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摘要：随着电气设备状态检修工作的开展，带电检测技术在输变电设备状态检测中发挥了越来越重要的作用。文中介绍了利用带电检测技术发现的一起GIS本体母线侧电流互感器发热异常的定位与分析过程，利用特高频、超声波局部放电检测技术，结合红外测温技术进行了综合诊断，分析出造成异常的原因，对类似缺陷的处理具有一定的借鉴意义。
关键词：GIS；特高频局部放电检测；超声波局部放电检测；红外测温
0引言
近年来，气体绝缘金属封闭开关设备（英文缩写为GIS）因为其占地面积小、运行稳定和免维护等诸多优点，各供电公司新建的110kV及以上的变电站均采用GIS设备，在电力系统中得到了广泛的应用。但是随着GIS使用数量的增加，因为部件生产加工工艺不良、现场安装调试不当、运行中部件松动老化等原因，导致GIS故障时有发生，未能实现完全杜绝的目的，同时GIS设备故障抢修周期长、经济损失等原因，对电网的安全稳定运行造成了严重的威胁，因此，必须采取有效的技术手段对GIS的状态进行检测评估。常见的带电检测状态监测方法包括特高频、超声波局部放电测试和红外测温等方法，不同检测方式的联合应用，实现设备异常的及时定位和分析。
1异常检测
检修人员在对某220kV变电站220kVGIS设备进行带电检测时，发现GIS设备母线侧CT整体温度异常，温度为35.3℃，线路侧CT气使33.3℃，温差为2K，相对温差37.7%，同时，将耳朵贴在气室外壳表面可以听到明显的滋滋声，红外测温图片如图1所示。为了分析异常原因，定位异常位置，对该气室进行超声、特高频和红外测温等多种方法联系诊断分析，最终判断为CT二次端子虚接地现象导致过热异常的发生。
图1红外图片
1.1特高频局部放电检测
特高频局部放电检测过程中检修人员将特高频传感器围绕220kVGIS本体母线侧CT扫描检测，检测未发现存在特高频信号。
1.2超声波局部放电检测
检修人员对电流传感器所在位置进行了测试，该线路间隔各测点平均分布，未检测到特征信
局部放电检测未检测出CT气室出现异常的原因，因此，怀疑异常是否是由于外部原因引起。
1.3红外测温
检修人员采用红外测温的方法进一步分析。通过测试，发现母线侧CT相连波纹管温度最高达到36.9度，CT最高温度为36度，环境参照体温度为33.5度，红外测试图片如图2所示。经分析可能波纹管导流排接触不好导致，接下来，进行了检修处理。
2.检修处理
检修人员对波纹管导流排接触面处理后，照片和红外图像如图2所示。接触面处理后最高温度在CT后部，温度为35.7度。分析CT左侧内部为线圈。我们开始排查二次，首先对该间隔后台一次负荷进行确认，虽然A、B二相始终比C相负荷电流小，整体不均衡性大于百分之十。但是整体负荷电流较小，分析造成发热可能性较小。
随后对汇控柜关于CT线圈引出线进行红外测温。对汇控柜内端子进行红外测温，发现第17单元，前5排端子存在温度异常，将问题锁定为二次侧虚接地。
对该CT线圈引出测量线进行检查，发现此间隔汇控柜在CT备用线圈配线时将A、B两相公用端短接再接入接地端，C相公用端单独接入接地端，且有虚接现象。将此备用线圈进行整改，A、B、C三相公用端进行短接并统一接入接地端，处理后异常发热缺陷消除，测试结果如图3所示。
图3接线端子实物图片和处理后CT红外测试图片
3.结论
红外检测、特高频电流局部放电检测的开展，可以有效的检测出设备内部的问题，但是容易受多种干扰的影响，必须加以严格识别。本次异常发生的原因归结为人为失误导致，现场施工单位要严格按照工艺流程规范二次配线，用户加强监督检查，保证设备及时必要的接地是变电站设备安全的基础。
参考文献
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