GIS設備潛伏性故障識別與診斷研究

彭煒文,沈謝林,錢淵泉,武永華

(1.國網泉州供電公司,福建 泉州 362019;2.福建江夏學院電子信息科學學院,福建 福州 350108)

0 引言

隨著高壓輸電和高壓控制設備的出現(xiàn),SF6作為一種具有良好絕緣性的氣體被廣泛應用于高壓電力設備(gas insulated switchgear,GIS)[1]。GIS具有可靠性高、占地面積小、安全性高等優(yōu)點而廣泛應用于電網中[2-3]。電網中高壓控制設備的可靠性對電網運行安全和穩(wěn)定至關重要[4-8]。目前GIS設備內部SF6分解氣體的監(jiān)測、故障分析和狀態(tài)評估的發(fā)展較為緩慢且開發(fā)難度大。通過對SF6氣體和GIS設備故障的研究,高壓設備出現(xiàn)故障前產生的未知放電會引起SF6分解,SF6分解后的酸性氣體會進一步腐蝕設備,導致高壓斷路器的絕緣性大大衰減。所以應當對高壓斷路器中SF6氣體濃度和分解產物進行動態(tài)監(jiān)測,分析設備是否正常工作,及時發(fā)現(xiàn)設備存在的潛伏性故障[9-11]。

1 GIS高壓開關設備故障分析與診斷

GIS高壓開關設備在運行過程中,由于某些問題引起設備局部放電、異常發(fā)熱等故障,會引起填充在內部的SF6氣體發(fā)生分解,造成滅弧能力下降,引起設備絕緣性能急劇下降[12],嚴重危及電網的正常運行,給電力系統(tǒng)帶來巨大危害。

1.1 內部放電故障

引起內部放電故障有2種情況:一種是由裝配零件松動引起的懸浮點位放電、零件間放電、絕緣體表面放電等設備缺陷引起的局部放電,這種缺陷會導致絕緣故障,當絕緣性能下降后造成不可逆轉的危害。形成局部放電原因主要包括設備受潮、配件松動、表面粗糙、制作工藝誤差、運輸過程的碰撞和后期維護不精細等。通過氣體間隙進行局部放電故障發(fā)生率較低,但足夠引起SF6氣體少量分解,產生微量的SO2、HF和H2S等氣體。另一種放電形式是內部絕緣缺陷引起的導電金屬對地放電,或漂浮在設備內部的導電顆粒雜質引起對地放電,對地放電將會有大量能量溢出,具體表現(xiàn)為電暈、火花或電弧放電[13]。這種放電使SF6氣體、金屬觸頭和固體絕緣材料分解產生大量的SO2、SOF2、H2S、HF、金屬氟化物等[14]。放電形式不同會產生不同物質,在能量較大的電弧作用下,SF6分解的主要產物為SOF2;在火花放電過程中,SF6分解的主要產物為SOF2、SO2F2、S2F10和S2OF10;在電暈放電中,SF6分解的主要產物為SOF2、SO2F2。其中電暈放電中,SO2F2含量比火花放電要高[15]。

1.2 過熱引起故障

GIS設備在操作過程中,導電桿經常會與接口接觸不良,使兩者接觸電阻變大,導致設備內部溫度過高。當溫度超出500 ℃后,打破SF6氣體穩(wěn)定,氣體便會吸熱分解。溫度達到600 ℃后,超過部分金屬熔點,引起金屬融化,在高溫高壓環(huán)境下熔化后的絕緣材料與SF6氣體發(fā)生反應。

1.3 絕緣材料特性

a.SF6氣體。純凈的SF6氣體是一種無毒、無味、無色、無嗅、非可燃的惰性氣體,常溫常壓下呈氣態(tài),密度約為空氣的5倍。純凈的SF6氣體在正常情況下不易分解,化學性質穩(wěn)定,具有優(yōu)良的絕緣性能和滅弧能力。與電氣設備其他材料相容性好,在500 ℃的高溫環(huán)境下也不易分解,在同等環(huán)境條件下,其耐電強度約為空氣的2.5倍,滅弧能力為空氣100倍以上。

b.熱固形環(huán)氧樹脂是多種大分子的混合物,主要用于GIS中盆式絕緣子、支柱絕緣子和斷路器、隔離開關及接地開關的絕緣拉桿。環(huán)氧樹脂具有很好的絕緣性能和化學穩(wěn)定性,超過500 ℃開始分解,達到700 ℃裂解加劇,產物以硫化物為主。

c.聚酯尼龍主要用作絕緣拉桿,具有很好的絕緣性能,130 ℃聚酯材料開始裂解,尼龍在500 ℃以上發(fā)生裂解。

d.聚四氟乙烯具有良好的絕緣性能和化學穩(wěn)定性,500 ℃以上發(fā)生裂解,達到700 ℃后會明顯裂解,其主要用做斷路器中的滅弧室。

e.絕緣紙?zhí)妓衔?主要用于互感器、變壓器匝絕緣和電容式套管的電容層材料,一般情況下,當溫度大于125 ℃時開始裂解。

f.絕緣漆為碳氫化合物,主要附著在互感器、變壓器銅線表面,作為匝層間絕緣。一般情況下當溫度大于150 ℃時開始裂解[16]。

1.4 GIS設備放電故障機理

GIS設備在正常運行條件下,SF6氣體分解的概率很小,分解速度也慢,只有設備內部發(fā)生故障放電時才會使氣體進行分解[17]。常見的放電現(xiàn)象有以下3種。

a.電弧放電

一種情況是由于斷路器開斷引起的電弧放電,在該情況下,SF6氣體在高溫電弧作用下分解,但隨著放電結束,SF6氣體會重新生成,如果受到水、金屬原子等雜質的影響,分解產物會增多;另一種情況是GIS設備內部發(fā)生短路故障,產生電弧放電現(xiàn)象,此時的SF6氣體將大量分解,生成的氣體具有毒性。

b.電火花放電

該類故障主要是由電容性故障引起,持續(xù)時間非常短。在GIS設備隔離開關等開關裝置中經常發(fā)生。

c.局部放電或電暈放電

該類型故障主要是由于自由導電微粒、懸浮電位、導體表面粗糙及絕緣介質內部氣隙等引起GIS設備局部放電。在絕緣介質的缺陷處常常發(fā)生局部放電,隨著時間的積累可能引發(fā)絕緣故障。雖然一些局部放電并不會引起GIS設備絕緣水平下降,但由于固體絕緣內材料或SF6分解產物的腐蝕作用仍會導致發(fā)生故障。

2 SF6氣體分解機理及產物組成分析

2.1 SF6氣體分解機理

SF6氣體在正常情況下不易分解,化學性質穩(wěn)定,具有優(yōu)良的絕緣性能和滅弧能力[18]。其在室溫環(huán)境下不會發(fā)生分解反應,因此在GIS設備中起絕緣、滅弧、冷卻和散熱作用[19]。SF6氣體憑此特性被廣泛應用于各種高壓斷路器中。

當SF6氣體處于放電環(huán)境下,其化學性能不穩(wěn)定,在電弧作用下將會分解產生多種氟化物和硫化物。若設備中存有水分時,也將與多種化合物發(fā)生反應生成酸性有毒氣體。另外,設備中存在金屬和絕緣材料,這些材料在某些情況下也會發(fā)生相應的化學反應。GIS設備實際運行過程中,將會面對更加復雜的環(huán)境。因此對SF6氣體環(huán)境中內部氣體成分和濃度進行監(jiān)測,可以診斷出設備故障,便于發(fā)現(xiàn)潛伏性絕緣缺陷,及時處理設備存在的潛伏性故障,保障高壓斷路器高效、穩(wěn)定、持久運行,提高電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

2.2 SF6氣體的分解產物組成

SF6在高壓和電弧的共同作用下,可能分解產生SO、SF4、SOF2和S2F10等氟硫化物。如果有水分和高溫熔化的固體絕緣材料參與到SF6分解反應中,將會有新的化合物生成。高壓斷路器設備實際運行時SF6氣體也會含有少量礦物質油、空氣、水分、導電顆粒和其他雜質,這些物質較活潑,SF6氣體在電弧作用下極易與水分、氧氣等發(fā)生反應,生成氟硫化合物[20],如圖1所示。

圖1 GIS設備放電作用下SF6分解示意圖

在模擬電弧、電暈、火花放電的情況下,在放電能量較低的火花放電環(huán)境中,SOF2是主要分解產物,高溫高壓放電條件下,SO2是主要分解產物[21]。當放電環(huán)境中存在漂浮導電微粒時,SF6分解速率隨著放電壓強增強而增加,同放電端的材質也對分解速率具有一定影響。如放電發(fā)生在導電桿尖端時,SF6分解物中SO2所占比例與放電能量存在一定相關性。在同一放電環(huán)境中,隨著溫濕度的增加,SF6氣體分解現(xiàn)象更明顯。

2.3 影響SF6氣體分解生成物的因素分析

影響SF6氣體分解物生成的因素有幾種。

a.電弧放電能量的大小。在設備使用過程中,由于電弧放電引起 SF6氣體分解,其生成產物的主要因素是電弧放電能量,氣體分解物的生成率隨著電弧能量增大、弧區(qū)溫度升高而增大。

b.電極材料影響。GIS設備中SF6氣體分解物的生成成分與電極材料密切相關,在電弧作用下,鋁電極使SF6氣體分解物數(shù)量達到最高,而銀氧化鎘達到最低。

c.絕緣材料。在GIS設備使用過程中,由于過熱或電弧放電故障,SF6氣體分解物的組成成分和生成量會受絕緣材料的影響而發(fā)生改變,在高溫過熱情況下,SF6電氣設備中的線圈常用的固體材料會炭化,隨著溫度的升高,CO、CO2氣體含量增大。

d.水分和氧氣。水分和氧氣極大影響SF6氣體分解物的組分和生成量,在水分和氧氣的影響下,SF6氣體在燃弧期間的主要分解物為SF4和金屬氧化物。

3 GIS設備故障診斷方法研究

SF6氣體分解的復雜性也為GIS設備故障診斷帶來諸多困難,根據(jù)不同放電環(huán)境和分解產物也有與之匹配的檢測方法。目前常用檢測方法包括檢測管方法、超聲波法、紅外光譜法、氣象色譜法和電化學傳感器法。由于SF6氣體被填充在斷路器內部,其濃度和分解產物都將影響GIS設備的正常運轉。故采用SF6氣體分解產物檢測技術可以視為GIS設備診斷,可作為判斷設備出現(xiàn)故障的依據(jù),并及時消除缺陷和故障。

3.1 檢測標準及指標參數(shù)

SF6氣體純度過低也會加速其分解速率,使用高純度的SF6會提高設備安全。但是在SF6氣體灌裝、運輸和保存過程中,空氣、水分、導電微粒可能進入SF6氣體中,降低其純度。國際電工委員會(IEC)為了保證SF6氣體純度,制定了SF6氣體的質量標準,如表1所示[22-23]。

表1 SF6氣體質量標準

3.2 GIS設備的檢測和診斷形式

a.水分檢測。水分與SF6氣體分解產物中SO2反應生成酸性溶液,破壞設備性能,使GIS絕緣性能下降。因此,對水分的檢測非常重要。對水分的檢測采用露點檢測,當水分>0.08 mg/kg時應及時進行處理。

b.氣體檢測[24]。定期檢測SF6氣體是否出現(xiàn)泄漏。采用包扎法對GIS設備各氣體接口進行密封,靜止24 h后采用專業(yè)的SF6氣體檢漏儀檢測各個氣室的壓強,若氣室的壓強過低,即出現(xiàn)泄漏,應當立即處理。

在GIS設備運行過程中,也需要對SF6氣體分解產物進行檢測,利用物質選擇性吸收紅外光的電磁輻射,根據(jù)紅外光譜各個峰的位置和高度,可以對分解產物進行分析,同時紅外吸收量也與濃度成正比,也可用于分解產物濃度的檢測。

c.氣象色譜檢測[25]。GIS設備發(fā)生故障后,采用質譜儀法對設備內部SF6氣體及其他氣體進行分別標定。

4 案例分析

4.1 運行設備排查現(xiàn)場情況

在某地110 kV變電站GIS設備排查,對氣態(tài)分解產物檢測時,母線側隔離開關氣室內部檢測出SO2和 SOF2氣體體積比為 39.2 μL/L,第3天對該氣室進行二次檢測,兩者氣體體積比為39.6 μL/L,兩者體積比上升了0.04 μL/L,采用超高頻和超聲波2個結合方法對局部放電區(qū)域檢測,結果未見異常,分解產物均在正常范圍內。

根據(jù)GIS設備的結構分析,該母線側隔離開關包括2個獨立氣室,且2個氣室共用1個繼電器和進氣口。為了確定分解產物來源,分別對2個氣室進行動態(tài)分解產物檢測。其中1號氣室未檢測出分解產物,而2號氣室中SO2和SOF2兩者的體積比達83.3 μL/L。接著對2個氣室進行紅外色譜分析,1號氣室分解產物含量處于正常范圍內,2號氣室SO2分解產物達63.8 μL/L,HS體積比為12.5 μL/L,2個氣室都未檢出CF4。

4.2 設備故障診斷

a.從設備使用時間來分析,設備運行年限已超10年,根據(jù)運行記錄記載,該設備母線側隔離開關氣室內濕度超標,當時采用換氣處理的方法降低濕度,換氣后濕度還是持續(xù)增加且氣體內部壓強處于穩(wěn)定狀態(tài),說明干燥劑已經失效或吸收水分到達飽和。

b.設備隨后又進行第2次換氣及維修,根據(jù)運行記錄顯示,在隨后使用過程中,設備保持正常,該設備未出現(xiàn)短路和過載工作狀態(tài),可以排除電流過大導致氣體分解產生SO2和H2S的情況。

c.2號室內SO2體積比為63.8 μL/L,H2S 體積比為12.5 μL/L,根據(jù)2種氣體的體積比可知,SO2濃度是H2S的5倍,2種氣體量也很多,可以推斷,該氣室內部同時存在過熱和放電2種故障,該故障造成其他成分的變化和附屬產物含量的變化。基于以上推斷,2號氣室建議停運檢查。

4.3 故障設備拆解與前期分析對比

2號氣室停運進行拆解,拆解后發(fā)現(xiàn)在氣室表面和內部出現(xiàn)大面積白色粉末,且在粉末外圍區(qū)域呈現(xiàn)棕色,屏蔽罩也出現(xiàn)燒焦的情況,如圖2所示。A相靜觸頭呈現(xiàn)銀灰色,屏蔽罩的孔徑變大,出現(xiàn)燒焦痕跡,如圖3所示。

圖2 A相動觸頭拆解

圖3 A、B相靜觸頭拆解對比

通過拆解對比分析,發(fā)現(xiàn)A相屏蔽罩的孔徑變大,導致A相觸頭在工作時不能進行正常合閘,動靜觸頭存在接觸不良的問題,在運行時導致接觸端電阻變大,釋放大量熱量,在電弧和熱的共同作用下,致使屏蔽罩出現(xiàn)燒焦痕跡。同時SF6氣體也會發(fā)生分解情況,在這種環(huán)境中出現(xiàn)了氣態(tài)分解產物和表面上的固體粉末。

懸浮電位放電也會引起SF6氣體分解,分解產物主要為SO2和SOF2。末端顆粒在放電條件下與SF6氣體發(fā)生反應,會生成H2S。由于顆粒質量輕,漂浮在氣室內部,逐步加速氣室內壁和表面分解。

針對以上故障分析后更換了三相動觸頭組件、靜觸頭組件和絕緣傳動桿,將共用氣室改造為單獨氣室,且2個氣室采用獨立的繼電器和進出氣口。

5 結語

由于GIS 設備結構復雜,導致故障類型多樣,因此檢測故障的方法也比較多,其檢測手段各有優(yōu)勢。氣體分解產物檢測分析方法應用于帶電檢測中,可實時分析評估GIS內部潛伏性故障,從而保障電網系統(tǒng)的正常運轉,其應用前景廣闊,對設備的安全運行具有重要意義。