张鸿龙
国网山东省电力公司检修公司 山东济南 250000
摘要: 随着社会科技的发展，电力系统日益发展扩大，其安全可靠性已经成为电力系统发展最重要的问题，与此同时，对电气设备的运行状态及检修技术提出了更高的要求。断路器是电力系统中的一个核心设备。本文介绍了GIS和SF6断路器的现场检测方法，包括机械振动法、检测管检测法和动态电阻检测法，分析了每一种检测方法的原理、适用设备。根据试验中发现的问题和经验，提出了抗干扰措施。
关键词: 气体绝缘开关设备；SF6断路器；检测方法
1、机械振动法
利用机械振动法检测GIS内部局部放电，是一种不停电的监测技术，其基本原理: GIS内部一旦有局部放电发生，就会有声音并产生振动，在GIS外壁安装加速度测量仪很容易检测出。所以GIS的局部放电监测可以从探测外壳上的机械振动入手。气体及固体绝缘中的局部放电会产生一定的振动波，经过传递后会在金属外壳上引起轻微的振动，采用敏感度很高的加速度传感器有可能探测到这种信号，但是开关操动机构的动作及运行中的其它噪音会影响局部放电的监测，这就要求我们对不同的设备条件做出具体的分析，设置合适的门坎电压，以排除干扰信号的影响。置监测探头于不同的间隔，如断路器间隔、避雷器间隔、PT间隔、CT间隔、封闭母线间隔，记录门坎电压50mV，报警电压70mV，对GIS设备进行连续监测，设备处于正常运行状态。存在的主要问题是如何区别局部放电信号与干扰信号，方法有: (1)用带通滤波器除去设备自身的振动信号和周围干扰信号的低频成分，以及电气干扰信号的高频成分；(2)进行输入信号基准值判断，将某一定数值以上的信号作为干扰信号除去；(3)进行与试验电源同期的脉冲调制，对波形的绝对值进行平均化处理，调整其周期性，局部放电具有明显的周期性，而干扰信号波形是无周期性的，因而能将二者区分开。这种方法对GIS设备内部混有微小金属时特别敏感，放电引起的振动会直接传到容器壁上，很容易检测出来。
2、检测管检测法
SF6气体绝缘设备经过长期运行或经过内部放电，SF6气体就会分解产生SF4、SOF2、HF、SO2等气体，对这些成分的监测，可以诊断出设备是否有放电发生，或是否应进行检修，现在使用检测管可以检测出HF和SO2。监测原理类似于电力变压器油的色谱分析，对其油中组分进行监测，有助于了解高压电气设备在运行过程中的运行状态和可能潜伏的故障，保证设备的正常运行和人身安全。同理可对运行中气体组分进行检测，但有待于进一步的研究实践。检测管检测法在国外使用十分普遍，如日本、德国、加拿大、法国和美国，我研制出检测管在国内一些省市得到使用，取得了很好的效果，其工作原理是: 通过检测装置从高压电气设备中提取一定体积的SF6气体，分别通过SO2、HF检测管，这些分解产物会在检测管中起化学反应，并改变颜色。可根据变色柱的长短，定量的读出SF6气体中SO2和HF的浓度。将检测管装置接于设备逆止阀，开启阀门，SF6气体流经检测管，如果气体中含有 HF、SO2等，紫色的指示剂就会变成鲜艳的黄色，根据变色部分的长度，能推算出分解气体的浓度。国外的检测管对HF最小可检测出0.03ppm；我国的检测管最小可检测到1ppm，满足对运行设备进行监督的要求，而且耗气量很小，尤其适宜于SF6断路器。
3、动态回路电阻检测
已经运行的SF6断路器、GIS设备大多数使用单位在设备预防性试验时只做回路电阻测试，对于GIS而言，它不仅包括断路器，还包括了PT、CT等设备，所以测量值不仅包括开关，而是很多设备电阻值之和，这只能作为参考；对于断路器，它的回路电阻是主触头的接触电阻与弧触头接触电阻的并联值，其中因为主触头电阻远小于弧触头电阻，所以并联后起主要作用的是主触头电阻，称之为静态回路电阻。
相对于静态回路电阻，动态回路电阻是指弧触头的接触电阻，它需要在设备分闸的动态过程中测量，以此反映弧触头的烧损情况，并判断设备是否需要检修。我国许多SF6设备已运行十几年乃至二十年，已经到了维修期，但也不尽然，由于设备所处位置不同，动作频繁程度不一，有些确需维修，有的还可以继续运行。为了减少不必要的停电时间和检修费用，需要一种不解体设备的检修技术，判断设备所处状态，进一步决定设备是否需要停电检修。动态回路电阻检测正是适应了这种需要，它是一种不拆卸检测技术。断路器在合闸状态下，靠主触头导电，接触电阻很小，在分闸过程中，主触头先分，开断电流逐渐转移到弧触头上，弧触头负责熄弧，所以弧触头的烧损情况直接关系到它是否能够有效地熄弧，即切断电流。若不拆卸断路器，如何反映弧触头的情况，无疑测量其弧触头电阻是一个有效的方法。然而，动态回路电阻的检测比较复杂，测量技术尚未成熟，需要进一步深入研究。这是因为: (1)需要测量断路器分闸(同一时刻)时的电压、电流波形，也即测量其瞬态值；(2)需要波形好的低压大电流电源(可达上千安)以保证测量准确。
4、展望
4.1导电回路的监控
在高压断路器的长期运行中，导电回路异常是发生概率相对较高的一种缺陷。其原因是很多断路器触头系统的设计和结构不良，触头弹簧质量低劣，制造工艺落后，造成导电回路接触不良，逐步发展成故障甚至事故。例如，触头弹簧失效使接触压力降低，触头插入深度不够或对中不正确导致接触面积过小，电弧烧损主导电触头等。虽然运行单位选择开关设备时，额定电流要高1 、2 个等级，但这类问题仍可能发生。现代高压断路器的导电回路结构有了极大的改进，额定电流参数都比较高，达到3150A或4000A。此外，采用红外测温技术对导电回路的状态进行监测，可望大大提高其可靠性。
4.2操动机构及二次回路监控
分析高压断路器各种类型的故障表明：操动机构的故障排在第一位，其次是辅助和二次回路问题，占总故障的70％。不同型式的机构也有不同形式的缺陷。例如，对液压机构，可能发生的问题是渗漏油及渗漏气、压力开关及油泵故障等。对于弹簧操动机构，主要有元器件锈蚀、弹簧疲劳、滑润失效、储能电机以及锁扣的稳定性问题。由于二次回路是串联结构，只要一个元件或一环节发生问题，就会导致拒动或误动故障。因此，二次回路各元件的质量及其稳定性、二次线连接是否可靠等都是影响安全运行的重要因素。对操动机构的所有状况进行在线监测，因为要监测的元件很多，并要开发出相应的各种传感器，因此很困难。目前，操动机构包括辅助和二次回路元器件的质量品，有很多元件的可靠性可以满足长期运行的要求。从某种意义上说，这也是提高设备整体可靠性的最好方法。目前，对合、分闸二次回路导通是否良好的监测，已有比较实用的方法，但对诸如辅助开关的状态监测还比较困难。对液压操动机构已有压力参数的在线监测和报警装置，压力参数监测也反映了液压油系统的密封状态；对油质监测的必要性还得不到认同，对弹簧操动机构的监测方法有待开发。由于试验设备和传感器的局限性，设备的很多状态还不可能测量和监视，有些状态参数还要依靠离线监测来获取和证实。要获得和判断设备的真实情况，除了分析预防性试验的结果、运行中的巡视记录、操动机构及其压力参数等记录外，还应开发多种有效的诊断方法和手段。当前的高压断路器都还不具备操作特性的在线监测功能，必须配合离线监测来综合评判其实际状态。
结语：以上介绍了几种比较实用的现场检测SF6断路器和GIS组合电器的方法，借助于这些方法诊断设备的绝缘，对运行设备进行绝缘监督主要是绝缘诊断。对于运行时间很长或动作频繁的设备，这种诊断是非常必要的。
参考文献：
[1]钱家骊.气体不同状态下SF6断路器性能的讨论[J].高压电器通信，2018（03）：16-17．
[2]高滨.电力系统主要电力设备状态检修策略研究[J].天津电力技术，2017（01）：11 -12.
[3]许靖，王晶，高峰，束洪春.电力设备状态检修技术研究综述[J].电网技术，2018（08）：25-26．