一 : GIS设备简介

组合电器简介

一、六氟化硫封闭式组合电器，国际上称为“气体绝缘开关设备”（Gas lnsulated Switchgear)简称GIS，它将一座变电站中除变压器以外的一次设备，包括断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、母线、电缆终端、进出线套管等，经优化设计有机地组合成一个整体。 二、GIS设备的特点

1.小型化。因采用绝缘性能卓越的六氟化硫气体做绝缘和灭弧介质，所以能大幅度缩小变电站的体积，实现小型化。

2.可靠性高。由于带电部分全部密封于惰性SF6气体中，不与外部接触，不受外部环境的影响，大大提高了可靠性。此外由于所有元件组合成为一个整体，具有优良的抗地震性能。

3.安全性好。带电部分密封于接地的金属壳体内，因而没有触电危险。SF6气体为不燃烧气体，所以无火灾危险。

4.杜绝对外部的不利影响。因带电部分以金属壳体封闭，对电磁和静电实现屏蔽，噪音小，抗无线电干扰能力强。

5.安装周期短。由于实现小型化，可在工厂内进行整机装配和试验合格后，以单元或间隔的形式运达现场，因此可缩短现场安装工期，又能提高可靠性。

6.维护方便，检修周期长。因其结构布局合理，灭弧系统先进，大大提高了产品的使用寿命，因此检修周期长，维修工作量小，而且由于小型化，离地面低，因此日常维护方便。

三、GIS设备的结构

ZF6-72.5,126(L)/2500-40 型气体绝缘金属封闭开关设备

一．

产品构造

钢壳体GIS 外形图

1.汇控柜 2.断路器 3.电流互感器 4.接地开关 5.出线隔离开关

6.电压互感器 7.电缆终端 8.母线隔离开关 9.接地开关 10.母线 11.操动机构

1

4 235

6

7 8

铝壳体GIS外形图

1.汇控柜 2.断路器 3.电流互感器 4.接地/隔离开关及传动机构 5.出线套管 6.避雷器 7.主母线 8.整体底座

表 1

二． 主要元器件

1．断路器：断路器组件由三相共箱式断路器和操动机构组成。每相灭弧室有独立的绝缘筒封闭。灭弧室为单压式，采用轴向同步双向吹弧式工作原理，结构简单，开断能力强。

灭弧室

断路器操动机构

断路器液压弹动机构原理 操动机构主

体

静弧触头 动弧触头 喷口 压气缸

弹簧操动机构外型图

．

断路器与ABB液压弹簧机构 灭弧室与弹簧机构

2． 隔离开关和接地开关

?接地开关可以配手动、电动或电动弹簧机构。手动和电动机构主要用于检修用接地开关；电动弹簧机构用于具有开合电磁感应电流、静电感应电流能力和需要关合短路电流的接地开关。

接地开关可用做一次接引线端子 , 因此 , 在不需要放掉 SF6 气体的条件下 , 用于检查电流互感器的变比和测量电阻等。

?隔离开关可以配手动、电动或电动弹簧机构。手动和电动机构主要用于无负载电流时分合隔离开关；电动弹簧机构用于需要切合电容电流、电感电流和母线转换电流的隔离开关。

接地开关

隔离开关 接地开关

钢壳体隔离接地开关组合 铝壳体隔离接地开关组合

3． 电压互感器和电流互感器

电压互感器外形（三相）

本技术制造充SF6气体的电磁式电压互感器。

?二次绝缘材料为聚脂薄膜。

电流互感器外形 电流互感器为环形铁芯，有接地壳体封闭。 二次绝缘材料分为聚脂薄膜和环氧树脂两种。

?电压互感器采用引进德国 MWB 公司技术的或日

4．避雷器

避雷器为氧化锌型封闭式结构，采用SF6绝缘，有垂直或水平接口，主要由罐体盆式绝缘子安装底座及芯体等部分组成，芯体是由氧化锌电阻片作为主要元件，它具有良好的伏安特性和较大的通容量。

避雷器外形图

5、气隔

GIS的每一个间隔，用不通气的盆式绝缘子（气隔绝缘子）划分为若干个独立的SF6气室，即气隔单元。各独立气室在电路上彼此相通，而在气路上则相互隔离。设置气隔具有以下优点：

1） 可以将不同SF6气体压力的各电器元件分隔开； 2） 特殊要求的元件（如避雷器等）可以单独设立一个气隔； 3） 在检修时可以减少停电范围；

4） 可以减少检查时SF6气体的回收和充放气工作量； 5） 有利于安装和扩建工作。 具体划分如下：

气体压力（MPa 20℃）

220kV设备

气体压力（MPa 20℃）

110kV设备

每一个气隔单元有一套元件，即SF6密度计、自封接头、SF6配

管等。

其中，SF6密度计带有SF6压力表及报警接点。除可在密度计上直接读出所连接的气室的SF6压力外，还可通过引线，将报警触点接入就地控制柜。当气室内SF6气压降低时，则通过控制柜上光字牌指示灯及综自系统报文发出“SF6压力降低”的报警信号，如压力降至闭锁值以下，则发闭锁信号，同时切断断路器控制回路，将断路器闭锁。

密度继电器

1、动作原理

? 压力下降，波纹管8下降，固定其上的顶杆5

也下降，

传动板4也下降，与微动开关的接点杆分离，微动开关的接点在弹簧作用下闭合，发相应信号

? 压力增高，顶杆5上移，微动开关的接点断开，不发信号

? 温度补偿：双金属片变形距离恰好等于波纹管移动的距离时，密度继电器只反映气体密度变化，与环境温度无关

MJ-2型指针式SF6密度继电器

YXK-100

YXK-100G

1、 操作模式

220kV、110kV GIS设备共有三种操作模式

1）就地操作

就地操作需要通过就地控制柜来实现。

就地控制柜（LCP）是对GIS进行现场监视与控制的集中控制屏。也是GIS间隔内、外各元件，以及GIS与主控室之间电气联络的中继枢纽。就地控制柜具有就地操作、信号传输、保护和中继、对SF6系统进行监控等功能。主要功能如下：

a） 实施断路器、刀闸、接地刀闸就地——远方选择操作，在控制柜上进行就地集中操作；

b） 监视断路器、刀闸、接地刀闸的分合闸位置状态； c） 监视GIS各气室SF6气体密度；

d） 实现GIS本间隔内断路器、刀闸、接地刀闸之间的电气联锁及间隔之间各种开关之间的电气联锁；

e） 显示一次主接线形式及运行状态；

f） 作为GIS各元件间及GIS与主控室之间的中继端子箱接收或发送信号用；

g） 监视控制回路电源是否正常，并通过电源开关、熔断器、保护开关，对就地控制柜及GIS的二次控制、测量和保护元件起保护作用。

就地操作时，将“远方/就地”操作把手切至“就地”位置，然后切相应的开关、刀闸、接地刀闸操作开关即可。

2）测控装置操作

以220kV系统为例。220kV系统采用FCK-851微机测控装置，具有测量、控制、监视、记录、同期、间隔层逻辑自锁互锁等功能。该装置通过自身实时、开放的网络通信功能互相交换数据，每台测控装置都能实时获得来自其它间隔的测控装置的遥信信息，并应用于控制的闭锁逻辑判别，从而实现间隔层的逻辑闭锁。控制命令的执行流程如图所示：

远方控制命令就地控制命令

当远方/就地把手在远方状态时，只有远方遥控命令有效；当远

方/就地把手在就地状态时，只有就地的控制操作有效。然后判断联锁/解锁把手的位置状态，确定是否需要进行逻辑闭锁，只有不需要逻辑闭锁或者满足闭锁逻辑的出口条件时，才允许完成控制命令，从而有效地实现逻辑闭锁功能。

在测控装置操作时，应先在五防机进行模拟操作，并将操作任务传至电脑钥匙。将测控装置的“远方/就地”切换把手切至“就地”位置，电脑钥匙插入对应的端口，然后切换相应的开关操作把手即可。

2、 GIS设备的巡视检查项目

巡视检查，每天至少1次。对运行中的GIS进行外观检查时，要做好记录。巡视检查主要包括以下内容：

1） 检查通风系统是否正常；

2） 检查断路器、隔离开关、接地开关的分、合闸位置指示应与当时实际运行工况相符，指示器及指示灯显示应正确；

3） 检查汇控柜盘面上的各种信号指示、控制开关的位置、盘内加热器等是否正确，各类箱门是否密封良好，内部有无受潮、生锈等情况；

4） 检查并记录当时的环境温度、负荷电流、各气室SF6气体的压力值，并应考虑GIS内的温升因素，分析是否有异常；

5） 断路器、避雷器的指示动作次数是否正常。

6）二次端子有无发热现象。

7）在GIS设备附近无异味、异声。

8） 设备有无漏气、漏油现象。

５ 预防ＳＦ６气体中毒的措施

ＳＦ６气体本身是无毒的，但在高温或电化学作用下产生的氟化物是有毒的。当断路器损坏或密封不良时，这些有毒的氟化物就会泄漏出来，附着在设备表面或弥散在空气中，如工作人员接触或吸入这些有毒物质，就会造成中毒事故。预防中毒是ＳＦ６气体维护管理工作中的一个重要方面。主要从泄漏预警、通风排气、个人防护３个方面采取措施。

５．１ 在ＳＦ６断路器上或配电室内安装报警装置。ＳＦ６断路器上装设气体压力降低报警装置，当断路器内的ＳＦ６气体发生泄漏使压力降低到设定值时发出报警信号。在配电室内加装ＳＦ６报警装置或配备便携式ＳＦ６报警仪，它可对采样探头送来的空气成分进行分析，当ＳＦ６的含量超标时立即报警。

５．２ 装有ＳＦ６断路器设备的配电室、实验室，都要按《电业安全工作规程》的规定，装设强力通风装置。在正常的设备运行维护中，应在开启通风系统１５ ｍｉｎ后，方可进入室内，且尽量避免单人进入ＳＦ６配电室巡视设备。

发生事故后，除开启通风系统外，还应检测空气中的含氧量（要求不低于１８％）和ＳＦ６气体的含量。

５．３ 进入事故现场的抢修人员一律带防毒面具、穿防护服。抢修人员身体的裸露部分，用过的防毒面具、手套、靴子等，先用小苏打溶液清洗，再用肥皂及清水洗干净、揩干。用过的防护服、抹布、清洁袋、过滤器、吸附剂、苏打粉等物，均用塑料袋装好放入金属容

器中深埋地下，不允许焚烧。

山东电网GIS有关问题的汇报

生技部

山东电网从93年开始使用GIS设备， 2000年以后，随着国产GIS设备制造技术的逐步成熟，可靠性能有了较大提高，我省GIS设备装用量开始迅速增加。至2006年2月1日，山东电网共投运110kV及以上GIS设备208套。

1、山东电网GIS设备的装用概况

截止2006年1月底，山东电网共有171个变电站安装有GIS设备，运行110kV至500kV的GIS共221套，其中：110kV GIS 156套，220kV GIS 49套，500kV GIS 3套，运行断路器间隔数958个。设备以国产为主，西安西开高压电器股份有限公司、新东北电气（沈阳）高压开关有限公司（原沈阳高压开关有限责任公司）、平顶山高压电气有限公司三大开关制造厂的产品占有50％以上的比例，近几年山东鲁能恩翼帕瓦电机有限公司（原山东鲁能富士机电公司）的产品装用量也有所增加，并超过了平顶山高压电气有限公司的设备装用量。

另外，山东泰安开关集团，上海西门子有限公司，河南平高东芝高压开关有限公司，ABB高压开关有限公司，北京高压开关厂，阿尔斯通，德国西门子有限公司，北京日新，日本三菱，上海西高所，厦门ABB等厂家的产品在我省电网内也有一定量的使用。操动机构以弹簧机构为主，占一半以上，其余主要为液压机构、液压弹簧机构，另外还有少部分气动机构。

烟台供电公司110kV市中站的110kV GIS设备是山东电网最早运行的GIS，于1993年8月23日投运，ABB公司产品。威海供电公司220kV涝台站安装的日本三菱产220kV GIS是我省电网第一套220kV的GIS设备，于97年9月投运。超高压公司于2004年6月，在500kV莱阳变电站投运了我省电网第一套500kV的GIS设备，由平高东芝生产。

2、GIS设备运行状况

到目前为止，山东电网GIS设备总体运行状况基本稳定，但随着投运设备数量的急剧增加和运行年限的增长，在设备的安装调试和运行中也出现了一些故障，比较常见的有密封圈变形、外壳有砂眼、压力表连接管路阀门螺栓滑丝等缺陷，导致SF6气体泄漏超标、气动机构漏气、机构频繁打压、操动机构卡滞等。另外，因安装质量不良造成绝缘件损坏或导电回路损坏的也有发生，2000年以来GIS主要的故障统计见附表。

部分主要故障简述如下：

a）日照供电公司腾家站故障

2002年10月，110kV腾家站GIS（鲁能富士电机2000年产品）102间隔开关不能合闸，现场对电气回路进行了检查，无异常，后尝试手动合闸，手动也无法合闸，合闸脱扣不能跳开，经调整合闸保持卡钩后能合上闸，但合上闸后电机储能保持不住，随后对能调整的部件均进行了调整，缺陷仍无法消除，致使开关没能正常送电。

随后在厂家技术人员配合下，对机构重新进行了解体检查，发现合闸凸轮的弹簧安装处的滚针轴承破损。分析原因为卷升机构（齿轮系统）与操作框架间的配合错径，向滚针轴承上施加了斜向压力，卷升机构框架尺寸不良。将卷升机构更换为进口新件，将合闸弹簧杆处的滚针轴承及部分连板、卡钩全部更换，组装后缺陷依然没有消除。至此，已对机构所有环节均进行了检修检查。现场拆除机构与本体传动轴，用专用工具手动分合闸检查，发现用力超出正常范围，有卡滞感觉。经分析后认定，断路器本体原因造成不能完全合闸，最后对断路器本体解体，消除故障。

b）青岛供电公司李山站故障

2003年8月28日下午15：33，青岛供电公司220kV李山变电站GIS（沈阳高压开关厂2001年产品）发生故障。根据保护动作行为分析，故障点应位于李山站220kV GIS设备的李黄线A相断路器与出线侧CT（母差保护用）之间。并根据设备发热情况，估计故障为该处的盆式绝缘子或支撑绝缘子闪络造成。后现场打开A相断路器观察孔，果然发现断路器底部有剥落的绝缘子碎块，表面被电弧烧灼炭化，解体后发现断路器静触头上部的支撑绝缘子爆裂。分析其事故原因是

绝缘子安装中产生不均匀受力造成内部应力较大，在断路器分、合闸操作冲击下产生裂纹，从而导致导电回路对地闪络、击穿，产生的热量导致绝缘子爆裂。该扩建间隔2003年5月份安装，6月初投产。

图1、图2显示了绝缘子的爆裂情况。

图1 悬挂绝缘子 图2 绝缘子取出后

c）聊城供电公司开发区站故障

2004年6月30日，为110kV开发区站GIS（西安高压开关厂2001年产品）供电的110kV蒋柳线发生A相接地跳闸，巡线未发现异常，试送时发生A、C相接地短路跳闸。经检查、试验认为原因是110kV开发区站110kV进线侧GIS内-3刀闸触头与机构脱离。

图3 9701-D2动触头 图4 9701-D2静触头

图5 9701-3脱落的绝缘拉杆 图6 9701-3动触头与绝缘拉杆的连接 对9701-3、-D2气室进行解体检修，发现带动9701-3刀闸A、C相动触头的绝缘杆与A相脱开，主绝缘杆动，A、C相动触头不随其动作，始终在合位。主绝缘杆卡固套损坏。9701-D2接地刀闸A相动触头烧伤，静触头多个触指烧毁，圆形触指罩烧了个缺口。气室内臂上有飞溅的金属珠及烧伤痕迹。9701-3刀闸触头及触指均无烧伤，9701-D2接地刀A、C均良好。

对烧伤元件进行更换：更换了9701-D2刀闸A相动触头。由于9701-D2刀闸A相静触头与9701-3刀闸的静触头属一个整体，加上A相卡固绝缘杆的卡套损坏，因而对9701-D2、9701-3刀闸的整套静止部分（A相）进行了更换。

d）淄博供电公司杜科站故障

2004年12月2日，位庄操作队值班员在110kV杜科变电站GIS（平顶山高压开关厂96年产品）进行变压器送电操作过程中，合上110kV内桥10乙刀闸后，检查三相合好时发现110kV内桥10乙刀闸B相刀闸观察口有放电现象，及时采取措施拉开内桥10开关及刀闸，将故障点隔离，后对10乙刀闸气室进行了解体。发现刀闸触头已严重损坏。分析其原因为安装质量不良，触头长期过热所致。

图7、图8显示了10乙刀闸动、静触头的损坏情况。

图7 10乙刀闸动触头 图8 10乙刀闸静触头

上述故障的发生，表明GIS设备的运行状况不容乐观，故障大多数在运行一段时间后发生，对安全运行的影响巨大。一旦发现不及时，将会对电网造成巨大损失。如何对运行的GIS设备进行故障监测，正确分析其健康状况，已经成为了一个必须解决的技术问题。

e）济南供电公司神武站GIS盆式绝缘子击穿

2004年11月，济南供电公司神武站110kV GIS送电时避雷器气室的盆式绝缘子发生击穿。后进行了更换。

分析该绝缘子击穿原因为制造质量不良或安装过程中受到损伤。

图9 击穿的盆式绝缘子表面 图10 击穿的盆式绝缘子内部

f）菏泽供电公司三里庙GIS绝缘故障

2005年12月25日，菏泽供电公司三里庙变电站220kV母线差动

保护动作，#1主变220kV侧201开关 、宁三线211开关 、郓三I线212开关、220kV母联200开关跳闸。

经对事故故障录波进行分析和后续的试验检查后，认为故障出现在220kV GIS(西安高压开关厂产品,2005年10月26日投运) I母线西部气室。对I母线西部气室解体检查后发现B相母线一支持绝缘台有对筒壁放电痕迹，母线屏蔽罩及筒壁均有三处较严重的放电点。

初步分析故障原因为该绝缘支撑台在安装过程中表面处理不够彻底，运行后表面放电严重，逐步形成放电通道，引起对地闪络。

图11 绝缘台在GIS母线筒内的位置 图12 绝缘台与母线的联接

图13 GIS筒壁上的放电痕迹 图14 取出后的绝缘支撑台几母线 3 故障原因小结

总体来讲，GIS设备的事故率相对其它开关类设备的事故率是很低的。但GIS设备高集成度的特点使得GIS设备事故造成事故停电范

围大，处理周期长，对供电可靠性影响较大。

我省GIS设备大量使用基本上是从2000年开始的，发生故障的GIS也主要集中在2000年以后投运的设备中，附表中对我省近几年来主要的GIS设备缺陷进行了统计，表1显示了不同年代投运的GIS设备的缺陷台次。

综合我省近几年来GIS所发生的障碍、事故，可以看出，2000年前安装的设备共出现缺陷10台次，且多为机构和附件质量原因造成，本体故障率低。2000年及以后设备缺陷中因设备安装工艺控制不严格，安装质量不良所造成的事故占绝大多数。

图1 不同投运年代GIS发生缺陷台次的统计

早期产品缺陷与当时机械制造、加工工艺不良有关，产品运行一定时期后，缺陷逐渐暴露。2000年以后产品的缺陷主要由设备制造、运输、安装过程中产生的隐患引起。

由于目前GIS的现场安装基本都由制造厂完成，随着GIS市场的

迅速膨胀，制造厂现场指导技术人员和安装人员需求量很大，部分技术指导人员本身技术水平不过关，从而造成了一些GIS设备安装调试过程中出现众多的问题。

因GIS对密封和内部绝缘有着严格的要求，现场安装时如不能严格按照工艺要求对各密封面和内表面进行清理，就会造成密封面密封不良，气室漏气，降低SF6气体压力，从而使主绝缘强度降低；或者在内部绝缘表面遗留脏污，破坏了表面绝缘，发生闪络等事故。

非专业的安装、施工，有时会对GIS内部起着关键作用的固体绝缘支撑件和盆式绝缘子造成损伤。安装过程中不能严格按照绝缘件的紧固力矩要求和紧固工艺进行，使得固体绝缘子异常受力，发展为内部伤纹，绝缘结构被破坏，发生接地故障。

同时，现场对GIS设备交接验收时和投入运行后没有能够进行有效质量检测的足够手段，也是引起GIS投运后故障出现较多的一个原因。目前我省仅能在现场进行交流耐压试验，该试验是保证设备投运质量的基本手段，但对于GIS内部由于局放等原因引起的发展性故障的检测基本上是无效的。

另外，GIS的运输基本上采用的都是公路运输，各地路况条件不同，长途运输过程中也很容易对GIS的密封面、固体绝缘件造成损伤，在设备投运后引发故障。

4 目前的试验监测方法

目前，对GIS设备的试验监测主要还是采用常规的一些绝缘监测方法，主要有：

a）现场交流耐压试验

依据电气设备交接试验标准，对新安装GIS和该、扩建的GIS间隔或大修后的GIS间隔设备进行老练和耐压试验。交流老练可以对设备制造、安装过程中的部分绝缘缺陷进行消除，比如高压导体上的毛刺、金属筒壁上的尖锐突起等，可以通过老练电压下的放电逐步消除，部分可以在进行交流耐压时的更高电压下放电消除；而对于存在与GIS内部的自由移动颗粒，则可以通过在老练电压下的移动，转移到预先设计的陷阱或低场强的安全区域。现场交流耐压试验可以发现和消除大部分安装过程中带来的绝缘缺陷，是保证GIS设备安全运行的基础试验。

因受到现场试验条件的限制，目前还没有在现场开展GIS的局部放电测量试验。

b）SF6气体湿度测试

GIS设备主体绝缘介质为SF6气体，其纯度和湿度（微水含量）是影响SF6气体绝缘性能的重要指标。GIS所使用的SF6气体的纯度依靠“山东省SF6气体质量监督中心”对新气的统一质检和配备来保证，但目前对运行中气体成分的分析尚未开展，因为常规方法对气体做成分分析所需气体量较大，将会对GIS的正常运行造成影响。

目前广泛开展（也是预防性试验的要求项目）的测试是对SF6气体进行湿度测量。SF6气体湿度测试是一项成熟的试验手段，从试验方法、理论、试验仪器现场都掌握，是我省目前对运行GIS设备的最主要监测手段，在GIS的安全运行中发挥着重要作用。

c）回路电阻、机械特性试验

回路电阻测试可以有效验证GIS导电回路的连续性以及安装质量，要求在交接和预防性试验中尽量创造条件进行开展。而机械特性试验则能够对断路器、隔离开关、接地刀闸等开关设备的安装调整质量和运行状况进行检验和监督，对拉杆松动、脱落、断裂、行程调整不当的缺陷能够及时发现。但是由于GIS设备结构的特殊性，使得这项原本常规的试验在GIS设备中开展的效果并不理想，有的没有进行。

d）SF6气体泄漏率检测及密度继电器校验

SF6检漏仪各运行单位配置率相对较低，并且基本为定性检漏仪器，因此，对GIS设备的检漏工作一般只在GIS设备压力发生异常时，由山东电力研究院协助进行。

密度继电器的压力指示是目前运行现场对GIS内部SF6气体工作压力和泄漏程度进行判断的主要依据。因此，密度继电器指示压力的准确度对安全运行的影响非常重要。集团公司为下属各运行单位统一配备了SF6密度继电器校验仪，要求严格按照规程规定开展密度继电器的定期校验工作，保证密度继电器的压力指示和报警值的准确性。

目前对GIS设备的监测手段只能监测部分GIS缺陷，可以保证GIS安全的投入运行。但是对运行后GIS的监测仅限于SF6气体湿度测量和压力监视，缺乏对各种发展性故障和绝缘自然老化等缺陷的有效检测，无法准确掌握运行中GIS设备的健康状况，是设备和电网安全可靠运行的重大隐患。

5 GIS安装、验收及运行中存在的问题及建议

a）现场安装质量问题较多。一是GIS在制造厂安装试验完毕后，再拆卸运输，在拆卸过程中，可能造成损坏；二是在运输过程中可能存在颠簸、碰撞，造成盆式绝缘子或支撑绝缘子受伤，投运时出项故障；三是现场安装条件有限，密封情况差，大风把灰尘吹入GIS内部，造成隐患；四是现场安装人员不执行工艺要求，随意更改程序和工艺，造成安装质量不良。特别是近几年，随着GIS使用量的大大增加，现场安装质量有所下降，同时，运行单位在GIS安装到位及运行后的质量监测手段有限，因此必须加强现场安装的监理和监督，避免留下安全隐患。

b）对于母线较长的GIS设备，考虑到日后故障的查找和检修、维护，应适当加装盆式绝缘子，将母线分隔成多个相对独立的气室，建议5～10米应安装一个盆式绝缘子。

c）对有扩建计划的GIS，前期工程必须考虑能够保证扩建工程按照有关标准进行验收试验包括耐压，建议将有关分段开关和隔离开关一并安装齐全。

d）运行经验表明，安装在二层（室内）或楼顶（室外）的GIS设备，特别是220kVGIS，在经过一段时间的运行后，其基础架构均有不同程度沉降，引起GIS设备整体变形，破坏密封，出现SF6泄漏，尤其是220kV GIS出线套管支撑处。建议设计时220kV GIS必须安装在一层，110kV可以安装二层，但要进行详细支撑计算。

e）GIS设备的局放试验，能够很好的弥补现场耐压试验的不足之

处，及时发现安装遗留的缺陷隐患。运行后定期进行局放试验，也是对GIS设备绝缘状况的有效监测，能够及时发现潜伏的发展性故障。建议要求各单位创造条件，开展GIS设备的现场局放试验。

f）对GIS各导电回路进行回路电阻测试，保证导电回路的电气完整性和电气连接质量。

g）建议积极采用新技术，对GIS设备运行状态进行监测。如超声局放测量，可对GIS设备进行带电测试，不影响设备的正常运行；SF6气体离子迁移率测试，可利用停电机会对GIS设备内部的SF6气体污染程度进行快速的判断，从而对气体的绝缘性能和隔室内的放电情况进行推断。虽然这些新技术、新设备还不是非常成熟，但在近几年国内、外的应用中，已经证明具有一定的检测效果。应当积极使用，积累经验，为GIS设备的安全运行探索有效的保障手段。

附表：

山东电力集团公司GIS障碍统计表

填报日期： 2006.1

山东电力集团公司GIS障碍统计表

填报日期： 2006.1

山东电力集团公司GIS障碍统计表

填报日期： 2006.1

山东电力集团公司GIS障碍统计表

填报日期： 2006.1

山东电力集团公司GIS障碍统计表

填报日期： 2006.1

山东电力集团公司GIS障碍统计表

填报日期： 2006.1

二 : GIS设备简介

组合电器简介

一、六氟化硫封闭式组合电器，国际上称为“气体绝缘开关设备”（Gas lnsulated Switchgear)简称GIS，它将一座变电站中除变压器以外的一次设备，包括断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、母线、电缆终端、进出线套管等，经优化设计有机地组合成一个整体。（www.61k.com］ 二、GIS设备的特点

1.小型化。因采用绝缘性能卓越的六氟化硫气体做绝缘和灭弧介质，所以能大幅度缩小变电站的体积，实现小型化。

2.可靠性高。由于带电部分全部密封于惰性SF6气体中，不与外部接触，不受外部环境的影响，大大提高了可靠性。此外由于所有元件组合成为一个整体，具有优良的抗地震性能。

3.安全性好。带电部分密封于接地的金属壳体内，因而没有触电危险。SF6气体为不燃烧气体，所以无火灾危险。

4.杜绝对外部的不利影响。因带电部分以金属壳体封闭，对电磁和静电实现屏蔽，噪音小，抗无线电干扰能力强。

gis是什么 GIS设备简介

5.安装周期短。［www.61k.com)由于实现小型化，可在工厂内进行整机装配和试验合格后，以单元或间隔的形式运达现场，因此可缩短现场安装工期，又能提高可靠性。

6.维护方便，检修周期长。因其结构布局合理，灭弧系统先进，大大提高了产品的使用寿命，因此检修周期长，维修工作量小，而且由于小型化，离地面低，因此日常维护方便。

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三、GIS设备的结构

ZF6-72.5,126(L)/2500-40 型气体绝缘金属封闭开关设备

一．

产品构造

钢壳体GIS 外形图

1.汇控柜 2.断路器 3.电流互感器 4.接地开关 5.出线隔离开关

6.电压互感器 7.电缆终端 8.母线隔离开关 9.接地开关 10.母线 11.操动机构

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1

4 235

6

7 8

铝壳体GIS外形图

1.汇控柜 2.断路器 3.电流互感器 4.接地/隔离开关及传动机构 5.出线套管 6.避雷器 7.主母线 8.整体底座

表 1

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二． 主要元器件

1．断路器：断路器组件由三相共箱式断路器和操动机构组成。（www.61k.com]每相灭弧室有独立的绝缘筒封闭。灭弧室为单压式，采用轴向同步双向吹弧式工作原理，结构简单，开断能力强。

灭弧室

断路器操动机构

断路器液压弹动机构原理 操动机构主

体

静弧触头 动弧触头 喷口 压气缸

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弹簧操动机构外型图

．

断路器与ABB液压弹簧机构 灭弧室与弹簧机构

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2． 隔离开关和接地开关

?接地开关可以配手动、电动或电动弹簧机构。[www.61k.com]手动和电动机构主要用于检修用接地开关；电动弹簧机构用于具有开合电磁感应电流、静电感应电流能力和需要关合短路电流的接地开关。

接地开关可用做一次接引线端子 , 因此 , 在不需要放掉 SF6 气体的条件下 , 用于检查电流互感器的变比和测量电阻等。

?隔离开关可以配手动、电动或电动弹簧机构。手动和电动机构主要用于无负载电流时分合隔离开关；电动弹簧机构用于需要切合电容电流、电感电流和母线转换电流的隔离开关。

接地开关

隔离开关 接地开关

钢壳体隔离接地开关组合 铝壳体隔离接地开关组合

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3． 电压互感器和电流互感器

电压互感器外形（三相）

本技术制造充SF6气体的电磁式电压互感器。[www.61k.com］

?二次绝缘材料为聚脂薄膜。

电流互感器外形 电流互感器为环形铁芯，有接地壳体封闭。 二次绝缘材料分为聚脂薄膜和环氧树脂两种。

?电压互感器采用引进德国 MWB 公司技术的或日

4．避雷器

避雷器为氧化锌型封闭式结构，采用SF6绝缘，有垂直或水平接口，主要由罐体盆式绝缘子安装底座及芯体等部分组成，芯体是由氧化锌电阻片作为主要元件，它具有良好的伏安特性和较大的通容量。

避雷器外形图

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5、气隔

GIS的每一个间隔，用不通气的盆式绝缘子（气隔绝缘子）划分为若干个独立的SF6气室，即气隔单元。[www.61k.com)各独立气室在电路上彼此相通，而在气路上则相互隔离。设置气隔具有以下优点：

1） 可以将不同SF6气体压力的各电器元件分隔开； 2） 特殊要求的元件（如避雷器等）可以单独设立一个气隔； 3） 在检修时可以减少停电范围；

4） 可以减少检查时SF6气体的回收和充放气工作量； 5） 有利于安装和扩建工作。 具体划分如下：

气体压力（MPa 20℃）

220kV设备

气体压力（MPa 20℃）

110kV设备

每一个气隔单元有一套元件，即SF6密度计、自封接头、SF6配

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管等。［www.61k.com]

其中，SF6密度计带有SF6压力表及报警接点。除可在密度计上直接读出所连接的气室的SF6压力外，还可通过引线，将报警触点接入就地控制柜。当气室内SF6气压降低时，则通过控制柜上光字牌指示灯及综自系统报文发出“SF6压力降低”的报警信号，如压力降至闭锁值以下，则发闭锁信号，同时切断断路器控制回路，将断路器闭锁。

密度继电器

1、动作原理

? 压力下降，波纹管8下降，固定其上的顶杆5

也下降，

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传动板4也下降，与微动开关的接点杆分离，微动开关的接点在弹簧作用下闭合，发相应信号

? 压力增高，顶杆5上移，微动开关的接点断开，不发信号

? 温度补偿：双金属片变形距离恰好等于波纹管移动的距离时，密度继电器只反映气体密度变化，与环境温度无关

MJ-2型指针式SF6密度继电器

YXK-100

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YXK-100G

1、 操作模式

220kV、110kV GIS设备共有三种操作模式

1）就地操作

就地操作需要通过就地控制柜来实现。（www.61k.com)

就地控制柜（LCP）是对GIS进行现场监视与控制的集中控制屏。也是GIS间隔内、外各元件，以及GIS与主控室之间电气联络的中继枢纽。就地控制柜具有就地操作、信号传输、保护和中继、对SF6系统进行监控等功能。主要功能如下：

a） 实施断路器、刀闸、接地刀闸就地——远方选择操作，在控制柜上进行就地集中操作；

b） 监视断路器、刀闸、接地刀闸的分合闸位置状态； c） 监视GIS各气室SF6气体密度；

d） 实现GIS本间隔内断路器、刀闸、接地刀闸之间的电气联锁及间隔之间各种开关之间的电气联锁；

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e） 显示一次主接线形式及运行状态；

f） 作为GIS各元件间及GIS与主控室之间的中继端子箱接收或发送信号用；

g） 监视控制回路电源是否正常，并通过电源开关、熔断器、保护开关，对就地控制柜及GIS的二次控制、测量和保护元件起保护作用。（www.61k.com]

就地操作时，将“远方/就地”操作把手切至“就地”位置，然后切相应的开关、刀闸、接地刀闸操作开关即可。

2）测控装置操作

以220kV系统为例。220kV系统采用FCK-851微机测控装置，具有测量、控制、监视、记录、同期、间隔层逻辑自锁互锁等功能。该装置通过自身实时、开放的网络通信功能互相交换数据，每台测控装置都能实时获得来自其它间隔的测控装置的遥信信息，并应用于控制的闭锁逻辑判别，从而实现间隔层的逻辑闭锁。控制命令的执行流程如图所示：

远方控制命令就地控制命令

当远方/就地把手在远方状态时，只有远方遥控命令有效；当远

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方/就地把手在就地状态时，只有就地的控制操作有效。[www.61k.com)然后判断联锁/解锁把手的位置状态，确定是否需要进行逻辑闭锁，只有不需要逻辑闭锁或者满足闭锁逻辑的出口条件时，才允许完成控制命令，从而有效地实现逻辑闭锁功能。

在测控装置操作时，应先在五防机进行模拟操作，并将操作任务传至电脑钥匙。将测控装置的“远方/就地”切换把手切至“就地”位置，电脑钥匙插入对应的端口，然后切换相应的开关操作把手即可。

2、 GIS设备的巡视检查项目

巡视检查，每天至少1次。对运行中的GIS进行外观检查时，要做好记录。巡视检查主要包括以下内容：

1） 检查通风系统是否正常；

2） 检查断路器、隔离开关、接地开关的分、合闸位置指示应与当时实际运行工况相符，指示器及指示灯显示应正确；

3） 检查汇控柜盘面上的各种信号指示、控制开关的位置、盘内加热器等是否正确，各类箱门是否密封良好，内部有无受潮、生锈等情况；

4） 检查并记录当时的环境温度、负荷电流、各气室SF6气体的压力值，并应考虑GIS内的温升因素，分析是否有异常；

5） 断路器、避雷器的指示动作次数是否正常。

6）二次端子有无发热现象。

7）在GIS设备附近无异味、异声。

8） 设备有无漏气、漏油现象。

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５ 预防ＳＦ６气体中毒的措施

ＳＦ６气体本身是无毒的，但在高温或电化学作用下产生的氟化物是有毒的。(www.61k.com)当断路器损坏或密封不良时，这些有毒的氟化物就会泄漏出来，附着在设备表面或弥散在空气中，如工作人员接触或吸入这些有毒物质，就会造成中毒事故。预防中毒是ＳＦ６气体维护管理工作中的一个重要方面。主要从泄漏预警、通风排气、个人防护３个方面采取措施。

５．１ 在ＳＦ６断路器上或配电室内安装报警装置。ＳＦ６断路器上装设气体压力降低报警装置，当断路器内的ＳＦ６气体发生泄漏使压力降低到设定值时发出报警信号。在配电室内加装ＳＦ６报警装置或配备便携式ＳＦ６报警仪，它可对采样探头送来的空气成分进行分析，当ＳＦ６的含量超标时立即报警。

５．２ 装有ＳＦ６断路器设备的配电室、实验室，都要按《电业安全工作规程》的规定，装设强力通风装置。在正常的设备运行维护中，应在开启通风系统１５ ｍｉｎ后，方可进入室内，且尽量避免单人进入ＳＦ６配电室巡视设备。

发生事故后，除开启通风系统外，还应检测空气中的含氧量（要求不低于１８％）和ＳＦ６气体的含量。

５．３ 进入事故现场的抢修人员一律带防毒面具、穿防护服。抢修人员身体的裸露部分，用过的防毒面具、手套、靴子等，先用小苏打溶液清洗，再用肥皂及清水洗干净、揩干。用过的防护服、抹布、清洁袋、过滤器、吸附剂、苏打粉等物，均用塑料袋装好放入金属容

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器中深埋地下，不允许焚烧。(www.61k.com]

山东电网GIS有关问题的汇报

生技部

山东电网从93年开始使用GIS设备， 2000年以后，随着国产GIS设备制造技术的逐步成熟，可靠性能有了较大提高，我省GIS设备装用量开始迅速增加。至2006年2月1日，山东电网共投运110kV及以上GIS设备208套。

1、山东电网GIS设备的装用概况

截止2006年1月底，山东电网共有171个变电站安装有GIS设备，运行110kV至500kV的GIS共221套，其中：110kV GIS 156套，220kV GIS 49套，500kV GIS 3套，运行断路器间隔数958个。设备以国产为主，西安西开高压电器股份有限公司、新东北电气（沈阳）高压开关有限公司（原沈阳高压开关有限责任公司）、平顶山高压电气有限公司三大开关制造厂的产品占有50％以上的比例，近几年山东鲁能恩翼帕瓦电机有限公司（原山东鲁能富士机电公司）的产品装用量也有所增加，并超过了平顶山高压电气有限公司的设备装用量。

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另外，山东泰安开关集团，上海西门子有限公司，河南平高东芝高压开关有限公司，ABB高压开关有限公司，北京高压开关厂，阿尔斯通，德国西门子有限公司，北京日新，日本三菱，上海西高所，厦门ABB等厂家的产品在我省电网内也有一定量的使用。（www.61k.com］操动机构以弹簧机构为主，占一半以上，其余主要为液压机构、液压弹簧机构，另外还有少部分气动机构。

烟台供电公司110kV市中站的110kV GIS设备是山东电网最早运行的GIS，于1993年8月23日投运，ABB公司产品。威海供电公司220kV涝台站安装的日本三菱产220kV GIS是我省电网第一套220kV的GIS设备，于97年9月投运。超高压公司于2004年6月，在500kV莱阳变电站投运了我省电网第一套500kV的GIS设备，由平高东芝生产。

2、GIS设备运行状况

到目前为止，山东电网GIS设备总体运行状况基本稳定，但随着投运设备数量的急剧增加和运行年限的增长，在设备的安装调试和运行中也出现了一些故障，比较常见的有密封圈变形、外壳有砂眼、压力表连接管路阀门螺栓滑丝等缺陷，导致SF6气体泄漏超标、气动机构漏气、机构频繁打压、操动机构卡滞等。另外，因安装质量不良造成绝缘件损坏或导电回路损坏的也有发生，2000年以来GIS主要的故障统计见附表。

部分主要故障简述如下：

a）日照供电公司腾家站故障

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2002年10月，110kV腾家站GIS（鲁能富士电机2000年产品）102间隔开关不能合闸，现场对电气回路进行了检查，无异常，后尝试手动合闸，手动也无法合闸，合闸脱扣不能跳开，经调整合闸保持卡钩后能合上闸，但合上闸后电机储能保持不住，随后对能调整的部件均进行了调整，缺陷仍无法消除，致使开关没能正常送电。[www.61k.com)

随后在厂家技术人员配合下，对机构重新进行了解体检查，发现合闸凸轮的弹簧安装处的滚针轴承破损。分析原因为卷升机构（齿轮系统）与操作框架间的配合错径，向滚针轴承上施加了斜向压力，卷升机构框架尺寸不良。将卷升机构更换为进口新件，将合闸弹簧杆处的滚针轴承及部分连板、卡钩全部更换，组装后缺陷依然没有消除。至此，已对机构所有环节均进行了检修检查。现场拆除机构与本体传动轴，用专用工具手动分合闸检查，发现用力超出正常范围，有卡滞感觉。经分析后认定，断路器本体原因造成不能完全合闸，最后对断路器本体解体，消除故障。

b）青岛供电公司李山站故障

2003年8月28日下午15：33，青岛供电公司220kV李山变电站GIS（沈阳高压开关厂2001年产品）发生故障。根据保护动作行为分析，故障点应位于李山站220kV GIS设备的李黄线A相断路器与出线侧CT（母差保护用）之间。并根据设备发热情况，估计故障为该处的盆式绝缘子或支撑绝缘子闪络造成。后现场打开A相断路器观察孔，果然发现断路器底部有剥落的绝缘子碎块，表面被电弧烧灼炭化，解体后发现断路器静触头上部的支撑绝缘子爆裂。分析其事故原因是

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绝缘子安装中产生不均匀受力造成内部应力较大，在断路器分、合闸操作冲击下产生裂纹，从而导致导电回路对地闪络、击穿，产生的热量导致绝缘子爆裂。(www.61k.com]该扩建间隔2003年5月份安装，6月初投产。

图1、图2显示了绝缘子的爆裂情况。

图1 悬挂绝缘子 图2 绝缘子取出后

c）聊城供电公司开发区站故障

2004年6月30日，为110kV开发区站GIS（西安高压开关厂2001年产品）供电的110kV蒋柳线发生A相接地跳闸，巡线未发现异常，试送时发生A、C相接地短路跳闸。经检查、试验认为原因是110kV开发区站110kV进线侧GIS内-3刀闸触头与机构脱离。

图3 9701-D2动触头 图4 9701-D2静触头

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图5 9701-3脱落的绝缘拉杆 图6 9701-3动触头与绝缘拉杆的连接 对9701-3、-D2气室进行解体检修，发现带动9701-3刀闸A、C相动触头的绝缘杆与A相脱开，主绝缘杆动，A、C相动触头不随其动作，始终在合位。(www.61k.com]主绝缘杆卡固套损坏。9701-D2接地刀闸A相动触头烧伤，静触头多个触指烧毁，圆形触指罩烧了个缺口。气室内臂上有飞溅的金属珠及烧伤痕迹。9701-3刀闸触头及触指均无烧伤，9701-D2接地刀A、C均良好。

对烧伤元件进行更换：更换了9701-D2刀闸A相动触头。由于9701-D2刀闸A相静触头与9701-3刀闸的静触头属一个整体，加上A相卡固绝缘杆的卡套损坏，因而对9701-D2、9701-3刀闸的整套静止部分（A相）进行了更换。

d）淄博供电公司杜科站故障

2004年12月2日，位庄操作队值班员在110kV杜科变电站GIS（平顶山高压开关厂96年产品）进行变压器送电操作过程中，合上110kV内桥10乙刀闸后，检查三相合好时发现110kV内桥10乙刀闸B相刀闸观察口有放电现象，及时采取措施拉开内桥10开关及刀闸，将故障点隔离，后对10乙刀闸气室进行了解体。发现刀闸触头已严重损坏。分析其原因为安装质量不良，触头长期过热所致。

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图7、图8显示了10乙刀闸动、静触头的损坏情况。（www.61k.com]

图7 10乙刀闸动触头 图8 10乙刀闸静触头

上述故障的发生，表明GIS设备的运行状况不容乐观，故障大多数在运行一段时间后发生，对安全运行的影响巨大。一旦发现不及时，将会对电网造成巨大损失。如何对运行的GIS设备进行故障监测，正确分析其健康状况，已经成为了一个必须解决的技术问题。

e）济南供电公司神武站GIS盆式绝缘子击穿

2004年11月，济南供电公司神武站110kV GIS送电时避雷器气室的盆式绝缘子发生击穿。后进行了更换。

分析该绝缘子击穿原因为制造质量不良或安装过程中受到损伤。

图9 击穿的盆式绝缘子表面 图10 击穿的盆式绝缘子内部

f）菏泽供电公司三里庙GIS绝缘故障

2005年12月25日，菏泽供电公司三里庙变电站220kV母线差动

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保护动作，#1主变220kV侧201开关 、宁三线211开关 、郓三I线212开关、220kV母联200开关跳闸。[www.61k.com)

经对事故故障录波进行分析和后续的试验检查后，认为故障出现在220kV GIS(西安高压开关厂产品,2005年10月26日投运) I母线西部气室。对I母线西部气室解体检查后发现B相母线一支持绝缘台有对筒壁放电痕迹，母线屏蔽罩及筒壁均有三处较严重的放电点。

初步分析故障原因为该绝缘支撑台在安装过程中表面处理不够彻底，运行后表面放电严重，逐步形成放电通道，引起对地闪络。

图11 绝缘台在GIS母线筒内的位置 图12 绝缘台与母线的联接

图13 GIS筒壁上的放电痕迹 图14 取出后的绝缘支撑台几母线 3 故障原因小结

总体来讲，GIS设备的事故率相对其它开关类设备的事故率是很低的。但GIS设备高集成度的特点使得GIS设备事故造成事故停电范

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围大，处理周期长，对供电可靠性影响较大。(www.61k.com］

我省GIS设备大量使用基本上是从2000年开始的，发生故障的GIS也主要集中在2000年以后投运的设备中，附表中对我省近几年来主要的GIS设备缺陷进行了统计，表1显示了不同年代投运的GIS设备的缺陷台次。

综合我省近几年来GIS所发生的障碍、事故，可以看出，2000年前安装的设备共出现缺陷10台次，且多为机构和附件质量原因造成，本体故障率低。2000年及以后设备缺陷中因设备安装工艺控制不严格，安装质量不良所造成的事故占绝大多数。

图1 不同投运年代GIS发生缺陷台次的统计

早期产品缺陷与当时机械制造、加工工艺不良有关，产品运行一定时期后，缺陷逐渐暴露。2000年以后产品的缺陷主要由设备制造、运输、安装过程中产生的隐患引起。

由于目前GIS的现场安装基本都由制造厂完成，随着GIS市场的

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迅速膨胀，制造厂现场指导技术人员和安装人员需求量很大，部分技术指导人员本身技术水平不过关，从而造成了一些GIS设备安装调试过程中出现众多的问题。(www.61k.com）

因GIS对密封和内部绝缘有着严格的要求，现场安装时如不能严格按照工艺要求对各密封面和内表面进行清理，就会造成密封面密封不良，气室漏气，降低SF6气体压力，从而使主绝缘强度降低；或者在内部绝缘表面遗留脏污，破坏了表面绝缘，发生闪络等事故。

非专业的安装、施工，有时会对GIS内部起着关键作用的固体绝缘支撑件和盆式绝缘子造成损伤。安装过程中不能严格按照绝缘件的紧固力矩要求和紧固工艺进行，使得固体绝缘子异常受力，发展为内部伤纹，绝缘结构被破坏，发生接地故障。

同时，现场对GIS设备交接验收时和投入运行后没有能够进行有效质量检测的足够手段，也是引起GIS投运后故障出现较多的一个原因。目前我省仅能在现场进行交流耐压试验，该试验是保证设备投运质量的基本手段，但对于GIS内部由于局放等原因引起的发展性故障的检测基本上是无效的。

另外，GIS的运输基本上采用的都是公路运输，各地路况条件不同，长途运输过程中也很容易对GIS的密封面、固体绝缘件造成损伤，在设备投运后引发故障。

4 目前的试验监测方法

目前，对GIS设备的试验监测主要还是采用常规的一些绝缘监测方法，主要有：

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a）现场交流耐压试验

依据电气设备交接试验标准，对新安装GIS和该、扩建的GIS间隔或大修后的GIS间隔设备进行老练和耐压试验。（www.61k.com）交流老练可以对设备制造、安装过程中的部分绝缘缺陷进行消除，比如高压导体上的毛刺、金属筒壁上的尖锐突起等，可以通过老练电压下的放电逐步消除，部分可以在进行交流耐压时的更高电压下放电消除；而对于存在与GIS内部的自由移动颗粒，则可以通过在老练电压下的移动，转移到预先设计的陷阱或低场强的安全区域。现场交流耐压试验可以发现和消除大部分安装过程中带来的绝缘缺陷，是保证GIS设备安全运行的基础试验。

因受到现场试验条件的限制，目前还没有在现场开展GIS的局部放电测量试验。

b）SF6气体湿度测试

GIS设备主体绝缘介质为SF6气体，其纯度和湿度（微水含量）是影响SF6气体绝缘性能的重要指标。GIS所使用的SF6气体的纯度依靠“山东省SF6气体质量监督中心”对新气的统一质检和配备来保证，但目前对运行中气体成分的分析尚未开展，因为常规方法对气体做成分分析所需气体量较大，将会对GIS的正常运行造成影响。

目前广泛开展（也是预防性试验的要求项目）的测试是对SF6气体进行湿度测量。SF6气体湿度测试是一项成熟的试验手段，从试验方法、理论、试验仪器现场都掌握，是我省目前对运行GIS设备的最主要监测手段，在GIS的安全运行中发挥着重要作用。

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c）回路电阻、机械特性试验

回路电阻测试可以有效验证GIS导电回路的连续性以及安装质量，要求在交接和预防性试验中尽量创造条件进行开展。(www.61k.com）而机械特性试验则能够对断路器、隔离开关、接地刀闸等开关设备的安装调整质量和运行状况进行检验和监督，对拉杆松动、脱落、断裂、行程调整不当的缺陷能够及时发现。但是由于GIS设备结构的特殊性，使得这项原本常规的试验在GIS设备中开展的效果并不理想，有的没有进行。

d）SF6气体泄漏率检测及密度继电器校验

SF6检漏仪各运行单位配置率相对较低，并且基本为定性检漏仪器，因此，对GIS设备的检漏工作一般只在GIS设备压力发生异常时，由山东电力研究院协助进行。

密度继电器的压力指示是目前运行现场对GIS内部SF6气体工作压力和泄漏程度进行判断的主要依据。因此，密度继电器指示压力的准确度对安全运行的影响非常重要。集团公司为下属各运行单位统一配备了SF6密度继电器校验仪，要求严格按照规程规定开展密度继电器的定期校验工作，保证密度继电器的压力指示和报警值的准确性。

目前对GIS设备的监测手段只能监测部分GIS缺陷，可以保证GIS安全的投入运行。但是对运行后GIS的监测仅限于SF6气体湿度测量和压力监视，缺乏对各种发展性故障和绝缘自然老化等缺陷的有效检测，无法准确掌握运行中GIS设备的健康状况，是设备和电网安全可靠运行的重大隐患。

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5 GIS安装、验收及运行中存在的问题及建议

a）现场安装质量问题较多。[www.61k.com)一是GIS在制造厂安装试验完毕后，再拆卸运输，在拆卸过程中，可能造成损坏；二是在运输过程中可能存在颠簸、碰撞，造成盆式绝缘子或支撑绝缘子受伤，投运时出项故障；三是现场安装条件有限，密封情况差，大风把灰尘吹入GIS内部，造成隐患；四是现场安装人员不执行工艺要求，随意更改程序和工艺，造成安装质量不良。特别是近几年，随着GIS使用量的大大增加，现场安装质量有所下降，同时，运行单位在GIS安装到位及运行后的质量监测手段有限，因此必须加强现场安装的监理和监督，避免留下安全隐患。

b）对于母线较长的GIS设备，考虑到日后故障的查找和检修、维护，应适当加装盆式绝缘子，将母线分隔成多个相对独立的气室，建议5～10米应安装一个盆式绝缘子。

c）对有扩建计划的GIS，前期工程必须考虑能够保证扩建工程按照有关标准进行验收试验包括耐压，建议将有关分段开关和隔离开关一并安装齐全。

d）运行经验表明，安装在二层（室内）或楼顶（室外）的GIS设备，特别是220kVGIS，在经过一段时间的运行后，其基础架构均有不同程度沉降，引起GIS设备整体变形，破坏密封，出现SF6泄漏，尤其是220kV GIS出线套管支撑处。建议设计时220kV GIS必须安装在一层，110kV可以安装二层，但要进行详细支撑计算。

e）GIS设备的局放试验，能够很好的弥补现场耐压试验的不足之

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处，及时发现安装遗留的缺陷隐患。（www.61k.com）运行后定期进行局放试验，也是对GIS设备绝缘状况的有效监测，能够及时发现潜伏的发展性故障。建议要求各单位创造条件，开展GIS设备的现场局放试验。

f）对GIS各导电回路进行回路电阻测试，保证导电回路的电气完整性和电气连接质量。

g）建议积极采用新技术，对GIS设备运行状态进行监测。如超声局放测量，可对GIS设备进行带电测试，不影响设备的正常运行；SF6气体离子迁移率测试，可利用停电机会对GIS设备内部的SF6气体污染程度进行快速的判断，从而对气体的绝缘性能和隔室内的放电情况进行推断。虽然这些新技术、新设备还不是非常成熟，但在近几年国内、外的应用中，已经证明具有一定的检测效果。应当积极使用，积累经验，为GIS设备的安全运行探索有效的保障手段。

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附表：

山东电力集团公司GIS障碍统计表

填报日期： 2006.1

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山东电力集团公司GIS障碍统计表

填报日期： 2006.1

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山东电力集团公司GIS障碍统计表

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山东电力集团公司GIS障碍统计表

填报日期： 2006.1

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山东电力集团公司GIS障碍统计表

填报日期： 2006.1

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山东电力集团公司GIS障碍统计表

填报日期： 2006.1

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