六氟化硫气体分解产物分析对气体绝缘开关设备（GIS）潜伏性故障判断的应用

王晶晶

深圳供电局试验研究所 广东 深圳 518020

0 引言

GIS被广泛应用，其安全运行对整个电力系统的稳定至关重要，一旦发生缺陷，必将造成重大损失。GIS内可能因生产制造或长期运行中出现的潜伏性绝缘缺陷而导致不同程度的局部放电，长期放电会引起绝缘劣化，甚至闪络或击穿。 在这种情况下，会导致其中的SF6气体发生分解、化合等一系列化学反应，从而产生H2S、SO2、CO等杂质气体，通过这些气体的检测，能较为灵敏的反映出GIS内部是否已存在绝缘缺陷［1］。目前深圳地区已经有110座变电站安装了GIS设备，这些站大多处在人口密集、市政设施、商业繁华地带，其供电可靠性要求很高。因此，加强对GIS设备中SF6气体的组份分析是非常有意义的。

南方电网公司自1995年先后引进了多套不同功能的SF6气体杂质分析仪器，并在省电科院指导下开展了这方面的探讨工作［2］。随着近年该类试验的日益发展和成熟，利用该种技术，及时发现了设备隐患多起。在2010年，为亚运会保供电、大运会保供电，先后完成了多个变电站可能有缺陷的气室的SF6气体组分进行试验分析，如某站发现故障设备2起，分别为变电站母联2012 MDJ49（上CT气室）间隔和站110 kV I线1M侧12551刀闸B相GIS气室放电击穿，并且在随后的设备解体工作中确认了放电情况的存在。

1 SF6气体的监测、监督与管理

1.1 测试标准

SF6气体在生产过程中可能含有若干杂质，在SF6充装和运输过程中，还有可能混入少量的空气、水分和矿物油等物质。为保证SF6气体的纯度和质量，国际电工委员会（IEC）和许多国家、生产厂家都规定了SF6气体的质量标准，如表1所示。

1.2 运行中SF6气体的监督分析方法

对现场主要有：

表1 国内外SF6质量标准

1）水分监督。按照南方电网电力设备预防性试验规程定期进行水分测定，目前使用的主要测定方法为露点法。

2）气体检漏。按照南网要求，分为定性检漏、定量检漏。应用SF6气体检漏仪，对于SF6断路器和GIS（含H-GIS）等设备进行全面检查，采用包扎法，对设备各气室接头进行密封包扎，包扎后静止24 h以上，进行测试。

运行中SF6气体组分析，根据SF6气体在电弧作用下发生的系列反应，选取含量较大的SOF2以及最终产物SO2进行测试计算，采用SF6DPD、简易成分分析仪，针对SF6主要分解产物：SOF2和SO2进行测试，判断设备运行情况。

3）气象色谱——质谱联用仪法。可发挥两种仪器的特长，能有效的测定SF6气体中多中组分的同时分别定性。

2 故障分析

以下是两例变电站可能有缺陷的气室中SF6气体组份试验分析的具体介绍。

2.1 220 kV变电站母联2012 MDJ49间隔SF6气体的成分分析

2.1.1 测试背景简介

参见表2。

表2 母联2012基本铭牌信息

2.1.2 测试数据分析

2007年3月6日变电站母联2012故障，使用SF6DPD Model r2成分分析仪检查该间隔MDJ49（上CT气室）中SOF2+SO2大于1999ppm，内部严重电弧放电。

同时检查II线MDJ2气室，分解物含量为3 ppm，动态离子检测结果为接近故障状态 （见图1），其他气室MDJ5和MDJ1属于正常（见图2）。运行人员反应运行时有轻微的响声。3月7日已发出建议该间隔解体检查的报告。

图1 MDJ2气室检测结果，存在接近故障状态

2.1.3 设备解体情况分析

2007年3月25日II线打开人孔拍照检查，发现II线MDJ2气室的B相刀闸操作机构漏装一根弹簧（见图3），内部触头有向外壳放电痕迹（图4）。随后厂家安排解体检修。

图2 成分分析仪站母联MDJ5谱图，检测结果正常

图3 MDJ2刀闸操作机构漏装弹簧

图4 MDJ2刀闸触头对外壳局部放电痕迹

2.2 110 kV某变电站#3GIS间隔SF6气体的组份分析

2.2.1 测试背景简介

参见表3。

表3 3号间隔基本铭牌信息

2010年1月，对110 kV 3号GIS间隔进行局放巡检测试时发现隔接室、主母线室存在较强局放信号，其中3号隔接室信号最强，用局放测试的方法对其中四个绝缘子分别进行测试，最高信号幅值出现在B3绝缘盆子上（如图5），其放电峰值大约在-50 dBm左右，被认为可能设备内部存在放电缺陷。

为了进一步确认是否存在内部放电情况，采用SF6DPD成分分析仪对图5中的隔接室和主母线气室进行了全面的组分分析，随后采用Agilent7890 A色谱分析仪对整个间隔的八个气室做了SF6气体色谱分析。

图5 110 KV GIS测试传感器位置图

表4 各气室不同气体含量（综合检测）

表5 各气室不同气体含量（气相色谱）

表6 SOF2、SO2分解物浓度增加与设备内部可能发生的情况

2.2.2 测试数据分析

由于隔接室气室和主母线气室是疑似局放气室，所以对这两个气室做了多项检测，其结果见于如表4。由表4可知：各气室的微水含量均在国标值之下，属于正常范围，没有形成设备隐患；在对两个有局放的气室进行了多项综合检测之后，发现含有一定数量的H2S气体，而一般认为在裸金属低能量放电和电晕放电的情况下,一般H2S较少或检测不出,只有在故障电流较大的情况下,才能检测出一定含量的H2S组分；此外，通过动态离子检测发现，主母线气室的最大污染分解产物含量高达1240 μL/L，属于中度污染程度，说明在该气室中可能存在电弧放电；最后，通过DPD检测我们发现SO2和SOF2的总浓度为1 ppm，虽然其值很小，但是考虑到设备内吸附剂的作用,正常状态下产生的SF6气体分解物会被吸收,只有持续的、不正常的状态下分解物的浓度才会继续增加。再结合设备内SF6气体分解物的浓度（如表5）与故障类型及其严重程度的关系（如表6）,我们有理由怀疑在气室内发生了自由金属颗粒放电［3］。

为了更全面的了解各气室中SF6气体的详细组分，将八个气室的气样都做了气相色谱分析，结果如表4所示。从该表中可知：包括两个疑似局放气室在内的八个气室SF6的含量都达到或接近设备投运前的标准，但是在各个气室中均发现了不同含量的CF4和CO2，其中CF4是当放电故障涉及到固体绝缘材料时的产物，而固体绝缘材料过热时则会产生CO2；此外，在套管、主母线和电缆终端气室中发现了SOF2、SO2F2或者S2OF10，这几种气体是设备发生放电故障的较有力证据，其中在主母线气室中，这三种气体均有出现，且三者的含量呈递增趋势，证明设备可能存在多种形式的放电。

为了便于比较分析各气室的具体情况，按照各气室的实际排列顺序，将各组分含量放于图6中进行比较分析。从图中可知：就CF4而言，各气室均有出现，且开关气室中含量最高；而对于CO2，则套管、主母线中的含量最高；从不同气室的角度来分析则可看到，开关气室和主母线气室属于各杂质气体总体比较多的气室，开关气室由于开断开关的原因，存在较多的杂质气体在预料之中，而主母线气室出现大量杂质气体则可能是内部设备存在放电故障的原因。

图6 各气室气体比较分析图

2.2.3 设备解体情况分析

2010年1月16日，对该GIS间隔3号隔接气室内部的3个支持绝缘子以及其与母线之间的盘式绝缘子进行更换。在更换的过程中，发现如下现象，如图7所示。

分析认为A相的黑色痕迹可能为静触头制造工艺缺陷或安装质量不良导致表面光滑度降低，进而引发局放；B相则可能因打磨过度导致表面产生毛刺，使局部电场集中产生局放。

图7 3号间隔隔接室解体图

3 结论

近几年通过对多个变电站气室设备进行SF6气体组份分析试验，有效避免了电力事故的发生。以深圳奋进站和广州清河站为例，发现有较大量的SF6杂质气体，在之后的设备解体分析中也的确发现了相应缺陷的存在，其重大安全隐患的及时发现和处置避免了100 kV、220 kV关键设备严重事故的发生，由此充分证明了SF6气体组份分析测试方法的有效性。SF6绝缘气体在电力系统中的应用，虽然已有多年，但现场分解物监测分析技术应用尚不普遍，各级对SF6气体组分的分析工作，正在建立和开展，我们将继续开展并完善此项工作，及时总结测试经验，继续做好各项监督工作。

［1］张仲旗，连鸿松.通过检测SO2发现SF6电气设备故障［J］.中国电力，2001，（34）：77-80.

［2］王远远，用SO2含量检测SF6电气设备内部故障的探讨［J］.福建电力与电工，2001，（21）：56-57.

［3］Sauer I.et al.,Neutral decomposition products in spark breakdown of SF6［J］.IEEE Trans.Elec.Insul.1986,21（02）：111-115.