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1、（3） 它是单相组合设备，在全变电站设置1个备用相，当组合电器中某一设备故障时可以进行整体更换，大大缩短了停电时间，能够满足对变电站连续供电可靠性越来越高的要求。 2003年，广东电网公司在广东省横沥、西江等地6座500 kV变电站选用了550 kV HGIS，是我国第1批采用550 kV超高压组合电器的变电站工程。2004年，国家电网公司在安徽萱城、河南安阳、湖北咸宁3座500 kV 变电站采用了550kV HGIS，属于第2批采用500 kV超高压组合电器的变电站工程。近期，又有云南大理、四川德阳、山东济宁和郓城4座500 kV变电站采用了550 kV HGIS。在10kV和35kV的配电

2、领域，把负荷开关、负荷开关-熔断器组合电器、隔离开关/接地开关、电流互感器等电气设备组合在一起，封闭在金属外壳内，充以SF6气体绝缘，形成1进1出，多至2进3出的组合电器，也称充气柜（CGIS）。该装备体积小，可靠性高，不要求检修，目前应用在重要用户的负荷侧。2003年广东电网公司运行中GIS共有684个断路器间隔，其中500kV38个、220kV115个、110kV531个。比2002年度增加了146个间隔，增长率为27.14%。2004年广东电网公司运行中GIS共有个1173断路器间隔，其中500kV66个、220kV264个、110kV843个。比2003年度增加了个489间隔，增长率为

3、 71.49%。2005年广东电网公司运行中GIS共有1643个断路器间隔，其中500kV81个、220kV378个、110kV1175个。比2004年度增加了470个间隔，增长率40.0为%。表1：广东电网公司近年来GIS设备增长情况（以断路器为一个间隔）电压等级500 kV220 kV110 kV总计2003年总间隔数（间隔）381155316842004年总间隔数（间隔）6626484311732005年总间隔数（间隔）81378117516343. 气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验要求GIS 在现场安装后，进行现场交接试验，验证其运输和安装过程中是否受损以及检查其重新组装的正确性。

4、经过现场交接试验验收GIS，也发现过一些问题。总的来说运行情况是良好的，然而运行经验表明，GIS内存在的一些缺陷，最初可能无害，也不容易发现，随着运行年限的长久，在开关操作震动和静电力作用下，异物碎屑的移动或是绝缘老化等可能产生局部放电现象，以致最终发展为击穿放电事故，使得GIS停电检修，造成很大的经济损失，GIS电压等级越高，停电造成的损失越大。3.1现场交接试验的参考标准凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB 1984-20

5、03 高压交流断路器GB 501501991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB/T 110221999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件GB/T 11023-1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB 5832.1-2003 SF6气体中微量水分的检测方法： 电解法GB 5832.2-1986 SF6气体中微量水分的检测方法： 露点法GB 7674-1997 72.5 kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备GB/T 8905-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则DL/T 506-1992 SF6气体绝缘设备中水分含量现场测定方法DL/T 555-2004 气体绝

6、缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则DL/T 617-1997 气体绝缘金属封闭开关设备技术条件DL/T 618-1997 气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程DL/T 728-2000 气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则3.2现场交接试验的项目要求（1）主回路电阻测量（2）元件试验（GIS内的避雷器、电压互感器、电流互感器）（3） 断路器、隔离开关和接地开关的分合闸时间、速度、同期等机械参数测量。（4） 机械操作试验和闭锁装置验证。（5） SF6气体的验收（6）每个气室的SF6水份测量。（7）SF6检漏试验。（8）气体密度装置和压力表校验（9）主回路交流耐压试验。4. 气体绝缘金属

7、封闭开关设备现场交接试验方法和注意事项4.1回路电阻测量规程需要用直流电流、电压法测量，电流要求大于100A,一般都用专用的测量仪器。测量GIS主回路电阻主要利用接地开关回路进行，有架空线引入套管的最好在套管侧注入测量电流。如果接地开关对外壳的连结处有绝缘，则打开连结处就可测量。测量出的值是断路器、隔离开关和接地开关之和，要对比厂家出厂时测量回路的构成和每个元件的要求值。如果接地开关对外壳的连结处没有有绝缘，则首先测量GIS外壳单独电阻，再测量出回路与外壳并联的电阻值，要按下列公式：R2=R0*R1/（R1-R0）式中：R0主回路与外壳并联的电阻，单位欧姆。R1-GIS外壳电阻，单位欧姆。R2

8、-主回路电阻，单位欧姆。图1：回路电阻测量示意图一般的情况下GIS接地开关对外壳的连结处有绝缘，没有绝缘时回路电阻的测量比较麻烦而且测量的误差比较大。回路电阻测量是交接验收的重要项目，每相回路电阻值的相差不应大于20%，与出厂值比较也不应大于20%。4.2断路器、隔离开关和接地开关的分（合）闸时间、速度、同期等机械参数测量。该参数测量与一般断路器一样没有特别不同。注意问题有：（1）分（合）闸时间是指开关的固有分（合）闸时间，也就是接到分（合）闸电信号的时刻，到开关三相触头都分开（合上）的时刻，这里没有考虑燃弧时间。（2）现场没有办法分（合）闸速度。有的GIS厂家没有提供测速设备或现场条件下无法

9、安装测速设备，在这种情况下，最好要求厂家书面承诺可以不测分（合）闸速度。（3）快速接地开关合闸时间要求。GIS与常规设备不一样地方，需要配置检修接地开关和快速接地开关2种不同性质的接地开关。前者配置在断路器两侧隔离开关的旁边，仅起到断路器检修时两侧接地的作用；而快速接地开关配置在出线回路的出线隔离开关靠线路一侧，它有2个作用：开合平行架空线路由于静电感应产生的电容电流和电磁感应产生的电感电流；当外壳内部盆式 绝缘子出现爬电现象，并发展成外壳内部燃弧时，快速接地开关可将主回路快速接地，利用 断路器切除故障电流以保护GIS的外壳不致于烧穿。快速接地开关开合平行架空线路感应电流时对合闸时间没有很高的

10、要求，一般合闸时间在几秒范围内就能实现这种功能。但是如果要求快速接地开关具有保护GIS外壳的功能的话，则对合闸时间就应有较严格的规定。电力行业新规程DL/T7282000气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则中规定内部燃弧时外壳不烧穿的耐受时间为0.1s，快速接地开关合闸的时间也应不超过0.1s。 如果想要GIS产品的快速接地开关具备保护外壳在规定耐受时间不被烧穿的功能，就应要求制造厂提供有预储能的快速接地开关，同时，在生产进行中应采取保证让快速接地开关在正常时不误动的相应措施。目前，部分制造厂并没有全面的理解电力用户对快速接地开关功能的要求。他们所提供产品中，快速接地开关在正常状态下时其电动弹

11、簧操动机构都处于不储能的状态，只有当发出合闸命令时电动弹簧机构才开始储能。仅储能时间就需要56s，再加上快速接地开关固有的合闸动作时间（一般为0.1 s以下），快速接地开关从发出合闸命令到完成接地的合闸时间长达几秒，这远大于外壳内部有燃弧时的耐受时间。因此，快速接地开关不具备保护HGIS外壳不被烧穿的功能，也不符合电力行业要求快速接地开关合闸时间应不超过0.1 s的新标准。4.3机械操作试验和闭锁装置验证。按常规要求在最高、正常、最低的分（合）闸电压和30%分闸电压下进行分（合）闸操作。接地开关、隔离开关与断路器闭锁可根据合同要求和厂家使用说明书的要求进行。注意机械闭锁和电气闭锁都要检查到。4

12、.4 SF6气体的验收新气到货后，应检查是否有制造厂的质量证明书，其内容包括生产厂名称、产品名称、气瓶编号、净重、生产日期和检验报告单。按表2标准进行检验复核。表2 SF6新气质量标准项目名称标准值（GB12022）纯度（SF6）（质量分数） 99.8 %空气（N2+O2或Air）（质量分数） 0.05 %四氯化碳（CF4）（质量分数）湿度（H2O） 8 g/g酸度（以HF计） 0.3 可水解氟化物（以HF计） 1.0 矿物油10 毒性生物试验无毒国外进口的新气亦应进行抽样检验，可按此标准验收。开关设备充气前，对每瓶SF6气体都应复核水分含量（湿度），且不得超过表2中的标准。4.5每个气室的S

13、F6水份测量。气室的水份要求交接与运行是不一样的。SF6水份测量应在充到额定气压24小时后进行，测量时环境相对湿度一般不大于85%。表2：SF6水份充许标准气室有电弧分解的气室无电弧分解的气室交接验收值150L/L250L/L运行允许值300L/L500L/L注：环境温度为20，气压为101325Pa测量结果要进行温度和压力换算。4.6 SF6检漏试验。标准要求年泄漏率小于1%，但在现场测量一般情况下，分为定性检测和定量检测。定性检漏有2种办法：（1）抽真空检漏：当试品抽真空时真空度达133Pa时候，再继续抽30min后停泵，静止30min后读取真空度A,再间隔5小时读取真空度B，若B-A13

14、3Pa，则认为试品密封良好。（2）检漏仪测漏：用灵敏度不低于1L/L的气体检漏仪沿着外壳焊缝、接头结合面、法兰密封、转动密封面、滑动密封面和仪表接口等部位，用不大于2.5mm/s的速度在上述部位缓慢移动，检漏仪应无反应，则认为试品密封良好。定量检漏：应在充到额定气压24小时后进行，可以在整个设备或每个气隔包扎。通常采用局部包扎，在现场安装的密封面用塑料溥膜包扎12或24小时后，测量包扎腔内的SF6气体浓度，并计算确定年漏气率。而在工厂装配的密封面则一般进行定性检漏。4.7交流耐压试验GIS的交流耐压试验是交接试验中最重要的试验，它必须在其它交接试验项目完成之后才能进行。若采用常规的高压试验设备

15、进行试验，不仅设备造价高、容量大、运输不方便，而且试验时需要很大功率电源，现场一般很难满足。现场交流耐压一般采用调频串联谐振或调感串联谐振方法进行。用串联谐振的试验方法可以减轻试验设重量，减少试验电源的容量的优点外，还有试品出现击穿或闪络后，流过故障点的电流因谐振破坏而迅速减少，不会使故障点进一步扩大。串联谐振还有对谐波有很好的抑制作用，在试品上施加比较好的正弦波。我们广东电网公司电力科学究研院在1983年就研制出CHX-230调感试串联谐振耐压装置，属国内首创,并在省内第1座110kVGIS变电站（深圳罗湖站）使用。随后又研制CHX-460、CHX-650调感试串联谐振耐压装置,足滿220k

16、V、500kV电器设备现场耐压。为了滿足更大容量的设备现场耐压的需要，1988年我院又研制出ZTX型综合调频试串联谐振耐压装置，滿是500kVGIS、电缆、变压器现场试验。（1） 工频串联谐振装置采用工频串联谐振装置试验原理是利用可调高压电抗器把电抗器的阻抗值调到试品的电容的阻抗值，即：L=1/（C）。这样励磁变压器上的很低电压就会在试品上产生很高的电压。工频串联谐振装置试验结线。图3： 工频串联谐振装置交流耐压试验接线图T1 调压器，380V/0450V，20kVAT2 励磁变压器，400V/20、35、50kV，37.5kVAL 可调高压电抗器（二节），1AC1 分压电容器（二节），每节3

17、00PFC2 分压器低压臂Cx 试品V 电压（2）调频串联谐振装置调频串联谐振的试验原理是调节试验电源的频率f，=2f,使得L=1/（C）产生谐振，频率调节范围为30300Hz。试验接线采用调频串联谐振装置进行试验图2：调频串联谐振装置交流耐压试验接线图T1 - 隔离变压器 BPf变频电源T2 - 调压器 T3-励磁变压器L - 高压电抗器 V交流电压表C1、C2 -电容分压电容器 Cx-被试变压器绕组CT电流互感器 A电流表（3） 交流耐压试验中发现的问题。在交流耐压试验中经常发生绝缘击穿现象，主要有以下原因：a.载流导体表面缺陷，如毛刺、尖角等引起导体表面电场强度不均匀。这些缺陷通常在制造

18、质量上或安装时刮伤造成的，在稳定的工频电压下不易引起击穿，但在操作或冲击电压下很可能引起击穿。b.绝缘子表面缺陷。如制造质量不良、绝缘子有气泡或裂纹，以及安装遗留下的污迹、尘埃等。c. GIS筒内在制造和安装过程中存留的自由导电微粒。在交流耐压试验中，曾经发现过因厂家安装时螺丝没有上紧，在运输过程中掉落上盆式绝缘子上面。（4） 交流耐压试验中注意事项。a.耐压前检查GIS上所有的电流互感器的二次绕组应短路接地，电压互感器的二次绕组应一端接地，避免设备击穿时在二次产生过高的过电压。b. 耐压前检查GIS上所有的断路器、隔离开关和接地开关的分（合）闸位置，必须滿足耐压试验方式所要求位置，确保电压加

19、上合适的位置上。检查所有气隔的压力表在正常压力范围。东莞一个用户工程曾发生过耐压击穿，检查结果是忘记给设备充气事情。c. 耐压前应先测量绝缘电阻。d.GIS扩建部分进行耐压时,相邻原有设备部分应断电接地，否则万一击穿给原有带电设备造成事故。扩建部分进行耐压时,也有可能通过原有部份加压，在这种情况下，其试验程序与新安装的GIS相同。e.若金属氧化物避雷器、电磁式电压互感器与母线之间连接有隔离开关，工频交流耐压试验前做老练试验时，应将隔离开关合上，加额定电压检查金属氧化物避雷器阻性电流、全电流和电磁式电压互感器变比。若金属氧化物避雷器、电磁式电压互感器与母线之间连接没有隔离开关，则工频交流耐压试验

20、前不能安装上去，待工频耐压后再安装，装回后再加额定电压检查金属氧化物避雷器阻性电流、全电流和电磁式电压互感器变比。若交流耐压采用调频电流时，电磁式电压互感器经计算其频率不会引起磁饱和，可与主回路一起耐压。f. 耐压试验程。现场交流耐压试验电压值为出厂试验施加电压值的80%。耐压试验程序应由制造厂与用户协商，一般情报下，先加最高额定电压老练10min，然后降压为零，再升到出厂试验施加电压值的80%1min。也有先加最高额定电压老练5min，再升到80%现场交流耐压试验电压值3min，再升到100%现场交流耐压试验电压值1min。如果怀疑断路器和隔离开关的断口在运输、安装过程中受到损坏，或经过解体

21、，则应该做断口耐压试验。g.试验判据。如GIS的每一部件均按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，则认为通过耐压试验。如果试验过程中发生击穿放电，则要进行重复加压试验。如果重复加压失败，则找出故障点，解体检修。如果重复加压成功，则认为放电是自恢复放电，通过耐压试验。如果找不出故障点，则存在争议，其一是继续按程序加压直到通过或完全击穿。其二是坚决找出故障点进行处理。5.近年我省GIS的事故多年来GIS的缺陷都有存在，事故却很少。2002年、2003年我省都没有事故。但近几年来，GIS设备增长很快，GIS的事故也增长很快。主要是制造质量和安装质量存在问题。2004年我省5起GIS的事故,

22、其中3起产品质量事故,2起安装质量事故。2005年我省3起产品质量事故, 2006年到10月份广东电网公司已经8起事故（不包括广东台山电厂事故）,其中6起产品质量事故,1起安装质量事故，1起事故原因未定。并广南站安装调试中发现场发现500kVHGIS重大缺陷。近三年来共16起事故，其中产品质量事故12起，安装质量事故3起。现简单叙述如下：51 2004年GIS事故（1）2004年7月26日莞城站220kVGIS母线绝缘对地和相间短路事故2004年7月26日8时10分53秒，500kV莞城站220kV VI段母线发生B相接地故障。事故直接原因是500kV莞城变电站220kV 段母线莞景乙线段气室

23、B相接地故障，引起220kV VI段母线差动保护动作；事故扩大原因是由于220kV母线故障形成1、3主变压器的穿越性短路故障，穿越性短路电流冲击其压力释放阀，达到主变压力释放阀动作值，导致500kV主变压器压力释放阀动作跳两台主变三侧开关。根据事故后解体检查情况，可以判明220kV GIS 段母线B相导体触指接触不良是造成事故的直接原因，接触不良后恶性循环导致接头烧损严重，导致B相对地短路，短路产生的电弧沿导体发展，引发A相导体绝缘台闪络和C相导体对A、B相放电。（2）2004年11月16日香山站母线绝缘对地和相间短路事故2004年11月16日8时07分55秒，500kV香山站220kVGIS

24、6M母线发生B相接地故障。#2主变压力释放A相保护动作（该保护只投信号，没有造成主变停电）。事故直接原因是500kV香山变电站220kV 段母线GM18气室B相接地故障，引起220kV VI段母线差动保护动作。根据事故后解体检查情况，可以判明220kV GIS 段母线B相导体触指接触不良是造成事故的直接原因，接触不良后恶性循环导致接头烧损严重，最后导致B相对地短路，短路产生的电弧沿导体发展，引发A相导体绝缘台闪络和C相导体对A、B相放电。本次事故的情况与莞城站基本相同。经过认真的测量、分析、修复，得出触指接触不良的原因为：导体插入深度不够。由于导体插入深度不够，导致接触不良发热，加上接头的部分

25、部件材质不合适、接头结构设计不合理，加剧了发热程度和触指发热不均匀的程度，形成恶性循环导致事故。为确保西开厂2003年生产的9个变电站共139个252kVGIS间隔的安全运行，由西开厂负责对该批GIS的主母线进行复检。根据反事故措施的安排，对已经运行的莞城站、香山站、西江站、同益站、旗乐站、逸仙站的220kVGIS的主母线进行复检。共检查18段母线、1467对接头，经检查发现间隙不合格率为20.99%。表3： 莞城、香山、西江、同益、旗乐、逸仙220kVGIS主母线检修情况检查接头（三相）加10mm垫片加15mm加20mm总计增加垫片更换触头座1467对269块22块2块293块15个富山站、

26、西港桥站、李朗站、博罗站、旭升站的GIS设备也是西高厂的产品，根据反事故措施的安排，施工单位和西高厂对GIS母线接头插入深度进行检查。对发现不满足要求的，要求厂家更换了母线导体的触头。（3） 2004年7月3日,深圳局大浪站110kV西安高压开关厂GIS,龙浪线1330开关发生B相故障，龙浪线线路侧13304刀闸气室（从进线套管至断路器气室前）线路避雷器与出线气室的连接气隔盆式绝缘子有明显的放电烧黑痕迹，相邻的GIS盆式绝缘子及导体有明显的粉尘。 （4） 2004年9月30日广州光明站110kV厦门ABB华电公司GIS， #2变高GIS线路侧PT内部故障，B相PT均压环绑扎带在松动脱落，与外壳地电位之间的距离不够引起主绝缘击穿后进一步发展成为相间短路。（5） 2004年10月24日,深圳局滨河站220kV西安高压开关厂GIS, 220kV2M母线避雷器绝缘盆闪烙。52 2005年GIS事故