基于SF6气体分解产物检测的潜伏性故障判断

陈 东，雷诗铭，刘春意，周东平，安建文

（国网湖北省电力有限公司宜昌供电公司，湖北 宜昌443000）

0 引言

SF6气体设备因其气体绝缘性能高、灭弧能力强、化学性质稳定、不易燃易爆、占地面积小，维护工作量少的特点，在电气设备中得到了广泛的应用［1-5］。然而当SF6电气设备内部因为安装或操作因素存在潜伏性故障时，在放电和过热的作用下SF6气体会分解产生大量氟化物和硫化物，这些分解产物对设备内固体绝缘以及金属材料有强烈的腐蚀性，如果未及时发现，电气设备存在绝缘击穿、短路和产生更严重故障的风险，严重影响电网的安全稳定运行［6-9］。

目前对电气设备进行放电检测的方法主要包括超声波检测、特高频检测和SF6分解产物检测［10-11］，相比于超声波和特高频检测方法，SF6气体分解产物检测方法受外界环境干扰小、灵敏度高、检测速度快的特点，因此国内外都对SF6分解产物检测法在电气设备故障诊断中的应用进行了大量的研究，但目前大部分研究和检测都集中在设备故障发生后的分析，对潜伏性故障诊断和研究较少涉及，主要原因在于国内尚未规定SF6分解产物检测的周期［12-13］，且潜伏性故障持续的时间不长，难以精确找准故障发生的时间。

本文以某110 kVGIS 设备在SF6气体分解产物检测中发现的潜伏性故障为例，以故障检测和判断以及气室整体分解事实为依据，分析了故障原因以及故障发生的过程，对后期其他设备SF6气体分解产物检测试验有一定的指导意义。

1 SF6气体分解的理论基础

正常运行的SF6设备气室内气体不会发生分解，当设备内部存在电弧放电或潜伏性放电时，SF6气体会分解产生SF4和F2。

对断路器来说，虽在分、合时产生高温电弧使SF6气体分解，但由于其分、合速度极快，又有高效的灭弧功能，使分解物又在瞬间复合成SF6气体，其复合率达到99.8%，且气室内部装有吸附剂，残留的微量分解产物在一定时间后被吸附，因此正常运行和分、合后的断路器气室内均不会产生SF6气体分解产物［14］。对存在放电或过热等潜伏性故障的气室来说，SF6气体持续分解产生的SF4和F2会与设备内部不可避免存在的O2、H2O、金属蒸汽进一步发生反应产生组分十分复杂的多种化合物，其反应过程如图1所示。这些物质不仅造成设备内部有机绝缘材料的性能劣化或金属的腐蚀，致使设备绝缘性能下降，而且会对电气设备和人身带来严重不良后果。当放电或过热故障严重时，设备内部的固体绝缘材料也会分解产生H2S、CF4和CO等气体物质［15-21］。

图1 放电情况下SF6气体分解和还原过程Fig.1 Decomposition and reduction of SF6 gas under discharge condition

基于以上SF6气体分解机理的研究，可以通过检测SF6气体分解产物来判断设备内部是否存在潜伏性故障，在SF6分解产物中，包含SOF2、SO2F2、SOF4、SO2、H2S、HF 等成分，其中SOF2、SO2F2、SOF4等成分现场检测难度较大，而SO2、H2S、HF等气体现场检测技术成熟方便，因此可以通过检测SO2、H2S、HF等气体来判断设备内部是否存在潜伏性故障以及这些组分含量的多少初步判断故障类型。

目前SF6分解产物主要的检测方法有检测管法、电化学传感器法、气相色谱法、色谱—质谱联用法、红外光谱法等，这些检测方法各异，适用于不同场所和不同分解产物的检测［22-23］。其中电化学传感器法因其灵敏度高、检测快、耗气量少、方便携带的特点广泛应用于现场SF6气体分解产物的检测。另外，SF6气体分解产物在线监测可以实现SF6设备内部潜伏性故障的实时监测，但该方式现场布置复杂，且存在影响设备正常运行的风险［24-27］。

2 潜伏性故障检测实例

2.1 检测及判断过程

2019年10月31日，某公司在某220 kVGIS变电站进行SF6分解产物现场检测，当检测工作进行到110 kV某间隔刀闸气室时，发现该气室中SO2含量远超注意值，为保证测量数据的准确性，检测人员随后又对该气室进行了多次追踪检测，检测结果如表1所示。

表1 SF6气体分解产物检测结果Table 1 Detection results of SF6 gas decomposition products

根据《输变电设备状态检修试验规程》和《国家电网公司变电检测管理规定》对SF6气体分解产物的要求，该刀闸气室中SO2成分已远超注意值1 μL/L，初步判定该刀闸气室内部存在放电故障，由于分解产物中几乎不存在H2S，CO含量也处于正常范围内，因此判断放电故障并未涉及到固体绝缘材料。值得注意的是，第一次检测出少量H2S，而后续均未检测出的原因可能是气室内部故障放电量不大，只产生少量H2S 被吸附剂吸附，也可能是由于SO2含量过大对H2S传感器产生了干扰；而SO2含量在停电后减少的原因在于气室内部吸附剂吸收了部分SO2。

为了进一步确定该刀闸气室内部的故障情况，对该气室进行局部放电带电检测，主要包括超声波检测、特高频检测，经检测，超声波检测未发现明显放电信号，特高频检测发现微小放电信号，疑似有电晕放电或者绝缘子污秽放电发生，由于局部放电检测的信号微弱，判断气室内部存在轻微的放电或过热故障。

经过研究，决定对该间隔气室进行整体更换，在停电过程中，发现该刀闸在操作时发现无法分闸，二次检修人员对现场情况进行检查，发现合闸接触器已经动作，将刀闸的控制电源暂时断开让接触器复归后再合上电机电源和操作电源，运维人员再次进行操作，电机电源空开依然跳闸，现场没有听到该刀闸机构箱内有电机转动的声音，再一次确定了气室内部存在故障。

通过对SF6分解产物检测结果、局部放电检测结果和刀闸无法拉开的综合分析与判断，推测该刀闸气室内部存在潜伏性放电故障，长期的放电导致刀闸结构改变从而无法拉开。

2.2 解体检查过程

故障气室整体更换后在厂家无尘车间进行了解体和异常分析，该气室开盖后发现壳体内上部均匀分布有SF6分解产物，完全打开后ABC 三相动触头侧均有分解产物，A相动触头座上部最多，如图2所示。仔细观察后未发现气室固体绝缘材料存在放电或过热的痕迹，因此也证实了SF6气体分解产物数据分析得出的结论。

图2 SF6分解产物分布图Fig.2 Distribution of decomposition products of SF6

随后对动触头和控制动触头活动的绝缘拨叉进行了解体，发现动触头上的插销局部变细，三相均存在不同程度的烧损，如图3所示，控制动触头活动的绝缘拨叉金属嵌件均有半圆弧状烧损，以A相最为严重，如图4所示，绝缘拨叉上固定的等电位舌簧也被烧损变短，如图5所示。

图3 插销烧损图Fig.3 Burning loss diagram of bolt

图4 绝缘拨叉烧损图Fig.4 Burning loss diagram of insulation drawing

2.3 故障产生过程

在刀闸分、合过程中，绝缘拨叉带动动触头活动，其中绝缘拨叉与带电的动触头通过插销进行接触，为保证二者间可靠接通，绝缘拨叉金属嵌件上还装有舌簧，这样即使绝缘拨叉与动触头不接触，也可通过舌簧与动触头接触，保证等电位连通，如图6所示。

图5 等电位舌簧烧损图Fig.5 Burning loss diagram of equipotential tongue spring

图6 绝缘拨叉、舌簧及插销安装图Fig.6 Installtion drawing of insulating drawing,spring and bolt

然而，在该气室中，绝缘拨叉的舌簧、绝缘拨叉同时与插销存在电接触不良，产生悬浮电位，引起舌簧、插销、绝缘拨叉存在不同程度的烧蚀，在持续的局放过程中，产生SF6分解产物，绝缘拨叉内侧平面烧损形成半圆弧状凹坑，插销卡在凹坑内，无法自由滑动，造成分闸卡滞。经过分析认为本次故障产生的原因在于厂内安装时舌簧偏离或不到位，在设备的操作或者运行时电动力的振动，造成舌簧接触不良引发悬浮放电并不断加重，导致绝缘拨叉、舌簧和插销的烧损。

2.4 案例总结

通过研究电网设备状态检测技术应用典型案例集和SF6气体检测设备生产厂家收集的故障案例［28-29］，可以将SF6气体设备常见的潜伏性故障分为放电和过热故障。放电故障包括放电能量较小、持续时间较长的局部或电晕放电和放电能量较大、持续时间较短的火花或电弧放电。过热故障主要表现为导电杆连接接触不良，接触不良使导电接触电阻增大，导致故障点温度过高。

3 结语

应用SF6分解产物检测方法发现一起GIS 设备潜伏性故障，成功避免了设备故障的进一步发展，保证了电网的安全稳定运行，通过检测SF6电气设备中的分解产物种类以及含量来诊断电气设备故障对于及时发现潜伏性故障并处理具有重要意义。

目前GIS设备内部潜伏性故障判断主要依赖于特高频和超声波检测，利用SF6气体分解产物成分来诊断设备内部潜伏性故障还未常态化，大多数情况下仅应用于故障后的故障定位，且目前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，因此有必要把SF6气体分解产物检测作为SF6设备带电检测的常态化工作，不断积累数据和经验，不断完善SF6分解产物检测工作。