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摘要：GIS的异常发热可分为内部发热和外部发热两大类，内部发热主要有母线导体接触不良导致发热以及盆式绝缘子或支柱绝缘子绝缘下降导致发热两类。内部发热故障一直是GIS设备安全运行的最大隐患之一，能不能有效地发现GIS内部发热缺陷也是带电检测工作的难点。GIS设备内部发热故障可引起本体爆炸，危及整座变电站甚至电网的安全运行。本文结合一起GIS设备内部发热故障案例，分析了故障发生的原因、过程，提出了由于内部发热导致GIS故障的有效防范措施。
关键词： 故障;红外检测;GIS;带电检测;设备发热
中图分类号：TM595 文献标志码：B
引言
通常所说的高压组合电器，一般是指封闭式高压组合电器，即气体绝缘金属封闭开关设备，简称GIS，它将各种控制和保护电器，包括断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、连接母线等全部封装在接地的金属壳体内，壳内充以一定压力的SF6气体作为绝缘和灭弧介质，并按一定接线方式组合构成的开关设备[1]。
GIS的异常发热可分为内部发热和外部发热两大类，内部发热主要有母线导体接触不良导致发热以及盆式绝缘子或支柱绝缘子绝缘下降导致发热两类。GIS在投运后，目前由于对电路接触情况缺乏有效监测手段，因此不可忽略GIS内部发热问题。导体接头接触不良，将直接影响GIS运行中通流能力，在运行中产生不允许的温升，甚至使局部烧熔，最终造成设备故障[1]。
1 红外检测诊断诊断电气设备运行状态的原理
由于电气设备的工作状态与热有着密切的联系，不同类型的故障包括接触不良、绝缘劣化等都会以发热升温的形式表现出来。利用热效应进行绝缘诊断通常采用非接触式红外热像法或各种类型的接触式温度传感器法，其中红外热诊断技术是一种在电力系统中广泛应用的带电检测技术，可以说凡是能产生温度效应的设备故障都可应用红外检测方法做出诊断。红外检测采用远红外非接触测温技术，能满足电气设备在高电压、大电流、高温等运行状态下实时检测温度的要求，具有效率高、判断准确、图像直观、安全可靠、不受电磁干扰等特点，已成为电气设备状态检查的必备手段[2，3]。
2 红外检测诊断GIS运行状态的理论分析
红外检测分为一般检测和精确检测。对于GIS外部壳体及连接件的发热缺陷，一般检测即可满足要求;对于GIS内部的发热缺陷，虽然可通过热辐射、对流等形式反映到壳体上，但其在壳体上产生的热效应十分有限，检测难度很大，必须采用精确测温才能发现。
GIS内部过热缺陷以导体接触不良为主。虽然内部导体接触不良属于电流制热型缺陷，但是由于其内部产生的红外线无法直接传出，只能通过内部发热传导到壳体、引起壳体温度分布改变来进行红外检测。一般情况下，当GIS 内部存有因接触不良引起的发热缺陷时，由于在GIS内部充有SF6气体，在发热狀态下，受到加热的气体会在缺陷部位的内部筒壁上端集中，这样在红外检测时，通过精确检测可以发现相对应的GIS外壳温度的变化。
3 案例分析
3.1 220kV GIS内部发热缺陷发现过程
某500kV变电站220kV GIS设备，型号ZF11-252/4000-50， 2006年5月27日投入运行，属于户外设备。2014年8月13日，检修人员红外检测时发现220kV分段II 22F开关A相CT与22F-B刀闸之间的GIS设备本体异常发热，最高温度为45.4℃（图1），并向四周发散发热，比此段GIS筒体底部温度高出6.2 ℃。现场初步分析为温度最高点部位对应盆式绝缘子接头处内部导电体接触不良发热，立即申请停电处理。经批准，当天22点33分温度异常设备转检修。
2014年8月14日，检修人员现场对分段II 22F间隔进行诊断试验分析，分别包括回路电阻、X光透视等检查项目。
3.1.1 回路电阻试验
试验人员从接地刀闸22F-D5至22F-D6之间进行回路电阻测试，测试结果：A相：643μΩ、B相：376μΩ、C相：354μΩ，出厂规定值为不大于396μΩ。
3.1.2 X光透视检查
试验人员对发热缺陷部位进行X光透视检查，检查结果未见异常。
由以上停电检查情况分析，220kV分段II 22F开关A相CT与22F-B刀闸之间发热缺陷对应的回路电阻试验数据为643μΩ，远大于出厂值要求，可初步判断为该段GIS内部导电部分有接触不良缺陷发生，需进一步解体检查。
3.2 解体检查及预防措施
3.2.1 现场解体检查
检修人员经过现场对220kV分段II 22F开关A相CT与22F-B刀闸之间GIS本体解体发现，缺陷位置有两处，分别是：a、触指与导电杆接触不均匀;b、电连接导电座与小触指座接触不良。
3.2.1.1 触指与导电杆接触不均匀
检查电连接触指有发黑痕迹，应为装配时涂抹的导电膏在触指导流作用下受热焦化发黑。现场检查发黑触指分布集中在底部下端，判断该位置触指与导电杆接触不均匀。
3.2.1.2 电连接导电座与小触指座接触不良
经过进一步对缺陷段GIS解体检查，对电连接内部的螺栓重新打力矩，发现有3个螺栓力矩未达到25N·m要求，导致导电膏在设备运行时受热不均并烧蚀凝固发黑。
3.2.2 预防措施
综合以上缺陷GIS现场解体检查判断分析，电连接导电座与小触座螺栓压接不紧是导致接触不良发热的主要原因，另外由于早期制造工艺原因，触指不能与导电杆有效全部接触，导致电流不能均匀通过触指，造成局部触指发热，最终导致该段GIS外部壳体温度异常。针对此类GIS设备红外检测温度异常缺陷，公司立即安排了对该设备制造厂家同一批次设备的安全隐患排查工作，包括工作如下：
a.加强GIS设备红外精确测温，掌握其运行状态;
b.通知厂家应采取措施，改进制造安装工艺，避免此类问题缺陷的再次发生;
c.在设备检修过程中对接头的处理将更具针对性，保证检修质量，避免日后出现过热现象。
4 结语
对于GIS设备内部发热缺陷的判断，不能简单通过表面温度法进行判断。应根据同组三相设备、同相设备之间及同类设备之间对应部位的温差进行比较分析，并根据同类设备的正常状态和异常状态的热像图，判断设备是否正常。通常由于GIS壳体发热等因素的存在，给内部发热的判断造成很大干扰，此时可以通过红外热像图特征加以判断。GIS罐体感应电流发热主要集中在法兰连接处，热像在罐体圆周较均匀或集中在固定螺栓、法兰跨接短路片处;而内部导体发热时，水平放置的GIS 结构中，内部气体的对流散热过程会受到重力作用的影响，造成沿截面圆周上的温度分布不均匀，温度最高点一般在圆周最高点，圆周最下方有温度最低点。另外，由于内部发热，使得SF6压力增大，可结合SF6密度继电器的压力变化来判断是否为内部故障。该案例充分说明红外热成像检测技术能够行之有效的发现设备过热缺陷。
参 考 文 献
关键词： 故障;红外检测;GIS;带电检测;设备发热
中图分类号：TM595 文献标志码：B
引言
通常所说的高压组合电器，一般是指封闭式高压组合电器，即气体绝缘金属封闭开关设备，简称GIS，它将各种控制和保护电器，包括断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、连接母线等全部封装在接地的金属壳体内，壳内充以一定压力的SF6气体作为绝缘和灭弧介质，并按一定接线方式组合构成的开关设备[1]。
GIS的异常发热可分为内部发热和外部发热两大类，内部发热主要有母线导体接触不良导致发热以及盆式绝缘子或支柱绝缘子绝缘下降导致发热两类。GIS在投运后，目前由于对电路接触情况缺乏有效监测手段，因此不可忽略GIS内部发热问题。导体接头接触不良，将直接影响GIS运行中通流能力，在运行中产生不允许的温升，甚至使局部烧熔，最终造成设备故障[1]。
1 红外检测诊断诊断电气设备运行状态的原理
由于电气设备的工作状态与热有着密切的联系，不同类型的故障包括接触不良、绝缘劣化等都会以发热升温的形式表现出来。利用热效应进行绝缘诊断通常采用非接触式红外热像法或各种类型的接触式温度传感器法，其中红外热诊断技术是一种在电力系统中广泛应用的带电检测技术，可以说凡是能产生温度效应的设备故障都可应用红外检测方法做出诊断。红外检测采用远红外非接触测温技术，能满足电气设备在高电压、大电流、高温等运行状态下实时检测温度的要求，具有效率高、判断准确、图像直观、安全可靠、不受电磁干扰等特点，已成为电气设备状态检查的必备手段[2，3]。
2 红外检测诊断GIS运行状态的理论分析
红外检测分为一般检测和精确检测。对于GIS外部壳体及连接件的发热缺陷，一般检测即可满足要求;对于GIS内部的发热缺陷，虽然可通过热辐射、对流等形式反映到壳体上，但其在壳体上产生的热效应十分有限，检测难度很大，必须采用精确测温才能发现。
GIS内部过热缺陷以导体接触不良为主。虽然内部导体接触不良属于电流制热型缺陷，但是由于其内部产生的红外线无法直接传出，只能通过内部发热传导到壳体、引起壳体温度分布改变来进行红外检测。一般情况下，当GIS 内部存有因接触不良引起的发热缺陷时，由于在GIS内部充有SF6气体，在发热狀态下，受到加热的气体会在缺陷部位的内部筒壁上端集中，这样在红外检测时，通过精确检测可以发现相对应的GIS外壳温度的变化。
3 案例分析
3.1 220kV GIS内部发热缺陷发现过程
某500kV变电站220kV GIS设备，型号ZF11-252/4000-50， 2006年5月27日投入运行，属于户外设备。2014年8月13日，检修人员红外检测时发现220kV分段II 22F开关A相CT与22F-B刀闸之间的GIS设备本体异常发热，最高温度为45.4℃（图1），并向四周发散发热，比此段GIS筒体底部温度高出6.2 ℃。现场初步分析为温度最高点部位对应盆式绝缘子接头处内部导电体接触不良发热，立即申请停电处理。经批准，当天22点33分温度异常设备转检修。
2014年8月14日，检修人员现场对分段II 22F间隔进行诊断试验分析，分别包括回路电阻、X光透视等检查项目。
3.1.1 回路电阻试验
试验人员从接地刀闸22F-D5至22F-D6之间进行回路电阻测试，测试结果：A相：643μΩ、B相：376μΩ、C相：354μΩ，出厂规定值为不大于396μΩ。
3.1.2 X光透视检查
试验人员对发热缺陷部位进行X光透视检查，检查结果未见异常。
由以上停电检查情况分析，220kV分段II 22F开关A相CT与22F-B刀闸之间发热缺陷对应的回路电阻试验数据为643μΩ，远大于出厂值要求，可初步判断为该段GIS内部导电部分有接触不良缺陷发生，需进一步解体检查。
3.2 解体检查及预防措施
3.2.1 现场解体检查
检修人员经过现场对220kV分段II 22F开关A相CT与22F-B刀闸之间GIS本体解体发现，缺陷位置有两处，分别是：a、触指与导电杆接触不均匀;b、电连接导电座与小触指座接触不良。
3.2.1.1 触指与导电杆接触不均匀
检查电连接触指有发黑痕迹，应为装配时涂抹的导电膏在触指导流作用下受热焦化发黑。现场检查发黑触指分布集中在底部下端，判断该位置触指与导电杆接触不均匀。
3.2.1.2 电连接导电座与小触指座接触不良
经过进一步对缺陷段GIS解体检查，对电连接内部的螺栓重新打力矩，发现有3个螺栓力矩未达到25N·m要求，导致导电膏在设备运行时受热不均并烧蚀凝固发黑。
3.2.2 预防措施
综合以上缺陷GIS现场解体检查判断分析，电连接导电座与小触座螺栓压接不紧是导致接触不良发热的主要原因，另外由于早期制造工艺原因，触指不能与导电杆有效全部接触，导致电流不能均匀通过触指，造成局部触指发热，最终导致该段GIS外部壳体温度异常。针对此类GIS设备红外检测温度异常缺陷，公司立即安排了对该设备制造厂家同一批次设备的安全隐患排查工作，包括工作如下：
a.加强GIS设备红外精确测温，掌握其运行状态;
b.通知厂家应采取措施，改进制造安装工艺，避免此类问题缺陷的再次发生;
c.在设备检修过程中对接头的处理将更具针对性，保证检修质量，避免日后出现过热现象。
4 结语
对于GIS设备内部发热缺陷的判断，不能简单通过表面温度法进行判断。应根据同组三相设备、同相设备之间及同类设备之间对应部位的温差进行比较分析，并根据同类设备的正常状态和异常状态的热像图，判断设备是否正常。通常由于GIS壳体发热等因素的存在，给内部发热的判断造成很大干扰，此时可以通过红外热像图特征加以判断。GIS罐体感应电流发热主要集中在法兰连接处，热像在罐体圆周较均匀或集中在固定螺栓、法兰跨接短路片处;而内部导体发热时，水平放置的GIS 结构中，内部气体的对流散热过程会受到重力作用的影响，造成沿截面圆周上的温度分布不均匀，温度最高点一般在圆周最高点，圆周最下方有温度最低点。另外，由于内部发热，使得SF6压力增大，可结合SF6密度继电器的压力变化来判断是否为内部故障。该案例充分说明红外热成像检测技术能够行之有效的发现设备过热缺陷。
参 考 文 献
- 刘洪正.高压组合电器[M].北京：中国电力出版社，2014.3.
- 陈安伟.输变电设备状态检修[M].北京：中国电力出版社，2012.
- 陈化钢.电力设备预防性试验方法及诊断技术[M].北京：中国水利水电出版社， 2009.