李 鹏

（葛洲坝老河口水泥有限公司 湖北省老河口市 441800）

SF6气体绝缘电气设备的现场故障诊断分析

李 鹏

（葛洲坝老河口水泥有限公司 湖北省老河口市 441800）

由于制造安装工艺和运行维护环境等原因，往往使SF6气体绝缘电气设备内部存在绝缘缺陷乃至出现事故。SF6气体绝缘电气设备故障可以分为电弧放电、火花放电、局部放电和过热等故障。SF6气体本身是无毒性的气体，当SF6电气设备存在故障时，故障区域的SF6气体和固体绝缘材料在热和电的作用下裂解，主要产生硫化物、氟化物和碳化物等。气室中SO2、H2S的产生是内部故障的征兆，现场检测气室中SF6气体分解产物的含量，可以初步分析出SF6气体绝缘电气设备的内部故障，避免事故进一步发生和扩散。

SF6；电气设备；分解产物；故障诊断分析

引言：

SF6气体具有优良的绝缘和灭弧性能，在电力高压设备中得到了广泛的使用。随着城市的发展和需求，SF6气体绝缘全封闭组合电器（GIS）占地面积小和空间体积小的优势体现的越来越明显，城市中心区域和工业密集区域变电站的建设中，SF6气体绝缘全封闭组合电器（GIS）的使用数量迅速增大，因此我们对SF6气体绝缘电气设备中的气体成分现场检测，对SF6气体绝缘电气设备故障的诊断分析是对保障电网安全运行具有重大意义的。

掌握SF6气体在电气设备内部存在和发生变化的过程和原理，结合对SF6气体分解产物成分、电气设备结构、运行环境条件等因素综合考虑可以帮助我们准确的进行设备故障诊断分析。

1 SF6气体在电气设备中的分解过程

SF6的分解反应是在设备放电或高温作用下发生，不仅有本身的分解，而且还涉及 F与电极材料中金属蒸汽及固体绝缘材料的反应。但 SF6大部分高温或放电产物具有复合效应，然而，电气设备中不可避免有着微量水分的存在（来源于生产运输残余、SF6气体自身携带以及固体材料析出等），SF6的分解物会继续与设备中微量水分发生反应，生成较为复杂的产物，SF6气体在电弧作用下分解的主要成分是SOF2、SO2F2、SOF4、SO2、HF和金属氟化物等，控制好SF6气体中水分和氧气的含量可以提高电气设备中SF6气体的纯度，进而提高其电气绝缘能力。

2 SF6气体绝缘电气设备放电气体成分检测方法

目前国内外对 SF6气体分解气体检测方法主要有气相色谱法、红外分光光度法、质谱和色—质联用法、核磁共振波谱分析法、气体检测管法和电化学传感器法等。

由于电化学传感器法具有检测速度快，效率高等突出优点，符合现场要对SF6气体绝缘电气设备的故障进行有效定位和故障诊断分析的需求，因而在现场工作中使用较为广泛。该方法是利用化学气敏器件检测气体组分。化学气敏传感器是利用对被测气体的形状或分子结构具有选择性俘获的功能和将俘获的化学量有效转换为电信号的功能来工作的。当被测气体被吸附到气敏半导体表面时，其阻值会发生变化。目前该方法存在检测组分较为少的缺点，但大部分仪器能检测出SO2、HF、H2S、CO等特征气体，因而能够满足现场查找设备故障位置和绝大多数故障诊断分析的要求，如需更为精确的数据分析可取气样带回实验室进行气相色谱分析。

SF6发生分解后产物的量与放电能量大致成比例关系，并且当处在高能放电形式下时将产生大量的分解气体，出现局部放电下很少出现的气体成分如SF4、CF4，且产物中SOF2含量较其他形式放电要高。目前普遍认为通过SO2、SOF2、SO2F2含量可分析判断放电剧烈程度，放电能量增大时SO2含量将增大，SOF2/SO2F2体积分数比将增大；通过 H2S组分的含量大小可判断故障的放电能量及故障是否涉及固体绝缘；通过CF4含量可判断故障是否涉及固体绝缘。电流互感器和电压互感器气室内出现的CO与CO2含量达到一定比例，可以推测出固体绝缘的状态。SF6气体分解成分在发生热故障时随着温度的升高依次产生HF、SOF2、SO2、SO2F2等气体组分。对于运行中的SF6设备，若检出SO2或H2S等杂质组分含量异常，应结合CO、CF4含量及其他检测结果、设备电气特性、运行工况等进行综合分析。而SO2是不稳定气体，可以和水分等复合成其它产物，故在故障初期SO2含量可能较高，过一段时间再测量就会减小。

3 事故实例与典型案例分析

2014年2月，襄阳供电公司运行中的110kV广场变电站110kV母线差动保护动作跳闸。经检查#2主变压器无异常，GIS设备整体外观无明显异常工况痕迹。在对母差保护II母线范围内所有气室进行SF6气体成分检测时，发现110kV II段母线气室（非灭弧室）内SO2和H2S组分严重超标，其余气室未发现异常。经过现场诊断分析可以确定110kV II段母线气室内存在故障，由于大量H2S的存在怀疑故障已经涉及到固体绝缘。经设备厂家派专业人员到现场进行设备解体后发现 II母线下端一侧支撑绝缘子已经被击穿炸裂，罐体内部存在放电粉尘，设备内部现状与试验人员在设备解体前进行的故障判断基本一致。此故障警示我们要加强电力设备出厂及交接验收试验工作。

2010年5月，一座500kV变电站内无任何操作。220kV母线差动保护动作，连接在#4母线的线路及母联断路器三相跳闸。故障录波显示故障为A相，短路电流为30200A。雷电定位系统工作正常，检查变电站内避雷器未动作，无内部或外部过电压侵入记录；设备外观检测正常；对227单元A相#2气室SF6气体成分检测时，发现SO2含量达3.77*10-4，且H2S含量超标。检测#4母线上其他设备气室未见故障特征气体。经试验人员现场进行诊断分析，确定故障部位 227单元，内部存在电弧放电。通过窥视孔发现227单元2272隔离刀闸开关A相内部有粉末状物质。待专业工作人员到现场对设备进行解体检查，打开2272A相检修孔和隔离开关法兰盘，发现该气室内充满由于电弧燃烧产生的SF6分解粉末，2272A相绝缘拉杆低电位侧被电弧碳化熏黑，绝缘拉杆开裂。故障原因分析认定事故原因为2272隔离开关A相绝缘拉杆闪络。拉杆绝缘下降、发生对地闪络的原因为绝缘拉杆本身受到机械损伤，产生局部裂纹，在运行电压的作用下，发生沿面放电；同时SF6分解产生的H2S在长期运行中，导致绝缘拉杆加速老化，最终闪络击穿。

4 结论

（1）通过对 SF6气体分解产物的形成过程分析，可以清晰发现水分会对电气设备中SF6气体的稳定性产生破坏，微量水会与SF6气体分解产物发生水解反应而阻碍SF6气体的复原，从而增加气体中的有毒有害杂质的组分和含量；部分水解产物如HF和SO2等酸性气体有极强的腐蚀性，会加速设备的腐蚀；若水分含量超过一定限度还会使SF6气体耐压和击穿电压下降，对电气设备的危害很大。因此一定要在日常工作中对设备的每个SF6气室微水的含量做好控制和维护工作。

（2）通过实际工作经历和大量典型故障案例的学习，结合理论分析可以确定通过对 SF6气体分解产物的成分分析，能够准确判断设备气室内是否存在事故隐患；能够在工作现场快速准确的找出SF6气体绝缘电气设备的故障部位，防止邻近气室受到破坏；能对SF6气体绝缘电气设备内部的故障产生原因和发展程度，结合设备解体后的综合分析做出较为准确的诊断。

[1]郝有明，温念珠，范玉华，邓育红.电力用油（气）实用技术问答.中国水利水电出版社，2000.

[2]季严松，王承玉，杨韧，等.SF6气体分解产物检测在GIS设备故障诊断中的应用.高压电器，2011.

[3]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诊断.福建电力与电工，2004.

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