基于SF6气体分解成分检测的设备内部潜伏性故障分析

郭 伟，李志鹏，秦光杰，丁常松

（国网安徽电力公司 马鞍山供电公司，安徽 马鞍山 243000）

通过检测GIS气室中SF6气体分解产物可对设备内部存在的潜伏性故障进行有效诊断和评估，这种方法与超声波、超高频、电气试验等相比较具有受现场电磁波干扰小，信噪比高、测试速度快等优点［1］。大量的实验室模拟实验、运行设备和故障后设备的SF6气体分解产物检测统计分析表明：SF6气体分解产物组分及体积分数含量的检测对设备潜伏性缺陷的预判及事故设备的故障位置定位有重要的参考和指导价值。在SF6气体近百种分解产物中只要检测出气室中产生的SO2、SO2F2、HF、CF4、H2S 、CO、CO2这7种分解产物中的一种或一种以上分解产物的组分及体积分数含量，在此基础上再结合设备的运行工况、电气特性试验等情况进行综合分析，就能基本判定该气室是否存在潜伏性故障和确定事故设备的故障位置［2-6］。

1 SF6分解产物判断潜伏性故障的理论基础及参考标准

1.1 特征气体的产生机理

SF6气体绝缘设备内部的绝缘材料主要由SF6气体和各种固体绝缘材料（环氧树脂、聚四氟乙稀、聚酯乙烯、绝缘纸）及绝缘漆组成，而所有的这些绝缘材料由C、H、O、S、F等元素组成。根据SF6气体的分解机理：设备故障区域内SF6气体在放电（电弧放电、火花放电、局部放电）和过热（温度达500℃以上）的情况下，设备内部的SF6气体会发生一系列反应。

国内外大量的科学试验研究表明，纯净的SF6气体在电弧的作用下会直接分解产生的SF4和F2气体在极短的时间内发生复合反应重新生成SF6气体，其复合率高达99.8%以上。但是实际上SF6电气设备想完全避免H2O、O2及其他杂质的的存在是不可能的。由于SOF2、SOF4、SF4这些气体属于中间态产物，含量低、难检出，在实际运用中价值不大，加之这几种组分性质活泼又极不稳定容易发生水解反应最终生产比较稳定的SO2、HF、SO2F2。因此，选取性能稳定且具有代表性的SO2、HF、SO2F2这三种气体作为SF6绝缘气体的特征分解产物，其中把SO2、HF作为主要参考对象，SO2F2作为辅助判断，尤其是设备发生大电流放电故障时，SO2这种成分必定出现且含量高，从不例外［7］。

在实际运用中将CF4、H2S这两种气体组分作为故障涉及到固体绝缘材料的主要特征分解产物，把CO、CO2作为辅助判断。根据大量的现场实际案例，一般CF4为所有SF6充气电气设备故障的标准生产物，尤其是当断路器的压缩气缸、灭弧气室、喷口等处发生烧灼故障时CF4一定能检出。CF4含量的大小可直接作为判断设备的绝缘状况的判据。把H2S看作是热固性环氧树脂的特征分解产物，H2S的出现与否可以作为判断设备故障是否出现在GIS中的盆式绝缘子、支撑绝缘子、断路器和隔离开关及接地刀闸的绝缘拉杆存在故障的重要参考依据［8］。

1.2 SF6电气设备内部故障类型综述［5］

（1）悬浮电位放电

这类故障大多数情况下发生在断路器动触头与绝缘拉杆间的接触不良及互感器二次引出线电容屏上部固定螺丝松动引起插销两侧金属或螺帽与螺杆间悬浮电位放电，这种情况一般只发生SF6分解，主要产生SO2和HF等。

（2）导电金属对地放电

这类故障主要表现在SF6气体中和设备内表面存在颗粒杂质及绝缘子、绝缘拉杆存在缺陷引起导电杆对地放电。SF6气体中存在颗粒杂质引起的对地放电能量较小，设备内表面存在颗粒杂质相当于在其表面增加了一个尖端电极，畸变了电场分布，产生放电现象，主要产生SO2、HF、SOF2、H2S等。

（3）导电杆的连接不良

当故障点的温度超过500℃以上时，SF6气体和周围的固体绝缘材料开始分解。当温度达到500℃以上时，将造成动、静触头或导电杆连接处梅花触头外的包箍蠕变断裂，最后引起触头融化脱落，引起绝缘材料分解，其主要分解产物为SO2、CF4、H2S、CO、CO2等。

（4）互感器、变压器匝层间和套管电容屏短路

当发生故障时，将使故障区的SF6气体和聚酯乙烯、绝缘纸及绝缘漆等绝缘材料裂解，主要生产物是SO2、HF、CO和低分子烃。

（5）断路器断口并联电阻、电容内部短路

因断口的并联电阻、电容质量不佳引起短路，此时SF6气体裂解主要产生SO2、SOF2、HF。

1.3 SF6电气设备分解产物评价标准

自2009年以来，国家电网公司先后组织福建、江苏、陕西、安徽、广东、四川等20多个省市开展了 SF6电气设备中的SO2、SO2F2、HF、CF4、H2S、CO、CO2等分解产物的检测工作，取得了一定的成果。2007年国家发改委颁发实行的DL／T1054—2007“高压电气设备绝缘技术监督规程”和2005年6月国网公司颁发的“十八项电网重大反事故措施”都提出了开展SO2、H2S等分解产物含量的检测。IEC60480—2004“六氟化硫电气设备中气体中的检测和处理导则及其再利用规范”中提出了SO2、SOF2和HF的最大可接受的浓度。根据近万台设备的检测数据和近百台故障实例进行统计分析，暂时规定了分解产物的参考指标，于2014年1月1日在全国发布实施。SF6气体主要分解产物的气体组分、检测指标和评价结果如表1所示。

表1 SF6气体主要分解产物的气体组分、检测指标和评价结果 μl／l

2 利用SF6气体体积分数检测现场设备典型案例分析

2.1 案例1

由CF4体积分数含量检测异常发现设备存在的潜伏性故障发现过程。2009年5月8日某公司220kVGIS在运行电压下进行气体分解产物成分普查过程中发现4898断路器C相CF4体积分数含量异常，超过国家电网公司Q／GDW1896—2013《SF6气体分解产物检测技术现场应用导则》规定的正常值的5倍多，SO2、SO2F2、H2S等分解产物检测数据为0。未检出的气体分解产物的大概原因可能由两个方面的因素造成：一是因气体分解产物被设备内安放的吸附剂所吸附；二是因开关室额定气量较大，稀释了气体分解产物浓度导致气体分解产物的浓度低于仪器的最小检测浓度所致。为进一步确认测试结果的准确性，2009年5月9日和12日进行复测，测试结果和第一次基本一致，又对相邻的A相、B相进行测试，这两相气室中CF4体积分数含量为0。据此判断C相气室存在潜伏性故障，因CF4体积分数含量较大，估计故障可能涉及到固体绝缘材料，其测试数据见表2。

表2 4898断路器A、B、C相的气体检测结果 μl／l

对C相断路器进行停电解体检查，看到断路器喷口上端有因电弧烧灼而产生的熏黑碳化痕迹，喷口内壁有大量的固体白色粉尘物质，对固体粉尘物质进行X荧光元素分析，检测出铝（Al）、铜（Cu）等金属元素，解体情况见图1。

图1 4898C相断路器喷口电弧烧灼情况

通过此例可以得出，对于开关设备，有时因潜伏性故障存在的时间较长，由于间歇性放电产生的其他气体分解产物容易被吸附剂吸附，通常只能检测到CF4体积分数。这点也被国内外学者经过研究得到证实，CF4分解产物具有记忆效应，受吸附剂吸附的影响较小。

2.2 案例2

由CF4、CO、CO2及HF体积分数含量发现设备存在的潜伏性故障发现过程。某公司220 kV GIS设备258间隔PT气室B相在一次开展超声波局部放电的普查过程中发现局部放电量异常（超过另外两相气室测试值的几倍）。再利用带电化学传感器的SP-Ⅴ便携式SF6气体分解产物色谱仪对该间隔（气室相通）进行气体分解成分检测，测试数据结果显示该间隔不仅有2μl／l的HF气体，CF4的含量也远大于运行设备正常值（＜200μl／l以内）2倍左右。然后对该间隔三相连通气室进行隔离，对PT气室B相每两周进行一次超声波局放（AE）检测和SF6气体分解产物体积分数跟踪分析检测，观察放电发展趋势，通过连续跟踪监测近两个月，在加强监测期间内放电程度和分解气体体积分数增长数值逐渐趋于稳定，B相潜伏性放电故障没有出现急剧式增长。B相气室F6气体体积分数检测在监测期间内的记录如表3所示。

表3 220kV GIS设备258间隔PT气室B相SF6气体体积分数测试数据 μl／l

从表3中数据可以看出，作为表征SF6电气设备故障的特征分解产物HF气体最早生成并被检出，说明该设备存在一定程度的潜伏性放电故障。但是HF气体含量很低，在后来的监测过程中又突然消失，并且SO2、H2S、SO2F2一直没有检出，这种现象一方面表明该气室故障程度不严重，放电量不大，产气量也不大；另外一方面这些气体未被检出也可能被设备内部安放的吸附剂所吸附的所致。CF4不但检出，而且含量高（＞400 μl／l）超过运行设备正常值2倍多，说明该气室存在涉及固体绝缘材料的放电性故障。CO、CO2被检出也辅助表明故障与固体绝缘材料存在一定的关联，CF4含量也没有向增大的趋势方向发展说明故障没有扩大。综合气体分解产物体积分数的变化情况进行分析判断，初步诊断该气室存在悬浮电位放电，只是放电程度较轻。为避免故障继续发展造成事故停电，决定停运设备，进行检修处理。

经停电解体检查发现，用于固定屏蔽铝板的两颗绝缘螺栓杆在设备运行过程中由于振动、发热等不明原因发生脱落断裂，断裂后连同螺母一同掉于气室内造成悬浮电位放电。该设备PT气室故障情况图如图2所示。

图2 PT气室断裂的螺母及绝缘螺栓杆

2.3 案例3

由SO2、CO及HF体积分数含量的检测发现设备存在的潜伏性故障发现过程。某公司在一次110kV断路器SF6气体分解产物普查中，检测出分解产物SO2、HF及CO这3种组分含量异常，SO2体积分数含量较高，其余组分的分解产物体积分数含量未检出，其检测结果如表4所示。

表4 某110kV断路器SF6气体分解产物检测数据μl／l

随后进行复测，其检测数据与前次相差不大。考虑到分解产物中含有SO2和HF且SO2体积分数含量很大，同时H2S和CF4未检出，初步怀疑是设备内部存在局部放电现象使SF6气体分解产生SO2和HF，故障不涉及到设备内部固体绝缘材料。因SO2含量很大，远远超过IEC《六氟化硫气体设备中气体的检测和处理导则及再利用的规范》等标准规定的，距最近一次跳闸SO2+SO2F2≤2.0μl／l的含量上限，认定该设备缺陷为“危急缺陷”级别。

对该设备进行停电解体检查，发现该设备拉杆连接处孔销配合出现缝隙、配合尺寸超公差，孔经变大、孔销变细，造成孔销之间的悬浮电位的局部放电，使设备内部的SF6气体分解产生SO2和HF等分解产物。设备的故障解体图如图3所示。

2.4 案例4

利用SO2、H2S分解产物对事故后设备故障位置快速定位过程情况。某500kV变电站第一、二套母线差动保护BP-2B母线差动保护动作，跳开5011，5021，5031断路器，1号主变差动未动作，启动至出口时间为7.5ms。经直流电阻测试，初步判定故障在50111B相隔离开关气室，50111隔离开关3相连通，在5011和5012B相断路器检测到了少量分解产物，确认故障在50111 B相隔离开关气室。故障发生后气体分解产物测试数据如表5所示。

表5 故障气室分解产物检测数据 μl／l

对故障相50111B相隔离开关解体，发现气室内有白色粉末，并且绝缘盆子、筒壁有较大面积的烧焦痕迹。在电弧作用下，主要的SF6气体分解物是SOF2，其他气体分解物还有SF4，SF2，SO2，SiF4和CF4等，固态分解物有 A1F3、CuF2等。经过一定时间后，大部分气体分解物被吸附剂吸收，而固态分解物则散落在容器底部，估计白色粉末是Al、Cu的氟化物。50111B相隔离开关解体情况见图4。

3 结语

通过上述几起案例可以看出，以SO2、H2S、CO、CF4、HF等气体组分作为判断被检测设备是否存在潜在缺陷的特征气体具有定位准确、可靠性高、快速灵敏、抗干扰能力强等优点，有着广泛的应用前景。

GIS设备内部气室通过紫铜管连接贯通共用密度继电器（压力表）、充气口和取气口，这样给判断故障带来一定的困难，建议设计制造和安装单位考虑把各个独立气室单独配置密度继电器（压力表）、充气口和取气口。

图4 50111B相隔离开关内部解体情况

现场检测气体分解产物时，应充分考虑设备内填装的吸附剂对分解产物吸附的影响，尤其是断路器发生跳闸后一定要在最短的时间内到现场进行分解产物的检测，防止因时间延长使故障产生的分解产物如SO2、H2S被吸附剂吸附，错过最佳检测时间，给设备状态造成误判［3］。

SF6气体绝缘设备结构复杂、故障类型多样，目前国内外还没有权威的气体分解产物的分析和判断导则，现有的规程也只是粗略地规范了含量和成分的参考值，为了尽快发现和掌握SF6气体分解产物和设备潜伏性故障之间的规律。应根据设备在不同电压等级、气室结构、充气压力的高低、吸附剂填装量、设备材质等情况下分解产物的跟踪检测，利用数理可靠性统计，建立科学可靠的综合诊断分析平台，为实现设备的状态检修提供科学有效的支撑。

［1］ 徐国政，张节荣，钱家骊.等.高压断路器原理和应用［M］.北京：清华大学出版社，2000.

［2］ 国家电网公司生变电［2010］11号—2010：电力设备带电检测技术规范（试行）［S］.

［3］ GB／T8905—1996，六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则［S］.

［4］ 颜湘莲，王承玉，杨 韧.等应用SF6气体分解产物的高压开关设备故障诊断［J］.电网技术，2011，35（12）：118-123.YAN Xiang-lian，WANG Cheng-yu，YANG Ren，et al.Fault diagnosis of high voltage switchgears by decomposition products of SF6［J］.Power System Technology，2011，35（12）：118-123.

［5］ 刘 永，印 花，姚 强，等.气体分析技术在GIS故障定位和故障类型判断中的作用［J］.高压电器，2009，45（5）：132-134.LIU Yong，YIN Hua，YAO Qiang，et al.The application of gas analysis technology to fault location and fault diagnosis of GIS［J］.High Voltage Apparatus，2009，45（3）：132-134.

［6］ 游荣文，黄逸松.基于SO2、H2S含量测试的SF6电气设备内部故障的判断［J］.福建电力与电工，2004，24（2）：15-16，57.YOU Rong-wen，HUANG Yi-song.Estimating faults inside SF6electric equipment basis on measure and test of quantity of SO2，H2S［J］.Fujian Electric Power and E-lectrical Engineering，2004，24（2）：15-16，57.

［7］ 刘 佳，朱 华，仝松利，等.气体分析技术在SF6设备内部故障判断中的作用［J］.河南电力，2009，46（1）：32-34.LIU Jia，ZHU Hua，TONG Song-li，et al.The application of gas analysis technique online fault judgment of SF＿6equipments［J］.Henan Electric Power，2009（1）：32-34.

［8］ 郭 伟.气体分解产物应用于SF6电气设备故障查找的分析［J］.绝缘材料，2012，45（4）：69-72.GUO Wei.Application of gas decomposition products in fault location of SF6electrical equipment［J］.Insulating Materials，2012，45（4）：69-72.