六氟化硫电气设备放电故障检测和判断方法0.docx
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六氟化硫电气设备放电故障检测和判断方法0
SF6电气设备放电故障检测和判断方法
庄贤盛，广东电网公司电力科学研究院，广州市梅花路73号，510600
李翔，汕头市潮阳区电力工业局城东供电所，汕头市潮阳区中山中路131号，515100
姚唯建，广东电网公司电力科学研究院，广州市梅花路73号，510600
黄成吉，广东电网公司电力科学研究院，广州市梅花路73号，510600
王宇，广东电网公司电力科学研究院，广州市梅花路73号，510600
刘嘉文，广东电网公司电力科学研究院，广州市梅花路73号，510600
ThedetectionandjudgementofSF6ElectricalEquipmentDischargeFailure
ZhuangXiansheng，ElectricPowerResearchInstituteofGuangdongPowerGridCorporation，No.73MeiHuaRoad,GuangZhou.China，510600
LiXiang，ThecityeastpowersupplyofShantouChaoYangElectricpowerindustrybureau，No.131ZhongshanMiddleRoad,ChaoYangDistrict,ShanTou,China,515100
YaoWeijian，ElectricPowerResearchInstituteofGuangdongPowerGridCorporation，No.73MeiHuaRoad,GuangZhou.China，510600
摘要：
本文分析了SF6电气设备放电故障类型：
硬故障（放电通道主要涉及固体绝缘.高能放电后电气绝缘不能恢复）和软故障（放电通道主要涉及SF6气体绝缘或固体绝缘＋SF6气体绝缘.高能放电后电气绝缘可恢复）；确定SF6电气设备放电故障特征气体二氧化硫（SO2）和硫化氢（H2S）现场快速检测方法，阐述了SF6电气设备放电故障判断依据，判断放电类型、放电部位和放电电流,并应用于SF6电气设备放电故障判断.
关键词：
SF6；电气设备放电故障；特征组分；检测方法；放电故障判断
ABSTRACT:
ThisarticleanalyzestwotypesofSF6ElectricalEquipmentdischargefailure:
HardFailure（thedischargechannelmainlyconsistsbySF6gasinsulatoronly.ElectricInsulationbeyondretrieveafterhighenergydischarge）andSoftFailure（thedischargechannelmainlyconsistsbySF6gasinsulatoronlyorwithsolidinsulator,ElectricInsulationcanberetrievedafterhighenergydischarge）;DetermineafieldfastmethodtodetectthemaincharacteristicgasSO2andH2ScausedbySF6ElectricalEquipmentDischargeFailure;ExpatiatedonthestandardofSF6ElectricalEquipmentDischargeFailureanditsapplication,accordingtowhichtypes、positionsandcurrentofdischargecouldbedetermined.
KEYWORD:
SF6；electricalequipmentdischargefailure；detectionmethod；dectectionandJudgmentofdischargefailure
随着SF6电气设备在电力行业的广范应用，SF6电气设备在运行中出现各种类型的故障，严重威胁电网的安全、稳定、可靠运行。
及早发现SF6电气设备在运行中是否存在潜伏性故障，分析SF6电气设备放电故障的类型及严重程度，判断SF6电气设备是否可以继续监视运行或必须停电检修处理，确保SF6电气设备的安全可靠运行具有重要意义。
1.SF6电气设备放电故障类型
电气设备放电类型按放电能量、电弧类型、放电通道等可以有多种分类。
本文根据SF6电气设备特点，按高能放电通道进行分类。
SF6电气设备放电故障类型，按高能放电后电气绝缘是否恢复、放电通道是否消失可以分为二类：
第一类为硬故障（高能放电后电气绝缘不能恢复），放电通道没有消除而且更加严重，表现为绝缘电阻不符合要求或重合闸不成功，放电通道主要涉及固体绝缘；第二类为软故障（高能放电后电气绝缘可以恢复），放电通道消除，表现为绝缘电阻符合要求或重合闸成功，放电通道主要涉及SF6气体绝缘或固体绝缘＋SF6气体绝缘，此类放电通道必含有SF6气体主绝缘，在高能放电后，由于SF6气体绝缘恢复，SF6气体的放电通道消失，所以，整个放电通道受SF6气体绝缘阻断而消失。
很多SF6电气设备放电故障，一般都经过多次的高能放电仍然在运行，直到形成硬故障而烧毁。
通过检测SF6电气设备放电故障分解产物，可以有充足的时间，及早发现判断SF6电气设备放电故障，采取必要的措施，对SF6电气设备进行追踪监视运行或停运检修，确保设备运行安全。
此类故障的SF6电气设备占放电故障设备比例也较高。
1.1SF6电气设备放电故障－硬故障
1.1.1初始放电点在固体绝缘表面
固体绝缘包括盘式绝缘子，支撑绝缘子，绝缘薄膜（纸），玻璃钢等。
固体绝缘由于制造工艺原因表面或内部有缺陷，或者由于安装工艺造成表面损伤或表面污迹处理不干净，在固体绝缘表面产生低能点放电或爬电等，进一步破坏固体绝缘表面绝缘性能，加上放电产生的分解产物－粉尘在放电点（放电通道）积累，使电气绝缘性能进一步降低，放电电流逐步增大，最后形成高能放电通道，使设备跳闸或烧毁，高能放电后固体绝缘表面电气绝缘不能恢复，放电通道没有消除（见图1，图2）。
这种故障发展速度难以判断，有可能是急性的，故障破坏性强，严重威胁设备安全运行；但多数情况下是慢性的，高能放电通道形成有一个过程，也需要一定时间，放电电流逐步增大；所以，通过检测SF6电气设备放电故障分解产物，可以有充足的时间，及早发现判断SF6电气设备这种类型的放电故障。
这种类型的放电故障，在检测SF6电气设备放电故障特征组分二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）时，要特别关注二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）浓度增长率，及时作出判断。
图1220kV奋进变电站110kVGIS1012开关CT侧绝缘盘表面击穿放电通道
图2，220kV紫洞变电站福紫乙线CTA相二次线圈支撑绝缘子表面击穿放电通道
1.1.2初始放电点不在固体绝缘表面
SF6电气设备内部发生放电故障，产生的分解产物粉尘附着在固体绝缘表面，破坏固体绝缘表面绝缘性能，发生电弧闪络，最后形成放电通道。
500kV贺州变电站贺罗Ⅱ线CTC相起始放电点在电容屏（具体见下文分析）。
二次线圈支撑法兰（高电位）对电容屏支撑杆（地电位）放电产生大量粉尘，见图3.聚集在2次线圈支撑绝缘子表面并形成放电通道，造成2次线圈绝缘击穿，见图4
图3500kV贺州变电站贺罗Ⅱ线CTC相电容屏支撑杆对二次线圈支撑法兰放电部位
图4500kV贺州变电站贺罗Ⅱ线CTC相支撑绝缘子放电通道
SF6电气设备内部发生放电故障，SF6气体分解产生的粉尘特征为：
颜色较浅，较重，颗粒较小，易大范围扩散并较均匀附着在物体表面，附着力强，即使长时间放置及长距离运输也不易集中在一起，对固体绝缘表面电气绝缘性能影响较大。
见图5
图5大电流放电六氟化硫气体分解产生的粉尘
此类设备放电通道形成更加需要较长时间，必须有其他放电部位的大电流放电，产生大量轻、细的粉尘，附着在将要形成放电通道的部位，再逐步形成放电通道，如上述500kV贺州变电站贺罗Ⅱ线CTC相支撑绝缘子放电通道的形成。
所以，只要定期检测SF6电气设备放电故障分解产物气体组分，就能及早发现此类SF6电气设备的放电故障。
1.2SF6电气设备放电故障－软故障
放电通道中包含SF6气体绝缘通道，放电后SF6气体绝缘恢复，放电通道消失。
此类放电故障基本都是由于固体绝缘的小电流放电，产生的分解产物聚集在放电部位附近，破坏六氟化硫气体绝缘，在此位置的六氟化硫气体形成放电通道包括小电流和大电流放电通道。
SF6气体放电通道在大电流放电以后，基本都能恢复绝缘，放电通道消失。
目前，SF6电气设备包括断路器、电流互感器、电压互感器等多数采用聚酯薄膜（点胶纸）作为绝缘材料，当设备有放电时，局部产生高温，使聚酯薄膜分解，产生还原性气体，这些气体局部达到一定浓度时，导致SF6气体绝缘性能下降，形成小电流放电通道；如果积累的分解产物浓度越大，当达到击穿电压时，形成大电流放电通道，设备就通过SF6气体放电。
通过试验发现，聚酯薄膜在150℃开始有分解物产生，随着温度升高，分解产物浓度逐步增大，但增加速度较慢，当温度达到250℃以上时，分解产物浓度增长较快，300℃时，薄膜纸已经基本完全分解或熔化，在漆包线间只看到点胶（环氧树脂）。
聚酯薄膜在不同温度物理性能变化见图6～图12。
聚酯薄膜在不同温度分解产物见表1。
图6加温220℃，恒温2小时
图7加温240℃，恒温2小时
图8加温260℃，恒温2小时
图9加温280℃，恒温2小时
图10加温280℃，恒温2小时
图11加温300℃恒温2小时
图12加温300℃恒温2小时
表1聚酯薄膜在不同温度的分解产物浓度（10-6V/V）。
温度℃
氢气
一氧化碳
二氧化碳
甲烷
乙烯
乙烷
乙炔
160
未检出
0.39
171
4.14
1.93
2.24
未检出
200
未检出
14.89
750
6.12
2.94
2.96
未检出
300
399
1273
8297
182
428
13.47
11.50
从表1可以看出，在缺氧条件下，聚酯薄膜分解产生的分解产物主要有氢气、甲烷、乙烯、一氧化碳和二氧化碳。
这些气体在局部积累，降低SF6气体绝缘性能，形成放电通道，包括小电流和大电流放电通道。
500kV砚都变电站砚西甲线5023于2007年2月1日和2007年6月18日两次跳闸后重合闸成功，还在运行状态。
2007年6月25日停电进行常规预防性试验，检测500kV砚都变电站砚西甲线5023CT二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）浓度，发现A相二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）浓度都超过检测仪器检测上限，判断有高能放电故障，立即建议该设备退出运行。
同时进行其他组分检测，测试结果见表2.
表25023CTA相六氟化硫气体组分测试结果及与B、C相对照
项目
编号
湿度
空气
四氟化碳
二氧化硫
硫化氢
六氟
化硫
二氧
化碳
二氟化硫酰
十氟化二硫酰
CF4
SO2
H2S
SF6
CO2
SO2F2
S2OF10
10-6V/V
%m/m
%m/m
10-6V/V
10-6V/V
%m/m
%m/m
%m/m
%m/m
砚西甲线5023A互感器
159
0.0090
0.0697
>146
>146
99.744
0.1630
0.0075
0.0068
砚西甲线5023B互感器
79
0.0167
0.000
0.14
0.00
99.970
0.0132
未检出
未检出
砚西甲线5023C互感器
93
0.0111
0.000
0.14
0.00
99.974
0.0152
未检出
未检出
从CT解体图片和CT内部结构和电场分布来看，放电故障可能经历如下过程，逐步发展，最后形成大电流放电通道，使保护动作跳闸。
见图13.
高频或过电压分解产物（微量）分解产物积累
均压带接触不均匀电晕放电放电电流增大
不均匀电场电容屏间短路破坏SF6绝缘性能
放电分解产物扩散
对支撑杆（上部）大电流放电故障（保护跳闸）重复以上放电
SF6恢复绝缘性能
分解产物积累
分解产物积累过程对支撑杆（上部）大电流放电故障（保护跳闸），停运
破坏SF6绝缘性能
图13放电故障形成过程简图
首先，由于6条均压带中某一条与电容屏第一屏存在接触电阻或者说6条均压带接触电阻不同，在高电压区域存在接触电阻或电场分布不均匀，均压带没起到均匀电场作用，反而使电场不均匀，造成局部极小电流放电（电晕放电），在电容屏间产生微量分解物，分解物主要有烷烃类、二氧化碳、一氧化碳、粉尘，极微量二氧化硫、硫化氢等，这些分解物在电容屏间积累，逐步破坏电容屏间绝缘（点胶纸间绝缘），造成电容屏间短路，放电电流逐步增大，产生更多分解物。
随着放电时间以及放电产生的分解物积累，一方面，分解物在电容屏内测与电容屏支撑杆（上部）之间积累（因分解物比六氟化硫气体轻，短时间内较多分布在上部），降低和破坏六氟化硫气体的绝缘性能，造成电容屏与电容屏支撑杆（上部）之间大电流放电故障（保护跳闸）。
图13均压带烧断和电容屏内测放电痕迹
图14高电位区域电容屏内侧对支撑杆上部大电流放电部位
通过大电流放电，局部区域短时间内高温高热，气体迅速膨胀，跳闸切断大电流放电以后，气体冷却降温。
这一过程起到分散扩散放电分解产物，使六氟化硫气体恢复绝缘性能作用。
使CT六氟化硫气体绝缘恢复，重新投运成功。
重合闸成功投运后，又重复以上过程循环：
小电流放电、分解产物积累、破坏六氟化硫气体绝缘性能、大电流放电、保护跳闸。
这种故障为软故障。
500kV贺州变电站贺罗Ⅱ线CTC相另一放电通道为电容屏高电位端→SF6气体→玻璃钢→F6气体→电容屏低电位端（地）见图8，图9，图10。
这种放电故障也为软故障。
图15500kV贺州变电站贺罗Ⅱ线CTC相电容屏高电位端放电部位
图16500kV贺州变电站贺罗Ⅱ线CTC相玻璃钢放电通道
图17500kV贺州变电站贺罗Ⅱ线CTC相电容屏低压端（地电位）放电部位
此类故障基本都是慢性的，故障发展时间相对较长，有利于对放电故障的监测和判断。
此类故障也可能发展为硬故障，如前面分析的500kV贺州变电站贺罗Ⅱ线CTC相支撑绝缘子就是由于电容屏的软故障，发展引起支撑绝缘子形成放电通道击穿二次线圈而成为硬故障。
2.SF6电气设备放电故障特征组分
SF6电气设备中SF6气体分解机理很复杂，国内外已有大量研究。
根据多年来检测数据表明，SF6电气设备中断路器、刀闸（灭弧室、均压环完好情况下）正常开断几乎不会产生分解产物。
本文中SF6电气设备放电故障是指SF6电气设备内部的放电故障包括断路器、刀闸（灭弧室、均压环有缺陷情况下）非正常开断。
SF6电气设备放电故障使SF6气体分解、固体绝缘（盘式绝缘子，支撑绝缘子，绝缘薄膜（纸），玻璃钢等）分解、金属构件分解（产生原子蒸汽、带电离子），分解初始产物处于不稳定状态，相互之间反应、最后形成相对较稳定的分解产物。
所以，SF6电气设备放电故障分解产物是指由于SF6电气设备放电形成的存在于SF6电气设备内部的产物，包括气体组分和固体组分（粉尘颗粒）。
从以上SF6电气设备放电故障类型分析可知，SF6电气设备放电故障分解产物气体组分对SF6气体绝缘造成破坏，这种破坏通常是可恢复的。
SF6电气设备放电故障分解产物固体组分（粉尘颗粒）附着在绝缘子表面对绝缘造成破坏，这种破坏通常是不可恢复的。
因此，监测SF6电气设备放电故障，可以检测SF6电气设备放电故障产生的这部分气体组分和固体组分，但由于设备在运行中，固体组分样品（粉尘颗粒）不易取得，本文中检测SF6电气设备放电故障分解产物主要为气体组分。
SF6电气设备放电故障分解产物主要有：
CF4，SOF2，SO2F2，S2OF10，SO2，H2S，CO，CO2，HF。
考虑现场检测方法，检测手段（仪器、设备），检测灵敏度，以及与SF6电气设备放电故障关联性，优选二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）作为SF6电气设备放电故障特征组分。
本文主要考虑现场快速检测，检测方法可以作为预防性试验常规检测项目推广。
当判断SF6电气设备存在放电故障时，有条件的话可以检测以上SF6电气设备放电故障分解产物（除特征组分外）其他组分CF4，SOF2，SO2F2，S2OF10，CO，CO2，HF。
根据检测结果进行综合判断。
判断放电类型、放电部位、放电电流，综合评估SF6电气设备放电故障严重程度以及必须采取的措施。
3.SF6电气设备放电故障分解产物检测方法
3.1SF6电气设备放电故障分解产物现场检测方法
表3SF6电气设备放电故障分解产物现场检测方法
检测项目
测量范围
检测方法
检测仪器
SO2（SOF2）,
H2S,CO,HF
SO2（SOF2）,H2S－0～150μL/L
CO－0～1000μL/L
HF－0～20μL/L
电化学分析仪、化学显色管
JH2000,JH3000,FS6DPD
HF1000,快速检测管等
CF4,SO2,CO2,SOF2,SO2F2,S2OF10,
1×10-6（质量比）
气相色谱法
DL/T916－2005
便携色谱仪
SF6电气设备放电故障特征组分二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）现场检测，可以用SF6电气设备故障检测仪JH2000进行检测。
3.2SF6电气设备放电故障分解产物实验室检测方法
SF6电气设备放电故障分解产物实验室检测方法（略）
4.SF6电气设备放电故障判断依据
根据多年来检测数据、放电故障设备检测和解体情况，总结出SF6电气设备放电故障判断依据，见表4。
表4SF6电气设备放电故障判断依据
特征气体浓度
注意值
（μL/L）
措施
故障值
（μL/L）
措施
严重故障值（μL/L）
措施
备注
二氧化硫浓度CSO2
3~50
适当缩短检测周期
50~100
放电通道已逐步形成，密切注意，必要时停电检修
>100
放电通道已形成，随时可能发生高能放电烧毁设备，必需停电检修
放电故障的发展速度以及严重程度，需结合追踪检测特征气体浓度增长速度进行判断，当增长较快而绝对值未达到严重故障值时，也应及时停电检修
对于PT，所有数值减半。
硫化氢浓度CH2S
2~10
10~30
>30
特征气体浓度比值CSO2/CH2S
≤4
放电部位：
固体绝缘
SO2/H2S比值除了浓度绝对值比值外，还可用检测周期之间特征气体浓度增长比值判断
放电电流千安以上的放电故障，需结合水分、二氧化碳、一氧化碳浓度变化进行判断
4~7
放电部位：
多点放电，固体绝缘，金属
≥7
放电部位：
金属
I＝K1（CSO2+CH2S）+K2CCF4+K3（CCO+CCO2+CSOF2+CSO2F2+CS2OF10）
式中，放电电流I，单位:
安培；气体组分浓度CX，单位:
μL/L
加权系数KX，K1=0.5～1；K2=0.1～0.5；,K3＝0.05～0.1
硫化物：
SO2,H2S,SOF2,SO2F2,S2OF10等
碳化物：
CF4,CO,CO2,羰基氟化物等
4.1SF6电气设备放电故障判断依据－注意值（CSO2：
3~50μL/L，CH2S：
2~10μL/L）
注意值是SF6电气设备运行相对安全的判据，可以缩短正常检测周期监视运行。
SF6电气设备使用的SF6气体主要有如下几种：
SF6新气：
由气体生产厂家出厂的SF6气体，这种气体中基本没有特征组分SO2和H2S（μL/L级别），也没有CO，HF，但多数含有其他气体组分如CF4，SOF2，SO2F2，S2OF10，CO2，气体浓度相对较低。
对于这类SF6气体，要严格执行国家标准，最好使用前的比例抽检工作，检测数据作为SF6电气设备中气体组分基础数据。
SF6回收气体：
a.一般运行设备检修回收使用的SF6气体。
这类SF6气体一般没有经过处理或只进行简单处理。
这类SF6气体充入设备前要进行严格检测，合格才能充入F6电气设备并把气体组分检测数据作为基础数据。
b.放电故障设备检修回收使用的SF6气体。
这类SF6气体一般经过有关厂家进行处理后才能重新使用。
但SF6气体处理厂家由于技术、装备不同，处理效果差别较大。
对这类SF6气体使用前要进行更加严格的检测工作，对技术指标不符合国家标准或虽然国家标准没有规定，但气体组分浓度较高，坚决不能使用。
到目前为止，SF6回收气体所占比例相对较低，SF6电气设备使用的SF6气体绝大部分是SF6气体生产厂家生产的SF6新气。
正常运行的SF6电气设备基本没有SO2和H2S。
理论上检测有SO2和H2S都是由放电产生的，都应引起注意，但考虑到检测仪器灵敏度，检测误差差别，以及根据多年来检测数据统计，见表5。
定出注意值下限（CSO2：
3μL/L，CH2S：
2μL/L）。
表5特征组分SO2和H2S检测数据统计结果
浓度μL/L
特征组分
<0.1
<1
1~3
>3
二氧化硫（SO2）
15％
78％
7％
0％
硫化氢（H2S）
98％
1.99％
0.01％
0％
为了平衡SF6电气设备安全运行与设备检修的经济性，定出注意值上限（CSO2：
50μL/L，CH2S：
10μL/L），SF6电气设备放电故障特征组分SO2和H2S浓度在以上注意值范围内，SF6电气设备运行是安全的。
110kV海滨变电站＃1主变间隔1011刀闸气室，SO2和H2S浓度检测数据见表6.
表6SO2和H2S浓度检测结果
检测日期
设备编号
二氟化硫SO2
硫化氢H2S
2007年5月10日
2007年9月20日
2007年5月10日
2007年9月20日
μL/L
μL/L
μL/L
μL/L
1011刀闸侧盘式绝缘子
5.43
2.14
7.00
2.00
检修解体图片见图18.
图18#1主变101开关1011刀闸侧盘式绝缘子沿面放电
中国石油化工股份有限公司广州分公司炼油厂110kVGIS#1主变101开关追踪测试结果，见表7。
表7110kVGIS#1主变101开关SO2和H2S浓度追踪测试结果
测试日期
特征组分μL/L
2008-3-6
2008-3-12
2008-4-14
2008-5-27
二氧化硫（SO2）
6.29
23.86
45.29
60.43
硫化氢（H2S）
0.00
1.00
5.16
8.86
从测试结果看，该设备涉及绝缘盘放电故障，目前仍在运行，已建议厂家有条件时停电检修。
110kV石龙变电站GISSF6电气设备放电故障特征组分SO2和H2S浓度追踪检测结果见表8。
表8110k
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