基于SF6氣體分解成分檢測的設備內部潛伏性故障分析

郭 偉，李志鵬，秦光杰，丁常松

（國網安徽電力公司 馬鞍山供電公司，安徽 馬鞍山 243000）

通過檢測GIS氣室中SF6氣體分解產物可對設備內部存在的潛伏性故障進行有效診斷和評估，這種方法與超聲波、超高頻、電氣試驗等相比較具有受現場電磁波干擾小，信噪比高、測試速度快等優點［1］。大量的實驗室模擬實驗、運行設備和故障后設備的SF6氣體分解產物檢測統計分析表明：SF6氣體分解產物組分及體積分數含量的檢測對設備潛伏性缺陷的預判及事故設備的故障位置定位有重要的參考和指導價值。在SF6氣體近百種分解產物中只要檢測出氣室中產生的SO2、SO2F2、HF、CF4、H2S 、CO、CO2這7種分解產物中的一種或一種以上分解產物的組分及體積分數含量，在此基礎上再結合設備的運行工況、電氣特性試驗等情況進行綜合分析，就能基本判定該氣室是否存在潛伏性故障和確定事故設備的故障位置［2-6］。

1 SF6分解產物判斷潛伏性故障的理論基礎及參考標準

1.1 特征氣體的產生機理

SF6氣體絕緣設備內部的絕緣材料主要由SF6氣體和各種固體絕緣材料（環氧樹脂、聚四氟乙稀、聚酯乙烯、絕緣紙）及絕緣漆組成，而所有的這些絕緣材料由C、H、O、S、F等元素組成。根據SF6氣體的分解機理：設備故障區域內SF6氣體在放電（電弧放電、火花放電、局部放電）和過熱（溫度達500℃以上）的情況下，設備內部的SF6氣體會發生一系列反應。

國內外大量的科學試驗研究表明，純凈的SF6氣體在電弧的作用下會直接分解產生的SF4和F2氣體在極短的時間內發生復合反應重新生成SF6氣體，其復合率高達99.8%以上。但是實際上SF6電氣設備想完全避免H2O、O2及其他雜質的的存在是不可能的。由于SOF2、SOF4、SF4這些氣體屬于中間態產物，含量低、難檢出，在實際運用中價值不大，加之這幾種組分性質活潑又極不穩定容易發生水解反應最終生產比較穩定的SO2、HF、SO2F2。因此，選取性能穩定且具有代表性的SO2、HF、SO2F2這三種氣體作為SF6絕緣氣體的特征分解產物，其中把SO2、HF作為主要參考對象，SO2F2作為輔助判斷，尤其是設備發生大電流放電故障時，SO2這種成分必定出現且含量高，從不例外［7］。

在實際運用中將CF4、H2S這兩種氣體組分作為故障涉及到固體絕緣材料的主要特征分解產物，把CO、CO2作為輔助判斷。根據大量的現場實際案例，一般CF4為所有SF6充氣電氣設備故障的標準生產物，尤其是當斷路器的壓縮氣缸、滅弧氣室、噴口等處發生燒灼故障時CF4一定能檢出。CF4含量的大小可直接作為判斷設備的絕緣狀況的判據。把H2S看作是熱固性環氧樹脂的特征分解產物，H2S的出現與否可以作為判斷設備故障是否出現在GIS中的盆式絕緣子、支撐絕緣子、斷路器和隔離開關及接地刀閘的絕緣拉桿存在故障的重要參考依據［8］。

1.2 SF6電氣設備內部故障類型綜述［5］

（1）懸浮電位放電

這類故障大多數情況下發生在斷路器動觸頭與絕緣拉桿間的接觸不良及互感器二次引出線電容屏上部固定螺絲松動引起插銷兩側金屬或螺帽與螺桿間懸浮電位放電，這種情況一般只發生SF6分解，主要產生SO2和HF等。

（2）導電金屬對地放電

這類故障主要表現在SF6氣體中和設備內表面存在顆粒雜質及絕緣子、絕緣拉桿存在缺陷引起導電桿對地放電。SF6氣體中存在顆粒雜質引起的對地放電能量較小，設備內表面存在顆粒雜質相當于在其表面增加了一個尖端電極，畸變了電場分布，產生放電現象，主要產生SO2、HF、SOF2、H2S等。

（3）導電桿的連接不良

當故障點的溫度超過500℃以上時，SF6氣體和周圍的固體絕緣材料開始分解。當溫度達到500℃以上時，將造成動、靜觸頭或導電桿連接處梅花觸頭外的包箍蠕變斷裂，最后引起觸頭融化脫落，引起絕緣材料分解，其主要分解產物為SO2、CF4、H2S、CO、CO2等。

（4）互感器、變壓器匝層間和套管電容屏短路

當發生故障時，將使故障區的SF6氣體和聚酯乙烯、絕緣紙及絕緣漆等絕緣材料裂解，主要生產物是SO2、HF、CO和低分子烴。

（5）斷路器斷口并聯電阻、電容內部短路

因斷口的并聯電阻、電容質量不佳引起短路，此時SF6氣體裂解主要產生SO2、SOF2、HF。

1.3 SF6電氣設備分解產物評價標準

自2009年以來，國家電網公司先后組織福建、江蘇、陜西、安徽、廣東、四川等20多個省市開展了 SF6電氣設備中的SO2、SO2F2、HF、CF4、H2S、CO、CO2等分解產物的檢測工作，取得了一定的成果。2007年國家發改委頒發實行的DL／T1054—2007“高壓電氣設備絕緣技術監督規程”和2005年6月國網公司頒發的“十八項電網重大反事故措施”都提出了開展SO2、H2S等分解產物含量的檢測。IEC60480—2004“六氟化硫電氣設備中氣體中的檢測和處理導則及其再利用規范”中提出了SO2、SOF2和HF的最大可接受的濃度。根據近萬臺設備的檢測數據和近百臺故障實例進行統計分析，暫時規定了分解產物的參考指標，于2014年1月1日在全國發布實施。SF6氣體主要分解產物的氣體組分、檢測指標和評價結果如表1所示。

表1 SF6氣體主要分解產物的氣體組分、檢測指標和評價結果 μl／l

2 利用SF6氣體體積分數檢測現場設備典型案例分析

2.1 案例1

由CF4體積分數含量檢測異常發現設備存在的潛伏性故障發現過程。2009年5月8日某公司220kVGIS在運行電壓下進行氣體分解產物成分普查過程中發現4898斷路器C相CF4體積分數含量異常，超過國家電網公司Q／GDW1896—2013《SF6氣體分解產物檢測技術現場應用導則》規定的正常值的5倍多，SO2、SO2F2、H2S等分解產物檢測數據為0。未檢出的氣體分解產物的大概原因可能由兩個方面的因素造成：一是因氣體分解產物被設備內安放的吸附劑所吸附；二是因開關室額定氣量較大，稀釋了氣體分解產物濃度導致氣體分解產物的濃度低于儀器的最小檢測濃度所致。為進一步確認測試結果的準確性，2009年5月9日和12日進行復測，測試結果和第一次基本一致，又對相鄰的A相、B相進行測試，這兩相氣室中CF4體積分數含量為0。據此判斷C相氣室存在潛伏性故障，因CF4體積分數含量較大，估計故障可能涉及到固體絕緣材料，其測試數據見表2。

表2 4898斷路器A、B、C相的氣體檢測結果 μl／l

對C相斷路器進行停電解體檢查，看到斷路器噴口上端有因電弧燒灼而產生的熏黑碳化痕跡，噴口內壁有大量的固體白色粉塵物質，對固體粉塵物質進行X熒光元素分析，檢測出鋁（Al）、銅（Cu）等金屬元素，解體情況見圖1。

圖1 4898C相斷路器噴口電弧燒灼情況

通過此例可以得出，對于開關設備，有時因潛伏性故障存在的時間較長，由于間歇性放電產生的其他氣體分解產物容易被吸附劑吸附，通常只能檢測到CF4體積分數。這點也被國內外學者經過研究得到證實，CF4分解產物具有記憶效應，受吸附劑吸附的影響較小。

2.2 案例2

由CF4、CO、CO2及HF體積分數含量發現設備存在的潛伏性故障發現過程。某公司220 kV GIS設備258間隔PT氣室B相在一次開展超聲波局部放電的普查過程中發現局部放電量異常（超過另外兩相氣室測試值的幾倍）。再利用帶電化學傳感器的SP-Ⅴ便攜式SF6氣體分解產物色譜儀對該間隔（氣室相通）進行氣體分解成分檢測，測試數據結果顯示該間隔不僅有2μl／l的HF氣體，CF4的含量也遠大于運行設備正常值（＜200μl／l以內）2倍左右。然后對該間隔三相連通氣室進行隔離，對PT氣室B相每兩周進行一次超聲波局放（AE）檢測和SF6氣體分解產物體積分數跟蹤分析檢測，觀察放電發展趨勢，通過連續跟蹤監測近兩個月，在加強監測期間內放電程度和分解氣體體積分數增長數值逐漸趨于穩定，B相潛伏性放電故障沒有出現急劇式增長。B相氣室F6氣體體積分數檢測在監測期間內的記錄如表3所示。

表3 220kV GIS設備258間隔PT氣室B相SF6氣體體積分數測試數據 μl／l

從表3中數據可以看出，作為表征SF6電氣設備故障的特征分解產物HF氣體最早生成并被檢出，說明該設備存在一定程度的潛伏性放電故障。但是HF氣體含量很低，在后來的監測過程中又突然消失，并且SO2、H2S、SO2F2一直沒有檢出，這種現象一方面表明該氣室故障程度不嚴重，放電量不大，產氣量也不大；另外一方面這些氣體未被檢出也可能被設備內部安放的吸附劑所吸附的所致。CF4不但檢出，而且含量高（＞400 μl／l）超過運行設備正常值2倍多，說明該氣室存在涉及固體絕緣材料的放電性故障。CO、CO2被檢出也輔助表明故障與固體絕緣材料存在一定的關聯，CF4含量也沒有向增大的趨勢方向發展說明故障沒有擴大。綜合氣體分解產物體積分數的變化情況進行分析判斷，初步診斷該氣室存在懸浮電位放電，只是放電程度較輕。為避免故障繼續發展造成事故停電，決定停運設備，進行檢修處理。

經停電解體檢查發現，用于固定屏蔽鋁板的兩顆絕緣螺栓桿在設備運行過程中由于振動、發熱等不明原因發生脫落斷裂，斷裂后連同螺母一同掉于氣室內造成懸浮電位放電。該設備PT氣室故障情況圖如圖2所示。

圖2 PT氣室斷裂的螺母及絕緣螺栓桿

2.3 案例3

由SO2、CO及HF體積分數含量的檢測發現設備存在的潛伏性故障發現過程。某公司在一次110kV斷路器SF6氣體分解產物普查中，檢測出分解產物SO2、HF及CO這3種組分含量異常，SO2體積分數含量較高，其余組分的分解產物體積分數含量未檢出，其檢測結果如表4所示。

表4 某110kV斷路器SF6氣體分解產物檢測數據μl／l

隨后進行復測，其檢測數據與前次相差不大。考慮到分解產物中含有SO2和HF且SO2體積分數含量很大，同時H2S和CF4未檢出，初步懷疑是設備內部存在局部放電現象使SF6氣體分解產生SO2和HF，故障不涉及到設備內部固體絕緣材料。因SO2含量很大，遠遠超過IEC《六氟化硫氣體設備中氣體的檢測和處理導則及再利用的規范》等標準規定的，距最近一次跳閘SO2+SO2F2≤2.0μl／l的含量上限，認定該設備缺陷為“危急缺陷”級別。

對該設備進行停電解體檢查，發現該設備拉桿連接處孔銷配合出現縫隙、配合尺寸超公差，孔經變大、孔銷變細，造成孔銷之間的懸浮電位的局部放電，使設備內部的SF6氣體分解產生SO2和HF等分解產物。設備的故障解體圖如圖3所示。

2.4 案例4

利用SO2、H2S分解產物對事故后設備故障位置快速定位過程情況。某500kV變電站第一、二套母線差動保護BP-2B母線差動保護動作，跳開5011，5021，5031斷路器，1號主變差動未動作，啟動至出口時間為7.5ms。經直流電阻測試，初步判定故障在50111B相隔離開關氣室，50111隔離開關3相連通，在5011和5012B相斷路器檢測到了少量分解產物，確認故障在50111 B相隔離開關氣室。故障發生后氣體分解產物測試數據如表5所示。

表5 故障氣室分解產物檢測數據 μl／l

對故障相50111B相隔離開關解體，發現氣室內有白色粉末，并且絕緣盆子、筒壁有較大面積的燒焦痕跡。在電弧作用下，主要的SF6氣體分解物是SOF2，其他氣體分解物還有SF4，SF2，SO2，SiF4和CF4等，固態分解物有 A1F3、CuF2等。經過一定時間后，大部分氣體分解物被吸附劑吸收，而固態分解物則散落在容器底部，估計白色粉末是Al、Cu的氟化物。50111B相隔離開關解體情況見圖4。

3 結語

通過上述幾起案例可以看出，以SO2、H2S、CO、CF4、HF等氣體組分作為判斷被檢測設備是否存在潛在缺陷的特征氣體具有定位準確、可靠性高、快速靈敏、抗干擾能力強等優點，有著廣泛的應用前景。

GIS設備內部氣室通過紫銅管連接貫通共用密度繼電器（壓力表）、充氣口和取氣口，這樣給判斷故障帶來一定的困難，建議設計制造和安裝單位考慮把各個獨立氣室單獨配置密度繼電器（壓力表）、充氣口和取氣口。

圖4 50111B相隔離開關內部解體情況

現場檢測氣體分解產物時，應充分考慮設備內填裝的吸附劑對分解產物吸附的影響，尤其是斷路器發生跳閘后一定要在最短的時間內到現場進行分解產物的檢測，防止因時間延長使故障產生的分解產物如SO2、H2S被吸附劑吸附，錯過最佳檢測時間，給設備狀態造成誤判［3］。

SF6氣體絕緣設備結構復雜、故障類型多樣，目前國內外還沒有權威的氣體分解產物的分析和判斷導則，現有的規程也只是粗略地規范了含量和成分的參考值，為了盡快發現和掌握SF6氣體分解產物和設備潛伏性故障之間的規律。應根據設備在不同電壓等級、氣室結構、充氣壓力的高低、吸附劑填裝量、設備材質等情況下分解產物的跟蹤檢測，利用數理可靠性統計，建立科學可靠的綜合診斷分析平臺，為實現設備的狀態檢修提供科學有效的支撐。

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