气体绝缘全封闭组合电器智能化的几个关键问题探讨

郭乐

(江苏西电南自智能电力设备有限公司，江苏 南京 211100)

0 引言

2009年以来，随着智能电网建设工作的逐步展开，气体绝缘全封闭组合电器(GIS)的智能化作为智能变电站的一个重要方面得到了越来越多的关注。根据国家电网公司的相关标准，智能GIS由GIS本体和智能组件组成，是具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化特征的高压设备。其中，智能组件由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监测等基本功能。在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能，其中包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。智能GIS既包括为完成基本功能而作的智能感知、判断和执行，也包括反映GIS运行情况的在线监测和状态评估。

GIS的智能化是一个跨学科的综合课题，知识点众多且相对零散。智能GIS不再仅仅是一个设备，而更应该看作是具有众多功能和丰富通信接口的系统，一个与变电站自动化系统、状态监测系统交互的综合系统。本文总结了过去几年的工程实施经验，以实用化为出发点，对GIS智能化的几个关键问题进行了分析并提出了建议。

1 智能操控回路

在传统变电站中，GIS机构操作回路和操作箱的控制回路分别由一次、二次回路厂家设计，存在回路重复设计的现象。一方面容易产生寄生回路，带来隐患;另一方面会造成浪费，导致成本上升。在智能变电站系统中，开关智能终端的就地化使得操控回路的一体化设计成为可能，并带来以下几方面的好处。

(1)防跳回路的简化设计。传统变电站中，防跳回路分为2类:操作箱内的防跳回路和就地操作机构内的防跳回路。前者合闸启动，侧重于防止开关机械故障引起的反复分合;后者跳闸启动，侧重于防止电气故障引起的反复分合。这两者如果配合不好，就会产生冲突，甚至不能完成基本的合、跳闸操作［1］。

智能GIS设计时，考虑在开关智能终端的防跳回路的基础上加入机械故障防跳机制，防跳回路在印制板上实现，接线更简单，占用空间更小;同时，经典的回路设计保证了防跳功能动作的可靠性，提高了一次设备的集成化程度和智能化程度。一体化的防跳回路如图1所示。

图1 一体化的防跳回路

图1中:TBJV为防跳继电器，可由分闸回路启动，发挥电气防跳的作用，也可由合闸回路+断路器常开接点(图中的DL)启动，发挥机械防跳的作用。

(2)减少断路器、刀闸的位置辅助结点。在传统GIS回路中，由于众多二次设备分别从机构读取位置结点信息，要求辅助结点数目众多(甚至超过20副)，导致电气接线复杂。在智能GIS中，由开关智能终端统一采集位置结点信息并通过GOOSE服务转发给各二次设备，大大减少了辅助结点的数量。

(3)断路器总位置信号、三相不一致信号都可以在开关智能终端内部通过软件逻辑实现，不需要额外的继电器串、并联合成回路。

(4)取消电气联闭锁的硬件回路。电气二次联闭锁回路是一种现场电气联锁技术，主要通过GIS设备的辅助接点连接来实现闭锁。这是电气闭锁最基本的形式，需要接进大量的二次电缆，接线方式较为复杂，在运行中存在辅助接点工作不可靠、户外电磁锁机构易损坏等难题;同时，其防误功能随二次接线而定，不易修改。

引入开关智能终端之后，电气联闭锁工作可以由开关智能终端通过软件逻辑完成。软件运行稳定，不会出现功能改变或性能下降的现象;同时，开关智能终端预留了可编程逻辑功能，用户可根据实际情况修改联闭锁逻辑，减少对厂家的依赖。

2 在线监测

设备检修方式大致可分为故障检修、定期检修和状态在线监测3种类型。目前，国内、外通常采用定期检修(TBM):在预定的检修时间，按照规程实行的检修。即在发生故障、功能明显劣化之前进行检修，以预防故障的发生。相比定期检修，状态在线监测可以带来以下3方面的好处:

(1)在线监测不需要停电即可对设备进行检查，一方面减少了电力公司的工作量，避免过度检修，另一方面可提高供电可靠性，增加用户满意度。

(2)定期巡检时，试验手段不能完全反映运行情况，比如试验电压往往达不到运行时的电压等级，导致一些潜伏性故障不能被发现。

(3)定期巡检有个周期，有的故障不会在该周期内出现，不能及时发现，存在检修不足的问题。在线监测是每时每刻都对设备进行监视，可在最短的时间内发现事故隐患。

随着GIS用量的迅速增加和运行年限的增长，目前国内GIS的故障率也明显提高，已远远高出了IEC所建议的GIS事故率不超过0.1间隔/(百台·年)的要求［2］，主要运行问题集中在内绝缘、气密性、操作机构几个方面［3］。因此，GIS在线监测的实施迫在眉睫，但考虑到经济性、技术成熟度等因素，可以着重开展以下几方面的工作。

2.1 GIS局部放电监测

根据CIGRE 23.10工作组的国际调查报告，1985年以后投运的GIS出现的247次故障中绝缘故障占51%［4］。2002年我国发生的5起GIS事故均为绝缘事故。因此，对GIS绝缘的监测变得尤为重要，局部放电监测则是一个非常有效的手段。制造、安装过程产生的金属颗粒、自由粒子会引发局部放电，可通过局部放电在线监测尽早发现问题，防止缺陷进一步发展进而导致绝缘击穿。因此，GIS的局部放电监测逐渐成为绝缘监测的一个重要手段。根据监测原理的不同，局部放电监测可分为脉冲电流法、超声波法和特高频法(UHF)等。UHF法利用GIS局部放电辐射出的特高频电磁波(0.3～1.5 GHz)进行局部放电监测，具有如下优点:

(1)UHF范围的信号避开了外部电晕等干扰信号的影响，手机等窄带通信信号也可以通过软件滤除，因此抗干扰能力强。

(2)UHF信号的频谱特征可以反映故障类型。

(3)根据UHF信号的衰减和相位特征，可以进行故障定位。

(4)UHF传感器检测灵敏度高、检测范围大、检测点少，适用于在线监测系统。

根据安装位置的不同，UHF传感器分为内置式和外置式2种。对于新建变电站，建议采用内置安装方式，目前比较成熟的解决方案是圆盘形传感器。对于运行中的GIS设备，建议采用外置式传感器，安装在盆式绝缘子附近，以接收局部放电UHF信号。由反映设备故障率的“浴盆曲线”可知，给即将到达使用年限的GIS安装外置式传感器，可有效延长其工作寿命(无论是采用离线式手段还是在线式手段)，具有明显的经济效益。

2.2 断路器机械故障在线监测

在开关类设备中，开断、关合故障占开关类设备故障的43.3%，表现为拒分、开断与关合、误动、拒合［5］。因此，对GIS断路器的机械特性进行监测，可及时发现缺陷，避免操作事故。

(1)通过霍尔传感器可对分、合闸电流进行监测，可获取电磁铁本身以及所控制传动机构的工作情况，及时报告卡滞等异常现象。

(2)对储能电动机电流进行监测，可了解储能机构的工作情况。

(3)适当的分、合闸速度有益于保证断路器的灭弧性能和工作寿命，因此，对动触头行程、速度的监测也是非常必要的，建议采用旋转光编码传感器。

2.3 电寿命监测

通过电寿命监测了解灭弧室烧蚀程度，是断路器实现按运行状态进行维护的重要手段。通过采集电流互感器信号和开关位置结点信息，得到开断电流值进行加权计算，进而通过分析软件获取灭弧室触头的电磨损程度。

传统电磁式电流互感器由于存在铁磁饱和现象，开断、关合电流往往不能准确得到，不满足电寿命监测的要求。电子式互感器暂态特性好，不存在铁磁饱和现象，尽管存在采样回路的数字饱和(削顶)现象，但可通过软件算法将完整的电流进行还原。还原信号尽管与真实信号有一定的误差，但不影响电磨损的判断。

SF6气体密度压力监测比较成熟，只需要提供必要的接口方式就可以适应智能变电站的需要，故本文不再赘述。

考虑到经济性、工程实施的便利性等因素，建议采用一体化的监测功能组主IED解决方案。该设备提供光纤、RS485、DC电流等各种接口，用以接收各种传感器的输入信号，包括SF6密度监测、SF6微水监测、避雷器监测、断路器机械特性监测等。智能电子设备(IED)具有接入变电站状态监测系统后台的光纤以太网接口，依据IEC 61850标准，以报告服务的形式上传预警、告警信息，以文件服务的形式上传数据。

3 电子式互感器的应用

对于电子式互感器的优点，很多文章都有介绍，本文不再叙述。

进入2000年以后，国内电子式互感器的应用逐渐展开，取得了一定的工程应用经验，但同时也暴露出了不少问题(尤其是在GIS场合)。

(1)试验手段的问题。GB/T 20840.7—2007《互感器 第7部分:电子式电压互感器》和GB/T 20840.8—2007《互感器 第8部分:电子式电流互感器》规定的试验项目主要着眼于传统互感器需要的一次试验，比如工频耐压、局部放电等，而对电子式互感器的二次采样回路的试验项目提及不多。而常规的二次设备的电磁兼容试验又不能完全满足要求，比如GIS隔离刀闸操作引起的快速暂态过电压(VFTO)现象。因此，需要尽快完善试验手段。

(2)与继电保护装置的分工和配合问题。在智能变电站中，由于电子式互感器和开关智能终端的应用，继电保护装置本身只完成算法逻辑功能，但是作为维护电网安全运行的一道防线，继电保护功能不能弱化，包括电子式互感器和开关智能终端都应该看作是继电保护功能的一个环节。电子式互感器应该参与传统继电保护装置的入网试验，并且“门槛”不应该低于继电保护装置。

(3)计量功能。目前的电能表的检验、校验规程都是根据常规互感器制订的，与电子式互感器不兼容。由于牵扯到计费和法律问题，检验、校验规程的修订也不是一朝一夕能够完成的，导致智能变电站中的数字接口电能表不能用于计量，仅作为电力公司内部参考比对使用，而一些关键线路需要配置冗余的传统互感器用于关口计量。因此，电子式互感器最终能否成功应用，取决于相关计量规程能否早日修订。

(4)合并单元的定位。按照 GB/T 20840.8—2007《互感器 第8部分:电子式电流互感器》的规定，合并单元(MU)是电子式互感器的一部分，但很多项目招标时，把合并单元和互感器分开招标。由于合并单元和采集模块的通信问题，增加了联调工作的不确定性，人为加大了工程实施难度。因此，强烈建议将合并单元作为电子式互感器的一部分。

4 汇控柜方案

GIS的智能化伴随着电子设备的就地化，这意味着传统的汇控柜已经不满足要求。一方面，需要提高柜体性能指标;另一方面，IED设备也需要进行优化，以满足就地化的要求。

4.1 柜体性能

GIS的传统汇控柜由模拟主接线、状态指示器、控制开关、联闭锁回路等强电回路构成，元器件对防护等级和电磁兼容要求不高。而在智能变电站系统中，随着智能组件甚至保护测控装置的就地化，汇控柜需要在以下几个方面进行改进。

(1)全环境适应性。需要采取高防护等级柜体和完备的温、湿度调节控制系统。户内柜体的防护等级不低于IP54，户外防护等级不低于IP65;温度控制在－10～55℃并保证低温时不凝露。

(2)完备的信息交互。安装智能化的柜内环境监测、采集及控制系统，并接入柜内的智能组件，实现环境数据及控制信息的交互，进而实现工作环境及工作状态的后台可视化。

(3)为了提高温、湿度控制系统的可靠性，同时体现绿色环保的理念，不能采用空调等高成本的实现手段，建议采用图2所示的智能汇控柜。

4.2 优化方案

在传统模式下，模拟主接线、开关把手、状态显示器占据了汇控柜的大部分空间。在智能GIS中，模拟主接线、状态显示器可在智能组件装置液晶界面中实现;同时，可通过触摸屏点击方式对断路器、刀闸等进行分、合控制，这样可以给就地化的智能电子设备节省出更多的柜内空间。

图2 智能汇控柜的散热原理

5 结论

笔者依据过去几年在GIS数字化、智能化方面的工作经验，针对工程实践的具体情况，对智能操控回路、在线监测、电子式互感器、汇控柜等热点问题进行了阐述。

(1)一体化的智能操控回路可以提高GIS动作执行的可靠性、灵活性，同时节省系统成本。

(2)在线监测提高了GIS的智能感知能力，建议采用局部放电、机械特性、电触头寿命监测等项目，以提高GIS的可靠性，延长其寿命，进而降低全生命周期成本。

(3)需要对试验手段、校验规程等进行修订，以适应电子式互感器工程化应用的需要。

(4)传统的汇控柜需要进行改造，以适应GIS智能化的要求。

［1］兀鹏越.高压断路器防跳回路的应用及问题探讨［J］.电力自动化设备，2010，30(10):106 －109.

［2］郭贤珊.高压开关设备生产运行使用技术［M］.北京:中国电力出版社，2008.

［3］黎斌.论 GCB/GIS的可靠性设计(上)——对用户期盼的回应［J］.高压电器，2011，47(6):98－106.

［4］Ahraed Feroz，Dams Ahrmad Bin，Yusoff Zulkalnain，et a1.Defect Detection and Identification of Sources in GIS Based on Laboratory and On-site Experience［C］//Conference Record of the 1998 IEEE International Symposium.Arlington:IEEE，1998:73 －76.

［5］朱德恒，严璋.电气设备状态监测与故障诊断技术［M］.北京:中国电力出版社，2009.