应用SO2、H2S含量测试诊断SF6电气设备内部故障

1、前言

     纯净的SF6在常温常压下为无色、无臭、无毒、不可燃的气体，其不仅具有稳定的化学性能，而且具有优异的绝缘性能和灭弧性能，是一种理想的绝缘介质。上世纪80年代后，SF6电气设备得到广泛的应用。为电力生产的安全经济运行发挥积极的作用。但近10年来，也暴露出由于一些设备内部的固体绝缘材料的设计、质量以及安装工艺存在一些问题，使得设备内部存在缺陷，乃至发生事故，严重地威胁到电力生产的安全。因此，如何尽早检测出设备内部隐患，尽量避免事故的发生，长期以来一直是电力工作者非常关注的问题。

     本公司科技人员从事SF6气体质量检测和内部故障达20年，在分析了SF6电气设备内部固体绝缘材料的成分和热裂解反应及内部故障后，提出了气室中SO2、H2S的产生是内部故障的征兆。目前国内外采用的电气试验，一般都要在停电状态下进行,且对内部故障的检出率很低;部分单位使用SO2、H2S和HF比色管测试，其灵敏度低，只能作定性或半定量检测，难以早期检出内部故障，更不能进行综合分析判断。本公司研制的SO2、H2S检测仪灵敏度高、稳定性好、自备电源、操作方便、能快速诊断出内部故障，并提出处理意见，经多家发供电单位使用，得到一致好评。经国电热工研究院测试，其稳定性、灵敏性和响应速度等指标均达到设计指标，其综合性能指标处于国际先进水平。

2、检测原理

2.1 SF6电气设备内部故障时绝缘材料分解产物的特征

   SF6电气设备可以分为有电弧产生的断路器和正常状态下无电弧产生的互感器、母线、变压器和套管等。在断路器中的绝缘材料为SF6气体和用热固型环氧树脂制成的绝缘子和拉杆；对于其它设备则除此之外，还有用作匝绝缘和电容层的优质聚乙烯薄膜。众所周知，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，才会开始分解；而匝层间用的聚乙烯薄膜其热解温度在200℃左右，因此，对于正常运行的SF6电气设备不会有SF6等绝缘材料的分解产物产生。对于断路器，虽在分、合时产生高温电弧，使SF6生成带电离子，但因其分、合速度极快，又有高效的灭弧功能，使带电离子又在瞬间得到复合成SF6, 其复合率达99.9％以上，而热固型绝缘材料又远离电弧区，因此，正常运行的断路器中也没有SF6气体和固体绝缘材料的分解物。这在对数百台断路器的检测中得到证实。但若设备内部存在局部放电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，产生硫化物和氟化物。因此，从上世纪90年代开始，国内外不少学者研究通过测定SF6气体中的硫化物和氟化物的含量来检测设备内部故障。

   从国内外资料得知，SF6电气设备内部故障时分解产物主要是硫化物和氟化物。硫化物主要有SO2、H2S、SOF2、SF4、SO2F2、S2F10和S2OF10等；氟化物主要有HF、CF4、AlF3、CuF2和WF6等。若进行所有产物的检测，虽能更准确的判断内部故障的部位，但是由于上述的物质中除SO2、H2S和CF4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。含量稍多的SF4、SOF2等又很快会与SF6气体中的水份进行水解反应产生稳定的SO2和HF。因此，气室中SO2含量除了由SF6和固体绝缘材料分解直接生成外，还会由SO2F2等的水解产生。SF6电气设备内部故障时，反应式主要有：

SF6 → SF4+ F2
SF4+ H2O → SF2 + 2HF
SOF2 + H2O → SO2 + 2HF
S2F10 → SF4 + SF6
3SF6 + W → 3SF4 + WF6
SF6+Cu → SF4+ CuF2
3SF6 + 2Al → 3SF4 + 2AlF3

固体绝缘材料的成分主要有聚四氟乙烯、聚乙烯、 聚丙烯和聚酰胺树脂，其主要元素是C、H、O和F，当故障点温度达500℃开始分解，分解产物主要有CF4、SF4、SO2、H2S、CO、CO2和低分子烃。

2.2 SF6电气设备内部故障的分类

    SF6电气设备内部故障可分为局部放电和过热两大类。而局部放电又分为电晕放电、火花放电和电弧放电。通过对500多台SF6断路器、互感器和GIS等电气设备的检测和20多起故障实例的综合分析，将内部常见的故障部位归纳为以下三种：

1)、导电金属对地放电

    这类故障主要表现在SF6气体中存在导电颗粒和绝缘子缺陷引起导电杆对地放电。这种放电性故障能量大，产生大量的SO2、H2S、HF和金属氟化物等。如1998年12月6日某电厂法国阿尔斯通的220KV GIS因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。 如2001年8月23日某220KV变电站国产220KV GIS断路器室对地短路，通过SO2、H2S检测迅速找到了故障部位。再如2003年7月17日某电厂日本三菱生产的220KV GIS 22B断路器B相气室动触头拉杆外的绝缘筒表面因沾污引起的电弧放电，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。再如1999年3月25日某500KV变电站在试运行两天后，突然断路器跳闸， 500KV“CT”内部一根绝缘支撑杆（俗称“牛腿” ）因材质不良突然对地短路爆裂，粉碎成灰。经多种电气试验无法找到故障部位，后用SO2检测其含量大于200μl/L，从而迅速找到故障部位。

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很大，一般情况下只有SF6分解产物，主要生成SO2、HF、金属氟化物和H2S。如2003年8月1日某电厂220KV 252断路器C相，运行人员时有听到内部异常声响，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，后运到制造厂进行解体，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，使拉杆产生悬浮电位放电。由于缺陷被及时检出，避免了事故的发生。

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。当动静触头接触不良,温度达700℃以上时，将造成动、静触头或导电杆连接处金属融化，梅花触头外的包箍蠕变断裂，最后引起连接头脱落，引起绝缘材料的分解。其主要产物为SO2、HF、H2S等，如2001年11月24日某110KV GIS 162断路器室因B相静触头包箍断裂，引起了严重过热，金属熔化，绝缘子烧损，造成对地短路。又如1999年10月26日某220KV GIS“CT”室因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。从以上分析中得知，设备内部故障时，虽分解产物很多，但作为预防性试验的主要目的是早期检出内部缺陷，而非进行综合诊断。因此，在现场没有必要也不可能对各种热解产物都进行分析。

   对于HF虽是内部故障的特征组分，但因其腐蚀性很强，传感器昂贵、寿命短，因此现场检测的必要性不很大。对于CF4虽也是绝缘材料分解的主要成分。但因在SF6合成过程中就会产生，虽经过吸附精制处理，但在新气中仍有约200ul/L含量。若用这么大含量的增加值来评价固体绝缘材料是否发生分解，显然其灵敏度和可靠性就大为降低；而且CF4的检测方法较复杂，现场难以实现。我公司科技人员在深入研究内部绝缘材料的裂解机理和对各种故障实例进行统计分析后，选择SO2和H2S为检测对象，不仅具有检测方便，而且也完全能准确检出设备内部故障。

4）、互感器、变压器匝层间短路

3、SF6电气设备中SO2、H2S的正常含量和内部故障诊断。

3.1、SO2、H2S的正常含量

   我公司科技人员统计了几百台SF6电气设备气室中SO2、H2S的含量范围和分析绝缘材料裂解反应机理后，提出各种SF6设备中SO2、H2S含量的正常含量为：SO2≤1.0μl/L, H2S≤0.5μl/L。即当所检测气室的SO2、H2S含量小于上述浓度时，设备属正常；而超过上述指标时，便应视为不正常，应加强监督。

3.2、内部故障的判断方法

    通过对大量故障设备中SO2、H2S含量分布情况的分析，按SO2、H2S浓度的大小拟定出多个区间，编制出专家诊断软件，进行具体分析判断，并提出相应的处理意见。
    SF6电力设备的内部故障是一个复杂的物理化学过程，在判断内部故障时必须结合设备运行、结构、检修、电气试验、继电保护动作和故障录波情况等作综合分析，不断提高对故障的分析判断水平。

4、总结

我公司生产的JH-2000型SF6电气设备故障检测仪不仅具有稳定性好、灵敏度高、响应速度快和使用方便等优点，而且还具有故障专家诊断和数据管理功能，为SF6电气设备内部故障的早期检出提供了简便、有效的手段。