GIS设备潜伏性故障识别与诊断研究

彭炜文,沈谢林,钱渊泉,武永华

(1.国网泉州供电公司,福建 泉州 362019;2.福建江夏学院电子信息科学学院,福建 福州 350108)

0 引言

随着高压输电和高压控制设备的出现,SF6作为一种具有良好绝缘性的气体被广泛应用于高压电力设备(gas insulated switchgear,GIS)[1]。GIS具有可靠性高、占地面积小、安全性高等优点而广泛应用于电网中[2-3]。电网中高压控制设备的可靠性对电网运行安全和稳定至关重要[4-8]。目前GIS设备内部SF6分解气体的监测、故障分析和状态评估的发展较为缓慢且开发难度大。通过对SF6气体和GIS设备故障的研究,高压设备出现故障前产生的未知放电会引起SF6分解,SF6分解后的酸性气体会进一步腐蚀设备,导致高压断路器的绝缘性大大衰减。所以应当对高压断路器中SF6气体浓度和分解产物进行动态监测,分析设备是否正常工作,及时发现设备存在的潜伏性故障[9-11]。

1 GIS高压开关设备故障分析与诊断

GIS高压开关设备在运行过程中,由于某些问题引起设备局部放电、异常发热等故障,会引起填充在内部的SF6气体发生分解,造成灭弧能力下降,引起设备绝缘性能急剧下降[12],严重危及电网的正常运行,给电力系统带来巨大危害。

1.1 内部放电故障

引起内部放电故障有2种情况:一种是由装配零件松动引起的悬浮点位放电、零件间放电、绝缘体表面放电等设备缺陷引起的局部放电,这种缺陷会导致绝缘故障,当绝缘性能下降后造成不可逆转的危害。形成局部放电原因主要包括设备受潮、配件松动、表面粗糙、制作工艺误差、运输过程的碰撞和后期维护不精细等。通过气体间隙进行局部放电故障发生率较低,但足够引起SF6气体少量分解,产生微量的SO2、HF和H2S等气体。另一种放电形式是内部绝缘缺陷引起的导电金属对地放电,或漂浮在设备内部的导电颗粒杂质引起对地放电,对地放电将会有大量能量溢出,具体表现为电晕、火花或电弧放电[13]。这种放电使SF6气体、金属触头和固体绝缘材料分解产生大量的SO2、SOF2、H2S、HF、金属氟化物等[14]。放电形式不同会产生不同物质,在能量较大的电弧作用下,SF6分解的主要产物为SOF2;在火花放电过程中,SF6分解的主要产物为SOF2、SO2F2、S2F10和S2OF10;在电晕放电中,SF6分解的主要产物为SOF2、SO2F2。其中电晕放电中,SO2F2含量比火花放电要高[15]。

1.2 过热引起故障

GIS设备在操作过程中,导电杆经常会与接口接触不良,使两者接触电阻变大,导致设备内部温度过高。当温度超出500 ℃后,打破SF6气体稳定,气体便会吸热分解。温度达到600 ℃后,超过部分金属熔点,引起金属融化,在高温高压环境下熔化后的绝缘材料与SF6气体发生反应。

1.3 绝缘材料特性

a.SF6气体。纯净的SF6气体是一种无毒、无味、无色、无嗅、非可燃的惰性气体,常温常压下呈气态,密度约为空气的5倍。纯净的SF6气体在正常情况下不易分解,化学性质稳定,具有优良的绝缘性能和灭弧能力。与电气设备其他材料相容性好,在500 ℃的高温环境下也不易分解,在同等环境条件下,其耐电强度约为空气的2.5倍,灭弧能力为空气100倍以上。

b.热固形环氧树脂是多种大分子的混合物,主要用于GIS中盆式绝缘子、支柱绝缘子和断路器、隔离开关及接地开关的绝缘拉杆。环氧树脂具有很好的绝缘性能和化学稳定性,超过500 ℃开始分解,达到700 ℃裂解加剧,产物以硫化物为主。

c.聚酯尼龙主要用作绝缘拉杆,具有很好的绝缘性能,130 ℃聚酯材料开始裂解,尼龙在500 ℃以上发生裂解。

d.聚四氟乙烯具有良好的绝缘性能和化学稳定性,500 ℃以上发生裂解,达到700 ℃后会明显裂解,其主要用做断路器中的灭弧室。

e.绝缘纸碳水化合物,主要用于互感器、变压器匝绝缘和电容式套管的电容层材料,一般情况下,当温度大于125 ℃时开始裂解。

f.绝缘漆为碳氢化合物,主要附着在互感器、变压器铜线表面,作为匝层间绝缘。一般情况下当温度大于150 ℃时开始裂解[16]。

1.4 GIS设备放电故障机理

GIS设备在正常运行条件下,SF6气体分解的概率很小,分解速度也慢,只有设备内部发生故障放电时才会使气体进行分解[17]。常见的放电现象有以下3种。

a.电弧放电

一种情况是由于断路器开断引起的电弧放电,在该情况下,SF6气体在高温电弧作用下分解,但随着放电结束,SF6气体会重新生成,如果受到水、金属原子等杂质的影响,分解产物会增多;另一种情况是GIS设备内部发生短路故障,产生电弧放电现象,此时的SF6气体将大量分解,生成的气体具有毒性。

b.电火花放电

该类故障主要是由电容性故障引起,持续时间非常短。在GIS设备隔离开关等开关装置中经常发生。

c.局部放电或电晕放电

该类型故障主要是由于自由导电微粒、悬浮电位、导体表面粗糙及绝缘介质内部气隙等引起GIS设备局部放电。在绝缘介质的缺陷处常常发生局部放电,随着时间的积累可能引发绝缘故障。虽然一些局部放电并不会引起GIS设备绝缘水平下降,但由于固体绝缘内材料或SF6分解产物的腐蚀作用仍会导致发生故障。

2 SF6气体分解机理及产物组成分析

2.1 SF6气体分解机理

SF6气体在正常情况下不易分解,化学性质稳定,具有优良的绝缘性能和灭弧能力[18]。其在室温环境下不会发生分解反应,因此在GIS设备中起绝缘、灭弧、冷却和散热作用[19]。SF6气体凭此特性被广泛应用于各种高压断路器中。

当SF6气体处于放电环境下,其化学性能不稳定,在电弧作用下将会分解产生多种氟化物和硫化物。若设备中存有水分时,也将与多种化合物发生反应生成酸性有毒气体。另外,设备中存在金属和绝缘材料,这些材料在某些情况下也会发生相应的化学反应。GIS设备实际运行过程中,将会面对更加复杂的环境。因此对SF6气体环境中内部气体成分和浓度进行监测,可以诊断出设备故障,便于发现潜伏性绝缘缺陷,及时处理设备存在的潜伏性故障,保障高压断路器高效、稳定、持久运行,提高电力系统的稳定性。

2.2 SF6气体的分解产物组成

SF6在高压和电弧的共同作用下,可能分解产生SO、SF4、SOF2和S2F10等氟硫化物。如果有水分和高温熔化的固体绝缘材料参与到SF6分解反应中,将会有新的化合物生成。高压断路器设备实际运行时SF6气体也会含有少量矿物质油、空气、水分、导电颗粒和其他杂质,这些物质较活泼,SF6气体在电弧作用下极易与水分、氧气等发生反应,生成氟硫化合物[20],如图1所示。

图1 GIS设备放电作用下SF6分解示意图

在模拟电弧、电晕、火花放电的情况下,在放电能量较低的火花放电环境中,SOF2是主要分解产物,高温高压放电条件下,SO2是主要分解产物[21]。当放电环境中存在漂浮导电微粒时,SF6分解速率随着放电压强增强而增加,同放电端的材质也对分解速率具有一定影响。如放电发生在导电杆尖端时,SF6分解物中SO2所占比例与放电能量存在一定相关性。在同一放电环境中,随着温湿度的增加,SF6气体分解现象更明显。

2.3 影响SF6气体分解生成物的因素分析

影响SF6气体分解物生成的因素有几种。

a.电弧放电能量的大小。在设备使用过程中,由于电弧放电引起 SF6气体分解,其生成产物的主要因素是电弧放电能量,气体分解物的生成率随着电弧能量增大、弧区温度升高而增大。

b.电极材料影响。GIS设备中SF6气体分解物的生成成分与电极材料密切相关,在电弧作用下,铝电极使SF6气体分解物数量达到最高,而银氧化镉达到最低。

c.绝缘材料。在GIS设备使用过程中,由于过热或电弧放电故障,SF6气体分解物的组成成分和生成量会受绝缘材料的影响而发生改变,在高温过热情况下,SF6电气设备中的线圈常用的固体材料会炭化,随着温度的升高,CO、CO2气体含量增大。

d.水分和氧气。水分和氧气极大影响SF6气体分解物的组分和生成量,在水分和氧气的影响下,SF6气体在燃弧期间的主要分解物为SF4和金属氧化物。

3 GIS设备故障诊断方法研究

SF6气体分解的复杂性也为GIS设备故障诊断带来诸多困难,根据不同放电环境和分解产物也有与之匹配的检测方法。目前常用检测方法包括检测管方法、超声波法、红外光谱法、气象色谱法和电化学传感器法。由于SF6气体被填充在断路器内部,其浓度和分解产物都将影响GIS设备的正常运转。故采用SF6气体分解产物检测技术可以视为GIS设备诊断,可作为判断设备出现故障的依据,并及时消除缺陷和故障。

3.1 检测标准及指标参数

SF6气体纯度过低也会加速其分解速率,使用高纯度的SF6会提高设备安全。但是在SF6气体灌装、运输和保存过程中,空气、水分、导电微粒可能进入SF6气体中,降低其纯度。国际电工委员会(IEC)为了保证SF6气体纯度,制定了SF6气体的质量标准,如表1所示[22-23]。

表1 SF6气体质量标准

3.2 GIS设备的检测和诊断形式

a.水分检测。水分与SF6气体分解产物中SO2反应生成酸性溶液,破坏设备性能,使GIS绝缘性能下降。因此,对水分的检测非常重要。对水分的检测采用露点检测,当水分>0.08 mg/kg时应及时进行处理。

b.气体检测[24]。定期检测SF6气体是否出现泄漏。采用包扎法对GIS设备各气体接口进行密封,静止24 h后采用专业的SF6气体检漏仪检测各个气室的压强,若气室的压强过低,即出现泄漏,应当立即处理。

在GIS设备运行过程中,也需要对SF6气体分解产物进行检测,利用物质选择性吸收红外光的电磁辐射,根据红外光谱各个峰的位置和高度,可以对分解产物进行分析,同时红外吸收量也与浓度成正比,也可用于分解产物浓度的检测。

c.气象色谱检测[25]。GIS设备发生故障后,采用质谱仪法对设备内部SF6气体及其他气体进行分别标定。

4 案例分析

4.1 运行设备排查现场情况

在某地110 kV变电站GIS设备排查,对气态分解产物检测时,母线侧隔离开关气室内部检测出SO2和 SOF2气体体积比为 39.2 μL/L,第3天对该气室进行二次检测,两者气体体积比为39.6 μL/L,两者体积比上升了0.04 μL/L,采用超高频和超声波2个结合方法对局部放电区域检测,结果未见异常,分解产物均在正常范围内。

根据GIS设备的结构分析,该母线侧隔离开关包括2个独立气室,且2个气室共用1个继电器和进气口。为了确定分解产物来源,分别对2个气室进行动态分解产物检测。其中1号气室未检测出分解产物,而2号气室中SO2和SOF2两者的体积比达83.3 μL/L。接着对2个气室进行红外色谱分析,1号气室分解产物含量处于正常范围内,2号气室SO2分解产物达63.8 μL/L,HS体积比为12.5 μL/L,2个气室都未检出CF4。

4.2 设备故障诊断

a.从设备使用时间来分析,设备运行年限已超10年,根据运行记录记载,该设备母线侧隔离开关气室内湿度超标,当时采用换气处理的方法降低湿度,换气后湿度还是持续增加且气体内部压强处于稳定状态,说明干燥剂已经失效或吸收水分到达饱和。

b.设备随后又进行第2次换气及维修,根据运行记录显示,在随后使用过程中,设备保持正常,该设备未出现短路和过载工作状态,可以排除电流过大导致气体分解产生SO2和H2S的情况。

c.2号室内SO2体积比为63.8 μL/L,H2S 体积比为12.5 μL/L,根据2种气体的体积比可知,SO2浓度是H2S的5倍,2种气体量也很多,可以推断,该气室内部同时存在过热和放电2种故障,该故障造成其他成分的变化和附属产物含量的变化。基于以上推断,2号气室建议停运检查。

4.3 故障设备拆解与前期分析对比

2号气室停运进行拆解,拆解后发现在气室表面和内部出现大面积白色粉末,且在粉末外围区域呈现棕色,屏蔽罩也出现烧焦的情况,如图2所示。A相静触头呈现银灰色,屏蔽罩的孔径变大,出现烧焦痕迹,如图3所示。

图2 A相动触头拆解

图3 A、B相静触头拆解对比

通过拆解对比分析,发现A相屏蔽罩的孔径变大,导致A相触头在工作时不能进行正常合闸,动静触头存在接触不良的问题,在运行时导致接触端电阻变大,释放大量热量,在电弧和热的共同作用下,致使屏蔽罩出现烧焦痕迹。同时SF6气体也会发生分解情况,在这种环境中出现了气态分解产物和表面上的固体粉末。

悬浮电位放电也会引起SF6气体分解,分解产物主要为SO2和SOF2。末端颗粒在放电条件下与SF6气体发生反应,会生成H2S。由于颗粒质量轻,漂浮在气室内部,逐步加速气室内壁和表面分解。

针对以上故障分析后更换了三相动触头组件、静触头组件和绝缘传动杆,将共用气室改造为单独气室,且2个气室采用独立的继电器和进出气口。

5 结语

由于GIS 设备结构复杂,导致故障类型多样,因此检测故障的方法也比较多,其检测手段各有优势。气体分解产物检测分析方法应用于带电检测中,可实时分析评估GIS内部潜伏性故障,从而保障电网系统的正常运转,其应用前景广阔,对设备的安全运行具有重要意义。