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GIS设备状态监测与状态检修初探

北极星电力网技术频道    作者:佚名   2008/1/11 1:48:53   

 关键词:  GIS 状态检修 检修

[摘要]本文简介设备状态监测和状态检修的概念;并从结构和故障情况入手,综述GIS状态监测技术和方法;同时初步探讨和研究如何开展GIS状态检修。GIS是利用SF6气体良好的绝缘性能,把断路器、隔离开关、接地开关、PT、CT、避雷器、母线、进出线套管、电缆终端等封闭地组装在一起。与常规开关设备相比:它具有占地面积小,噪音小,无火灾危险,检修周期长、运行安全可靠的特点。所以,GIS是电力发展划时代的产物,在不久的将来必定会更多地取代其它落后的开关设备成为主流品种。GIS这种新型电气设备,其结构复杂、质量要求高、制造及检修工艺繁多。GIS故障少,但万一发生故障后果相当严重。GIS检修工作比较繁杂,时间长,其停电范围有时涉及非故障元件;而且检修工艺要求十分精细,稍有不慎就可能会造成检修质量问题。因此,开展GIS状态监测及状态检修相当重要和迫切。
1.状态监测和状态检修的概念
对开关设备工况的监控、维护和检修,是确保电力设备及电力系统安全运行重要手段。电力设备检修制度经历了事后检修、定期检修、状态检修。状态检修是根据先进的状态监视和诊断技术提供的设备状态信息,判断设备的异常,预知设备的故障,根据设备的健康状态来安排检修计划,实施设备不定期检修及确定检修项目。状态检修是一种先进的检修管理方式,能有效地克服定期检修造成设备过修或失修的问题,提高设备的安全性和可用性。状态监测是利用各种传感器和测量手段对反映设备运行状态的物理、化学量进行检测,包括对有关设备运行参数及相关零部件性能工况的在线或离线监控、测量、试验等,其目的是为了判明设备是否处于正常状态。
2.GIS状态监测技术综述
2.1GIS状态监测的方法和对象
GIS除进出线套管外没有外露的带电部分,采用SF6气体绝缘,可靠性较高,检修少,但通过发展外部诊断、监视法可减小不必要的拆卸检修工作量。即一种不解体设备而用确切简易的办法从外部进行各种(在线的、离线的、带电的、停电)测量,监视、诊断其内部状态及性能的好坏,包括故障定位。
GIS的绝缘性能是确保其安全运行的重要条件。GIS设备内部中的金属微粒、粉末和水分等导电性杂质是引发GIS故障的重要原因。GIS存在导电性杂质时,因局部放电而发出不正常声音、振动、产生放电电荷、发光、产生分解气体等异常现象。因此局部放电将是GIS状态监测重要对象之一。
GIS是采用SF6气体绝缘和灭弧的,其性能状态将是影响GIS的重要参数,因此其将是GIS状态监测重要对象之一。
GIS中的SF6断路器是主要元件,其开断性能和机械操作特性的状态是GIS工况重要判据,因此其将是GIS状态监测重要对象之一。
2.2GIS状态监测技术简介
2.2.1局部放电的监测
1.特高频(UHF)电磁波检测法GIS采用高压力SF6气体绝缘,耐电强度高,放电引起的脉冲电信号上升极徒,频谱中高频分量可达吉赫数量级。选择特高频段进行局部放电的检测和定位。
2.气体色谱分析法:用气体色谱分析仪分析SF6在内部放电作用下的分解物成份〔特别是SO2F2、SOF2含量〕来判断局部放电情况。
2.2.2SF6气体的监测
1.气体压力监视通过压力表/密度继电器监视SF6气体的压力和密度。
2.气体泄漏监测用检漏仪监测SF6气体是否泄漏。
3.气体湿度监测根据露点法等原理,用微水仪监测SF6气体的微水含量。
2.2.3SF6断路器电寿命的监测
1.开断电流加权值监测通过电流互感器测量断路器开断电流的波形,测量触头每次开断电流和时间,计算开断电流加权值Q=∑1nIbna。Q值可间接监测断路器的电寿命。
2.静态电阻、动态电阻监测SF6断路器有主触头和弧触头,灭弧主要靠弧触头。测量静态电阻、动态电阻,可预测回路接触及主触头、弧触头磨损情况,判断断路器的剩余电寿命。
2.2.4SF6断路器机械特性的监测
1.合、分闸线圈电流监测用补偿式霍尔电流互感器在线监测断路器合、分闸线圈电流波形,并与正常电流波形比较,可监测断路器机械特性异常情况。
2.行程、速度监测用条型码读出器通过非接触方法进行光学测定断路器的机械特性〔行程、合/分时间、平均速度等〕,综合诊断断路器的机械特性是否良好。
3.压缩空气压力等监测通过监测空气压力、压缩机起动频次或马达电流等,了解压缩空气气站及机构运行状况是否良好。
2.2.5其他监测内部异常的方法(略)


3.GIS状态检修初探
3.1开展GIS状态检修的基本原则
3.1.1状态检修的关键在于如何及时、正确判断电力设备性能、状态。应大力发展GIS在线监测技术的研究和应用工作,目前运行单位应重点开展GIS特高频(UHF)电磁波局部放电检测及断路器机械特性在线监测技术的应用。
3.1.2研究GIS及其各元件技术参数与运行工况的关系,建立一套完善的GIS状态判据,并使状态判据量化和具有可操作性。
3.1.3重视状态监测和检修的数据处理工作,逐步建立以计算机技术、专家系统等为手段的GIS状态判定系统(判断设备状态智能化和提出相应检修方案)。
3.1.4重视GIS运行、检修、试验数据的积累和分析,建立一套包括交接验收资料、运行情况资料、检修试验资料等在内完整的GIS档案。最好实行设备档案的动态电脑化管理。
3.1.5提高GIS检修技术水平,建立GIS检修标准化制度,做到修必修好。
3.1.6据统计,装配和安装不当是造成GIS运行故障的因素。因此,GIS状态监测应从产品监造、施工监理及验收等环节抓起,重视工频耐压等出厂、交接试验,确保投入运行的GIS处于良好状态。
3.1.7在目前GIS状态监测手段尚未完善的情况下,必须大力开展带电测试等外部诊断方法,结合预防性试验、运行巡视、停电检查等传统手段开展状态检修工作。
3.2现阶段GIS过渡性状态检修方法
在GIS状态监测手段尚未完善的情况下,利用带电测试、预防性试验、运行巡视、停电检查等传统手段,并参照定期检修制度,提出现阶段开展GIS过渡性状态检修方法。GIS过渡性状态检修判据,即如发现有下列缺陷,应作检查或检修处理:
3.2.1GIS进出线瓷套、外壳破损,或金属部件锈蚀。
3.2.2GIS工频耐压试验不合格时,先确定故障部位,再进行相关的处理。
3.2.3GIS发生短路等故障或局放带电检测发现异常放电现象;先确定故障部位、程度,以确定检修方案,再进行相关的处理。
3.2.4SF6气体含水量超标,应进行更换吸附剂、换气及干燥处理。必要时检查气室密封情况。
3.2.5SF6气体异常泄露时,应确定泄露部位,视漏气严重程度作相应处理。
3.2.6隔离开关流过较大短路电流后或断路器满容量开断次数达到制造厂规定值时,应进行解体检修。
3.2.7断路器等效开断次数或累计开断的电流值达到标准极限值时应进行解体检修,必要应更换本体。
3.2.8当断路器等效开断次数或累计开断电流值达到极限值的50时,应进行预防性试验项目检查,在有条件的情况下,可采用新的测试方法,检查触头磨损量,如动态电阻测试,以确定是否需要检修。
3.2.9当断路器、隔离开关导电回路电阻值超标时,应结合负荷电流、故障电流大小及开断情况综合分析,以确定开关的检修方案。
3.2.10当断路器、隔离开关操动机构机械特性不符合要求,或机构变形、卡涩、拒分、拒合,泄露、压力异常及其它缺陷时,应检查、检修机构。
3.2.11开关投运一年后,宜进行机械特性的测试和机构的维护、检查;开关本体大修时就同时进行机构的检修;机构的全面检查一般不宜超过5年;或按制造厂要求进行。
3.2.12GIS气站出现空气压缩系统泄漏、压力异常,空气压缩机不能启动或启动频繁,有异声或喷油等缺陷时,应检查、检修空气压缩系统。
3.2.13GIS气站的大修一般不宜超过10年,或按制造厂要求进行;必要时更换压缩机或气站。
3.2.14GIS是由多种高压电器元件组成的,运行中或预试中发现异常应查明原因,按各自元件要求作相应处理。
4.结语
GIS状态检修作为一种新的维修策略,将会大大提高电力系统运行的安全经济性。但状态检修的实施有赖于状态监测与故障诊断技术的发展。因此,开展GIS状态检修工作必须二条腿走路。一方面,积极积累设备运行资料,利用带电测试、预防性试验、运行巡视、停电检查等传统手段实行过渡性状态检修工作。另一方面,大力研究和推广在线监测和状态诊断技术在GIS上的应用。

来源:变电运行技术网
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