封闭式组合电器

封闭式组合电器（精选9篇）

封闭式组合电器 第1篇

孤北热电厂一期项目使用了英国ALSTOM公司GMT11型110kV八间隔开关设备，2000年二期扩建则采用了西安高压开关厂ZF7型110kV十间隔GIS。在十多年的运行过程中，GIS开关设备优良的性能，得到了充分证明。然而，随着运行年限的增长，设备逐渐出现泄漏SF6气体的问题。

SF6气体是一种无毒、无色、无味，化学性能极稳定的物质，具有良好的电气绝缘及优异的灭弧性能，其耐电强度为同等压力下氮气的2.5倍，击穿电压是空气的3倍，在0.25MPa下与油的击穿电压相等，在中等压力、同等条件下电晕放电的起始电压是空气的2倍，是世界上目前最优良的绝缘介质和灭弧介质，现广泛应用在SF6断路器、SF6组合电器设备(GIS)、SF6电流电压互感器及小容量的变压器等。

采用SF6气体作为绝缘和灭弧介质的全封闭组合电器(GIS)，各电器元件都是标准的独立结构，由断路器、隔离开关、接地开关、检修接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、出线套管、电缆头等组成。具有不易着火、占地少、性能可靠、检修周期长、使用寿命长等优点，作为室内变电站主要开关设备被国内外广泛采用。GIS对材料、加工工艺、装配等要求较高，尤其是对气体密封性的要求更严，年漏气率一般要求小于1%。每一隔室的SF6气体压力都有一定的要求，若压力过低，开关设备的电气绝缘及性能将受到直接影响。因此，GIS每一隔室都装有气体密度继电器，当设备的气体压力下降到一定值时，将发出报警，甚至闭锁开关分合闸功能。为了检修方便，装有GIS的变电站常配有气体回收处理装置、SF6检漏仪、微水量检测仪及吸附氟化物和水分的吸附剂、烘干设备等。

二、SF6漏气的危害

(1)SF6气体泄漏造成GIS气室内的气体压力下降，将报警SF6气体压力低，甚至闭锁开关动作，在发生紧急事故情况下，可能造成故障停电范围扩大。

(2)GIS漏气造成气室内SF6微水含量增大，危害绝缘，影响灭弧，产生有毒物质，影响环境，有害健康。

为保证设备正常运行，不得不定期补充SF6气体。除所充SF6气体自身所含微量水，充气时亦可能将水分带入设备内，外界环境中水分经泄漏点进入气室，造成GIS内SF6水含量增高。很容易在绝缘材料表面结露，造成绝缘下降，严重时发生闪络击穿。

含水量较高的气体会在电弧作用下被分解，与水分产生多种水解反应，产生WO3、CuF2、WOF4等粉末状绝缘物，其中CuF2有强烈的吸湿性，附在绝缘表面，使沿面闪络电压下降。HF、H2SO3等具有强烈腐蚀性，对固体有机材料和金属有腐蚀作用，缩短设备寿命。这些化合物影响SF6气体的纯度，减少SF6气体介质复原数量，还有一些物质阻碍分解物还原，灭弧能力大受影响。在电弧作用下分解成的化合物WO2、SOF4、SO2F2、SOF2、SO2等，均为有毒有害物质，而SOF2、SO2的含量会随水分增加而增加，直接威胁人身健康，因此对SF6气体的含水量必须严格监督和控制，在检修中应严格检查密封圈质量、严格按工艺要求涂密封胶、放置密封圈、严格按力矩要求紧固螺栓。

(3)SF6气体泄漏造成维护费用上升。

三、SF6气体泄漏的原因

1. 漏点分布

GIS漏气点分散，有气室与仪表管接头、焊缝处、本体砂眼等，漏气最多的是舱位防爆部位，可紧固固定螺栓，但最彻底的处理方法只能是更换石墨密封圈，更换后若仍然漏气，再更换。由于石墨密封圈质量低劣，加之在抽真空时受负压和充气时正压的损坏，在短时间内能承受额定压力，时间稍长就会破裂、漏气。

2. 密封结构

在额定压力下，密封圈本身是不承受压力的，密封完全靠石墨密封，只有当石墨密封垫破裂后，密封圈才承受压力，石墨密封垫破裂应为漏气的主要原因。

3. 结构问题

断路器转换箱上局封倒角过大，压缩余量不够，损坏密封垫而漏气，有时开关动作后垫圈破损或被弹出。

4. 质量问题

阀门、管道漏气，本体有砂眼，属于质量问题，应使用材料质量较好的部件。

综上所述，可以将GIS SF6泄漏归结为：制造厂制造的设备精度不够，外壳上有砂眼，密封材料质量欠佳;设备在现场安装质量不高，或大修大拆后密封面处理不到位;由于运行中设备产生的振动，如开关分合动作，机构打压，密封材料老化等原因。

四、查找SF6气体泄漏点的方法

1. 巡视检查

日常设备巡回中，记录每一气室的气体压力，与同一环境温度下以前值相比较，若压力值下降，可以判定有泄漏现象。

详细填写气室补充气体记录，定期查阅，如半年或三个月需补充一次应引起注意(SF6气体设备年漏气量<1%)。

微水量测定分析中，若发现微水值超标也可判断此气室有泄漏现象。

巡视检查中发现有刺激臭味，或自感身体不适等有可能发生大量气体泄漏现象。

设备检修后回装抽真空时，若发现真空度长时间达不到标准，应判断有泄漏现象并应及时处理。

2. 检漏方法

(1)肥皂泡或密封胶检漏法。此法适用检漏运行中的设备与泄漏点不大的地方。肥皂泡法对于较小泄漏点使用较优。将肥皂水用刷子刷在可能泄漏的密封环节，出现向外鼓泡的地方就是漏点。一般使用洗发香波或洗洁精效果较好。

较大黏度的密封胶法对于漏气量较大的漏点使用较优。可将密封胶沿检测范围(如焊缝)均匀涂抹，出现泡泡的地方即为漏点。

(2)充SF6检漏法。此法适用于新装或检修后重装的设备，或运行中用肥皂液检不出的微小漏点。使用灵敏度为每秒8～10mL的测速SF6检漏仪，可定量地确定漏点的漏气速度，然后计算年漏气量。或使用测浓度的SF6检漏仪，将被检气室的所有密封环节逐个用塑料布包起来，放置一段时间，检出被围空间内SF6的浓度，计算年泄漏量。

(3)真空监视法。此法用于新装或检修后重新装配的设备。先将回装装置及连接管抽真空，观察20min确认无泄漏后才能使用。打开设备侧阀门，对设备抽真空，保持真空度4h。如果真空度下降值不超过规定值，则认为设备无泄漏。

(4)综合检测法

根据现场情况综合而灵活地使用各种检漏方法，比如逆风检测，用风扇向某一定方向吹风，再用便携式检测仪检测SF6泄漏点。

3. 重点检漏位置

密封面，检查紧固螺栓是否松动，紧固螺栓或更换密封件。焊缝，检查焊缝是否泄漏，进行补焊刷漆。压力表，检查压力表接头是否有泄漏，更换压力表或密封件。瓷套管，检查瓷套管是否破损，更换新瓷套管。

五、SF6气体漏气的处理方法

1. 漏气报警时的处理

SF6气体压力低报警时应及时充气，必要时可采取在线充气。若SF6气压突然降至零，应立即将该断路器改为非自动，断开其控制电源，并与调度和有关部门联系，及时采取措施，断开上一级断路器(或旁路)以将该故障断路器停用、检修。

2. 漏点处理

(1)GIS设备壳体上的砂眼漏点。用样冲在砂眼周围逐步向砂眼处冲，直到漏气点消除。必要时应更换相应外壳。

(2)焊缝处的漏点。可针对不同材质的管道采用不同的焊条进行补焊，焊接牢固且无虚焊。

(3)壳体与表计间连接回路上的漏点。可把有漏气点铜管拆卸后用气焊重新焊接，经检查无泄漏后重新安装。

(4)阀门中波纹管开裂处漏点。选用质量较高的阀门进行更换。

GIS组合电器现场安装规范 第2篇

室内墙面抹灰 及粉刷工作全部结束。

1.1.2 GIS室在施工前要彻底打扫干净保证现场作业无灰尘、无积水。

1.1.3 GIS设备施工现场要确保土建及其他施工全部退场。

1.2 安装施工方案已通过审查、批准，施工人员组织到位，且在施工现场组织完施工方案交底工作。

1.3专用工机具准备充分、齐备，包括气体回收装置、真空泵、充气装置、吸附剂烘箱、微水测量仪、SF6气体检漏仪、经纬仪等设备均应处于良好的备用状态。

1.4 GIS设备二次转场 GIS设备二次转运和设备进场顺序的组织安排应该与GIS设备安装顺序及实际进度相协调一致，配合恰当。仔细核对装箱清单和装配图纸，做到箱号、包装图号、设备名称一一对应。要求装那种设备，就来该设备。不盲目转运设备，避免造成场地拥挤，设备堆集如山，安装秩序混乱等现象。

1.5 GIS基础核查和基础划线 在GIS室内，土建设置永久性的高程标准点，并提供基础中心线的控制桩位，其精度应在厂家规定之下，以确保GIS设备吊装就位有一个精确的参照标准。

1.5.1 基础核查 GIS基础采用预埋槽钢，要求基础预埋件高程误差为：每间隔基础预埋件水平最高和最低差不超过2mm，所有尺寸最大允许偏差为±3mm；

条形基础不均匀沉降≤5mm；

如果预埋槽钢沉降严重变形厉害，则必须对预埋槽钢进行处理，把变形控制在误差范围内。

1.5.2 基础划线 基础划线采用经纬仪和钢卷尺等测量工具进行。按照GIS平面布置图和GIS基础图中注 明的尺寸，将断路器中心线，主母线中心线及各个间隔中心线单独绘制出来。测量始终应采用同一把钢卷尺进行。

1.6  GIS设备通常是在充有约0.5Kpa/cm2(即0.05Mpa或0.5bar)SF6气体,或者是在大气条件下带吸附剂运输和储存。当运输条件和装卸允许整体运输时，设备均采用整体充0.5Kpa/cm2的SF6气体运输。所以在开箱检查时，要记录好各密封单元气室的充气压力值，以便查验设备是否存在泄漏。2  GIS组合电器的关键安装环节 2.1 GIS安装环境的要求 高纯度SF6气体性能稳定，绝缘强度和灭弧能力极高，但尘埃、水分如果在组装时进入开关设备内部，形成的污染沉积在支持件的表面，将大大降低绝缘体表面的闪络电压，造成GIS组合电器运行不可靠，甚至出现安全事故。现场GIS组合电器施工，要充分考虑到设备组装过程中对周围环境质量的控制。

2.1.1环境清洁度控制 在安装过程中，空气的清洁度对GIS设备的质量威胁很大，在安装过程中要严扬尘，可采取地面撒水清洁，停止周边其他作业，安装设备周围搭设简易塑料棚等措施。

对开罐的设备要用塑料薄膜及时进行封闭。

2.1.2环境湿度的控制 在安装过程中，空气湿度大容易造成GIS设备受潮，造成充填的SF6气体微水含量超标，影响到GIS设备的绝缘水平。GIS设备开罐安装时应选择晴朗、气温较高的天气进行，环境相对湿度应小于50％。

2.2 GIS基准间隔就位 间隔数较多的工程，采用以中间单元为基准先行就位，再以左右一字排开的形式进行相邻单元的组合，以减少整体组合安装累积误差。其它变电站可根据现场实际情况确定基准间隔。

避雷器出厂时一般与电压互感器组成一个单元，现场不需要单独安装，但在GIS 高压试验时，避雷器无法承受GIS母线、断路器、隔离开关的耐压值，现场可能需要进行拆卸和安装。需要注意的是，布置在平行双母线上的电压互感器因为位置的对称，容易出现一次相序正确，二次相序错误的情况，所以必须重视对相序的核定，及时对二次电压回路进行调线。

2.3 设备内部清洁 GIS筒体内部、浇注绝缘件和金属零部件必须保持很高的清洁度，不得附着灰尘及其它微粒，采用吸尘器进行清扫，并选用高纯度酒精进行清洗。

浇注绝缘件表面清洗应采用无毛纸或棉布，用高纯度酒精将无毛纸或棉布沾湿后进行擦拭，所有清洗过金属表面的无毛纸或棉布不得进行绝缘件的擦拭，绝缘件只能使用洁净的无毛纸或棉布。零部件的最终清洗也只能采用第一次使用的无毛纸或棉布。

导电杆等导体可采用研磨纸或黄铜刷子去除其表面氧化层、毛刺和划痕，并用丙酮进行清洗，减小接触电阻，减少放电现象。

2.4 GIS密封工艺质量控制措施 在GIS装配时如果有一根短发落入密封面，则会造成严重的漏气现象，尘埃粒度直径为0.02mm时，将会产生0.5ml(一个大气压)／min的漏气量。标准规定，年漏气量不得大于1％。为保证GIS组合电器年漏气量指标和密封持久稳定的施工质量，在组装时应该严格控制密封面的精度，严格控制设备密封装配的安装工艺。

2.4.1拆下密封面保护罩后,应检查密封表面粗糙度，检查是否有磕碰损伤。如果是轻微损伤，用1000号细砂纸或油石仔细打磨，如果情况严重，必须更换新件。2.4.2检查密封圈有无制造质量问题，如果有变形、开裂、损伤等现象，必须更换。

2.4.3用无毛纸蘸酒精仔细擦洗封面，密封槽和密封圈。

2.4.4密封圈规格尺寸必须与法兰密封槽相符合。

2.4.5对装法兰时，要注意确保“○”型密封圈不被挤出。

2.4.6一般来说气体密封胶不用于SF6气体侧。但可用于直径小于Φ40的“○” 型圈的整个圆周。

2..4.7在外部空气侧的整个法兰面上应当薄薄涂敷一层气体密封胶，用于阻止雨水的浸入和防锈。

2.4.8在应用气体密封胶前，确认法兰面无任何清洗溶剂的沉淀物（特别是分隔表面上的酒精）。在气体密封胶变硬前应当完成装配。

2.4.9在涂敷气体密封胶之前要确认“○”型密封圈及其密封槽清洁，无损伤。

2.4.10气体密封胶不得与其它润滑脂混合，装配后去除多余的气体密封胶。

2.4.11 GIS所有电气试验合格，无漏气的情况下，还要对各法兰结合缝隙涂抹防水胶。

2.5  GIS法兰连接螺栓，部分导体连接螺栓必须使用力矩扳手进行紧固，螺栓标准紧固力矩：

3  GIS抽真空和SF6气体充填 GIS抽真空和SF6气体充填，直接影响GIS的电气绝缘性能与机械灭弧性能，是保证GIS组合电器施工质量的又一个关键环节。

3.1 吸附剂更换的注意事项 GIS组合电器抽真空前必须更换吸附剂，吸附剂不能在雨中或湿度大于90%时更换。

吸附剂极易受潮，因此安装在GIS气室内的吸附剂一定要经过烘干处理才可装入，烘干温度为280℃，烘干时间为24小时，烘干的吸附剂在空气中暴露时间不得超过60分钟。吸附剂装入GIS气室后，应尽可能快地抽真空，如若超过4小时后都还未抽真空，则需对吸附剂重新进行烘干处理。

3.2 抽真空 在GIS各元件形成独立封闭气室，回路电阻测试合格，且更换吸附剂后，即可进行抽真空。GIS气室的真空度在133pa及以下，抽真空时必须设专人监护，以防止真空泵突然停止或因误操作而引起真空泵油倒灌事故。并做好每间隔的抽真空记录。

抽真空到1mmHg（133帕）后，应继续抽30分钟。然后关闭气体入口阀门进行真空泄漏试验，要求在4小时内起始和最终的压力差不超过1mmHg（133帕）。如果压力升高大于1mmHg，则需要重新抽真空到1mmHg，并维持抽真空时间30分钟，重复进行真空泄漏试验，以确定是否存在泄漏。3.3 SF6气体充填 抽真空合格后，向气室充注SF6气体，采用气瓶经氧气减压器充注到额定SF6气体气压(各气室压力值要求不同)为止（20℃）。新充入SF6气体水分含量应<8mg/g。

充气或补气前用SF6气体清除气管中的空气（充气管路连接时，先拧紧SF6气体钢瓶处，GIS设备连接处不拧紧，微开SF6气体钢瓶阀门，GIS设备连接处应有气体喷出，5秒钟后边喷气边紧固GIS设备连接处，以达到排除充气管道中的空气或潮气的目的）。

充气或补气时要考虑环境温度对气压的影响，实际充气或补气在额定压力和最大压力之间，但一般不超过额定值0.2kg/㎝2（0.02MPa，0.2bar）。

GIS组合电器设备接触电阻测量 第3篇

1.引言

目前，随着全球电力系统自身的发展以及对系统运行可靠性要求的日益提高，GIS技术必将成为高压电器的发展主流。但GIS设备在运输过程中，有可能出现机械损伤、腐蚀等现象;在现场安装过程中可能出现接触不好、遗失部件、刮伤金属表面等情况，因此GIS设备安装完毕后，在元件调试之前应测量主回路电阻，以检查主回路中的联结和触头接触情况，及时发现和处理GIS设备存在的缺陷和隐患，以确保运行安全。

2.现状调查

现场试验是检查GIS装置在运输、储存和安装过程中是否出现异常现象行之有效的检测方法，是出厂试验无法替代的。GIS的出厂试验是在每一间隔上进行的，以检验加工过程中是否存在缺陷;但现场试验不具备出厂时的条件，GIS设备的生产厂家不同，出厂标准也不相同，而国家标准中只规定了与出厂试验值相比较，测量结果不应超过产品技术条件规定值的1.2倍为合格。又由于不同厂家的设备结构不同，试验方法也需要改变，为了保证设备试验项目完整，试验质量可靠，必须首先了解设备结构特点，有针对性地制定试验对策。

3.GIS设备回路电阻测量

3.1.对GIS接地开关导电杆与外壳绝缘的并且由很多单元组成的成组型GIS设备。下面以典型的66kV ZF6-72.5型GIS装置为例，整组接线示意图如图1所示：

这是某个变电站的66kVGIS设备连接简图，现场设备已全部安装完毕，已无法测得与出厂数据部位一致的直流接触电阻。只能依靠打开与外引接地点a1、b1、c1......a20、b20、c20间的接地连接板后，通过外引接地点来测量每个单元主要元件间隔内的电阻。如断路器间隔的电阻需要通过Ra1-Rb1外引接地点来测量，这些值可以根据主要元器件的直流电阻值和三相之间互相横向比较，没有太大差别即认为合格。除了测量每个单元主要元件间隔内的电阻外，还要检查66kV主母线内的每一点的接触电阻情况，这要通过测量相邻间隔内的接触电阻（如Ra1-Ra2间隔）来判断接触是否良好;为了以后检修试验方便，还需要测量每个单元（如Ra-Rc1）及Ⅰ母、Ⅱ母的全回路电阻，一般微欧仪引线不能满足长母线的长度要求，这时我们采取如下措施：将母线分成几段来测量（测量Ⅰ母时，要把与Ⅱ母线相连的刀闸全部断开，同样测量Ⅱ母时，要把与Ⅰ母线相连的刀闸全部断开），只要测得的总和不超过出厂值的1.2倍即可，测量部位及数据如表1所示。

表1

被测间隔名称 实测数据报告

断路器间隔内的回路电阻值（μΩ） Ra1-Rb1

≤290 Ra2-

Rb2≤290 —— Ra20-

Rb20≤290

每个单元间隔的全回路电阻值（μΩ） Ra1-Rc1

≤350 Ra2-

Rc2≤350 —— Ra20-

Rc20≤350

Ⅱ母相邻间隔内的回路电阻值（μΩ） Ra1-Ra2

≤180 Ra2-

Ra3≤180 Ra19-

Ra20≤180 ——

Ⅰ母相邻间隔内的回路电阻值（μΩ） Ra1-Ra2

≤240 Ra3-Ra3≤240 Ra19-

Ra20≤240 ——

Ⅱ母線的全回路电阻值（μΩ） Ra1-

Ra20≤970

（出厂值） Ra1-Ra10≤485  （实测值） Ra10-Ra20≤485 （实测值）

Ⅰ母线的全回路电阻值（μΩ） Ra1-

Ra20≤1020

（出厂值） Ra1-Ra10≤510  （实测值） Ra10-Ra20≤510 （实测值）

因此，针对由很多单元组成的成组型且接地点结构与外壳绝缘的GIS设备，需要采用辅助测量法，可打开接地点与外壳之间的连接引线，利用回路上的两组接地开关的导电杆关合到被测量回路，依靠外引接地点来辅助测得内部回路接触电阻。不仅要测量本单元间隔内的接触电阻，主要部件如开关、刀闸的接触电阻，还要通过外引接地点来测量相邻间隔内及母线的全回路的接触电阻值，以保证金属筒内所有部件连接良好，可以根据出厂值和三相之间互相横向比较，没有太大差别或不超过出厂值20%的情况下即认为合格。仪器测试引线长度不够时，可分段测量，以保证金属筒内所有部件连接良好，为今后的检修工作提供可靠数据来源。

3.2对接地点结构是直接接地的GIS设备。对接地开关导电杆无法与外壳绝缘的GIS设备，可采用从进线套管处测得全回路的接触电阻;对于断路器等主要部件的接触电阻，可采用间接法并通过计算的方法得到接触电阻值。可先测量断路器电阻R与外壳R1的并联电阻R0值和外壳直流电阻R1值，依据公式求得断路器回路电阻R= R0 R1/（R1-R0）。

3.3回路电阻阻值超标时的处理方法。一般回路电阻大主要是各接头处接触不良造成的。为便于确定具体故障，分段、分区间测量，然后打开相关开关、刀闸的手孔盖，分别抽取两点电压来测量电阻，当被测回路各相长度相同时，测量的各项数据应接近。同时将现场实测数据与厂家技术标准及出厂数据进行比较并分析判断。

4.结语

封闭式组合电器 第4篇

关键词：SF6封闭式组合电器(GIS),SF6气体绝缘,设备检修步骤

随着深圳电网运行安全性、可靠性要求的不断提高,以及城市用电量的急增,深圳供电局变电站的SF6封闭式组合电器(GIS)的使用迅速增加。

GIS设备是深圳电网中关键的控制和保护设备,虽然GIS设备的可靠性,关键在于产品的制造质量和技术性能,但同时亦依赖于检修部门的维护及故障检修的质量及高技术标准。因此,提高GIS设备的检修能力和检修质量,是保证GIS设备安全运行的关键。

深圳110kV华强北变电站的110kV GIS设备为北京北开电气股份有限公司的产品,设备运行两年后,其中第4间隔母线间隔离至断路器段的过渡母线发生对地短路故障。针对该站的故障,重点谈谈此次故障检修的步骤。

1 GIS设备概述

GIS总体结构包括进线间隔、出线间隔、测量和保护间隔等,它可根据用户的不同要求组成单母线、单母线分段、双母线及桥式接线等不同的接线方式。在该型号的GIS中,除主母线为三极共箱结构外,其余元件均为分极式结构。根据需要,GIS的气体系统可以划分为若干气室,如断路器室、母线室、进出线气室和电压互感器气室等。

GIS设备是由断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、出线瓷套、出线电缆头、控制柜等单元,并分置于每一个充满SF6气体的气罐内组成。

GIS具有以下突出优点:(1)最大限度地缩小整套配电装置的占地面积和空间体积,结构十分紧凑,适用于人口高度集中的大都市和密集的负荷中心;(2)全封闭的电器结构,不受雨雷、尘沙及盐雾等各种恶劣自然条件的影响,减少了设备发生事故的可能性,特别适合工业污染和气候恶劣以及高海拔地区;(3)安装方便:因为GIS明显趋向于三相共同化、复合化、二次控制现代化、二次控制智能化。

作为GIS的绝缘和灭弧介质的六氟化硫(简称SF6)气体,其优点如下:(1)灭弧能力强,介电强度高,绝缘性能好,断口电压可以做得很高,使用安全可靠。(2)介质恢复速度特别快,冷却特性好,开断近区故障的性能特别好,使用寿命长。(3)SF6气体电弧分解场中不含有碳等影响绝缘能力的物质,触头在开断电弧中烧损极其轻微,因此SF6断路器又有允许开断次数多、安装操作简便、检修周期长、运行可靠等优点。

SF6气体之所以具有极强的灭弧能力,主要是六氟化硫气体在高温时形成硫、氟原子、正负离子和电子构成的等离子体,等离子体在电弧温度下具有较高的温度,弧隙电阻较小因而在流过同样电流时,电弧电压较低,弧隙中产生的热量较少,较小的吹弧速度即可使电弧得到足够的冷却;SF6的电导率和比热容的温度特性比较特殊,在电弧温度达到某一数值时,吸热作用较大,导热系数也伴随增大,对电弧的冷却效果极强,因此电弧在SF6中变得比较细。由于弧柱细,含热量少,因而弧隙的介质恢复速度上升较快,于是,SF6开关装置可承受很高的恢复电压上升速度;SF6分子具有很强的电负性,很容易俘获自由电子而形成负离子,质量重的负离子迁移率低,使电子崩发展困难,从而削弱了放电发展过程,提高了介质恢复的上升速度。

GIS设备的主要技术参数如表1所示。

2 设备检修步骤

2.1 做好工作准备和危险点分析控制措施

(1)落实检修方案,准备检修时所需的工具、设备以及更换部件、消耗品;

(2)工作现场随时配备SF6气体泄漏报警仪,有报警时人员应暂时离开检修现场;

(3)工作现场严禁吸烟;

(4)工作人员在处理SF6气体、拆卸部件、检查清扫气室内部部件、更换吸附剂等工作中,应穿专用防护服和防护鞋,戴防毒面罩和防护手套。有条件时,对气室的SF6气体做成份分析以确定其毒性;

(5)工作人员感觉身体不适时,应立即离开工作现场;做好万一发生急性中毒的应对措施;工作后应立即清洗身体和衣服,未清洗前,不得在生活场所随意走动。

2.2 落实电气方面的安全措施

(1)断开断路器及隔离开关、合上接地开关;

(2)断开GIS控制电源,将所有控制柜内的保护继电器做好隔离措施,因为断路器或隔离开关在调试中会引起保护继电器的频繁启动;

(3)将控制柜内分、合闸信号回路和断电报警回路的端子连接片提起;

(4)操作机构的安全锁:将空气储存器的气压下降至零并装上防止合闸及跳闸销钉;将操作机构箱内的机械开关(ON/OFF)锁设置在锁上位置;

(5)根据检修范围和设备的高度安装好工作架,并固定牢固。

2.3 断路器灭弧室检修

(1)记录断路器SF6气体压力、空压及断路器、隔离开关的操作次数;

(2)通过SF6气体处理车将SF6气体回收,检查气体密封法兰及支架的收紧螺栓是否松脱;

(3)将顶盖板打开并用干净塑料布包好,再用新鲜空气冲洗气室内部;

(4)把静触头连同触头支架一并取出,并用专用工具将喷嘴和动触头取出;

(5)检查拆出的部件有无烧伤、变形、划伤,损坏或变形严重的触头应更换,损伤轻微的部位可用细纱纸打磨光滑平整,最后用无水乙醇抹净,用干净塑料布包好待装;

(6)检查各独立部件如SF6的的气体密封室和机构箱或柜门的密封圈,用力矩扳手紧固,动作时要注意密封圈不能出现弹起、移位、扭曲等现象;

(7)检查气室内部部件有无损坏,损坏的拆出修理或更换,最后用无水乙醇抹净气室内壁母线;

(8)重新将动触头和新喷嘴装回原处并用专用油脂涂于触头需要的位置上;注意不要用过大的力将喷嘴收紧以免喷嘴上原有的螺纹损坏,旋转专用工具时,先会感觉到逐渐受力,然后会有一个突然松动的感觉,此时已证明喷嘴已装好;

(9)重新将静触头装回原位置,并用专用油脂涂于触头的接触位置,安装方法与喷嘴雷同;

(10)对灭弧室进行仔细检查,装回顶盖板;

(11)测量触头的直流接触电阻:此工作在气室内全部部件装好后进行,所有拆卸过的触头都要测量,由于气室已全部密封,测量只能采用间接的方法进行。就是在被测量触头的两端各找出一个接地开关,这两个接地开关间的电气回路应能连通且经过被测触头,将这两个开关的接地连接片解开,操作连杆拆除,然后将直流电阻测试仪的测量线接到这两个接地开关的动触头接地引出端上,测出这两个接地开关间的回路直流电阻值(测量电流应达到100mA以上),再测出另外两相对应位置的回路直流电阻值,被测量的数据应与原始测量值比较,其差值都要满足标准要求,不满足要求者应找出原因并作出处理;

(12)更换断路器顶盖板上的防爆膜和干燥剂,干燥剂在空气中的暴露时间(包括装回顶盖板未抽空时)不超过30分钟;

(13)气室抽真空:对密封破坏时间超过3h的气室,抽真空时间应达到12h以上,抽真空过程应连续进行,然后充SF6气体至0.5MPa,并连续保持0.5h以上;

(14)气室充入SF6气体:在气室抽真空合格后进行SF6充气,充入的SF6气体应预先检查含水量及纯度合格;充气最好在环境湿度小于80%时进行。充气的终止压力从SF6气体压力与环境温度及大气压力的关系曲线查得;充气过程的充气压力应平稳且大小合适;3.15、气室充完SF6气体后,应至少静置12h以上,使其温度稳定,然后检测该气室的SF6气体压力、水分、纯度是否满足要求;24小时后,用SF6气体检漏仪对灭弧气室盖板及仪表进行漏气检测;

(15)气室的对地交流耐压试验:在气室充气后且气室的SF6气体压力、水分、纯度检测合格后进行。

2.4 断路器操作机构的检修

2.4.1 更换控制阀

(1)更换机构箱上的连接盖板,进入控制阀位置;

(2)逐一将连接控制阀的空气管道、控制电缆及其他部件拆除;

(3)更换新的控制阀包括有关的阀座;

(4)装上拆下的部件,装上盖板。

2.4.2 机械功能检查

(1)用专用润滑油涂于操作机构所需位置;

(2)校验油缓冲器,检查是否漏油,并更换液压油;

(3)手动慢分/合操作,量度机械行程;

(4)检查润滑连杆的机械转动及可动部分。

2.4.3 器件的更换

(1)更换柜门的橡胶圈和所有橡胶皮软垫;

(2)更换控制气阀座和气密封垫及有关消耗品;

(3)更换在控制继电器或控制开关固定板供防震用的橡胶垫。

2.4.4 调试/校验断路器灭弧室及操作机构

(1)以气动和手动方式对断路器进行数次分合操作,检查指示器和指示灯显示是否正常;

(2)在额定气压下进行分合操作,检验断路器机构的空气消耗量;

(3)在额定空气压力下确定的最小跳闸空气压力,最小跳闸压力应在0.8MPa以下;

(4)量度CB(断路器)最低合/分电压;

(5)进行断路器动作时间和触发速度的测试;

(6)进行储能测试;

(7)确定隔离开关与接地开关操作机构的连锁功能;

(8)确定断路器在气压开关电气闭锁动作前的操作次数;

(9)测量主回路上导体的电阻值、主回路绝缘电阻值;

(10)设备大修后,进行工频耐压试验(AC138kV min)。

为了保证分、合闸动作力度和速度的可靠性,需要测量合闸线圈的组件的铁芯间隙,防跳跃杠杆与触发器的问题,防跳跃钉顶部边缘的间隙,量度分闸线圈组件铁芯的间隙。

3 结束语

回顾整个检修过程,最重要的两部分就是检修前的危险点分析控制措施和检修过程中的各部件的检修、更换、连接、试验。

在检修进度得到确认后,根据GIS检修的特点和要求,选择技术水平高、责任心强的检修人员,组织他们熟悉设备图纸和施工现场,在检修之前就对GIS设备有充分的认识。同时制定详细的检修质量计划,设立停工待检点、见证点和报告点,以保证在检修过程中能及时地发现问题,解决问题,避免检修工作走弯路,使检修质量始终处于受控状态。检修前的每一项准备工作都以高标准、高要求来完成,力求把工作做实、做细,保证检修中不因为准备工作不到位而影响进度。

严格掌控以上检修措施,使每一项GIS设备检修均合格。通过耐压试验等检查检修质量。检修质量无问题后,恢复送电。

参考文献

[1]黎明,黄维枢.SF6气体及SF6气体绝缘变电站的运行[M].北京:水利电力出版社,1993.

[2]罗学琛.SF6气体绝缘全封闭组合电器(GIS)[M].北京:中国电力出版社,1999.

[3]张金萍,刘国贤等.变电设备健康状态评估系统的设计与实现[J].现代电力,2004,21(4):45-49.

[4]陈维荣,宋永华,孙锦鑫.电力系统设备状态监测的概念及现状[J].电网技术,2000,24(11):12-17.

封闭式组合电器 第5篇

关键词：SF6,GIS,组合电器的特点,安装

SF6封闭式组合电器即GIS。是由英文Gas Insulated Switchgear的缩写, 意思是“气体绝缘开关”, 顾名思义是以气体为绝缘介质的开关设备。GIS的中文意思也可以称为“高压全封闭组合电器”。它将一座变电站中除变压器以外的一切设备, 包括断路器、隔离开关、接地开关、CT、PT、母线、避雷器进出线套管等, 经优化设计有机地组合成一个整体。GIS有效地缩小占地面积, 元件全部密封不受环境干扰、运行可靠性高、运行方便、检修周期长、维护工作量小、安装迅速、运行费用低、无电磁干扰等优点, 已经成为现代高压电器发展的主流。GIS实现了小型化, 模块化, 绝缘不受外界影响;对周围不产生电磁场, 杂音和无线电干扰, 合乎环保要求;具有可靠性高, 安全性能好, 配置灵活, 安装周期短, 维护方便和检修周期长等优点的开关装置。GIS的安装与调试作为GIS质量控制中的重要一环, 其安装质量的好坏直接影响到GIS日后的运行质量与安全。下面就谈谈自己对SF6封闭式组合电器安装的肤浅看法。

1 SF6封闭式组合电器特点及应用

GIS组合电器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, 实现小型化结构。GIS具有可靠性高、安全性好, 杜绝对外部的不利影响。隔离开关和接地开关设置有特殊的结构, 保证隔离开关有很高的开合母线转换电流能力, 接地开关有优良的开断感应电流的能力。

1.1 GIS组合电器的重要性

GIS组合电器设备的所有带电部分都被金属外壳所包围, 它是用铝合金、不锈钢、无磁铸钢的材料组成。外壳用铜母线接地, 内部充有一定压力的SF6气体。GIS组合电器设备的高度集成化、紧凑性, 在现场安装中任何的疏忽都将留下其运行中存在的隐患, 严重的将造成设备和电网事故。其绝缘性能、灭弧性能都比空气要好得多。GIS设备的电场结构是用同轴圆柱体间隙, 故为稍不均匀电场, 而常规变电站则是棒-板组成的不均匀电场。由于GIS的间隔设备操作全部使用电气化, 并能实现微机遥控操作, 大大简化了变电运行操作程序, 减轻了运行人员的工作强度。GIS不仅在高压、超高压领域被广泛应用, 而且在特高压领域也被使用。

1.2 GIS组合电器的结构特点

GIS组合电器最大限度地缩小整套配电装置的占地面积和空间体积, 结构十分紧凑, 采用积木式结构组合在一起, 并全部封闭在金属外壳内。由于GIS的带电部分全部密封在SF6气体中, 能消除外部环境因素对设备的影响与干扰, 在重污染、高海拔、多盐雾、多地震地区和高层建筑内部及地下室使用具有常规开关设备无法比拟的优越性。对周围不产生电磁场, 杂音和无线电干扰, 合乎环保要求;具有可靠性高, 安全性能好, 配置灵活, 它能够实现自动控制, 操作简单, 可达到少维护或免维护的要求, 使用寿命可长达30年。特别适用于沿海、高原、污秽严重的地区使用。

1.3 GIS组合电器的应用

随着经济的迅猛发展, GIS组合电器的使用量每年大约按15%的速度增加。一般用于由于场地大小限制, 无法安装敞开式断路器和刀闸、地刀的变电站, 因为封闭组合电器占地面积比同样的敞开式断路器和刀闸、地刀要小很多, 但是费用要更高, 所以一般用于面积受限的变电站, 可用于湿热、污秽、高寒地区等严酷环境条件, 符合小型化、自动化的要求。GIS不仅在高压、超高压领域被广泛应用, 而且在特高压领域也被使用。

2 SF6封闭式组合电器的安装

在安装SF6封闭式组合电器时, 必须选派施工经验丰富、责任心强, 有高水平技术的人员进行工作, 准备好安装设备, 在尘土较大的环境下, 要准备防尘帐棚。安装过程中要注意三大要素, 即:清洁度、密封性和真空度。SF6封闭式组合电器的结构特点决定了安装过程的GIS的运行质量。

2.1 基础预埋

根据设计图, 厂家施工图纸对基础水平进行测量和位置确认, 并确认GIS接地线的位置及其长度。预埋件及预留孔符合设计要求, 预埋件牢固。GIS的载荷条件、留孔及预埋要求均由制造商提供, 但基础的预埋方式是由设计方根据制造商提供的基本资料来确定的。混凝土基础及构支架达到允许安装的强度和刚度, 设备支架焊接质量符合要求。常用的基础预埋件有槽钢和螺栓两类。其中预埋螺栓的施工较简单, 但调节性差, 如果螺栓遇到楼板钢筋, 则需要调整螺栓位置, 并在需要与之连接固定的设备支架上重新开孔, 然后对开孔进行防锈处理。而预埋槽钢则不存在上述问题, 因此应用较多。

2.2 间隔就位、链接母线

SF6封闭式组合电器对水分和杂质特别敏感, 安装现场的环境要求严格控制。由于GIS安装时需要打开气室, 所以安装必须在晴朗天气下进行, 空气湿度小于80%, 气室打开后必须连续进行安装到真空处理。如果在户外安装, 控制风速小于3级, 必要时在打开气室的局部范围内设置遮蔽措施, 安全区域必须控制扬尘。施工人员头发必须包裹在帽子中, 佩戴口罩。采取降温措施, 防止安装人员汗水进入气室内部。PT间隔就是安装与母线连接的电压互感器的间隔。PT间隔操作母线PT与母线避雷器等设备的运行, 为二次设备提供母线电压。母联间隔是由各段母线连接时需要母联来实现的, 母联就是实现各段母线的连接和断开的开关。

2.3 操动机构的安装

操动机构固定应牢靠, 底座或支架与基础间的垫片不宜超过3片, 总厚度不应超过20mm, 并与断路器底座标高相配合, 各片间应焊牢固。加热装置的绝缘及控制元件的绝缘良好, 各种接触器、继电器、微动开关、压力开关和辅助开关的动作应准确可靠, 接点应接触良好, 无烧损或锈蚀, 分、合闸线圈的铁芯应动作灵活, 无卡阻。

2.4 GIS现场试验

GIS设备安装完毕后, 在施工现场做试验, 检验在安装过程中是否符合国家规定的安装规程。首先进行回路电阻测量, 在元件调试之前应测量主回路电阻, 以检查主回路中的联结和触头接触情况, 并采用直流压降法测量, 测试电流不小于100A。回路的电阻主要取决于触头间的接触电阻, 其大小直接影响通过工作电流时是否产生温升不合格及通过短路电流时的耐受性能, 是反映现场安装质量的重要依据。其次是绝缘电阻测量, 用兆欧表测量绝缘电阻。绝缘电阻不能检测出局部缺陷。再次, 进行耐压试验, 严格检查总体安装后的绝缘性能是否完好, 验证是否存在各种隐患导致内部故障, GIS主回路的每一部分都应进行耐压试验。选定的试验程序应使每个部件都至少施加一次试验电压。GIS的每一部件均已按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电, 则认为整个GIS通过试验。如果发生击穿放电, 可进行重复试验, 如果重复耐压失败, 须将设备解体, 打开放电间隔, 仔细检查绝缘损坏情况, 采取必要的修复措施, 再进行规定的耐压试验。

2.5 GIS漏气检验

设备对接完毕, 应立即进行抽真空和充气工作。在装配现场用塑料薄膜将壳体上法兰的连接部位包封起来, 用GIS检漏仪丈量包容区内GIS含量, 年漏气率必须小于1%。

2.6 调试、二次检验

认真检查从控制屏到断路器、隔离开关等元件操动机构的连线, 从控制屏到CT、CVT等元件端子箱的接线。检查接线端子的松紧程度及端子标记的情况。

总之, 随着城市建设的发展, GIS在变电所的应用会更加广泛。为确保安装质量, 对安装场地要求相当洁净, 使用过的密封圈, 拆开后都要重新更换, 安装后检查未发现漏气现象, 才能投入使用, 使GIS SF6封闭式组合电器发挥出更大的作用。

参考文献

[1]陈灿.220kVGIS安装质量控制[J].机电信息, 2012 (09) :74-75.

[2]胡志明.变电站GIS设备安装与调试的分析[J].广东科技, 2010 (24) :111-120.

封闭式组合电器 第6篇

关键词：GIS组合电器,SF6气体

我厂110KV变电站是2005年2月5日建成投用的, 110kv系统采用GIS封闭组合电器。采用ZF4-126X/1250-31.5型SF6断路器、弹簧操作机构。

1 GIS封闭组合电器的特点

1.1 概述

ZF4—12 6X六氟化硫组合电器是用于126KV三相交流高压输变电系统的控制, 保护及测量的户内高压电器设备。采用弹簧操作机构, 自能式灭弧室。短路开断电流31.5kA, 额定电流1250A。

1.2 结构及工作原理

(1) 断路器为每相一个断口, 灭弧室为自能式, 双结构, 断路器采用一台弹簧机构操作, 三相连动。

(2) 隔离开关, 隔离断口两端各装一个接地触头, 用户可选单/双接地方式。

(3) 电流互感器为穿式结构, 一次回路穿过二次线圈的环形铁芯, 封闭于充有SF6气体压力的外壳内。

(4) 电压互感器为干式封闭式结构, 在金属外壳内充以SF6气体作为主绝缘。

(5) 避雷器为氧化锌避雷器, 封闭式结构外壳由钢板焊接而成。

(6) 母线筒为三相共同的结构, 导电母线由环氧树脂绕注件支撑在钢板焊接的外壳上。

(7) 每个间隔设置一个控制柜与主控室连接, 接受各种讯号并通过它传到控制室, 控制室的指令再通过控制柜传到执行机构。

(8) 气路设置按每间隔单元采用密度继电器直接监视, 监视信号接在汇控柜内, 每间隔主气路设有总阀门, 每相气室设分阀门与主气管并联。

1.3 GIS封闭组合电器的特点

GIS具有以下特点:占地面积小, 占用空间小;GIS封闭组合电器只需监视SF6气体的压力或密度, 运行维护工作量小、检修周期长;封闭的SF6气体保持了内部干燥、不受潮不受外界环境条件的影响, 可靠性高;载流部分及绝缘不受大气条件的影响, 可减少维护工作量;不产生噪声, 无电磁波干扰。

2 SF6气体的性质或缺点

(1) 主要性质: (1) 纯SF 6气体是无色、无味、无毒、性能很稳定的惰性气体, 它的比重是空气的5倍。在常温、常压下呈气态。 (2) SF6气休具有极为良好的绝缘性能, 它具有优良的熄弧能力和很强的吸附电子的能力, 有良好的导热性。

(2) SF6气体的电气绝缘和灭弧性能取决于SF6气体密度、含水量、纯净程度等。SF6气体的纯度越高、越干燥、在一定密度范围内密度越大, 电气绝缘和灭弧性能就越好。

2.3 SF6气体在电弧作用下的分解物是有毒的, 为了保证使用SF6气体的安全性, 在S F 6的管理、回收、处理等要有明确的规章制度。

3 接触SF6气体的工作人员应注意的事项

(1) SF6气体质量比空气重, 它在没有与空气充分混合的情况下、SF6气休有沉积于低部的倾向。例如:在电缆沟、室内底层等。凡是进入GIS室人员必需首先启动室内通风换气装置。并保持通风换气不少于15分钟的时间。以便彻底将可能泄漏的SF6气体排出室外。

(2) 断路器中的SF6气体在投入运行之后的分解物对人体是极其有害的。如果长时间吸入高浓度的有毒气体及气体分解物, 就会引起呼吸系统的加剧水肿而导致窒息等。

4 GIS封闭组合电器在运行中的巡视检查项目

(1) SF6气体压力和密度是否在规定的范围内, 环境温度和负荷电流情况是否正常, 并做好记录。

(2) 断路器各部位及管道无异声 (漏气声、振动声) 、异味, 管道接头及阀门是否正常。管道表面清洁, 无损伤、裂纹、无放电声和电晕。引线连接部位无过热, 引线弛度适中。

(3) 检查GIS封闭组合电器各开关实际分、合间位置与机械、电气指示器位置是否一致。检查各开关与机构之间传动连接是否正常。操作机构箱门是否关紧, 密封是否良好。

(4) 辅助开关触点转动是否正常, 限位开关触点是否调整到位。

(5) 断路器在运行状态时, 储能电机的电源开关应在合闸位置, 且熔丝应完好。检查弹簧操作机构储能电机, 行程开关触头应无卡阻和变形。弹簧操作机构在断路器分闸状态时, 分闸连杆应复位, 分闸锁扣应到位, 合闸弹簧应储能。

(6) 防止接触电势的危害。在GIS封闭组合电器上正常操作时, 任何人都应禁止触及外壳, 保持一定的距离, 手动操作隔离开关或接地开关时, 操作人员应穿绝缘鞋、戴绝缘手套。

5 对GIS运行、维护的基本要求

(1) 保证新购入的SF6气体高纯度是确保人身和设备安全的重要措施。

(2) GIS室内SF6气体的最大允许含量不应超过1000微升/升 (或6克/立方米) 。

(3) 在正常情况下, 对运行、维护人员易触及的部位, 运行中的GIS外壳及构架上的感应电压不应超过36V。

(4) 对GIS封闭组合电器外壳温升应进行定期测量, 温度不应太高。

(5) 对运行、维护人员经常出入的G I S室, 在进入前应先通风15分钟以上, 平时每班至少通风1次。

(6) 工作人员在工作结束后, 应立即清洗手、脸及人体外露部分。

6 GIS封闭组合电器检、维护工作中的案例

我厂是石油化工企业, 全套装置具有连续性生产的特性, 要保证装置正常生产, 首先确保电力系统安全、稳定、长周期正常运行。在这几年对GIS封闭组合电器检、维护工作的做法是如下。

(1) 加强对运行设备巡视力度, 及时发现隐患及时处理, 使隐患故障消除在萌芽状态, 成立了专门的特护小组。

(2) 设备检漏是一项细致工作, 工作前先确定检测点, 用薄膜将检测点套好并密封, 等24小时后检测备套并密封点的SF6含量, 根据检测结果分析该点泄漏情况。

(3) SF6水份检测, 先测量合格气瓶的SF6水份含量, 测量结果与气瓶出厂合格证核实无误后, 进行测量点的检测。对检测发现不合格的气室要用专设备进行SF6气体水份处理或者更换合格SF6气体。

(4) 对各气室进行SF6补气工作时, 严则上应在停电的情况下进行, 防止因工作失误或设备故障等原因, 造成气体大量外泄造成事故。

(5) 气体采样操作及处理渗漏时, 工作人员应穿戴防护用品, 并在通风条件下进行, 应有专人监护。设备内部SF6气体的定期、定点采样检测。

(6) 经过长时间运行后发现密封处密封垫失去弹性、老化及连接加工精度不够等因素, 是造成泄漏的主要原因。我们对各密封点, 能够处理的部位都加装密封垫或耐低温的装密胶, 到目前观察密度继电气压力基本上没有大的变化。

7 结语

GIS封闭组合电器在我厂运行的近几年中, 对我厂安全供电、保障生产起到了积极保证作用。为更好的加强设备运行、维护、管理;防止外部因素对电气系统的损害, 在预防性维修及如何防止不正常操作对设备的损坏等方面, 建立行之有效的管理措施。

参考文献

[1]ZF4——126XSF6组合电器产品说明书:北京开关厂.

封闭式组合电器 第7篇

近年来,在发电厂、变电站中,110 k V及以上电压等级的开关设备大多采用SF6全封闭组合电器(GIS),这种全封闭组合电器是将断路器、隔离开关、接地开关、母线、电流互感器、电压互感器、避雷器等一次设备按照主接线和系统功能要求组合而成的一种成套电气设备,具有系统性强、集成度高、占地面积小、可靠性好等特点。

GIS设备中的断路器、隔离开关、接地开关全部采用电动操作,元件操作普遍采用远方操作或在汇控柜内就地操作,由于GIS设备没有完善的机械联锁,为防止误操作事故,在GIS设备工程设计时,必须按照相关规定设计完善的电气闭锁回路来实现“五防”功能。

电气闭锁回路是一种现场电气联锁技术,主要通过相关设备的辅助触点来实现闭锁。为保证GIS设备安全运行,对断路器、隔离开关、接地开关必须满足一定的联锁条件才允许操作。不同的电气主接线,各电器元件的联锁条件也不尽相同。本文以典型的单母线分段主接线方案为例,对126 k V GIS二次闭锁的原理进行设计。

1 一次接线方式

单母线分段一次接线是用分段断路器将母线分成两段,将变压器和线路分别接到两段母线上的电气主接线。当一段母线上发生了故障、母线隔离开关发生了故障或者线路断路器拒绝动作的时候,分段断路器将会自动断开故障母线段,或者断开连接有拒绝动作断路器的母线段,使无故障母线段能够继续运行。此外,还可以在不影响一段母线正常运的情况之下,对另一段母线或者其母线隔离开关进行停电检修。单母线分段接线方式如图1所示,共有7个间隔,其中1、5间隔为主变压器;2、6间隔为电压互感器;3、7间隔为线路;4间隔为分段开关。

2 断路器的闭锁

通常情况下,断路器操作不受任何联锁限制,但在实际运行过程中,会发生隔离开关分合闸不到位的情况,隔离开关处于半合半分的状态,此时如断路器进行合闸操作,会发生触头拉弧现象,造成设备损坏[1]。为提高设备的安全性,设计时应确保两侧的隔离开关操作必须到位,才能进行断路器合闸操作。

所有断路器的闭锁条件相同。以1#变压器间隔为例,断路器CB11的联锁条件如图2所示,两侧的隔离开关DS11和DS12必须操作到位,断路器的合闸回路才能接通。

3 隔离开关的闭锁

在电力系统中,隔离开关不能开断或关合负荷电流及短路电流,因此断路器间隔内的隔离开关应在断路器分闸后才能操作,同时,操作隔离开关时,隔离开关两侧接地开关应分开。母线接地开关合闸时,母线上的各隔离开关不能操作。

3.1 断路器间隔母线侧隔离开关

闭锁条件如图3所示,母线侧隔离开关在操作之前,必须保证该间隔断路器在分闸位置,且该隔离开关两侧的接地开关在分闸位置以及该段母线接地开关在分闸位置。

以1#变压器间隔为例,要求断路器CB11在分闸位置,接地开关ES11和ES12在分闸位置,该段母线接地开关FES21在分闸位置,DS11允许分合闸操作。

3.2 断路器间隔线路侧隔离开关

闭锁条件如图4所示,线路侧隔离开关在操作之前,必须保证该间隔断路器在分闸位置,且该隔离开关两侧的接地开关在分闸位置以及该间隔线路接地开关在分闸位置。

以1#线路间隔的为例,要求断路器CB31在分闸位置,接地开关ES31和ES32在分闸位置,快速接地开关FES31在分闸位置,DS32允许分合闸操作。

3.3 电压互感器间隔隔离开关

电压互感器隔离开关的闭锁要求简单,以1#电压互感器间隔为例,闭锁条件如图5所示。隔离开关DS21在操作之前必须保证两侧的接地开关FES21和ES21在分闸位置。

4 接地开关的闭锁

接地开关是在断路器、母线或者线路检修时进行接地,用以释放残余电荷和防止突然来电,保障人身安全。当间隔中的设备正常运行时,是不允许合闸的[2,3]。接地开关操作时,与其连接的隔离开关必须在分闸位置;线路侧接地开关操作时,必须经验电器或电压互感器检测线路不带电时才可操作。

4.1 断路器两侧接地开关闭锁

闭锁条件如图6所示,只有在接地开关两侧的隔离开关都在分闸的情况下,才允许合上接地开关,用于断路器的检修,保障被检修设备确无电压。

以母联间隔为例,要求隔离开关DS41和DS42在分闸位置,接地开关ES41、ES42才允许分合操作。

4.2 线路侧接地开关闭锁

闭锁条件如图7所示,只有在线路侧的隔离开关在分闸位置,且线路侧无电压的情况下,线路侧的接地开关才允许合闸。

线路侧安装有高压带电显示装置或单相电压互感器,可通过其相应的接点来闭锁。如没有安装,可由变压器低压进线开关的辅助触点来实现闭锁。

以1#线路间隔为例,KA1为电压互感器PT31二次侧电压监视继电器,电压互感器无电压输出时,其触点闭合,表明该线路无压。当隔离开关DS32在分闸位置,继电器KA1触点闭合时,快速接地开关FES31才允许分合操作。1#变压器间隔中因未安装相关高压带电检测装置,在ES13联锁条件中,采用变压器低压进线开关的辅助触点CB01来实现闭锁。

4.3 母线侧接地开关闭锁

以1#母线为例,闭锁条件如图8所示,只有该段母线上所有的隔离开关DS11、DS21、DS31、DS41都在分闸位置,母线侧接地开关FES21才允许操作。

4.4 电压互感器侧接地开关闭锁

电压互感器接地开关闭锁要求简单,以1#电压互感器间隔为例,闭锁条件如图9所示。接地开关ES21在操作前必须隔离开关DS21在分闸位置。

5 隔离开关操作电源与控制电源的联锁

隔离开关的控制回路如图10所示,灰实线部分为增加部分。当合闸按钮按下时,KMD2线圈得电并自保持,其主触点接通电机电源,电机动作带动机构执行合闸,直至隔离开关合位行程开关SLD1常闭触点断开,KMD2线圈失电断开,完成合闸操作。该控制回路在电机运行过程中如发生电机电源失去时,控制回路将保持在原得电状态,一旦恢复电机电源,隔离开关将会执行先前发出的合分闸命令,会造成误操作,存在设备带电分合等安全隐患[3]。为此,隔离开关电机电源处设计电源监视继电器KM11,在隔离开关控制回路中将KM11的常开节点接入,使得在电机电源消失的情况下,控制回路中自保持回路断开,可有效防止电机电源恢复时隔离开关自行操作的危害。接地开关的控制回路也参照此电路设计。

6 结语

该GIS电气闭锁回路综合考虑了各方面的因素,具备防止带负荷拉合隔离开关、防止带电合接地开关、防止带接地开关送电等电气闭锁功能。防止误拉合断路器和防止误入带电间隔功能则通过微机五防系统加以完善,有效实现GIS设备操作防误闭锁措施,更好地保障设备和人身安全。

参考文献

[1]周金聪,黄冰心.GIS隔离开关合闸不到位引发拉弧故障的处理与分析[J].电气开关,2012,50(5):106-108.

[2]李程.浅析柬埔寨达岱河水电站GIS电气闭锁原理及运用[J],水电与新能源,2015(2):23-25.

封闭式组合电器 第8篇

GIS的定义为:全部或部分采用气体而不采用处于大气压下的空气作为绝缘介质的金属封闭开关设备。它是由断路器、母线、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、套管7种高压电器组合而成的高压配电装置, 全称为gas insulated substation。GIS采用的是绝缘性能和灭弧性能优异的六氟化硫 (SF6) 气体作为绝缘和灭弧介质, 并将所有的高压电器元件密封在接地金属筒中, 因此与传统敞开式配电装置相比, GIS具有占地面积小、元件全部密封不受环境干扰、运行可靠性高、运行方便、检修周期长、维护工作量小、安装迅速、运行费用低、无电磁干扰等优点。经过30多年的研制开发, GIS技术发展很快并迅速被应用于全世界范围内的电力系统。目前, 随着全球电力系统自身的发展以及对系统运行可靠性要求的日益提高, GIS技术必将持续发展, 并将成为本世纪高压电器的发展主流。

1 GIS的安装

为了保证GIS安装的顺利进行, 在施工设计阶段, 设计人员需要认真考虑以下两个方面的问题, 否则会给GIS的安装带来许多困难。

首先是GIS的起吊方式。目前户内GIS的安装及起吊的荷载条件大多采用电动单梁桥式起重机。起重机起吊速度有两档, 低速档主要用于设备就位时的调整。两档协调应用。如马钢新区CCPP电厂GIS工程、包钢CCPP电厂GIS工程均采用这种起吊方式, 实践证明是行之有效的。

其次是GIS设备基础的预埋方式。通常GIS的载荷条件、留孔及预埋要求均由制造商提供, 但基础的预埋方式是由设计方根据制造商提供的基本资料来确定的。目前较常用的基础预埋件有槽钢和螺栓两类。其中预埋螺栓的施工较简单, 但调节性差, 若螺栓遇到楼板钢筋, 则需要调整螺栓位置, 并在需要与之连接固定的设备支架上重新开孔, 然后对开孔进行防锈处理。而预埋槽钢则不存在上述问题, 因此应用较多。

上述两方面应在设计中注意。在GIS安装期间, 往往需要设计方代表在现场, 此时设计人员应该了解GIS安装过程中的三大要素:即清洁度、密封性和真空度。因为GIS的结构特点决定了安装过程本身就是控制GIS运行后质量的最后一个关键阶段。

大量的安装实践证明, 保证清洁度是GIS总装和现场安装中最首要的任务。国内GIS安装现场的场地情况通常较差, 为了防止起灰尘, 安装前第一次清洁时应在场地洒水并用水揩净, 在空气静止48h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, 这些微粒都是耐压实验中放电的来源, 因此要特别注意保证铝导体的清洁。这就要求一方面强化对导体加工过程的清洁检查, 防止出现死区;另一方面在总装前制造商应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, 或者对安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。某些国产GIS产品由于管理不严, 出厂时GIS内还残留有杂物, 加之许多安装现场管理不严, 灰尘漫天, 更增加了确保清洁度的难度, 所以必须严格要求, 精心施工。

密封性是GIS绝缘的关键, SF6气体泄露会造成GIS致命的故障。因此密封性检查应贯穿于整个制造和安装的始终。密封效果主要取决于罐体焊接质量, 其次是密封圈的制造、安装调整情况。

除上述两个关键因素外, 真空度的要求是总装和安装过程中的第三个控制因素, 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, 也可减少罐内其它物体 (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133Pa, 再继续抽真空30min。水分对GIS运行的影响关键在于:如果没有将SF6气体控制在0℃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, 从而导致沿面的绝缘材料和金属表面劣化。如果将SF6露点的允许值控制在较低值, 则在温度变化时绝缘体表面凝结的不是水珠而是冰晶, 它对绝缘性能几乎没有影响。因此, 在IEC及国际上均有规定:充入GIS的新气体在额定密度下其露点不应超过-5℃。

2 GIS的试验

GIS的试验包括型式试验、出厂试验及现场试验。其中型式试验是检验产品的正确性, 验证GIS装置的各项性能;出厂试验是在每一间隔上进行的, 以检验加工过程中是否存在缺陷;现场试验是检查GIS配电装置在包装、运输、储存和安装过程中是否出现异常现象行之有效的监测方法, 是GIS在投运之前必须进行的, 也是前两种试验无法替代的。

大量的现场试验结果表明: (1) 现场绝缘试验中往往会发生零件松动、脱落、导电表面刮伤; (2) 强烈的振动造成绝缘子开裂; (3) 安装错位引起电极表面缺陷; (4) 安装过程中造成导电微粒进入; (5) 由于疏忽将工具遗忘在装置内; (6) 原来潜伏在装置内的导电微粒在工厂试验时未能检测出来, 后来在运输和安装过程中被振荡出来或漂浮在装置内等。这些因素都会导致绝缘故障。这些绝缘缺陷一般分为两大类:一是由自由微粒和灰尘诱发的绝缘事故, 称为活动绝缘缺陷 (A类) ;二是由于安装运输中的意外造成的固定绝缘缺陷 (B类) 。

根据有关资料统计, SF6设备的绝缘事故有2/3都发生在未进行现场耐压试验的设备上。大量现场运行经验表明, GIS的事故不仅多发生在未做现场绝缘试验的设备上, 而且多发生在安装后投入运行的最初4个月内, 这类事故约占总事故的67%。第一年事故率为0.53次/年·间隔, 之后为0.06次/年·间隔。因此, GIS经工厂装配、运输和现场安装之后, 在投运前进行绝缘试验是十分必要的。

3 GIS的外壳接地问题

GIS的外壳接地方式有两种, 一种是一点接地方式, 另一种是多点接地方式。一点接地方式是在GIS外壳的每个分段中一端绝缘, 另一端用一点接地的方式。在结构上, 串联的壳体之间一般是在法兰盘处绝缘, 对地之间是在壳体支座处绝缘。这种接地方式的优点是:因为长时间没有外壳电流通过, 故即使电流额定值大, 外壳的温升也较低, 损耗也较小;因为没有电流流入基础部位, 故土建钢筋中没有温升。当然它的缺点也很突出, 即事故时不接地端外壳感应电压较高, 外界的磁场也较强, 当导体中流过的电流较大时, 往往会使外壳钢筋发热, 由于只有一根接地线, 因此可靠性较差。目前国内GIS设计一般不采用这种外壳接地方式。

多点接地方式是在GIS的某个分段内, 用导体连接外壳和大地, 并且采用两点以上的多点接地。一般在结构上, 串联的法兰盘之间不设绝缘, 设备的支座不绝缘, 并用固定螺栓导通, 接地线也装于壳体。多点接地的优点很多:外部磁漏少, 感应过电压低;由于GIS外壳有两点以上的接地点, 因而可大大提高其可靠性及安全性;不需要使用绝缘法兰等绝缘层, 施工方便;外壳和导体电流几乎抵消, 因此外部磁场较小, 使钢构发热和流过控制电缆外皮的感应电流都很小。由于外壳中有感应电流流过, 因此外壳中的温升和损耗比一点接地方式大。但电站GIS工程中外壳损耗本身不大, 因此在工程中可以忽略补给。例如:包钢CCPP电厂工程中GIS外壳的功率损耗为2.43~3.79W/ (m·ph) , 可以略去不计。

4 GIS设计中有待完善的工作

根据近年来GIS工程的设计, 笔者认为在设计标准化中尚有一些空白点亟待解决。因为设计标准是整个设计过程的依据, 设备接口标准是制造商的制造依据。

首先是伸缩节的设置问题, 尤其是在选用进口GIS设备时对伸缩节的技术要求。伸缩节主要是用来吸收GIS母线热胀冷缩、基础伸缩缝的位移、设备间的安装调整以及地震和操作引起的位移量, 因此主要配置在母线与各设备、变压器进线、线路出线的连接等位置。

如果采用进口GIS设备, 国外厂家对伸缩节的看法不一, 某些厂家认为完全可以满足设计要求的水平位移和垂直位移, 而有的厂家认为土建伸缩缝与伸缩节关系不大。

我国国标规定“制造厂应根据使用的目的、允许的位移量等来选定伸缩节的结构”, “在GIS分开的基础间允许的相应位移 (不均匀下沉) 应由制造厂和用户商定”。为了确保在与外商的技术谈判中有据可依, 更为了确保GIS设备运行的安全可靠性, 在我国的标准中应增加伸缩节方面的量化计算和要求。

其次是GIS接地线的材料和尺寸。这往往是与GIS外商谈判中讨论较多的问题。国外制造商都主张GIS室采用铜接地网和铜接地引线, 因为铜的导电性和耐腐蚀性优于钢, 但由于铜本身成本以及焊接成本都很高, 因此我国电站大多采用钢接地网和钢接地线。目前国内超高压GIS均采用铜接地引线。铜引线与钢接地网之间的连接需采用特殊方式, 以防止钢与铜直接接触发生化学腐蚀现象。

另外, 国外厂家根据GIS的热稳定电流来计算接地线截面, 并有具体的计算公式和曲线, 计算的参数包括接地的短路电流、故障的持续时间、接地线相应的允许温升值, 其中接地线熔断相应的允许温升值起决定作用, 有些厂家采用的允许温升值为100℃, 这样选出的接地线截面就小一些, 而有些厂家采用的允许温升值为200℃, 这样选出的接地线截面就大一些。我国的规范要求采用流经接地线的短路电流、导体的热稳定系数、故障持续时间进行接地导体的截面计算, 因此, 常常会出现接地截面不符合制造商要求的情况。对此我国规范中应就接地线的规格和尺寸作出相关规定。

上述问题是在GIS设计过程中不可避免的, 也是亟待完善的, 只有尽快制定出相应的标准, 才可以保证设计质量和产品质量, 并尽可能减少设计中的不完善环节及运行中的隐患。在标准制定之前, 希望广大设计人员能了解这些问题, 在设计过程中予以充分考虑, 并借鉴其它电站的解决措施, 尽可能保证设计质量。

参考文献

[1]罗学琛.SF6气体绝缘全封闭组合电器[M].北京:中国电力出版社, 1999.

[2]冯宗蕴.我国GIS的使用情况及发展动态[Z].西安:电力工业部西北电力设计院, 1994.

封闭式组合电器 第9篇

全封闭组合电器（GIS）是七十年代初期出现的一种先进的高压电气配电装置，它是一种成套的高压配电装置，由七种电气元件组合而成，具有占地面积小、可靠性高和维护量小等众多优良特点，广泛应用于110kV及以上电压等级升压站。与传统分布式电器元件相比，组合电器设备具有很多新型的结构特点及运行特性，由于其设计结构紧凑，占地面积较小，一旦发生事故，对设备的影响势必高于分布式设备。因此，变电站运维人员对于组合电器运行过程中存在的问题应全面掌握，便于有的放矢地安排检修及处理工作，同时，在未来的电力工作中，运维检修专业将逐步合并，因此，掌握组合电器运行及检修过程中常见故障并妥善维护是未来电力行业发展的必然要求。

1 全封闭组合电器简介及发展前景

1.1 全封闭组合电器简介

全封闭组合电器即GasInsulater Switchgear，是由断路器、母线、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、套管等七种电器元件组合而成，经优化设计组合为一体，所有带电部分封闭在接地的金属外壳内部，并充有绝缘及灭弧性能优越的六氟化硫气体作为绝缘及灭弧介质。可靠性和运行性能均高于分布式设备。

1.2 全封闭组合电器发展前景

我国全封闭组合电器设备自七十年代以来即开始自行研制并投入运行，目前已广泛应用于110kV及以上变电设备，伴随我国经济的发展，此外，由于全封闭组合电器占地面积小，自动化程度高、与检测设备配合良好等特性，成为未来智能化变电站电气设备的首选，随着我国电网智能化的进一步发展，全封闭组合电器必将得到更加广泛的应用及装备。

2 全封闭组合电器的优缺点

2.1 全封闭组合电器的优点

2.1.1 结构紧凑，占地面积小

结构紧凑，使用SF6气体作为绝缘及灭弧介质，占地面积小，可以显著降低变电站占地及建筑物等基建方面的成本，并有助于降低环境负荷。

2.1.2 受环境影响小

全封闭组合电器为全密封式，导电部分全部在外壳之内，并以SF6气体包围，与外界不接触，因此受环境影响较小，运行安全性好，适宜用于重工业污染区及高寒、高海拔地区。

2.1.3 运行可靠，维护方便

全封闭组合电器加工精密，性能优良，采用SF6为灭弧介质，断路器开断能力强，触头烧伤轻微，因此维护周期长，故障率低，又因为所有元件组合为一个整体，其抗震性能好，设备中无绝缘油，防火性能好。组合电器分解检修周期不小于15年，定期检查每4年一次。

2.2 全封闭组合电器的缺点

全封闭组合电器发生故障时，停电范围广，故障查找困难。由于性能要求高，处理具有一定难度，多数需要厂家处理。

同时，电离产生的氟化物具有高毒性及高污染性，对人体及环境具备一定的威胁。

3 全封闭组合电器运行过程中常见故障及维护

3.1 全封闭组合电器运行过程中常见故障

全封闭组合电器运行过程中常见故障包括内部因素引发的故障和外部因素引发的故障。

3.1.1 内部故障

(1) 水分超标。SF6气体水分含量超标，将降低设备绝缘耐受电压，灭弧时也会使SF6气体电弧分解物增多，导致触头或绝缘子污染。

(2) 内部杂质。杂质会引起组合电器设备内部放电或闪络。

(3) 电接触不良。组合电器内部部分部件由于施工工艺或运输原因，在运行中可能松动或错位导致接触不良，运行时可从外部听到异常声音。

(4) 气体泄漏。SF6气体一旦发生泄漏，设备将无法正常运作，人的生命健康和周边环境也会受到极大的威胁；而且断路器也会在气体发生泄漏时闭锁，这样，设备一旦出现故障，断路器无法可靠分闸，进而会引发更大的安全事故。

(5) 内部元件故障。内部元件机械结构失灵或卡涩，从而引起断路器或隔离、接地开关分合不到位。

3.1.2 外部故障

(1) 作业人员误操作。在作业过程中，操作人员误将接地刀闸合到带电相，带负荷拉刀闸及带地线送电；设备检修时，检修者粗心大意，将工具遗落在设备内部，或充气不足甚至没有充气等都是人为因素引起的误操作。

(2) 外部雷击过电压引起的故障也属于外部故障。尤其是110kV双进线设计变电站，由于全封闭组合电器结构紧凑，设备间距小，容易发生两条线路同时击雷的状况，防雷设计应特别注意。

3.2 全封闭组合电器运维注意事项

3.2.1 全封闭组合电器运行的基本要求

(1) SF6设备室是操作人员频繁进出的地方，为了确保操作人员的生命安全，室内通风每个班组必须进行室内通风，换气时间不得少于15min，每次的换气量不能低于3～5倍的空气体积，在设备室下方装设抽风口；有的设备室长时间没有人员进出，进入前需要通风15min再进入。

(2) 设备运行过程中，为了保证运行人员和检修人员的生命安全，设备中容易被人触及的部位，其构架和外壳的感应电压必须小于36V，温升在30K以内；设备运行容易被人触及、操作时不易被触及的部位，温升不得高于40K；个别不易被人触及的部位温升可以控制在65K以内。

(3) 班组作业人员每天都要例行检查SF6的开关设备，夏季温度过高或遭遇雨雪天气时，还应检查设备的机动性；对无需人员值班的变电所，也应该按照相关规定定期巡检。对SF6设备进行巡检的过程中，若GIS设备正在运行，工作人员则要中止巡检，并与设备保持一段距离，待设备停止操作后，再继续巡视检查。

3.2.2 全封闭组合电器的巡视检查项目

(1) 查看GIS设备室的门能否正常关闭。

(2) 查看GIS设备是否存在异常现象，如出现异常气味或可疑噪音等。

(3) 查看相关人员是否根据规定的运行方式来设置开关、隔离刀闸、快速接地刀闸等的位置指示器。

(4) 查看开关操作设备的油压指示是否超出限定范围，是否存在油气泄漏的问题，并查看储能系统金额各加热器能否正常工作。

(5) 控制柜内的接地线端子应该是紧固的，若出现烧焦味应该及时处理。

(6) 查看GIS设备的支撑架和各接地点是否牢固，检查金属部件是否锈蚀。

(7) 查看现场就地控制柜上的信号能否正常指示，并确保控制方式与联锁方式的开关都指示在其相应的位置。

(8) 查看现场就地控制柜内的电源开关，避免其出现发热烧黄的问题；如果继电器接点抖动或接线端子松动，检修人员就应及时处理。

(9) 查看就地控制柜开关和避雷器动作计数器能否正常工作，在运行记录表上准确填写避雷器动作计数的数值。

(10) 进出线套管表面如有脏污或、出现破损、闪络的痕迹，应及时采取整修措施。

(11) 确保二次侧开关、保险投入和线路避雷器完好无损，二次接线符合运行要求，装设位置正确无误，避雷器计数器正常工作。

3.2.3 全封闭组合电器操作注意事项

(1) 地调调度室下达操作指令，才可以进行110KVGIS设备的各项操作。作业人员的知识储备和技能水平必须符合岗位要求；完成操作后，值班人员还应将操作情况上报至地调调度室，再执行地调调度室的其它操作命令。地调调度室下达的全部操作命令应该记入台帐。

(2) 一般来讲，110KV开关的操作均通过主控室的计算机实施远控，如因系统故障等因素无法实施远控，需经分管部门许可，才可以在现场就地控制柜上直接操作。

操作前先“清场”，确保GIS设备外壳上无人员作业。完成设备操作以后，还要检查现场GIS开关设备，确保其位置指示准确无误，检查是否达到“三对应”，即现场控制柜、操作机构、主控室返回屏（计算机监控系统画面）三个部位的指示相对应，并且根据操作机构上的指示器来判定位置指示。

(3) GIS的开关、隔离刀闸、快速接地刀闸能够满足手动、电动两种操作方式的要求，考虑到人员安全，手动操作的情况很少，只需进行设备维护时，由运维中心通知运维巡检部门及其分管部门指派专业技工进行手动操作即可。

(4) 如有必要在现场就地控制柜上完成GIS设备操作，则先全面掌握每个设备部件的实际位置，对某一设备进行操作之前，在控制柜上开关设备上选择“就地”操作方式，联锁方式选择开关在“联锁”位置，如遇特殊情况，经总工或生产副总许可后方可再选择“不联锁”的开关方式；完成设备操作后，切记将“就地”开关控制方式改为远控方式，联锁方式选择开关仍选择在“联锁”位置；选好开关控制方式后，需要对设备位置指示进行检查。操作前，必须选择与设备编号对应的开关设备控制方式。若采用手动操作方式，则要通过专用的钥匙和操作把手来完成操作。

(5) 凡GIS设备的维修或调试，需要拉合相应的接地刀闸时，均使用现场就地控制方式操作。操作前，首先联系调度并检查该接地刀闸两侧相应的隔离刀闸、开关确已在分闸位置，然后才能操作。

3.2.4 GIS设备的漏气处理

(1) 当GIS任一间隔发出“补充SF6气体”的信号时，允许保持原运行状态，但应迅速到该间隔的现场控制屏上判明为哪一气室需补气，然后立即汇报有关领导，通知检修人员处理，并根据要求做好安全措施。

(2) 当GIS任一间隔发出“补充SF6气体”的信号同时，又发出“SF6气室紧急隔离”的信号时，则认为发生大量漏气情况，将危及设备安全。此间隔不允许继续运行，应立即汇报地调，并断开与该间隔相连接的开关，将该间隔和带电部分隔离。在情况危急时，运行人员可在运维班主管指导下，先行对需隔离的气室内的设备停电，然后及时将处理情况向地调及厂部领导汇报。

(3) 如因GIS设备故障导致气体泄漏，全体操作人员应迅速退场，15min以内不得进入操作现场；15min后进入操作现场后，4h内必须穿戴手套、防毒面具、防护衣等防护用具上岗操作；确保人员安全后（4h以后）清扫人员也需穿戴防护用具清理现场；如有感染的人员应立即清洗，及时就医。

4 全封闭组合电器检修过程中注意事项

(1) 着装方面：检修人员应该穿工作服上岗操作，并佩戴护目镜和指定的鞋帽、手套、袜子等。

(2) 通风要求：检修人员在拆盖后需退离操作现场，并打开通风设施，待通风半小时以后方可再次进入设备室。

(3) 零部件的放置：用放有吸附剂的塑料袋罩住拆卸后的机具部件，避免其沾染灰尘或受潮；将零部件净化、烘干后再进行装配，装配过程中应防止其遭到磕碰。

(4) 其他注意事项：检修时，禁止工程人员踏踩设备上的气室管路及操控阀门；若需要对设备进行解体整修，切记更换密封圈；解体后，还需用吸尘器彻底清理散落在设备上灰尘粉末，主要是电极或设备材料与SF6电弧分解气体的反应物，主要有CuF2、CuF4化合物。检修人员在清理时，必须佩戴个人防护用具；若SF6气体发生泄漏，还需将低洼部位（如坑道和电缆沟）的残留气体彻底排除。

(5) 开启罐体时应先将本气室所有电气连接断开，并将SF6气体抽空后方可进行。特别注意不同厂家气隔颜色标注不同，防止由于未断开电气连接引起的设备向筒体放电或闪络。

摘要：本文从运维及检修两方面入手, 对全封闭组合电器的运检工作特点、常见故障及维护方式进行了介绍, 为全封闭组合电器变电站提供了运行及检修的工作依据, 符合未来运维一体化的工作特点。

关键词：全封闭组合电器,运维,检修,常见故障及维护

参考文献

[1]张国胜, 杜坚, 杨志明.室内有害气体检测及处理方法研究[J].仪器仪表用户, 2010 (03) .

[2]冯品良.浅谈电力变压器的检测维护[J].装备制造, 2009 (06) .