GIS特高頻局部放電內置傳感器自身放電缺陷分析方法

張丕沛，王江偉，李 杰

（國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003）

0 引言

特高頻局部放電在線監(jiān)測系統可以實現氣體絕緣金屬封閉開關設備（Gas Insulated Switchgear，GIS）內部局部放電信號的實時監(jiān)測、主動預警及數據記錄等功能，且具有抗干擾能力強、靈敏度高等特點，既避免了定期開展局部放電普測耗費的人力物力，又實現了GIS設備運行狀態(tài)的24 h監(jiān)測［1-4］。然而在線監(jiān)測內置傳感器需嵌入GIS 殼體內部，若內置傳感器自身出現局部放電，不僅難以對其進行檢修更換，無法及時監(jiān)測到設備內部放電，甚至還會導致對設備運行狀況的誤判［5-8］。因此亟須對內置傳感器自身放電的信號特征及檢測方法進行研究分析。

文獻［9-10］提出了一種特高頻局部放電內置傳感器的現場校驗方法，通過注入局部放電脈沖信號的方法現場校驗內置傳感器的靈敏度，但該方法能否檢測內置傳感器的自身放電，尚且缺乏理論支撐和應用經驗。文獻［11-12］針對某變電站GIS 內部的異常特高頻信號開展時差定位，通過在多個方向上的反復對比分析，確定局部放電源位于特高頻內置傳感器附近，但時差定位僅能判斷局部放電源的大致范圍，無法直接判斷為內置傳感器自身放電。

針對上述問題，提出一種GIS 特高頻局部放電內置傳感器自身放電缺陷分析方法，該方法結合現場檢測情況及波傳導相關理論，總結得到內置傳感器自身放電缺陷時的信號圖譜特征，從而為內置傳感器自身放電的識別提供了判據，對后期處理類似特征的局部放電信號具有一定參考借鑒作用。

1 檢測定位情況

1.1 在線監(jiān)測告警情況

某特高壓變電站GIS 特高頻局部放電內置傳感器存在異常告警信號，在線監(jiān)測圖譜如圖1 所示。從圖1 中可以看出，局部放電信號幅值比較分散，放電電位較穩(wěn)定，相位特征較明顯。

圖1 在線監(jiān)測圖譜

1.2 特高頻定位情況

帶電檢測人員使用PSD-G1500局部放電檢測與定位系統對異常信號進行現場定位復測。傳感器位置及檢測波形如圖2 所示。首先進行干擾排除，綠色標識的傳感器連接在GIS 內置傳感器處，紅色標識的特高頻傳感器放置于GIS 設備外部空間。由圖2 可以看出綠色標識傳感器能夠檢測到特高頻局部放電信號，紅色標識傳感器卻未見明顯異常，說明該信號來自GIS設備內部，非外部干擾信號。

圖2 干擾排除傳感器位置及檢測波形

確定異常特高頻局部放電信號來自GIS 內部后，須進一步確定局部放電信號源位置。由于特高頻信號在SF6氣體中傳播速度近似為光速c=3×108m∕s，其從信號源到達各個位置的時間與距離成正比，因此可以采用特高頻時差定位法進行信號源位置確定。綠色標識傳感器位置不變，將紅色標識傳感器固定于GIS 下方盆式絕緣子處。傳感器位置及檢測波形如圖3所示。從圖3中可以看到，綠色標識的特高頻信號在時間上超前于紅色標識的特高頻信號，時差約為15 ns，即兩個傳感器接收到的特高頻信號傳播距離相差約4.5 m，與兩個傳感器的距離一致，說明該特高頻信號源位于GIS內置傳感器附近。

圖3 特高頻時差定位法傳感器位置及檢測波形

1.3 聲電聯合定位情況

由于特高頻信號只能從內置傳感器及盆式絕緣子處檢測到，特高頻時差定位法只能確定信號源的大致范圍，而超聲波信號可以在GIS 殼體上的任意位置進行檢測，因此要對局部放電信號源進行精確定位，還需要采用特高頻與超聲波相結合的聲電聯合定位法［13］。

特高頻信號仍從內置傳感器處取得，超聲波傳感器在氣室殼體上不斷移動，最終在內置傳感器法蘭蓋板上發(fā)現超聲波異常信號，傳感器位置及檢測波形如圖4所示。由圖4可以看出，內置傳感器法蘭蓋板上存在與特高頻信號對應的超聲波信號。經過多次觸發(fā)采集，將示波器的時間軸放大后，計算發(fā)現特高頻信號始終領先超聲波信號0.1～0.4 ms。根據SF6中超聲波信號傳播速度約140 m∕s，估算信號源位于法蘭蓋板內部約1.4～5.6 cm 處。而內置傳感器安裝在法蘭蓋板內壁上，厚度約為10 cm，說明放電點位于內置傳感器本體上。

圖4 聲電聯合定位傳感器位置及檢測波形

2 內置傳感器現場檢查

該特高壓變電站內置傳感器采用對數天線采集特高頻信號，對數天線通過絕緣件固定在觀察窗法蘭盤上，通過饋線引出信號［14］。傳感器內部結構如圖5所示。

圖5 內置傳感器結構

綜合分析內置傳感器結構，初步懷疑饋線末端存在放電缺陷。由于饋線末端通過壓接安裝在法蘭上，安裝時需要在末端扭曲連接頭，如圖6 所示，可能導致扭曲處的絕緣減弱。

圖6 饋線末端扭曲

拆除內置傳感器與監(jiān)測單元之間的傳輸線，測試饋線接頭內芯與外側屏蔽之間的絕緣電阻，絕緣電阻小于0.1 MΩ（出廠值為100 MΩ），說明饋線末端的絕緣性能由于彎折扭曲已嚴重下降。而正常運行時，饋線內芯與外屏蔽之間的感應電壓大小約為110 V，導致了饋線末端芯線與外屏蔽間的絕緣放電。

3 放電圖譜特征分析

為進一步分析內置傳感器放電的圖譜特征，從內置傳感器上取特高頻信號，通過長度為10 m 同軸電纜并經高通濾波后接入示波器，在時域下展開其中一支放電脈沖的波形，如圖7所示。由圖7可以看出，一支放電脈沖由多簇信號組成，且?guī)状匦盘柕姆抵饾u衰減、時間間隔一致，懷疑為放電信號在傳播路徑上折反射形成。

圖7 放電脈沖波形

為驗證此推論，改變內置傳感器至示波器間同軸電纜的長度，繼續(xù)觀測多簇信號間的時間間隔，如圖8所示。

圖8 多簇信號間的時間間隔

結合圖7 和圖8，當內置傳感器與示波器間同軸電纜的長度分別為10 m、20 m、35 m 時，相鄰兩簇信號波頭間的時間間隔分別為106 ns、208 ns、364 ns，時間間隔與同軸電纜長度基本為正比例關系。另一方面，電磁波在聚乙烯絕緣的電纜中的傳播速度約為光速的2∕3［15-17］，為2×108m∕s，其前進10 m 所需要的時間τ為

則電磁波在長度為10 m 的同軸電纜中傳播一個來回所需時間為2τ=100 ns，與圖7 中現場測得的時間間隔一致，從而說明了內置傳感器放電信號的多簇特征是由于電磁波在同軸電纜上的折反射形成的，折反射過程及現場檢測時的等值電路如圖9所示。

圖9 中，u1和i1分別為芯線上的電壓波和電流波，u2和i2分別為屏蔽層上的電壓波和電流波，ZL為示波器輸入阻抗，t0為放電發(fā)生的時刻。

圖9 現場檢測時的等值電路

將芯線與屏蔽層視為兩條平行支路，則同軸電纜上的波過程滿足

式中：Z11和Z22分別為芯線和屏蔽層的自波阻抗；Z12為兩者之間的互波阻抗［18-20］。

內置傳感器正常工作時，對數天線接收GIS 腔體內部的特高頻信號，并轉化為電壓電流信號，通過電纜芯線傳輸至示波器，電纜屏蔽層中無行波流過。波阻抗Z的定義為電壓波與電流波的比值，則正常運行時同軸電纜的波阻抗為芯線的自波阻抗Z11，且與示波器輸入阻抗ZL相等，即

從而實現了阻抗匹配，所以正常情況下沿同軸電纜傳輸的特高頻信號不會發(fā)生折反射。

而此次內置傳感器饋線末端芯線對外屏蔽層間的絕緣擊穿放電，使得芯線和屏蔽層在同軸電纜的始端相連，變成兩條并聯支路，即

由安培環(huán)路定理可知，屏蔽層電流所產生的磁通全部與電纜芯線相交鏈，故屏蔽層的自波阻抗Z22等于屏蔽層與芯線之間的互波阻抗Z12，即

而芯線電流產生的磁通僅部分與屏蔽層相交鏈，故芯線的自波阻抗Z11大于互波阻抗Z12，即

聯立式（2）、式（4）、式（5）可得

再結合式（6）可知，i1必為0，即芯線中無行波流過。則此時同軸電纜的波阻抗為

說明此時同軸電纜與示波器的輸入阻抗已不再滿足阻抗匹配的條件，從而在連接處發(fā)生了波的折反射，形成了圖7 所示的幅值逐漸衰減、時間間隔一致的多簇信號特征。

綜上，此次內置傳感器饋線處的絕緣放電，使得同軸電纜的波阻抗發(fā)生改變，從而與示波器端口阻抗失配，導致特高頻信號在同軸電纜上發(fā)生折反射，形成了幅值逐漸衰減、時間間隔一致的多簇信號特征。而內置傳感器正常工作時，同軸電纜傳輸的特高頻信號不會發(fā)生折反射。因此，后期檢測人員對內置傳感器報警信號進行現場復測時，若通過示波器觀察到具有折反射特征的局部放電信號，即可初步判斷放電位于內置傳感器饋線處。

4 結語

針對一起特高壓GIS 特高頻局部放電內置傳感器監(jiān)測到的局部放電缺陷，通過局部放電定位及現場檢查，判斷為內置傳感器饋線末端絕緣減弱導致的芯線對屏蔽層放電。結合示波器檢測及波傳導理論分析，總結得出內置傳感器饋線處放電的示波器檢測圖譜具有明顯的折反射特征，從而將此特征作為內置傳感器饋線處放電的判據，實現了對內置傳感器自身放電的快速診斷，避免了內置傳感器自身缺陷影響GIS的正常運行。

隨著特高頻局部放電內置傳感器的大范圍應用，其自身缺陷的種類勢必會逐漸增多，下一步須繼續(xù)加強內置傳感器運行狀況的監(jiān)測，進一步研究總結內置傳感器自身缺陷的檢測分析方法。