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

2345

1

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

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）

?电压互感器采用引进德国 MWB 公司技术的或日 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。

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

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。

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１５ｍｉｎ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