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[电气施工] 应用分解产物诊断SF6电气设备故障
[电气施工] 应用分解产物诊断SF6电气设备故障         ★★★
浏览: 更新时间:2015/8/29 15:02:43

1 引言

  以SF6气体作绝缘介质的电气设备称为SF6电气设备,包括断路器、变压器、互感器、避雷器、电容器、隔离刀闸、接地刀闸、套管和母线等。SF6气体不燃、不爆,不仅具有稳定的化学性能,而且具有优异的电气性能,内部的固体绝缘材料也具有稳定的化学性能和很好的绝缘性能。因此,自上世纪70年代后SF6电气设备得到广泛的应用。据不完全统计,全国SF6电气设备达数十万台,已成为电力系统的主要设备,其应用对提高电力生产的安全经济运行起到了很好的作用。

  但是由于在设计、材质、工艺和维护等方面存在些盲目性,使设备内部可能存在局部的绝缘缺陷。而现有规程的常规电气试验方法的电压低、电流小,难以检出局部绝缘缺陷。化学试验方法中的水分、检漏,虽能很好地评价检修、安装的质量,但不能直接反映内部的缺陷。因此,使这些隐患带入电网,在热和电的作用下,故障区域的SF6气体和固体绝缘材料不断分解,绝缘性能不断下降,直至发出事故。据国内外近年的统计资料得知,绝缘事故占60%以上,严重地影响了电力生产的安全经济运行。

  在长期从事电气设备的技术监督和故障诊断处理的过程中,对SF6电气设备的原理、结构和内部绝缘材料有深入的了解,在研究设备故障时各种绝缘材料的裂解机理、分解产物的特征和对大量的故障实例进行统计分析后,提出SO2、SOF2和HF是SF6分解的特征组分;H2S是热固型环树脂分解的特征组分;CO是聚酯乙烯、绝缘纸和绝缘漆分解的特征组分;CF4是聚四氟乙烯分解的特征组分。选择优质电化学传感器和最佳检测流程,采用流动法检测SF6气体中这些特征组分的含量,便能准确、快速、方便地检出设备内部故障。几年来,经30多个省市应用,检出一百多台设备故障,其中60多台系为运行中检出的隐患,避免了不少事故的发生,为设备的及时维修提供科学依据,有力地提高电力生产的安全经济运行。

  2 SF6电气设备内部绝缘材料

  SF6电气设备内部绝缘材料,包括SF6气体和固体绝缘材料两类。SF6气体是所有SF6电气设备共有的;而固体绝缘材料则不同设备有所差异,主要有热固形环氧树脂、聚酯尼龙、聚酯乙烯、聚四氟乙烯、绝缘纸和绝缘漆等。各种绝缘材料的性质和裂解情况简介如下:

  (1)SF6气体的基本特性

  六氟化硫气体分子式为SF6,其结构是一个完全对称的正八面体,SF6气体的化学性质非常稳定,只有当温度大于500℃时才开始分解,700℃时大量分解。

  由于其具有极强的负电性,很容易吸收电子,加之密度大,分子半径大,移动速度慢,因此,具有很好的绝缘性能和灭弧性能。其热传导率约为空气的四倍,是目前理想的绝缘介质。上世纪70年代后,广泛用作电气设备的绝缘介质,起着绝缘、灭弧和冷却散热的作用。

  (2)热固形环氧树脂

  主要用作GIS中的盆式绝缘子、支柱绝缘子和断路器、隔离刀闸及接地刀闸的绝缘拉杆。环氧树脂是混合物,主要由C、H、O和少量N元素组成,具有很好的绝缘性能和化学稳定性,只有在500℃以上时开始裂解,主要产生SO2、H2S、CO、NO、NO2和少量低分子烃。

  (3)聚酯尼龙

  用作绝缘拉杆,由多层聚酯乙烯和尼龙布制成,主要由C、H和少量O元素组成,当温度大于130℃时聚酯材料开始裂解,当温度大于180℃时尼龙开始裂解,主要产生CO、H2和低分子烃。
   
     (4)聚四氟乙烯

  其分子式为C2F4,由C和F元素组成,主要用作断路器中的压缩气缸和灭弧室,具有很好的绝缘性能和化学稳定性,在400℃以上时开始分解,产生CF4和少量的CO。

  (5)聚酯乙烯

  其分子式为R-O-C2H4,由C、H和少量O元素组成,主要用于互感器、变压器匝绝缘和电容层材料,当温度大于130℃时开始裂解,主要产生H2、CO、CO2和低分子烃。

  (6)绝缘纸

  碳水化合物,由C、H和O元素组成,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,当温度大于130℃时开始裂解,主要产生CO、CO2和少量的H2、低分子烃。

  (7)绝缘漆

  碳氢化合物,由C、H、O、N等元素组成,浸衬在互感器、变压器导线和铁芯表面,作为匝层间和铁芯表面绝缘,当温度大于130℃时开始裂解,主要产生CO、CO2。

  3 绝缘材料的分解产物

  从上述得知,SF6气体和热固型环氧树脂有很好的热稳定性,只有当温度超过500℃后才开始分解;聚四氟乙烯只有在400℃以上时才开始分解;而匝层间用的聚脂乙烯、纸和漆,在80℃以下非常稳定,当温度大于130℃时开始裂解。对于正常运行的SF6电气设备,其内部温度仅仅比环境温度高5℃~10℃,因此,不会有绝缘材料的分解,SF6气体中没有上述分解产物。

  对于断路器,虽在分合闸时产生2000℃以上的高温电弧,使弧区的SF6气体分解生成大量带正、负电荷离子和少量分解物。但因其有很好的灭弧功能和冷却效果,分、合闸速度极快,使这些带正、负电荷离子在瞬间复合成SF6,复合率达99.9%以上,所产生的少量分解产物又被放置于设备顶部的吸附剂吸收。因此,对于正常运行的断路器,在分、合闸一周后,SF6气体中的SO2、SOF2和HF含量均不大于1μl/L,这在对数千台断路器的检测中得到证实。但若设备内部存在局部放电、重燃和严重过热性故障时,将使故障区域的固体绝缘材料和SF6气体发生分解。据国外资料报道,SF6电气设备内部故障时,产生有近百种的硫化物、氟化物和碳化物。若进行所有分解产物的检测,虽可能有利于故障的部位判断,但是由于分解物中除SO2、H2S、CF4和CO毒性少外,其它都是剧毒物,在设备内部的含量极少,又不稳定。因此,在现场是不可能进行所有分解产物的检测。预防性试验的主要目的是判断设备是否正常,而非对故障进行综合诊断,所以也没有必要对所有分解产物进行检测。SF4、SOF2等又很快会与SF6气体中的水分进行水解,产生稳定的SO2和HF。因此,气室中SO2含量除了由绝缘材料分解直接生成外,还会由SOF2等的水解产生。

  SF6电气设备内部故障时,SF6气体及其中间产物的反应式主要有:

5 SF6电气设备分解产物的检测方法

  目前SF6电气设备分解产物的检测方法有电化学法、化学比色法、色谱法、电离法、动态离子法和红外法。动态离子法稳定性差、灵敏度低;电离法灵敏度也较低,检测室容易污染;色谱法和红外法虽然灵敏度较高、稳定性也尚好,但由于SF6气体密度大、内部温差很小、气体流动性很差,设备本体至排气口一般用2~3分管相连,从排气口流出的少量气体难以反映内部气体的真实浓度,因此,难以检出潜伏性故障,不适用于现场,较适用于试验室对SF6气体的验收;只有采用流动方式检测的电化学法和化学比色法适用于SF6电气设备分解物的检测,但化学比色法灵敏度低、耗气量大,难以检出隐患。近年来电化学传感器技术有了很大的提高,为SF6电气设备分解产物现场检测创造了条件。

  选择优质电化学传感器和最佳的检测流程的检测仪,不仅具有很高的灵敏度和稳定性,而且反应速度快、使用寿命长、耗气量少,从而有效地检出内部潜伏性故障。检测时SF6气体从设备排气口阀门经导气管进入仪器进行检测,将分解物浓度转换成相应的电信号,检测1分钟后进行终点自动判断。测试结束后,专家诊断系统根据分解物组分及其含量判断故障的类型和能量的大小,并提出处理意见。

  6 SF6电气设备内部故障的分类

  SF6电气设备内部故障可分为放电和过热两大类,而放电又分为电晕放电、火花放电和电弧放电。通过对上万台SF6断路器、互感器和GIS等电气设备的检测和70起故障实例的统计分析,将内部常见的故障部位归纳为以下7种:

  (1)导电金属对地放电

  这类故障主要表现在SF6气体中存在颗粒杂质和绝缘子、拉杆缺陷引起导电杆对地放电。SF6气体中存在颗粒杂质引起对地放电的能量较小,但绝缘子、拉杆缺陷引起对地放电的能量很大,产生大量的SO2、SOF2、H2S和HF。如1998年12月6日厦门某电厂法国阿尔斯通生产的220kV GIS,22B断路器室与CT室间的盆式绝缘子对地击穿,产生大量的SO2和H2S,检修现场隔数天后,仍有很浓的H2S臭味;2003年7月17日某电厂日本三菱公司生产的220kV GIS,500kV 22B断路器B相气室因检修时汗水沾污拉杆表面引起电弧放电,其表面严重烧伤,上下均压环多处放电,当晚对断路器进行检测,发现气室中SO2大于200μl/L,H2S为122μl/L,判断内部存在严重放电故障,从而迅速找到故障部位;1999年3月25日厦门500kV变电站在试运行两天后,突然断路器跳闸,经多种电气试验无法找到故障部位,后用分解产物检测仪检出SO2含量大于200μl/L,迅速找到故障部位,解体发现CT内部一根绝缘支撑杆(俗称“牛腿”)因材质不良引起对地短路爆裂,粉碎成灰;2009年1月22日华北某电厂500kV GIS因5031-2C气室故障,使用JH3000-2型检测仪检出该气室SO2为67.5μl/L、H2S为15.5μl/L、CO为280.6μl/L,仪器专家系统诊断认为该气室严重放电性故障,并涉及固体绝缘的分解,应尽快停电检查,分析结果与故障解体相吻合,经对仍在运行的40个同类设备气室的检测,分解物含量均正常,表明这次事故是个案,并不存在普遍性,这一分析结论与国华组织的专家诊断结果相符,经设备半年多的安全运行所证实。

  (2)悬浮电位放电

  这类故障通常表现在断路器动触头与绝缘拉杆间的接触不良和CT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。这种放电性故障能量不大,一般情况下只有SF6分解产物,主要生成SO2、H2S和少量HF。如2003年8月1日某水电厂220kV 252断路器A相,运行时听到内部有异常声响,经SO2、H2S检测其含量均很高,判断内部存在放电性故障,当晚便停运,返回制造厂进行解体,发现其动触头与拉杆连接的插销孔偏大,操作多次后造成插销孔变大,使插销与拉杆间产生悬浮电位放电。由于缺陷被及时检出,避免了事故的发生;又如2009年3月初华北某电厂500kV GIS,东骅Ⅱ线断路器跳闸后,A相避雷器发生对地放电后,重合闸成功,为了查明原因,当天使用JH3000-2型检测仪,检出A相避雷器室SO2、H2S含量均大于110μl/L,但CO少量,仪器诊断存在严重悬浮电位放电,应尽快检查,随后对还在运行的同批次的7台罐式避雷器进行普查,检出其SO2、H2S含量均很高,设备解体后发现同批的八台避雷器都是因为ZnO避雷片上部的固紧螺丝松动引起悬浮电位放电,仪器诊断结果与设备解体相吻合。

  (3)导电杆的连接接触不良

  当故障点温度超过500℃时,SF6和周围固体绝缘材料开始热分解;当温度达700℃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,最后引起触头融化脱落,引起绝缘材料的分解,其主要产物为SO2、HF、H2S等。如1999年10月26日上午福州某变电站220kV GIS 241断路器跳闸后,检出2411CT室SO2、H2S含量很高,在解体发现导电杆连接处接触不良,产生高温过热,熔化的金属烧伤绝缘子后引起对地短路,在解体时现场都有SO2刺激和H2S臭味;又如2006年12月25日上午陕西某330kV变电站GIS因线路绝缘子冰闪引起该站330kV Ⅱ段母线33012开关跳闸,为尽快了解冰闪事故对设备的影响,使用JH-1000型SF6电气设备故障检测仪快速检出33012气室的SO2气体和H2S浓度严重超标,专家系统诊断认为气室内部存在高能放电并涉及固体绝缘材料的分解,随后对其他47个气室进行了排查,检出仍在运行的GB1和GM24气室异常,在元旦期间开盖检查,发现触头严重过热引起固体绝缘材料的分解,专家系统的诊断结果与实际故障完全吻合。

  (4)互感器、变压器匝层间和套管电容屏短路

  当内部故障时,将使故障区域的SF6气体和聚脂乙烯、纸和漆等绝缘材料裂解,主要产生SO2、SOF2、HF、CO和低分子烃。如2008年8月10日湖南湘潭鹤岭变500kV 50022 B相CT,SO2含量大于146μl/L、H2S含量大于146μl/L;又如2008年8月对常德供电局北开产生110kV GIS进行检测,发现6台PT和CT气室中的CO含量大于100μl/L,SO2、SOF2含量大于1.0μl/L,分析认为内部存在纸绝缘裂解。

  (5)断路器重燃

  断路器正常开断时,电弧一般在一至两个周波内熄灭,但当灭弧性能不好或切断电流不过零时,电弧不能及时熄灭,将灭弧室和触头灼伤,此时SF6气体和聚四氟乙烯分解,主要产生SO2、SOF2、CF4和HF。如某500kV变电站2006年4月26日5013断路器对电抗器做投切试验时,因为B、C两相电流不过零,重燃电弧将灭弧室灼伤,在事故后56天检测SF6气体中SO2含量仍分别有0.5和0.9μl/L,设备返回厂家解体发现BC两相灭弧室均严重灼伤。


  SF6→SF4+F2

  SF4+H2O→SOF2+ 2HF

  SOF2+ H2O→SO2+2HF

  S2F10→SF4+SF6

  3SF6+ W→3SF4+WF6

  SF6+Cu→SF4+CuF2

  3SF6+2Al→3SF4+2AlF3

  从绝缘材料的分子结构得知,其主要S、F、C、H、O和N等元素组成,当故障点温度达130℃时聚脂乙烯、纸和漆开始分解,主要产生CO、CO2和低分子烃;当温度达到400℃以上时聚四氟乙烯开始分解,主要产生CF4;当温度达到500℃以上时,SF6气体和热固形环氧树脂开始分解主要产生SO2、SOF2、H2S、CO和HF。通过研究设备故障时各种绝缘材料的裂解机理、分解产物的特征和对大量的故障实例进行统计分析后,提出SO2、SOF2和HF是SF6分解的特征组分;H2S是热固型环树脂分解的特征组分;CO是聚酯乙烯、绝缘纸和绝缘漆分解的特征组分;CF4是聚四氟乙烯分解的特征组分。

  4 应用分解产物诊断SF6电气设备内部故障的原理

  从上述得知,当SF6电气设备内部存在故障时,故障区域的SF6气体和固体绝缘材料在热和电的作用下将裂解产生SO2、SOF2、H2S、CO、HF和CF4等特征组分。因此,检测这些特征组分的含量便可诊断出设备内部故障。

  由于内部潜伏性故障的能量较小,SF6气体的流动性又很差,分解产物主要借助于溶解、扩散和环境温度的变化产生的微弱对流而缓慢地溶解到SF6气体中。因此,必需选用灵敏度高和稳定性好、反应速度快的检测仪,采取流动法检测SF6气体中特征组分含量,才能有效地检出内部潜伏性故障。几年来,应用该法运行中检出60多台的设备缺陷,充分证明了该法的有效性。

 (6)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和HF。如华中某500kV换流站瑞典ABB生产的断路器于2006年11月发生其内部的并联电阻粉碎性炸裂,一个月后检测SO2和HF含量分别为1650μl/L和1600μl/L,H2S也较高,随后返回厂家检修。

  (7)避雷器

  主要有因电阻片固定螺杆螺母松动引起悬浮电位放电和盆式绝缘子缺陷引起的放电。如华北某电厂500kV GIS罐式避雷器因电阻片固定螺丝松动引起悬浮电位放电产生大量粉末不断堆积在均压环上导致均压环对壳放电。

  7 分解产物的监督

  虽然这项检测技术是近年来研制出来,行业标准才刚开始制定,但几年来,福建、安徽、江苏、北京、陕西、广东和云南等30个省市的电力试研院和发供电单位,及西安、沈阳等设备制造公司都开展了分解产物的检测,不少省市已经制定了SF6电气设备分解产物的监督标准。2005年6月国网公司颁发的“十八项电网重大反事故措施”和2007年国家发改委颁发的DL/T1054-2007“高压电气设备绝缘技术监督规程”,都提出了必要时开展SO2、H2S等分解产物含量的检测。IEC 60480-2004“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”中也提出了SO2、SOF2和HF的最大可接受的浓度,从而为这项行业标准的制定奠定了基础。

  (1)分解产物的正常含量

  由于SF6电气设备内部的SF6气体和热固型环氧树脂等绝缘材料的分解温度较高,而故障初期的能量一般都较低,所产生的分解产物的浓度小,加上设备中放置有能吸附SO2、SOF2、H2S、和HF的F-03收附剂,而预防性试验周期又长,因此,要检出内部早期故障就必须严格控制分解产物的浓度。根据对近万台设备的检测数据和70台起故障实例进行统计分析后,提出表1分解产物正常值参考指标。

  表1 分解产物正常值参考指标

设备参数

分解产物浓度μl/L

备注

SO2+SOF2

H2S

CO

HF

断路器

2.0

1.0

100

1.0

距最近一次跳闸一周以后

其它设备

1.0

0.5

100

0.5

 

  (2)分解产物的检测周期

  鉴于这种方法的有效、方便,耗气量又少,一般均可在运行状态下进行检测,因此,应尽快推广应用,检测周期建议以电压等级划分,按表2进行。

表2 SF6电气设备分解产物检测周期


设备名称

检测周期

备注

35kV及以下设备

1)新设备投运半年内测一次

2)每23年测一次

3)必要时

必要时系指:

1)发生近区短路断路器跳闸时

2)受过电压严重冲击时

3)设备有异常声响或异常电磁场时

110~220kV设备

1)新设备投运三个月内测一次

2)每12年测一次

3)必要时

330~1000kV设备

1)新设备设运一个月内测一次

2)每年测一次

3)必要时


   8 内部故障的诊断方法

  内部故障可分为放电性故障和过热性故障两大类,按故障的持续性,又可分为气体中杂质引起的“软故障”和固体绝缘材料受损的“硬故障”。“软故障”的故障能量一般较小,电弧将气体中的导电通道破坏后,一般能重合闸成功;而“硬故障”的能量一般都较大,固体绝缘材料的绝缘受损是永久性的,因此,不能实现重合闸。

  SF6电气设备的内部故障是一个复杂的物理化学过程,在判断内部故障时不仅要看分解产物的组成和浓度大小,同时要结合设备的运行、结构、气室大小、充气压力、检修、湿度、纯度、电气试验、继电保护动作和故障录波情况等作综合分析。现将内部故障的基本思路简介如下:

  (1)一看

  看分解产物的组分种类、浓度是否超过正常值。

  (2)二比

  一与上次比比较分解产物的组分种类和浓度是否有变化;

  二与相邻气室比较。

  (3)三了解

  一要了解设备的结构、气室大小、排气口至本体的距离;

  二要了解运行情况,如有否发生近区短路,有否受过电压严重冲击时和设备是否有异常声响及强烈电磁场等;

  三要了解设备的检修,气体质量,电气试验、继电保护动作和故障录波情况。

  内部故障诊断是一项技术,也是一门艺术,要求专业人员有较丰富的知识,具有综合分析判断能力,才能作出较准确的判断。本材料提出的分解物的监督指标、检测周期和故障诊断的基本思路。随着这项检测技术的发展,将不断地完善和提高,为提高电力生产的安全、经济运行发挥更大的作用。


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