SF6氣體絕緣電氣設備的現場故障診斷分析

李 鵬

（葛洲壩老河口水泥有限公司 湖北省老河口市 441800）

SF6氣體絕緣電氣設備的現場故障診斷分析

李 鵬

（葛洲壩老河口水泥有限公司 湖北省老河口市 441800）

由于制造安裝工藝和運行維護環境等原因，往往使SF6氣體絕緣電氣設備內部存在絕緣缺陷乃至出現事故。SF6氣體絕緣電氣設備故障可以分為電弧放電、火花放電、局部放電和過熱等故障。SF6氣體本身是無毒性的氣體，當SF6電氣設備存在故障時，故障區域的SF6氣體和固體絕緣材料在熱和電的作用下裂解，主要產生硫化物、氟化物和碳化物等。氣室中SO2、H2S的產生是內部故障的征兆，現場檢測氣室中SF6氣體分解產物的含量，可以初步分析出SF6氣體絕緣電氣設備的內部故障，避免事故進一步發生和擴散。

SF6；電氣設備；分解產物；故障診斷分析

引言：

SF6氣體具有優良的絕緣和滅弧性能，在電力高壓設備中得到了廣泛的使用。隨著城市的發展和需求，SF6氣體絕緣全封閉組合電器（GIS）占地面積小和空間體積小的優勢體現的越來越明顯，城市中心區域和工業密集區域變電站的建設中，SF6氣體絕緣全封閉組合電器（GIS）的使用數量迅速增大，因此我們對SF6氣體絕緣電氣設備中的氣體成分現場檢測，對SF6氣體絕緣電氣設備故障的診斷分析是對保障電網安全運行具有重大意義的。

掌握SF6氣體在電氣設備內部存在和發生變化的過程和原理，結合對SF6氣體分解產物成分、電氣設備結構、運行環境條件等因素綜合考慮可以幫助我們準確的進行設備故障診斷分析。

1 SF6氣體在電氣設備中的分解過程

SF6的分解反應是在設備放電或高溫作用下發生，不僅有本身的分解，而且還涉及 F與電極材料中金屬蒸汽及固體絕緣材料的反應。但 SF6大部分高溫或放電產物具有復合效應，然而，電氣設備中不可避免有著微量水分的存在（來源于生產運輸殘余、SF6氣體自身攜帶以及固體材料析出等），SF6的分解物會繼續與設備中微量水分發生反應，生成較為復雜的產物，SF6氣體在電弧作用下分解的主要成分是SOF2、SO2F2、SOF4、SO2、HF和金屬氟化物等，控制好SF6氣體中水分和氧氣的含量可以提高電氣設備中SF6氣體的純度，進而提高其電氣絕緣能力。

2 SF6氣體絕緣電氣設備放電氣體成分檢測方法

目前國內外對 SF6氣體分解氣體檢測方法主要有氣相色譜法、紅外分光光度法、質譜和色—質聯用法、核磁共振波譜分析法、氣體檢測管法和電化學傳感器法等。

由于電化學傳感器法具有檢測速度快，效率高等突出優點，符合現場要對SF6氣體絕緣電氣設備的故障進行有效定位和故障診斷分析的需求，因而在現場工作中使用較為廣泛。該方法是利用化學氣敏器件檢測氣體組分?；瘜W氣敏傳感器是利用對被測氣體的形狀或分子結構具有選擇性俘獲的功能和將俘獲的化學量有效轉換為電信號的功能來工作的。當被測氣體被吸附到氣敏半導體表面時，其阻值會發生變化。目前該方法存在檢測組分較為少的缺點，但大部分儀器能檢測出SO2、HF、H2S、CO等特征氣體，因而能夠滿足現場查找設備故障位置和絕大多數故障診斷分析的要求，如需更為精確的數據分析可取氣樣帶回實驗室進行氣相色譜分析。

SF6發生分解后產物的量與放電能量大致成比例關系，并且當處在高能放電形式下時將產生大量的分解氣體，出現局部放電下很少出現的氣體成分如SF4、CF4，且產物中SOF2含量較其他形式放電要高。目前普遍認為通過SO2、SOF2、SO2F2含量可分析判斷放電劇烈程度，放電能量增大時SO2含量將增大，SOF2/SO2F2體積分數比將增大；通過 H2S組分的含量大小可判斷故障的放電能量及故障是否涉及固體絕緣；通過CF4含量可判斷故障是否涉及固體絕緣。電流互感器和電壓互感器氣室內出現的CO與CO2含量達到一定比例，可以推測出固體絕緣的狀態。SF6氣體分解成分在發生熱故障時隨著溫度的升高依次產生HF、SOF2、SO2、SO2F2等氣體組分。對于運行中的SF6設備，若檢出SO2或H2S等雜質組分含量異常，應結合CO、CF4含量及其他檢測結果、設備電氣特性、運行工況等進行綜合分析。而SO2是不穩定氣體，可以和水分等復合成其它產物，故在故障初期SO2含量可能較高，過一段時間再測量就會減小。

3 事故實例與典型案例分析

2014年2月，襄陽供電公司運行中的110kV廣場變電站110kV母線差動保護動作跳閘。經檢查#2主變壓器無異常，GIS設備整體外觀無明顯異常工況痕跡。在對母差保護II母線范圍內所有氣室進行SF6氣體成分檢測時，發現110kV II段母線氣室（非滅弧室）內SO2和H2S組分嚴重超標，其余氣室未發現異常。經過現場診斷分析可以確定110kV II段母線氣室內存在故障，由于大量H2S的存在懷疑故障已經涉及到固體絕緣。經設備廠家派專業人員到現場進行設備解體后發現 II母線下端一側支撐絕緣子已經被擊穿炸裂，罐體內部存在放電粉塵，設備內部現狀與試驗人員在設備解體前進行的故障判斷基本一致。此故障警示我們要加強電力設備出廠及交接驗收試驗工作。

2010年5月，一座500kV變電站內無任何操作。220kV母線差動保護動作，連接在#4母線的線路及母聯斷路器三相跳閘。故障錄波顯示故障為A相，短路電流為30200A。雷電定位系統工作正常，檢查變電站內避雷器未動作，無內部或外部過電壓侵入記錄；設備外觀檢測正常；對227單元A相#2氣室SF6氣體成分檢測時，發現SO2含量達3.77*10-4，且H2S含量超標。檢測#4母線上其他設備氣室未見故障特征氣體。經試驗人員現場進行診斷分析，確定故障部位 227單元，內部存在電弧放電。通過窺視孔發現227單元2272隔離刀閘開關A相內部有粉末狀物質。待專業工作人員到現場對設備進行解體檢查，打開2272A相檢修孔和隔離開關法蘭盤，發現該氣室內充滿由于電弧燃燒產生的SF6分解粉末，2272A相絕緣拉桿低電位側被電弧碳化熏黑，絕緣拉桿開裂。故障原因分析認定事故原因為2272隔離開關A相絕緣拉桿閃絡。拉桿絕緣下降、發生對地閃絡的原因為絕緣拉桿本身受到機械損傷，產生局部裂紋，在運行電壓的作用下，發生沿面放電；同時SF6分解產生的H2S在長期運行中，導致絕緣拉桿加速老化，最終閃絡擊穿。

4 結論

（1）通過對 SF6氣體分解產物的形成過程分析，可以清晰發現水分會對電氣設備中SF6氣體的穩定性產生破壞，微量水會與SF6氣體分解產物發生水解反應而阻礙SF6氣體的復原，從而增加氣體中的有毒有害雜質的組分和含量；部分水解產物如HF和SO2等酸性氣體有極強的腐蝕性，會加速設備的腐蝕；若水分含量超過一定限度還會使SF6氣體耐壓和擊穿電壓下降，對電氣設備的危害很大。因此一定要在日常工作中對設備的每個SF6氣室微水的含量做好控制和維護工作。

（2）通過實際工作經歷和大量典型故障案例的學習，結合理論分析可以確定通過對 SF6氣體分解產物的成分分析，能夠準確判斷設備氣室內是否存在事故隱患；能夠在工作現場快速準確的找出SF6氣體絕緣電氣設備的故障部位，防止鄰近氣室受到破壞；能對SF6氣體絕緣電氣設備內部的故障產生原因和發展程度，結合設備解體后的綜合分析做出較為準確的診斷。

[1]郝有明，溫念珠，范玉華，鄧育紅.電力用油（氣）實用技術問答.中國水利水電出版社，2000.

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[3]游榮文，黃逸松?；赟O2、H2S含量測試的SF6電氣設備內部故障的診斷.福建電力與電工，2004.

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1007-6344（2017）02-0130-01