GIS设备内部发热性缺陷分析

孙利朋，刘兴文，齐 飞，周新军，谢耀恒

(1.国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙410007；2.国网湖南省电力公司永州供电分公司，湖南永州425100)

GIS设备内部发热性缺陷分析

孙利朋1，刘兴文1，齐 飞1，周新军2，谢耀恒1

(1.国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙410007；2.国网湖南省电力公司永州供电分公司，湖南永州425100)

本文根据1例隔离开关内部接触不良导致的发热缺陷，结合其他带电检测手段及其负载情况，进行了综合分析，认为该类缺陷应结合特高频、超声波局部放电和SF6气体分析结果，判断其是否存在放电性缺陷，且应加强跟踪检测，防止因接触不良而导致悬浮、自由颗粒或尖端等放电缺陷；同时，分析缺陷发热严重程度时应综合考虑罐体结构、气室大小以及负载情况等因素。

带电检测；红外热成像；GIS；发热；缺陷

红外热成像检测技术是一种电力设备带电检测的有效手段，可以有效发现电压致热型、电流致热型和综合致热型缺陷〔1-5〕，已被广泛应用在电力系统各类设备的带电检测。

根据红外测温的相关标准〔6〕，大部分电力设备的发热缺陷均可以明确做出严重程度分析，并做出相应的检修决策。但对于GIS内部接触不良而导致的发热缺陷，红外热成像技术仅能检测其外壳的温度，且由于SF6气体具有良好的散热性能，难以准确判断其内部温度，目前也没有标准对其进行判断。

文中针对1例GIS隔离开关内部接触不良发热缺陷，结合特高频、超声波局部放电和SF6气体成分分析结果以及负载情况，进行了综合诊断分析。可以为类似缺陷的分析提供参考。

1 缺陷情况介绍

2015年5月30日，对330 kV某变电站110 kV HGIS进行红外测温时(气温12.5℃，相对湿度21.3%，风速0.1 m/s)，发现2号主变110 kV侧1102间隔11026C相隔离开关内部异常发热，如图1所示，红外测温数据见表1。

表1 11026C相隔离开关的红外测温数据

图1 2号主变110 kV侧11026隔离开关红外测温图片

为进一步确认缺陷类型，采用了超声波和特高频局部放电、SF6气体成分分析、SF6气体湿度分析等检测技术对11026C相隔离开关进行了测试，结果均无异常。5月31日，负载电流下降至90.3 A，对2号主变110 kV侧1102间隔C相11026隔离开关进行了红外测温复测，温升为0，如图2所示。

图2 11026隔离开关负载电流较小时的红外热像图

2 缺陷原因分析

从2次红外测温的结果来看:在负载电流较大(303.58 A)时，11026C相隔离开关内部出现明显发热，在负载电流较小(90.3 A)时，该隔离开关温升下降明显，说明其内部温升情况与负载电流大小相关。

从超声波、特高频局放、SF6气体成分和湿度分析的结果可知，其内部没有出现放电。

综合上述分析来看，该隔离开关内部应是由于接触不良而导致的电流致热型缺陷。

3 缺陷严重程度分析

对于该隔离开关内部电流致热型缺陷，目前没有相关的规程对其缺陷性质进行明确判定。根据11026隔离开关结构、发热情况和负载电流情况，结合相关文献进行如下分析:

1)文献〔7〕对高压导线外半径为53 mm，接地外壳内半径为168 mm，外壳厚度为8 mm，内部SF6气体压力为0.3 MPa，外部环境温度为15℃的220 kV单个GIS罐体进行了仿真计算，计算结果如图3所示。图中，t∞为环境温度，tw为设备外壳表面温度，tn为设备外壳内壁温度，ti为高压导体表面温度。

图3 文献〔7〕对单个GIS罐体温度场的仿真计算结果

从仿真计算结果来看:高压导体表面温度与设备外壳表面温度成线性关系；高压导体表面温度还与外部环境温度和内部SF6气体压力有关，设备外壳表面温度相同时，外部环境温度越低，内部SF6气体压力越大，高压导体表面温度也越高。图3中，采用外延法估算，在设备外壳表面温度为16.3℃、环境温度为15℃时，内部高压导体表面温度为25.5℃；在设备外壳表面温度为15℃、环境温度为15℃时，内部高压导体表面温度为16.8℃。

11026C相隔离开关与仿真模型进行对比，主要区别有:①11026C相隔离开关接地外壳外半径为150 mm，与仿真计算模型的尺寸相当；②高压导线外半径由于没有厂家资料，暂时未知；③内部SF6气体压力为0.53 MPa，高于仿真压力值；④外部环境温度为12.5℃，低于仿真时的温度；⑤仿真计算的内部高压导体为均匀发热，而11026C相隔离开关是触头的局部发热，局部发热点温升远高于整体均匀发热。因此，综合上述差异因素来看，11026C相隔离开关内部热点温度应远高于估算值25.5℃。

2)对于正常设备而言，其内部高压导体为均匀发热，因此，正常设备内部导体温度应与文献〔7〕的估算相当，根据文献〔7〕的估算，当环境温度为15℃时，正常设备内部高压导体的温升为1.8 K。

根据DL/T 664—2008《带电设备红外诊断应用规范》，相对温差δ按下式计算:

式中 T1为发热点温度，为保守起见，取模型的估算值25.5℃；T2为正常相对应的温度，取模型的估算值16.8℃；T0为环境参考体温度，取模型计算值15℃。此时，相对温差δ为82.9%。参照DL/T 664—2008中类似设备的发热缺陷标准(相对温差δ≥80%)，判断为严重缺陷。

但因上述计算取值均比较保守，实际上该隔离开关内部热点温度应远高于估算值25.5℃，因此，相对温差δ也应高于82.9%，不排除达到危急缺陷标准(相对温差δ≥95%)的可能性。

3)11026隔离开关的额定电流为629.85 A，而测试的最大负载电流为303.58 A，为额定电流的48.2%，因此，在运行过程中，11026C相隔离开关的温升可能会随负载电流的增加而进一步增大，根据经验公式〔8—9〕

式中 Δθ1为在实际负荷电流为I1时实际检测的接头相对温升值，Δθn为折算成额定电流In时的接头相对导线的温升。按上式估算，内部温升应高于94.94 K(保守计算，负载电流为303.58 A时，内部温升Δθ1选取为模型估算值10.5 K)，此时内部温度应高于109.94℃，根据标准〔6〕中类似设备的发热缺陷标准，判定为严重及以上缺陷。

4)该缺陷为首次发现，无法对该缺陷进行历史纵向数据分析。

5)如果长期运行，可能会由于触头接触不良，而导致悬浮、自由颗粒或尖端等放电缺陷。

综合上述，该缺陷判定为电流致热型的严重及以上缺陷。

4 结论

1)对于GIS内部发热缺陷，应结合特高频和超声波局部放电、SF6气体成分分析结果，进行综合诊断，判断其内部是否存在局部放电。

2)对于GIS内部接触不良缺陷，其外壳发热的温度不仅与内部热点温度有关，还与外部温度、气室大小、负载大小等有关，对其缺陷严重程度应结合各相关因素进行综合分析。

3)对于GIS内部接触不良引起的发热缺陷应加强跟踪检测，防止由于接触不良，而导致悬浮、自由颗粒或尖端等放电缺陷。

〔1〕乔亚军，林其雄，林李波.500 kV CVT电磁单元过热缺陷分析与处理〔J〕.电力电容器与无功补偿，2015，36(4):61-63.

〔2〕林赫，王元峰.变压器高压套管故障原因分析〔J〕.电网技术，2008，32(增刊2):253-255

〔3〕陈仁刚，冯新岩，辜超，等.红外测温技术在GIS故障诊断中的应用〔J〕.高压电器，2015，51(9):190-194.

〔4〕肖虎.红外成像诊断技术中相对误差法在小负荷电流致热型电气设备中的分析研究〔J〕.广东科技，2009(8):143-144.

〔5〕谢庆华.红外诊断技术在带电设备缺陷诊断中的运用〔J〕.四川电力技术，2008，31(增刊1):51-54.

〔6〕中华人民共和国国家发展和改革委员会.带电设备红外诊断应用规范:DL/T 664—2008〔S〕.北京:中国电力出版社，2008.

〔7〕师晓岩，查玮，孙福，等.UHV GIS内部温度场的红外热诊断技术〔J〕.高电压技术，2007，33(6):16-20.

〔8〕郭宽良，孔祥谦，陈善年，等.计算传热学(笫1版)〔M〕.合肥:中国科技大学出版社，1988.

〔9〕查普曼.传热学〔M〕.北京:治金工业出版社，1984.

Analysis of internal heating defect in GIS

SUN Lipeng1，LIU Xingwen1，QI Fei1，ZHOU Xinjun2，XIE Yaoheng1
(1.State Grid Hunan Electric Power Corporation Research Institute，Changsha 410007，China；2.State Grid Hunan Electric Power Corporation Yongzhou Company，Yongzhou 425100，China)

The paper analyzes the heating defect caused by poor contact in the disconnection switch combined with other on-line detection means and charged load.The article considers that it is necessary to judge whether there are discharged defects according to super high frequency，ultrasonic partial discharge and SF6gas analysis results.The tracking detection should be strengthened to avoid suspension，free particles or tip discharge defect due to bad contact.The analysis of defect severity should be analyzed combining with the structure，size of the tank and the charged load.

on-line detection；infrared thermal imaging；gas insulated switchgear(GIS)；heating；defect

TM855.1

A

1008-0198(2016)02-0066-03

10.3969/j.issn.1008-0198.2016.02.017

2015-12-29 改回日期:2016-02-24