组合电器GIS的现场安装质量与检修质量探讨

弓颖晖

（太钢能源动力总厂，山西太原030003）

1 前言

近年来，组合电器GIS高压设备在太钢变电站得到广泛的应用。GIS设备的故障通常发生在现场安装施工或大修后投入运行初期,GIS的结构特点决定了安装过程本身就是控制GIS投运后质量控制一个关键性步骤；大修过程中出现漏洞对于GIS的正常运行也会带来很大的影响。以下对GIS的安装调试过程中出现的问题及大修中应注意的问题进行更深一步的探讨。

2 GIS的现场安装调试质量控制

2.1 GIS安装过程中把好三大关:清洁度、密封性和真空度

2.1.1 保证清洁度是GIS组装中最首要的任务

GIS安装现场的场地情况必须保证无尘，为了防止起灰尘，安装前第一次清洁时应在场地洒水并用拖把擦净，在空气静止后才开始安装。作为电极的铝管在加工过程中难免会存在着表面毛刺和铝屑，这些微粒（往往是耐压试验中放电的主要原因所在）如果不清除，将严重威胁GIS设备的正常运行。因此要特别注意保证铝导体和器身内部的清洁。目前，制造厂采取的措施一般为：（1）强化对导体加工过程的清洁检查，防止出现死区；（2）在总装前增加导体振动清洁的新手段，尽量把空心体内部死角的残留物清理出来；（3）对组装前的导体做类似局部放电试验以检查出残留的铝屑和金属丝等。太钢C C P P站GIS在安装过程中，适逢冬季施工，现场温度低，项目部采用2000W电辐射板取暖，保证室内温度在0℃以上，并每天对现场地面进行洒水并用拖把擦净清洁，待空气静止后，保证没有灰尘的情况下才进行安装。在对接过程中，严格按照安装规范要求对罐体及管线导体进行丙酮擦拭，保证了GIS的内部清洁，在随后的试验过程中，各种参数都能够一次达标。

2.1.2 密封性检查

密封性是GIS绝缘的关键，SF6气体泄漏会造成GIS致命的故障。因此密封性检查应贯穿于整个安装过程的始终。

密封主要取决于罐体焊接质量，其次是密封圈的制造、安装调整状况。具体的控制措施有：（1）组装时必须更换新的密封圈，并使用符合产品技术规范要求的清洁剂、润滑剂、密封脂等材料。（2）在涂密封脂时应避免其流入密封圈的内侧，因为有的密封脂含有二氧化硅的成分，SF6设备运行后所产生的氢氟酸（H F）会将其腐蚀而使GIS内部的杂质含量增加，这对GIS设备的安全运行是很不利的。（3）在进行各密封部位连接法兰的紧固时应使用力矩扳手，使其受力均匀保证密封效果。（4）在清理罐体密封面的密封槽时,要用600#细砂法兰边缘可以用锉刀、砂纸修磨。罐体加工后要用气压试验来检查密封情况，压力取最高气压的1.25倍。

2.1.3 真空度及SF6含水量检查

真空度的要求是安装过程中的第三个关键点，是控制SF6含水量的重要保证措施，它不仅能减少SF6气体本身的水分，也可减少罐内其他物体(绝缘体、密封体)内所含的水分，一般要求在充入SF6气体之前真空度要达到133 Pa，再继续抽真空30 min后停止抽真空，12 h后再测量真空度，两个数字进行比较以确保密封性能良好。水分对于GIS运行的影响关键在于：如果没有将SF6气体控制在零度以下，则在温度变化时绝缘体表面会形成凝露，所附着的水珠和SF6电弧产物发生反应生成HF等低氟化物，从而导致绝缘材料沿面和金属表面劣化。通常把允许值控制在-5℃，此时绝缘体表明凝结的不会是水珠而是冰晶，它对绝缘性能的使用几乎没有影响。由饱和水蒸汽压力和水分含量、露点的关系曲线可查得露点-5℃进水分含量（以下均指体积比）在0.4 MPa时为 790×10-6，0.5 MPa时为 1000×10-6；露点0℃时0.4 MPa时为1200×10-6，0.5 MPa时为1000×10-6。考虑到在最高运行气压的上述值尚需加大10%～15%，相对应-5℃露点分别为680×10-6和570×10-6。在对GIS充气前应对SF6气瓶内气体进行微水测试及对10%SF6气瓶内气体按国家标准验收，合格后方能注气。

2.2 耐压试验

为检查GIS现场安装后是否存在隐患 (包括包装、运输、储存、安装及调试过程中的损伤等)而导致内部故障，验证其绝缘性能是否良好、是否满足有关标准的要求。GIS设备现场安装调试完成后，必须进行耐压试验,且主回路的每一部分都应进行耐压试验。

现场耐压试验主要包括：

工频交流耐压试验是鉴定电力设备绝缘强度最有效、最直接的方法，对设备能否正常运行具有决定性的意义，也是保证设备绝缘水平，避免发生绝缘事故的最重要的手段。工频交流耐压试验对设备是否存在杂质比较敏感，其试验电压为出厂试验电压的80%。

在现场进行交流耐压试验过程中的老练试验是非常必要的，老练试验是指对设备逐步施加交流电压，可以阶梯式地逐步施加交流电压，通过老练试验既可将设备中可能存在的活动微粒杂质迁移到低电场区域，从而降低甚至消除这些微粒对设备的危害，又可通过放电烧掉细小微粒或电极上的毛刺、附着的尘埃等，以减少对设备的损害。

3 GIS检修过程的质量控制

按照GIS标准，GIS运行10年就应该进行一次大修，更换气阀、垫圈、检查触头、机构润滑、行程检测、内部紧固件与机构紧固件检查紧固，否则可能出现潜在隐患引发大的事故。GIS具有占地小，运行安全可靠，维护方便等优点，但GIS组合电器元件制造精度高，检修过程中一旦出现漏洞会给设备带来不可估量的后果，所以在检修过程中要进行检修质量控制。

3.1 断路器操作机构检修质量控制

（1）首先应放尽气动操作机构内的空气

检修的断路器仓在放气前，应先关闭该间隔的进气、出气阀门。检查气动机构是否正常，其他气室压力是否正常，防止因阀门关闭不严造成气压下降影响系统其他带电间隔的运行。

（2）排放各仓室SF6气体

将要检修的断路器仓、进（出）线刀闸仓SF6气体排完，压力至0，母线侧刀闸仓、套管侧仓室压力降至0.3M Pa，以防因压差大而损坏盆子。在放气泄压时检查压力低报警、压力闭锁等功能以验证压力开关是否符合技术要求。

（3）更换电磁阀

电磁阀是控制断路器跳闸的关键备件，必须确保完好。若电磁阀卡涩将导致断路器不能正常跳闸，当保护动作时，将引起越级跳闸扩大事故的范围。因此对新的电磁阀必须解体检查。拆开电磁阀首先检查阀体的气密性，应无砂眼，对一级电磁阀和二级电磁阀的阀体进行清洁。对转动部分涂抹润滑脂，检查转动部位的灵活性，确保无卡涩，转动灵活。

（4）更换分合闸线圈

更换分合闸线圈时，应先测量合闸、跳闸线圈的阻值为110±5Ω，接线时确认好线圈的极性，再进行接线，以防接线错误烧毁。

（5）检查缓冲器

检查缓冲器，补充缓冲器油，保证注油量1700m L，使油面达到和注油孔下端平齐，用手将缓冲器活塞推到底，测量活塞杆到下平面尺寸，再将活塞杆向上拉到顶，再测量活塞杆到下平面尺寸，活塞杆行程应为217m m，当与汽缸活塞杆连接时，要保证活塞在分、合闸终了时的油垫尺寸。

3.2 仓室检查质量控制

检查断路器的动、静触头、刀闸的握手、绝缘子、均压环、导体等部件是否完好。检查触头、触指是否洁净，是否有烧损、紧固螺栓是否牢固。检查内部绝缘件是否洁净，是否有放电或爬电痕迹，是否有机械损伤。检查气室内部是否洁净，是否有粉尘。对于有粉尘的部位进行清洁处理。

4 GIS定期维护的必要性

按照运行规范，需要定期对GIS进行维护。太钢九降压在2009年检修期间，就发现了三项较大的隐患，及时进行了处理，避免了重大事故隐患的发生。三项较大隐患分别是：

（1）2#变压器红相断路器仓固定屏蔽罩的均压环上的螺比共有四条，开仓检查时发现其中有一套螺丝掉落，二颗螺帽脱落只剩螺杆，另一颗螺帽松动。若不是此次检修及时发现，断路器再分合几次，其余螺栓将在分合闸的冲力下掉落，均压环脱落，造成屏蔽罩倾斜，因屏蔽罩绝缘距离不够而导致对外壳放电接地故障，且因故障点在C T之前，将造成220kV母线接地故障引起大面积停电事故。

（2）1#主变黄相断路器操作机构一级阀复位止子滚轮脱落。检修开仓及时发现，否则，当开关跳闸后，因一级阀复位止子滚轮脱落导致电磁阀不能复位，造成整个集中供气系统从此处漏气，将引发运行中的断路器因空气压力低造成分闸闭锁，不能正常跳闸。

（3）发现候钢1#线红相断路器三级阀螺丝掉落。三级阀是开关跳闸门最后一级执行机构，阀体封闭不严，将导致分闸速度达不到要求，如没有及时发现，螺丝再脱落，将导致空气动力从此处泄漏，造成开关拒分闸的重大事故发生。

5 结语

由于GIS具有占地小，运行安全可靠，维护方便的特点。近年来太钢新建十三总降、十总降、CCPP站、2×300M W发电机组等项目都采用了GIS组合电器。从GIS的安装，调试、运行中，积累了一定的经验，也从太钢九降压等GIS的检修中，及时地发现了一些隐患，避免了重大事故的发生，为太钢的安全生产提供了保障。