的溫升可能會隨負載電流的增加而進一步增大，根據經驗公式〔8—9〕

式中 Δθ1為在實際負荷電流為I1時實際檢測的接頭相對溫升值，Δθn為折算成額定電流In時的接頭相對導線的溫升。按上式估算，內部溫升應高于94.94 K(保守計算，負載電流為303.58 A時，內部溫升Δθ1選取為模型估算值10.5 K)，此時內部溫度應高于109.94℃，根據標準〔6〕中類似設備的發熱缺陷標準，判定為嚴重及以上缺陷。

4)該缺陷為首次發現，無法對該缺陷進行歷史縱向數據分析。

5)如果長期運行，可能會由于觸頭接觸不良，而導致懸浮、自由顆粒或尖端等放電缺陷。

綜合上述，該缺陷判定為電流致熱型的嚴重及以上缺陷。

4 結論

1)對于GIS內部發熱缺陷，應結合特高頻和超聲波局部放電、SF6氣體成分分析結果，進行綜合診斷，判斷其內部是否存在局部放電。

2)對于GIS內部接觸不良缺陷，其外殼發熱的溫度不僅與內部熱點溫度有關，還與外部溫度、氣室大小、負載大小等有關，對其缺陷嚴重程度應結合各相關因素進行綜合分析。

3)對于GIS內部接觸不良引起的發熱缺陷應加強跟蹤檢測，防止由于接觸不良，而導致懸浮、自由顆粒或尖端等放電缺陷。

〔1〕喬亞軍，林其雄，林李波.500 kV CVT電磁單元過熱缺陷分析與處理〔J〕.電力電容器與無功補償，2015，36(4):61-63.

〔2〕林赫，王元峰.變壓器高壓套管故障原因分析〔J〕.電網技術，2008，32(增刊2):253-255

〔3〕陳仁剛，馮新巖，辜超，等.紅外測溫技術在GIS故障診斷中的應用〔J〕.高壓電器，2015，51(9):190-194.

〔4〕肖虎.紅外成像診斷技術中相對誤差法在小負荷電流致熱型電氣設備中的分析研究〔J〕.廣東科技，2009(8):143-144.

〔5〕謝慶華.紅外診斷技術在帶電設備缺陷診斷中的運用〔J〕.四川電力技術，2008，31(增刊1):51-54.

〔6〕中華人民共和國國家發展和改革委員會.帶電設備紅外診斷應用規范:DL/T 664—2008〔S〕.北京:中國電力出版社，2008.

〔7〕師曉巖，查瑋，孫福，等.UHV GIS內部溫度場的紅外熱診斷技術〔J〕.高電壓技術，2007，33(6):16-20.

〔8〕郭寬良，孔祥謙，陳善年，等.計算傳熱學(笫1版)〔M〕.合肥:中國科技大學出版社，1988.

〔9〕查普曼.傳熱學〔M〕.北京:治金工業出版社，1984.

Analysis of internal heating defect in GIS

SUN Lipeng1，LIU Xingwen1，QI Fei1，ZHOU Xinjun2，XIE Yaoheng1
(1.State Grid Hunan Electric Power Corporation Research Institute，Changsha 410007，China；2.State Grid Hunan Electric Power Corporation Yongzhou Company，Yongzhou 425100，China)

The paper analyzes the heating defect caused by poor contact in the disconnection switch combined with other on-line detection means and charged load.The article considers that it is necessary to judge whether there are discharged defects according to super high frequency，ultrasonic partial discharge and SF6gas analysis results.The tracking detection should be strengthened to avoid suspension，free particles or tip discharge defect due to bad contact.The analysis of defect severity should be analyzed combining with the structure，size of the tank and the charged load.

on-line detection；infrared thermal imaging；gas insulated switchgear(GIS)；heating；defect

TM855.1

A

1008-0198(2016)02-0066-03

10.3969/j.issn.1008-0198.2016.02.017

2015-12-29 改回日期:2016-02-24