GIS設備中SF6氣體泄漏檢測分析

代相波，趙志剛，李勝輝，王 亮

(1.沈陽工程學院，遼寧 沈陽 110136;2.國網遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006)

GIS(Gas Insulated Switchgear)設備以其高可靠性、低占地面積、長檢修周期、低損耗、低噪音等優點在電力系統中得到廣泛應用。一般在GIS設備中以0.4～0.6 MPa的SF6作為絕緣和滅弧介質[1-3]。GIS設備結構復雜，且對設備的制造、安裝等工藝要求極高，在長期使用過程中，由于操作不當、設備老化等原因易誘發SF6氣體泄漏[4-6]。

由于GIS設備均處于全封閉狀態，且其內部結構緊湊、工藝復雜，故一旦發生SF6氣體泄漏將會造成較大事故，其修復難度及修復時間亦大于其他充氣設備，會對GIS設備及電力系統安全運行造成破壞性影響[7]。本文就GIS設備SF6氣體泄漏原因、危害、檢測及預防措施進行分析。

1 GIS設備氣體泄漏原因及危害

1.1 GIS設備氣體泄漏原因

GIS由于其工藝復雜，接口數量多且密封點多，故與其他SF6充氣設備相比，漏氣原因更難以確定，本文歸納3點原因。

a.設計施工缺陷：現場安裝時，施工人員由于未按照要求對接尺寸導致設備局部受力超出設計能力；波紋管不足、母線倉過長導致GIS設備缺乏足夠調整距離；設備平衡設計不合理導致移動中發生尺寸偏移。

b.制造安裝缺陷：鑄件、法蘭、盆式絕緣子由于廠家生產設計或現場安裝不符合流程標準導致有裂紋、砂眼等存在；設備密封圈設計不符合尺寸；防水未達到國家相關標準；拆修后密封安裝處理未達標準。

c.自然環境缺陷：“O”型圈進水受潮；密封膠、密封件老化導致漏氣；熱脹冷縮導致設備變形；GIS設備運行中振動導致設備受損[3,8-12]。

1.2 GIS設備氣體泄漏危害

在常溫下，SF6是一種惰性氣體，具有無色、無味、無毒、不易燃燒等特點，其分解溫度高(約為500 ℃，與水分解溫度約為200 ℃)，密度大(約為空氣5倍)，絕緣能力強(約為空氣2.5倍)，是一種優良的電絕緣介質[13]。GIS設備中，SF6氣體泄漏主要會產生如下問題[14-15]。

a.當GIS設備發生異常發熱、局部放電(Partial Discharge,PD)等現象時，會使SF6分解為低氟化物及游離態氟，當環境中為純凈SF6時，這些分解物將隨著溫度的降低迅速復合還原為SF6，但由于GIS設備還包含微量空氣、水、油等成分，使分解物轉變為SO2、SOF2、H2S、HF、SO2F2、SOF4、S2F10等強酸性穩定氣體，這些氣體會腐蝕設備中金屬部件及密封絕緣材料，從而使GIS設備的絕緣能力下降，影響其使用壽命。GIS設備中所產生毒氣也會對運行檢修人員的身體健康造成影響。

b.作為GIS設備中主要滅弧及絕緣介質，SF6的性能與其壓力密切相關。研究表明，當壓力為0.3 MPa時，其絕緣性能等同于傳統絕緣油。因此，GIS設備氣體泄漏會降低其電氣性能。

c.根據《京都協定》及《巴黎協定》，SF6氣體的溫室效應約為CO2的23 900倍，其泄漏會對大氣環境造成嚴重影響。

d.目前針對GIS設備漏氣現象，為保證GIS設備的正常運行，當漏氣發生時，需及時補充SF6氣體，而充入的SF6氣體又帶有微量水，使GIS中水含量進一步增加，降低設備使用壽命。

e.SF6價格偏高，且SF6設備在電力系統中應用廣泛，如頻繁補充，不利于電力系統的經濟運行。

2 GIS設備中氣體泄漏檢測方法

當前針對GIS設備的SF6氣體泄漏主要采用密度繼電器進行實時監控。當壓力值迅速下降時，即發出報警信號，需人工參與使用定性檢測手段以盡快確定泄漏點，及時解決故障，避免影響安全生產。在實際運行中，針對故障區域，工作人員首先使用便攜式氣體泄漏儀快速粗略定位，然后結合紅外成像法及激光檢漏法進行精準、迅速定位。

2.1 傳統檢測方法

傳統定性檢測方法主要包括皂水法和包扎法。皂水法是指對所有部位逐個涂抹皂水觀察漏氣情況，該方法直觀有效且成本低，但工作量大、無法測算具體泄漏速度且僅適用于小型設備中。包扎法是指將可疑漏氣部位用輕薄材料包扎，受氣體泄漏影響，泄漏點附近包扎物會鼓起，據此可大致確定泄漏位置及泄漏量，但該方法確定具體位置需多次對比，且受現場風速以及操作人員經驗影響較大。另外，這兩種方法均需要測試人員接近GIS設備，因此不能做到運行中檢測，待測設備均需停機，對經濟運行造成一定影響[16]。

另外，在現場運行中也出現一些改進方法。如檢測精度包扎法，該方法是在較大可能出現漏氣的位置用柔軟且輕薄材料進行包扎，然后配合使用便攜式氣體檢漏儀在GIS設備表面快速移動，待氣體沉淀一段時間后，重點檢測包扎部位。當檢測到SF6氣體時，高敏設備會根據不同氣體濃度發出不同警告，檢測精度包扎法有較大提高，但具體位置的確定仍然需要多次測試，并且受現場環境影響較大[14]。

2.2 紅外成像法

波長在0.75～1 000 μm之間的電磁波被稱為紅外光，當具有連續波長的紅外光穿過氣體時，特征吸收頻率譜線的光便會被氣體吸收，SF6氣體吸收光譜主要集中在10.6 μm處[17]。 基于上述原理，可使用濾波器使儀器僅顯示10～11 μm這一窄波帶，即可形成直觀畫面。紅外檢漏儀可配合先進的成像技術，及時、精確檢測到泄漏點，并以圖像方式展示。當設備中無SF6氣體泄漏時，圖像顯示無明顯變化。當氣體泄漏產生時，由于SF6對特性頻率紅外光具有吸收作用，在氣體泄漏部位形成煙霧狀陰影。且其陰影清晰度可隨泄漏濃度發生變化。通過判斷陰影清晰度及陰影走勢方向即可判斷泄漏點及泄漏速度。紅外檢漏儀原理如圖1所示。

圖1 紅外檢漏儀工作原理

應用紅外成像法進行檢測的設備價格較為昂貴，但紅外成像法可對泄漏點進行實時監控，并實現遠程監控，設備無需停機，避免對經濟運行造成影響。另外，由于大氣中含有多種光，對檢測會造成一定影響，干擾SF6泄漏檢測的結果。因此，檢測設備對其精度具有較高要求，要能夠區分空氣中不同光之間的細微差別。盡管紅外成像法仍存在一定缺陷，但已是較為先進的檢測方法，且檢測技術成熟，目前已廣泛應用于各配電場所。

2.3 激光檢漏法

SF6激光成像檢漏儀的原理是：由激光發射器向待檢區域發射激光，激光攝影機捕捉被背景散射回的反向激光并成像[9]。當GIS設備無泄漏時，成像與太陽光成像無異。當GIS設備發生泄漏時，由于部分激光被吸收，激光攝像機所捕捉圖像形成與無泄漏時不同的圖像，SF6泄漏越大，圖像差別就越明顯。激光檢測法可將不可見的SF6氣體在視頻中展示出來，并能方便觀測到泄漏點和泄漏方向。激光泄漏檢測原理如圖2所示。

圖2 激光檢漏儀工作原理

激光檢漏法可對設備進行遠距離檢測，對SF6氣體以動態云的方式在成像儀上展示，從而及時、精確發現GIS設備中SF6氣體泄漏。與傳統檢漏方法相比，激光檢漏方法可進行遠距離檢測，且檢測結果精準、直觀，保障相關人員的人身安全；另外，該方法由于無需停電操作，可保證電力系統的經濟運行[18]。

3 GIS設備漏氣案例分析

3.1 案例

巡檢人員在對某220 kV變電站巡檢時發現，母線氣室壓力偏低，現場采用手持式檢漏儀多次檢測均未準確檢測到漏氣點。后巡檢人員采用激光檢漏儀進行檢測，發現C相母線隔離開關與II母線連接的盆式絕緣子螺栓部位漏氣，泄漏氣體成煙狀飄散。廠家工程人員對該設備維修解體后發現，盆式絕緣子存在一條貫穿性裂紋，如圖3所示。對該絕緣子進行更換后，故障消除。

圖3 盆式絕緣子裂紋

3.2 原因分析

本文通過對該缺陷盆式絕緣子返廠故障分析發現，漏氣位置安裝的盆式絕緣子安裝孔為光口而非螺旋口。由于廠家設計缺陷，該位置所加裝的隔離開關操作機構安裝板與法蘭配合不緊密，導致盆式絕緣子安裝孔內易滲水，如圖4所示。而法蘭下部螺栓配有防雨帽，導致安裝孔內進水不能排除，在冬季積水后結冰發生膨脹，使盆式絕緣子運行中產生裂紋而漏氣。現場工作人員對包含有該結構的其他設備進行檢查，發現另有其他螺栓出現進水情況，如圖5所示，隨即拆除了該站所有底部光孔螺栓防雨帽內防水墊。

圖4 盆式絕緣子安裝結構

圖5 螺孔存水

4 預防措施

a.廠家應嚴格按照相關技術標準進行GIS設備的生產制造及出廠檢測。現行標準主要包括：GB 50150—2006《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》、Q/GDW 157—2007《750 kV電力設備交接試驗標準》、Q/GDW 158—2007《750 kV電力設備預防性試驗規程》、Q/GDW 168—2008《輸變電設備狀態檢修試驗規程》[17,19-22]。

b.對相關設備定期巡檢，可采用肥皂水法、包扎法與激光檢漏法、紅外成像法相結合，以快速準確完成設備巡檢工作。另外需密切關注各氣室壓力情況。

c.對于螺栓(特別是光孔式螺栓)端部及設備密封處應加強巡檢力度，對于不符合相關標準的部位應及時處理，避免造成更大破壞[23]。

d.在設備的運輸及安裝過程中，工作人員應嚴格按照相關標準或指導書進行，盡可能消除不必要的破壞性因素影響。

5 結束語

本文針對GIS設備SF6氣體泄漏進行分析，總結SF6泄漏原因及危害，闡述當前主要使用的SF6氣體泄漏檢測方法。針對可能泄漏區域使用便攜氣體泄漏檢測儀粗略估計，結合紅外成像法及激光檢漏法精確、迅速定位。同時結合某地GIS設備氣體泄漏實例進行分析，提出針對GIS設備氣體泄漏的預防性措施。