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GIS高压组合开关设备，在变电站工程中已成为应用较为成熟的集成设备，其在变电站中发挥非常重要的功能。由于GIS设备其内部结构较为复杂，加上运行管理人员对GIS工作原理不太熟悉和运行维护经验不足，不能有效对GIS设备故障进行定位和采取正确处理措施，从而引起设备故障进一步扩大，降低GIS设备运行可靠性。GIS中所有高压电器设备均密封在金属外壳内部，当设备发生故障时，需要借助各种故障检测技术方法来对故障进行诊断和定位，不容易直观快速查找出设备故障原因，从而大大影响了GIS设备故障排查效率，增长了故障检测和排除时间。因此，对GIS常见故障及其处理措施进行系统归纳研究，以便再遇到类似故障时工作人员能够快速采取有针对性的检测方法和故障检测手段，及早确定故障原因和故障类型，缩短故障排除时间就显得尤为重要[1]。
1 变电站室外GIS内部放电故障产生原因
GIS设备内部主要缺陷包括：① 固体绝缘材料存在内部缺陷，如绝缘子在浇注制造过程中由于制造工艺等原因存在空穴缺陷。② GIS设备内残留一些自由导电微粒杂质，如金属碎屑、金属颗粒等，这些导电微粒杂质大多是在制造、安装等过程中，由于工艺选择不到、质量监管力度不够不到位等原因造成。③ GIS设备内部导体表面存在突出物，如毛刺、尖角等，这些突出部位很容易引起GIS设备发生电晕放电问题。当GIS设备运行在稳定电压环境下，通常不会引发突出物缺陷发生绝缘击穿，而当在冲击电压作用下，就很容易导致缺陷部位发生绝缘击穿。④ 导体由于长期热、磁效应作用，出现接触不良等缺陷。GIS设备内部发生的局部放电故障，大多数与GIS设备生产厂家和安装施工单位的质量监管水平有关。
2 变电站室外GIS内部放电故障常用检测方法
当GIS设备发生局部放电故障时，就可能引起GIS气室外SF6绝缘气体在强烈热效应和电流作用下发生气体分解或发光现象。当GIS设备发生局部放电故障时所引起的物理和化学变化特征，均可以作为GIS局部放电故障检测信号，也就是通过相应的基础上措施，有效检测GIS设备故障时的这些异常特征值，便可以准确可靠的进行GIS设备故障定位和及其发展演变情况判断[2]。
2.1 超高频检测法
当GIS高压组合开关设备内部出现绝缘故障时，则会伴随出现局部放电现象，因此，利用局部放电检测可以有效检测出GIS设备发生的该类型故障。由于GIS设备结构具有良好波导体特性，UHF（超高频电信号）可以在这些导体中有效传播。因此，利用超高频局部放电检测方法进行检测时，当GIS设备内部结构中没有任何故障阻隔时，电信号衰减极小；而当电信号经过不连续或受阻部位时，如：盆式绝缘子、套管转角、或者T节点时，电信号就会较小。UHF电信号在经过一个绝缘子时，其信号大致衰减3～6dB。因此，可以利用电信号衰减程来准确检测出GIS内部局部放电故障发生部位。超高频局部放电检测方法，在故障检测故障中，可以有效避开现场存在的电晕干扰，从而提高故障检测可靠性和故障定位准确性，是目前国内外比较常见的检测方法，且很多变电站在GIS特殊设备部位已在设计或技术改造过程中，安装了超高频局部放电实时在线监测系统，以确保GIS设备运行安全可靠性。
2.2 SF6气体组分分析技术
当GIS设备内部发生放电和过热故障时，GIS内部SF6绝缘气体就会在强热等效应下，与水分发生分解作用，就会发生化学反应，生成SOF2亚硫酰氟、SO2二氧化硫、HF氟化氢、以及SO2F2硫酰氟等特征气体，也就是说可以通过相应检测设备检测SF6绝缘气体中这些特征气体的含量，就可以判断GIS设备内部是否存在故障，但此种方法只能检测出GIS设备内部是否发生故障，很难进行故障准确定位。因此，其在变电站GIS设备故障检测中的应用还有待进一步加深研究。
2.3 红外测温技术
当室外GIS设备在运行过程中，如果出现导体接触不良、绝缘件绝缘性能下降、金属罐体涡流、以及感应电流流过接触不良壳体等，就导致GIS设备出现剧烈发热问题。因此，利用具有较高测温精度的红外测温技术，可以有效发现GIS设备内发生的上述故障缺陷。但由于引起GIS内部发热的因素较多，加上GIS设备内部结构较为复杂，利用单纯的红外测温技术进行GIS故障诊断的在线测控系统，还需要进一步加深研究和实践应用完善。
2.4 超声波检测技术
当GIS设备内部因绝缘故障而出现局部放电现象时，故障演变过程中就会伴随有声波信号，也就是说可以采用超声波检测技术来检测GIS设备内部局部放电故障而产生的超声波信号，且该检测方法还具有灵敏度高、抗干扰能力强等优点，不仅可以对GIS设备内部故障进行有效检测，同时还可以对放电部位进行准确定位。另外，利用超声波检测由于超声波测技术，可以对GIS设备内部因元件松动引起的振动现象声波信号进行动态检测，便于变电站检修维护人员采取有效技术措施进行故障排除，有效提高GIS设备运行可靠性[3]。
3 变电站室外GIS设备故障处理实例分析
3.1 故障現象
某变电站室外GIS设备在交接试运行过程中，各项技术参数均符合要求，于是投入电网进行正式并网运行。但在投运后第三个月，变电站运行人员在正常巡视工作中发现变电站I母电流互感器间隔气室中压力出现偏低现象，同时变电站GIS设备监控系统中也发出气室压力偏低报警信号，该气室的SF6压力信号已由正常投运时的0.45MPa降低到0.38MPa，于是向相关主管部门上报GIS设备故障，要求变电站检修人员到现场对GIS设备气压降低故障进行故障检测和排除处理。
3.2 故障排除
变电站检修人员到达现场后，首选利用测量精度较高的专用SF6气体检漏仪对I母电流互感器气室可能存在的泄漏点进行查找。经过检修人员仔细查找后，发现在I母电流互感器气室间隔中的U相气室管路安装连接部位，存在一泄漏点，于是初步判断GIS设备发生的绝缘气体压力下降故障来源于此。认真检查GIS设备其他气室压力，确认不存在其他泄漏点。 3.3 故障原因分析
变电站检修人员在对GIS设备I母电流互感器气室的历时运行气压数据进行研究分析后，结合GIS设备气室漏气情况，认为I母电流互感器U相连接部位发生的绝缘气体泄漏的主要原因，是设备该连接部件在安装过程中，没有做到完全彻底清洁干燥处理，安装施工质量监控不到位，导致GIS设备该部位安装存在安全隐患，在正式投运后出现SF6绝缘气体泄漏气压下降故障。
3.4 故障处理
在完成所有GIS设备故障检修前期准备工作后，并多次确定故障排除现场安全和技术水平均满足GIS设备检修条件时，检修人员决定对GIS采取带电检修故障处理。首先利用专门检修工具略微旋松有泄漏点得管路，然后利用GIS设备气室外外气压差将SF6气体从管路安装部位冲出，以带走安装过程中预留在金属壳体处的微尘。在确认该泄漏点部位残余微尘被彻底吹掉清理完后，立即旋紧管路。在旋紧管路后，对I母电流互感器气室进行补气操作，直到该气室气压达到设计0.45MPa要求为止，并再次用SF6气体检漏仪对I母电流互感器气室间隔进行气体泄漏检查，没有发现气体泄漏问题，于是并网运行。再经过故障排除后的1个月在线动态跟踪观察后，发现该气室中的SF6气体压力恢复正常，于是可以判断GIS设备气压下降故障被彻底清除。
4 变电站GIS设备检修维护的几点建议
1）变电站GIS设备内部复杂结构以及实际运行环境特点等因素的制约，决定了GIS设备在安装调试、检修维护过程中对清洁度要求十分高，是控制和提高GIS设备运行可靠性质量水平的重要关键因素。变电站室外GIS安装、运行现场的场地、气象等环境条件一般较差，因此需要电气安装和检修维护人员的技术操作进行严格要。安装调试和检修维护过程中应将场地揩净并铺设完整的防尘膜，尤其注意保证GIS内部安装接口处的清洁[4]。
2）在变电站GIS设备运行过程中，应加强其运行监视力度，尤其对GIS内部气室间隔的SF6气体压力、温度、以及控制回路的检查要建立完善的数据记录，并对数据进行实时比对分析。结合变电扎的实际情况，积极开展超声波局部放电检测以及SF6气体故障的在线监测项目在GIS设备安全隐患排查和故障检修中的作用。当发现SF6有压力异常时，应结合现场实际情况数据，查找出故障原因，不能盲目补气这样可能会加速电气设备故障的发生。
3）要加强对GIS设备缺陷的分析和运行管理，严格执行变电站GIS设备完善的缺陷管理规范制度[5]。
5 结束语
GIS设备在变电站中的实用化已经很多年了，其设计制造、安装调试技术也在不断地发展进步中。要变电站GIS设备实际运行维护中，要结合工程实际情况，制定完善系统的GIS设备运行维护制度，加强安装调试及运行维护过程中的技术质量监督，及时发现和处理GIS设备存在的隐性缺陷，防止故障进一步扩大，确保变电站室外GIS设备安全可靠、节能经济的高效穩定运行。
1 变电站室外GIS内部放电故障产生原因
GIS设备内部主要缺陷包括：① 固体绝缘材料存在内部缺陷，如绝缘子在浇注制造过程中由于制造工艺等原因存在空穴缺陷。② GIS设备内残留一些自由导电微粒杂质，如金属碎屑、金属颗粒等，这些导电微粒杂质大多是在制造、安装等过程中，由于工艺选择不到、质量监管力度不够不到位等原因造成。③ GIS设备内部导体表面存在突出物，如毛刺、尖角等，这些突出部位很容易引起GIS设备发生电晕放电问题。当GIS设备运行在稳定电压环境下，通常不会引发突出物缺陷发生绝缘击穿，而当在冲击电压作用下，就很容易导致缺陷部位发生绝缘击穿。④ 导体由于长期热、磁效应作用，出现接触不良等缺陷。GIS设备内部发生的局部放电故障，大多数与GIS设备生产厂家和安装施工单位的质量监管水平有关。
2 变电站室外GIS内部放电故障常用检测方法
当GIS设备发生局部放电故障时，就可能引起GIS气室外SF6绝缘气体在强烈热效应和电流作用下发生气体分解或发光现象。当GIS设备发生局部放电故障时所引起的物理和化学变化特征，均可以作为GIS局部放电故障检测信号，也就是通过相应的基础上措施，有效检测GIS设备故障时的这些异常特征值，便可以准确可靠的进行GIS设备故障定位和及其发展演变情况判断[2]。
2.1 超高频检测法
当GIS高压组合开关设备内部出现绝缘故障时，则会伴随出现局部放电现象，因此，利用局部放电检测可以有效检测出GIS设备发生的该类型故障。由于GIS设备结构具有良好波导体特性，UHF（超高频电信号）可以在这些导体中有效传播。因此，利用超高频局部放电检测方法进行检测时，当GIS设备内部结构中没有任何故障阻隔时，电信号衰减极小；而当电信号经过不连续或受阻部位时，如：盆式绝缘子、套管转角、或者T节点时，电信号就会较小。UHF电信号在经过一个绝缘子时，其信号大致衰减3～6dB。因此，可以利用电信号衰减程来准确检测出GIS内部局部放电故障发生部位。超高频局部放电检测方法，在故障检测故障中，可以有效避开现场存在的电晕干扰，从而提高故障检测可靠性和故障定位准确性，是目前国内外比较常见的检测方法，且很多变电站在GIS特殊设备部位已在设计或技术改造过程中，安装了超高频局部放电实时在线监测系统，以确保GIS设备运行安全可靠性。
2.2 SF6气体组分分析技术
当GIS设备内部发生放电和过热故障时，GIS内部SF6绝缘气体就会在强热等效应下，与水分发生分解作用，就会发生化学反应，生成SOF2亚硫酰氟、SO2二氧化硫、HF氟化氢、以及SO2F2硫酰氟等特征气体，也就是说可以通过相应检测设备检测SF6绝缘气体中这些特征气体的含量，就可以判断GIS设备内部是否存在故障，但此种方法只能检测出GIS设备内部是否发生故障，很难进行故障准确定位。因此，其在变电站GIS设备故障检测中的应用还有待进一步加深研究。
2.3 红外测温技术
当室外GIS设备在运行过程中，如果出现导体接触不良、绝缘件绝缘性能下降、金属罐体涡流、以及感应电流流过接触不良壳体等，就导致GIS设备出现剧烈发热问题。因此，利用具有较高测温精度的红外测温技术，可以有效发现GIS设备内发生的上述故障缺陷。但由于引起GIS内部发热的因素较多，加上GIS设备内部结构较为复杂，利用单纯的红外测温技术进行GIS故障诊断的在线测控系统，还需要进一步加深研究和实践应用完善。
2.4 超声波检测技术
当GIS设备内部因绝缘故障而出现局部放电现象时，故障演变过程中就会伴随有声波信号，也就是说可以采用超声波检测技术来检测GIS设备内部局部放电故障而产生的超声波信号，且该检测方法还具有灵敏度高、抗干扰能力强等优点，不仅可以对GIS设备内部故障进行有效检测，同时还可以对放电部位进行准确定位。另外，利用超声波检测由于超声波测技术，可以对GIS设备内部因元件松动引起的振动现象声波信号进行动态检测，便于变电站检修维护人员采取有效技术措施进行故障排除，有效提高GIS设备运行可靠性[3]。
3 变电站室外GIS设备故障处理实例分析
3.1 故障現象
某变电站室外GIS设备在交接试运行过程中，各项技术参数均符合要求，于是投入电网进行正式并网运行。但在投运后第三个月，变电站运行人员在正常巡视工作中发现变电站I母电流互感器间隔气室中压力出现偏低现象，同时变电站GIS设备监控系统中也发出气室压力偏低报警信号，该气室的SF6压力信号已由正常投运时的0.45MPa降低到0.38MPa，于是向相关主管部门上报GIS设备故障，要求变电站检修人员到现场对GIS设备气压降低故障进行故障检测和排除处理。
3.2 故障排除
变电站检修人员到达现场后，首选利用测量精度较高的专用SF6气体检漏仪对I母电流互感器气室可能存在的泄漏点进行查找。经过检修人员仔细查找后，发现在I母电流互感器气室间隔中的U相气室管路安装连接部位，存在一泄漏点，于是初步判断GIS设备发生的绝缘气体压力下降故障来源于此。认真检查GIS设备其他气室压力，确认不存在其他泄漏点。 3.3 故障原因分析
变电站检修人员在对GIS设备I母电流互感器气室的历时运行气压数据进行研究分析后，结合GIS设备气室漏气情况，认为I母电流互感器U相连接部位发生的绝缘气体泄漏的主要原因，是设备该连接部件在安装过程中，没有做到完全彻底清洁干燥处理，安装施工质量监控不到位，导致GIS设备该部位安装存在安全隐患，在正式投运后出现SF6绝缘气体泄漏气压下降故障。
3.4 故障处理
在完成所有GIS设备故障检修前期准备工作后，并多次确定故障排除现场安全和技术水平均满足GIS设备检修条件时，检修人员决定对GIS采取带电检修故障处理。首先利用专门检修工具略微旋松有泄漏点得管路，然后利用GIS设备气室外外气压差将SF6气体从管路安装部位冲出，以带走安装过程中预留在金属壳体处的微尘。在确认该泄漏点部位残余微尘被彻底吹掉清理完后，立即旋紧管路。在旋紧管路后，对I母电流互感器气室进行补气操作，直到该气室气压达到设计0.45MPa要求为止，并再次用SF6气体检漏仪对I母电流互感器气室间隔进行气体泄漏检查，没有发现气体泄漏问题，于是并网运行。再经过故障排除后的1个月在线动态跟踪观察后，发现该气室中的SF6气体压力恢复正常，于是可以判断GIS设备气压下降故障被彻底清除。
4 变电站GIS设备检修维护的几点建议
1）变电站GIS设备内部复杂结构以及实际运行环境特点等因素的制约，决定了GIS设备在安装调试、检修维护过程中对清洁度要求十分高，是控制和提高GIS设备运行可靠性质量水平的重要关键因素。变电站室外GIS安装、运行现场的场地、气象等环境条件一般较差，因此需要电气安装和检修维护人员的技术操作进行严格要。安装调试和检修维护过程中应将场地揩净并铺设完整的防尘膜，尤其注意保证GIS内部安装接口处的清洁[4]。
2）在变电站GIS设备运行过程中，应加强其运行监视力度，尤其对GIS内部气室间隔的SF6气体压力、温度、以及控制回路的检查要建立完善的数据记录，并对数据进行实时比对分析。结合变电扎的实际情况，积极开展超声波局部放电检测以及SF6气体故障的在线监测项目在GIS设备安全隐患排查和故障检修中的作用。当发现SF6有压力异常时，应结合现场实际情况数据，查找出故障原因，不能盲目补气这样可能会加速电气设备故障的发生。
3）要加强对GIS设备缺陷的分析和运行管理，严格执行变电站GIS设备完善的缺陷管理规范制度[5]。
5 结束语
GIS设备在变电站中的实用化已经很多年了，其设计制造、安装调试技术也在不断地发展进步中。要变电站GIS设备实际运行维护中，要结合工程实际情况，制定完善系统的GIS设备运行维护制度，加强安装调试及运行维护过程中的技术质量监督，及时发现和处理GIS设备存在的隐性缺陷，防止故障进一步扩大，确保变电站室外GIS设备安全可靠、节能经济的高效穩定运行。