SF6开关设备论文

SF6开关设备论文（精选9篇）

SF6开关设备论文 篇1

SF6气体作为良好的绝缘和灭弧介质, 目前在电力系统中得到了广泛的应用, 随着设备的不断增加, 如何加强SF6设备及其气体的监测, 及时发现设备异常非常重要。

1 加强SF6设备绝缘监督的必要性

1.1 设备维修维护的需要

SF6设备在电力系统中的应用虽然有很多优点, 但由于其高度集成而且很多设备都是全封闭的, 一旦发生事故很难查找到故障点, 往往造成很大的经济损失。特别是在常规的预试中微水、绝缘电阻等合格的情况下, 仍有部分设备发生故障。根据2000年来对180台SF6设备的跟踪数据, 共发生SF6开关故障1台, GIS故障4次, 虽然这只占全局设备微小的一部分, 但由于故障点难以查找, 需要长时间停电进行检修, 造成的影响和损失却是巨大的。如某供电公司220kV变电站主变压器, 保护为主变差动保护动作, 故障录波启动, 故障录波显示故障点为110kV侧套管与断路器之间的全封闭SF6母线桥故障, 由于母线桥三相共箱式长约40米, 其间有许多绝缘支柱和盆式绝缘子, 但母线桥分为四个独立的密封气室, 而依据现有的检测手段无法迅速准确判断出哪个气室出现故障, 被迫将所有气室气体回收逐一进行检查, 造成不必要的停电损失, 因此我们应积极探寻出一套切合实际的绝缘监督手段, 完善目前的SF6设备绝缘监督手段, 从而及早发现设备缺陷和故障点, 及时消除缺陷和故障。

1.2 人身安全防护的需要

纯净的SF6气体是无毒的, 但SF6气体在运行中产生的分解产物大多数是一些毒性很强或腐蚀性强的气体, 它们的存在对人体和设备十分有害。因此, 从安全防护的角度出发, 必须加强SF6设备的绝缘监督, 弄清SF6设备在运行过程中是否产生了分解产物, 如果设备中SF6气体已经产生了分解产物, 那么在预试和大修工作中就必须高度重视。

从以上分析不难看出, 加强SF6设备绝缘监督也就是加强对SF6气体的分析检测工作, 而对SF6气体进行全面的分析检测不但能够进一步监视设备的运行状况和健康水平, 提高设备的可靠性, 指导设备的检修工作, 而且能够指导工作人员的安全防护工作。

2 通过SF6分解产物的检测来加强SF6设备绝缘监督的可行性

目前对SF6设备的绝缘监督只有湿度和泄漏等传统的手段, 这已经越来越不能满足对设备运行状况的监督, 因为在预试中虽然湿度等项目已经合格, 仍然有很多设备在运行中出现故障。为了进一步提高设备的可靠性、降低故障率, 必须探寻出更加有效的SF6设备绝缘监督手段。目前相对比较成熟和具有发展前景的手段就是通过SF6气体分解产物的检测来反映SF6设备的绝缘状况。

众所周知, 在SF6原料气中通常含有空气、CF4、CO2、SF6等几种气体, 并不含有分解气体SF4、S2F2、SF2、S2F10、SOF2、SO2F2、SOF4、HF、SO2等气体。这与新变压器油中开始不含有CH4、C2H6、C2H4、C2H2等气体一样, 一旦设备存在故障, 发生油和固体绝缘物分解时才会产生这些气体, 因此, 人们常称它们为“故障气”, 它们的存在是充油设备存在故障的主要标志。

在SF6设备正常状态下, GIS气室中的母线、电压互感器、避雷器、电流互感器等不会发生放电、过热或者是有电弧产生, 因此其中的SF6气体不会发生分解, SF6气体中不会存在分解产物, 只有当设备存在过热或放电等故障时, SF6气体发生分解并经过一系列的化学反应才会产生分解产物, 在分解产物中有许多标志性的气体, 如CF4, 其含量的增加可以认为是由于环氧隔板附近局部放电所引起的, 也可以称这些分解气体是SF6设备的“故障气”, 它们的出现和存在同样也是设备存在故障的标志。

利用SF6气体的分解气体对SF6设备进行故障诊断与利用油分解气体对充油设备进行故障诊断的不同之处是SF6设备使用较晚, SF6分解产物的种类和数量与设备故障种类、程度、部位和发展趋势之间的关系没有油分解气体那样研究得深入、系统和定量, 因此, 利用SF6分解产物进行设备故障诊断, 还将有一个不断积累数据和经验的过程。但是, 就目前情况来说可以借助现有的一些仪器, 像分析油分解气中的烃类总量一样分析并计算出SF6设备中的分解产物总量, 根据分解产物总量的大小来判断故障的程度是可行的。分解产物总量的计算公式为:分解产物总量浓度 (%) =100%-∑Ci%, 其中i为SF6、空气、CO2。同时, 还可以借助其他的一些仪器, 定量或定性地分析出SF6分解产物中存在的部分分解产物如SOF2、SO2、HF等气体, 根据其增长幅度, 判断出设备是否存在缺陷或故障点, 然后, 对故障设备数据进行统计处理后才能确定, 目前无法确定, 因为国内只有少数单位才开始这项工作, 只有经过大量积累数据后才可能解决。

尽管这个判别数值目前无法确定, 但是, 利用色谱和其他辅助手段对SF6气体中的分解产物进行测定, 可以判别出一些明显的故障, 如在电压互感器等一些气室中由于没有电弧或放电就不可能产生分解产物, 如果测定出该气室中存在分解产物, 就可以肯定该气室中存在放电或发热。而在断路器气室中虽然应该存在分解产物, 但经过测定在一定的时间内分解产物总量或者某种分解产物明显增多, 就应该怀疑该气室内存在故障点。这些工作在目前具有极大的实际意义, 这对SF6设备的状态进行监控、及时提前发现故障、减少经济损失、提高供电可靠性提供了强有力的技术支持。

当然, 通过分析SF6分解产物来加强SF6设备绝缘监督只是目前发展的一个方向, 随着科学技术的发展, 也许我们可以找到更好的方法来加强SF6设备的绝缘监督, 但通过分析SF6分解产物来加强SF6设备绝缘监督是目前比较经济而且具有实际意义的方法。此方法不但能够完善目前的SF6设备绝缘监督手段, 而且能够为进一步加强SF6设备绝缘监督积累经验和数据。

综上所述, 目前SF6设备的绝缘监督手段已经不能完全满足对SF6设备的健康状况进行监督, 积极探寻其他更加有效的方法、进一步完善SF6设备的绝缘监督手段将是今后很长一段时间所要从事的工作。

摘要：SF6气体作为良好的绝缘和灭弧介质, 目前在电力系统中得到了广泛的应用。SF6设备不仅是现有电力设备的重要组成部分, 也是以后电力设备发展的主要方向。所以积极主动开展SF6气体分析, 探寻出一套切合实际的SF6设备绝缘监督方法, 完善现有的SF6设备绝缘监督手段, 从而及时发现并消除SF6设备在运行中的故障和缺陷, 具有重大的现实意义。

关键词：SF6气体,检测,监督,分解产物

SF6开关设备论文 篇2

关键词：SF6；气体分解物；GIS设备；内部故障；运行监测；故障诊断 文献标识码：A

中图分类号：TM206 文章编号：1009-2374（2015）14-0062-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.14.030

1 概述

GIS是发电企业最常用的封闭型组合电器之一，GIS将变电站包括的隔离设备、断路器、互感器、接地开关、母线等除变压器之外的所有一次设备进行优化组合，封闭在具有金属接地的一个外壳内；在封闭过程，注入具备良好绝缘性能和灭弧性能，并且具备一定纯度的SF6气体作为设备的绝缘、灭弧介质。但是GIS内部构件发生过热、放电等情况，容易导致SF6气体成分的微小变化，如果GIS中SF6气体纯度满足不了要求时，SF6性能急剧下降，容易造成故障。

2 GIS等设备内SF6气体分解产物的产生原因

GIS设备在正常工作过程中，在断路器的GIS的绝缘材料是SF6气体和绝缘时体，由热固性环氧树脂和拉杆在乙烯弧室；其他设备和用作转弯层绝缘和电容器层聚酯乙烯、纸及油漆。SF6气体当温度高于500℃，它开始分解并接通之后；夹层与聚酯乙烯、纸及涂料，为约120℃。热解温度对于SF6设备的正常运行，只要内部低于80℃，分解产物不会产生。断路器分、合闸过程产生电弧很高的温度，一般超过2000℃，这样，SF6生成带电离子和分子的高温，但由于分、合闸速度，而且还具有灭弧效率的功能，所以该带电离子和力矩的化合物转化SF6，超过99.9%的化合物复合率和SF6气体固体绝缘材料不显著分解，吸附剂产生少量的分解产物置于吸收的顶部。因此，用于断路器的正常操作，在打开和关闭一个星期后，在气室中的分解产物的含量不大于1亩升/升。但局部放电和在装置内部的严重过热故障的存在，会使绝缘材料和固体故障区域S的气体分解，产生硫化物、氟化物和碳化物。

GIS设备造成电弧放电、火花放电、电晕或部分放电的原因很多，主要存在环节和过程在于其储存、运输、安装中部件松动，设备电极表面存在划痕；GIS设备安装存在技术性偏差，电极表面的缺陷，存在导电粒子或者一些工具遗忘在设备内部等，这些原因将可能造成放电故障。研究表明，单纯的SF6气体具有一般条件下的化学稳定性优异，可以与其他物质只在极端条件下，如高温下的放电反应，材料消耗??和产物反应取决于接触和SF6气体的能量，气体放电故障的主要原因是SF6分解的发生，有三个主要的形式：电弧放电、火花放电、电晕放电或局部放电。

第一，在电弧放电中，温度往往达到20000K，将产生的气体的热分解现象。高温SF6和其分解产物会与金属发生反应，形成金属氟化物。在分解产物，SOF2主要是稳定的分解产物；CF4形成在与有机材料的电弧触头；SO2是由SOF2的水解形成的。

第二，在火花放电能量相对电弧放电低，SOF2是主要的分解产物；SO2F2的体积分数比电弧放电增加；SF4最初的重要产品是在火花放电时产生。

第三，在电晕或部分放电，SO2F2相对电弧放电，火花放电情况的体积分数要高得多，可以用作一个特征电晕或低能量放电的主要气体产品。作为放电能量降低（从电弧到火花），随SO2F2的体积分数增加而增加。电晕放电存在痕量水和氧气，所述稳定的气体是以SOF2，SO2F2和SOF4为前提。而信号特征，随电弧放电和火花放电持续时间和放电能量的不同而不同，但排出的结构和试验结果是相似的，所以该机制与试验结果和这两种放电故障类型中描述分析一致。

据国内外相关数据分析得知，GIS电气设备内部发生故障时分解产生的一些硫化物为SF4、SOF2、SO2、SO2F2、H2S、S2OF10和S2F10等；氟化物分解物为CF4、ALF3、HF、WF6和CuF2等；碳化物会有CO2、CO和一些低分子烃等。

3 SF6气体分解产物的检测

SF6具有的分子结构是??在正常工作条件下，电气设备非常稳定（低于0.8兆帕，-40℃～80℃），SF6不与金属材料（例如不锈钢、铝、铜、银、硅钢、黄铜、低碳钢等）和有机固体材料（如玻璃、树脂等）发生化学反应。一般200℃以上以及电弧放电热效应状态下，SF6气体化学分解成固体、氟化金属以及气体。这是分析的理论基础。

对于气体绝缘设备的潜在故障诊断里面，设备事故发生后，故障定位，SF6气体的分解受到外部环境干扰检测具有体积小、灵敏度高、精度好等特点。SF6断路器，GIS等设备由于SF6气体绝缘电气设备展览会开幕充电检测工作SF6气体的分解产物，气体绝缘安全隐患的设备运行故障调查。

目前，检测的分解产物SF6气体的分解产物和分析的方法有总检测器法、气相色谱法、红外吸收光谱、电化学传感器、检测管和动态离子方法。

GIS放电作用下的SF6气体分解与还原如图1所示：

4 利用SF6气体分解产物诊断GIS等设备内部故障分析

4.1 對SF6气体分解产物检测情况分析

通过对12台42间隔168气室数据可以看出，S0：+SOF检测气室有153个，占72.2%，0-1/L共56室，占26.4%；HS未检测出的总共107个气室，占63.7%，0～1L/L为五气室，占2.3%；高频未检测存在总共109个气室，占64.9%，0～1L/L为两室，占0.9%。有一个气室SOF、HF和CO含量异常高，检查后，发现设备发生超温故障。

统计数据表明，在正常运行中GIS型设备，所以SO+SOF、HS、HF三组一般不超过1的含量，SO2+SOF2最大不应超过2/L；CO含量一般不超过100L/L，最高不应超过200L/L。

4.2 诊断案例分析

放电故障设备的SF6组合电器，放电部位为开关B相气室，设备电压等级是220千伏：切换正常关闭操作约1分钟，开关故障跳闸保护动作，据记载，刀门B相的故障电流是大约为10kA，在设备内存在20kg的气体，在此期间的300毫秒的故障电弧的时间段。通过拆卸检查中发现的刀开关动触头均压帽脱落，还有表面放电的明显迹象。在铜-W接触触头公式计算中。通过分解产物的产生的故障情况：

式中：

I——电流强度，单位是kA

t——燃弧时间，单位是s

m——充气重量，单位是kg

146——SF6分子量

22.4——标准状况下气体摩尔体积，单位是L

实际测试的分解产物量为783.4，该实测值与理论计算值比较接近。

5 结语

SF6分解产物检测的快速、准确分析是判断GIS设备内部故障的重要手段，应建立正常机制的分解产物的检测工作，定期检测GIS和其他设备的分解产物，并结合设备结构，操作进行维护，综合分析电气测试，保护和故障记录的情况，不断提高故障判断和处理的能力。

参考文献

[1] 王军香.SF6气体分解产物的检测在电气设备故障诊断中的应用[J].四川水力发电，2014，8（33）.

[2] 苗玉龙，等.放电条件下六氟化硫气体分解产物变化情况的研究[J].高压电器，2012，45（8）.

SF6气体监测设备的分类、选型 篇3

SF6气体因其优异的绝缘性能和灭弧性能而被广泛应用于电力设备。使用SF6气体的电力设备, 其绝缘和灭弧性能很大程度上取决于SF6气体的纯度和密度, 所以对SF6气体纯度的检测和密度的监控就显得特别重要。随着SF6气体监测设备 (如机械指针式压力真空表、密度表、密度继电器、密度控制开关、密度变送器等) 使用量的增加、范围的扩大, 正确使用SF6气体监测设备的重要性就日益凸显。

1 SF6气体监测设备分类

目前, 在使用的SF6气体监测设备中, 通常将带指针和刻度盘 (也可带控制电气信号通断功能) 的称为 (机械指针式) 压力真空表;将带指针和刻度盘且具有温度补偿和控制电气信号通断功能的称为密度表;将不带指针和刻度盘, 仅具有温度补偿和控制电气信号通断功能的称为密度继电器、密度控制开关或密度变送器。但是, 随着SF6气体监测仪器、仪表的发展及品种的增加, 对同一种产品的名称叫法不一, 造成不少沟通上的麻烦。为此, GB/T22065—2008将以弹簧管为测量元件, 带有温度补偿装置, 并具有指示及控制电气信号通断功能的SF6气体监测仪表统一定义为压力式SF6气体密度控制器。

SF6气体监测仪器、仪表按结构及功能可分为以下几类。

(1) SF6气体 (机械指针式) 压力真空表:以弹簧管为测量元件, 带有指针和刻度盘, 也可具有控制电气信号通断功能, 一般用于对SF6气体压力监控要求不高的电力设备, 监控SF6气体压力。

(2) SF6气体密度继电器、密度控制开关:不带指针和刻度盘, 但具有温度补偿和控制电气信号通断功能, 通过对比预先设定的密度测量值来发送电气信号, 用于对SF6气体密度监控要求较高的断路器、封闭组合电器等电力设备, 控制SF6气体密度。

(3) SF6气体密度变送器:不带指针和刻度盘, 密度和温度补偿是利用硅压阻和电子式温度传感器等以弱电信号输出方式来实现, 再通过电器元件或液晶显示屏进行转换, 其输出精度较高, 用于对SF6气体密度监控要求较高的电力设备, 监视或控制SF6气体密度。

(4) 压力式SF6气体密度控制器:目前使用广泛, 将SF6气体 (机械指针式) 压力真空表和SF6气体密度继电器的功能集为一体, 以弹簧管为测量元件, 带有指针和刻度盘, 具有控制电气信号通断功能, 采用双金属片作为温度补偿, 用于监控SF6气体密度。

(5) 带SF6气体密度变送器的压力式SF6气体密度控制器:将SF6气体密度变送器置于压力式SF6气体密度控制器表壳腔体内, 集两种类型产品的功能于一体, 只需一个气路联接接口, 就可获得SF6气体的密度监视、电气控制、电子控制功能。

2 SF6气体监测设备选型

2.1 使用环境温度

SF6气体监测设备以SF6气体在20℃的密度值为参考, 间接用压力值来进行校验或进行出厂试验, 另外还要在一定的低温和高温环境下进行温度补偿试验和温度循环试验。为了使SF6气体监测设备适用于各种户外环境, 生产、使用、校验时均依据GB/T 22065—2008《压力式SF6气体密度控制器》的规定, 将其正常工作环境温度分为-20~60℃和-30~60℃两档;或依据JB/T 10549—2006《SF6气体密度继电器和密度表通用技术条件》的规定, 将其正常工作环境温度分为-30~60℃和-40~40℃两档。但是, SF6气体监测仪器、仪表的技术资料要求, SF6气体真空压力表等机械式仪表类一般允许使用环境温度为-20 (或-30) ~60℃ (温度传感部分除外) ;密度继电器、密度控制开关、密度变送器等电气式或电子式仪器类允许使用环境温度为-40~80℃。由此可见, 机械式仪表类产品在-20 (或-30) ℃以下高寒低温环境使用存在表盘观察示值误差大、温度补偿效果差、低气压电气报警不准确等问题。

为保证SF6气体监测设备能够准确、可靠的工作, 要根据其使用地区、场所或本身的结构及功能来选用。选取SF6气体监测设备时还需注意以下事项。

(1) 降档使用。由于GB/T 22065—2008《压力式SF6气体密度控制器》和JB/T 10549—2006《SF6气体密度继电器和密度表通用技术条件》都将SF6气体监测设备正常工作环境温度分为2档, 且在低温区存在-10℃的差异区间, 因此选用时要降档使用。如SF6气体监测设备的正常工作环境温度为-30~60℃时, 将其使用在-20~60℃的环境温度中;正常工作环境温度为-40~40℃时, 将其使用在-30~60℃的环境温度中。但在订货、入库验收及使用时仍要格外注意, 因为目前部分SF6气体监测设备的表盘或外壳上没有正常工作环境温度标识。

(2) 改变使用环境。在高寒酷热地区选用机械式仪表类SF6气体监测设备时, 应将其放置在有温度控制的箱体内, 以减少温度变化对其的影响。

(3) 选择合适的产品类型。由于机械式仪表类产品受环境温度变化的影响较大, 尤其在低温环境下使用时存在的问题较多, 因此建议在-40℃左右的地区, 选用电气式或电子式仪器类产品, 并将其直接安装于户外。

2.2 精确度

现使用的SF6气体监测设备 (包括仪器、仪表) 的标度范围多为-0.1~0.1MPa、-0.1~0.3MPa、-0.1~0.5MPa和-0.1~0.9MPa, 精确度等级为1.0、1.5 (1.6) 、2.5等。精确度等级是指测量结果与测量真实值间相接近的程度, 而一般只注意到表盘上的精确度等级, 却忽视了精确度等级是指测量范围内的, 而不是标度范围内的。这也是标准要求SF6气体监测设备一般在3/4压力测量范围内使用的依据。另外, 测量精确度还与环境温度、测量范围、表盘直径密切相关。现有SF6气体监测设备的精确度等级可分为机械部分、电气部分和电子部分, 对于某种SF6气体监测设备, 其内可包含1种、2种或3种, 并且它们之间相互影响会导致输出存在差异。

(1) 机械部分。工作环境温度在20℃时的精确度等级为1.0或1.5级, 在-20~60℃ (不包括+20℃的点) 时的精确度等级为2.5级, 即表盘上的精确度等级是在环境温度为20℃恒温时检测几个设定点 (或检验点) 的结果。

(2) 电气部分。电气信号输出形式有两种:对于仪表类产品为磁助直接作用式;对于密度继电器、密度控制开关为微动开关式。受电气信号输出形式和接点材料的影响, 在设定点偏差方面, 仪表设定值与电气信号切换时的实际负荷值之差与其本身的精确度等级相对应。在切换差方面, 出厂试验或校验时, 在同一设定点, 仪表电气信号接通或断开 (切换) 时的实际负荷值差, 对于磁助直接作用式为量程的0.5%~3%, 对于微动开关式为量程的0.2%~3%。

(3) 电子部分。受温度变化影响, 电子元件精确度等级在-40~60℃时为1.5级是有条件的。如相同的选定检验点, 其精确度等级在不同温度下是不同的, 在-40℃时为3, 在20℃时为1, 在60℃时为2.3;如在相同温度下, 在测量范围的起点至终点内, 精确度等级比选定检验点所得出的结果要低, 在-40℃时为4, 在20℃时为2, 在60℃时为3.3。由此可以看出, 在20℃时, 电子信号的输出精度与机械部分、电气部分的1.0或1.5级相比差別不大;但在-40℃或60℃时, 输出精度较低。

SF6气体监测设备的显示或输出精度与其结构、环境温度、测量范围有着密切关系, 因此无论选择以什么方式输出的仪器、仪表, 都要根据所使用的环境、对显示或输出精度的要求来确定。由于电气信号的输出受机械部分影响, 因此电气信号的输出精度是机械部分、电气部分之和。而由于电子信号的输出精度只受温度影响, 因此相比之下其精度较高。鉴于电力设备的重要性, 建议使用精确度等级为1.5级以上的SF6气体监测设备。

2.3 压力值设定

SF6气体压力值的设定应能保证电气设备正常工作及可靠运行, 且在特殊情况下要给继电保护动作或异常问题处理留有足够的时间, 因此电气设备设计开发时就要确定SF6气体监测设备的额定压力、报警压力和最低功能压力。由于SF6气体压力从额定压力降到报警压力再降至最低功能压力之间的时间与气体的泄漏率相关, 因此两压力值区间应具有足够的充气 (或补气) 时间或继电器动作反应时间, 同时还应充分考虑SF6气体监测设备的偏差。

为了满足SF6电气设备SF6气体压力值的设定要求, GB/T 22065—2008《压力式SF6气体密度控制器》对SF6气体监测设备 (仪器、仪表) 的测量范围、额定压力、报警压力、最低功能压力 (闭锁压力) 作了规定, 见表1。

MPa

目前, 部分SF6电力设备所选用的SF6气体监测设备 (仪器、仪表) 存在压力差较小的问题, 受使用环境温度及误差等影响频繁报警, 因此要根据SF6电力设备的使用环境、绝缘要求及SF6气体监测设备的结构、使用环境温度、测量范围来正确选用SF6气体监测设备。SF6气体监测设备额定压力、报警压力、闭锁压力的压力值区间不得小于0.05MPa, 其目的一是考虑到SF6气体监测设备的精确度问题, 二是给报警留有空间, 三是给运维留出时间。

3 结束语

SF6气体监测设备的选用关系到SF6电力设备能否正常运行。随着数字化变电站和智能变电站的逐步推进及智能电网的发展, 要实现信息化、数字化、自动化和互动化智能电网, 今后对SF6气体监测设备的要求将会越来越高。

摘要：国家标准及电力行业标准均明确要求使用SF6气体的电力设备必须装设SF6气体监测设备。分析并探讨SF6气体监测设备的分类、选型, 以期为正确选用SF6气体监测设备提供参考。

关键词：SF6,监测设备,分类,选型

参考文献

[1]JB/T 10549—2006SF6气体密度继电器和密度表通用技术条件[S]

[2]DL/T 593—2006高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求[S]

[3]JB/T 9694—2008高压交流六氟化硫断路器[S]

[4]GB/T 22065—2008压力式六氟化硫气体密度控制器[S]

[5]贾明月, 郭夫, 刘树新, 等.LW15-252型六氟化硫断路器低温运行特点及应用对策的研究[J].高压电器, 2011, 47 (11) :106~109

[6]黎斌.SF6高压电器设计[M].北京:机械工业出版社, 2003

SF6开关设备论文 篇4

关键词：AP1000；核电站；550KVGIS；SF6；在线监测

中图分类号：TM835 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）08-0136-02

三门核电一期工程建设2×1251MW的半速汽轮发电机组，发电机励磁方式为静态励磁。2台机组均采用发变组单元接线，以500kV电压等级接入电网系统。发电机出口设断路器，发电机与主变压器采用离相封闭母线相连接。主变高压侧通过金属绝缘封闭母线GIL连接至550kV气体绝缘金属封闭开关设备（又称GIS）组成的户内型开关站，通过此开关站向电网输送电能，因此GIS设备的安全运行对电站安全、经济效益以及电网的稳定性都至关重要。

室内六氟化硫（SF6）气体泄露线监测系统，主要是针对新型无人值班开关站室内SF6组合电器设备SF6绝缘气体泄漏的在线监测报警系统。

三门核电550kVGIS开关站SF6气体泄漏在线监测系统采用国外新型灵敏度高的SF6-O2传感器和温度及湿度传感器。当室内SF6气体及氧气浓度发生极小变化时，SF6气体泄漏在线监测系统均可以及时反映出环境的变化。传感器监测的SF6气体通过热裂解联合化学的方式转换成电信号，经过信号放大，抗干扰网络，由16位高精度A/D将模拟量信号转换成数字信号传递至计算机和单片机对信号进行分析处理，可以零点跟踪将测量结果通过RS485总线模式传递至主控制器，主控制器可以实现对数据处理、存储、显示、报警、风机控制等功能，并将结果传送到远程计算机。

1 SF6气体泄露的原因

GIS设备中SF6气体泄露的原因主要有以下5个方面：（1）工厂制造精度不够，设备外壳有砂眼、密封质量不过关、设备装配不当等；（2）SF6设备现场安装不当，或大修大拆后密封面处理不到位；（3）SF6设备运行过程中产生振动，如开关分合等；（4）密封材料老化造成泄露；（5）设备在补齐、测量微水等操作后，阀门闭合不严，设备阀门中波纹管开裂。

2 SF6气体泄露危害

六氟化硫气体（SF6）是一种无毒、无色、无味、在常温下无腐蚀性能的惰性气体，具有极高的电绝缘强度和较低的熔点，其绝缘能力约为空气的215倍，此外它还具有很好的灭弧能力，因此被作为良好的绝缘和灭弧介质广泛应用于电力行业的高压设备中。目前，SF6气体成为高压及超高压断路器、GIS设备中最主要的绝缘和灭弧介质。同时550KVGIS设备中SF6气体泄露也会产生如下问题：

2.1 降低GIS设备性能及危害人员安全

SF6气体主要充当绝缘和灭弧介质，在电弧及局部放电，高温等因素影响下，SF6气体会进行分解，它的分解产物遇水分后生成腐蚀性电解质，尤其是一些高毒性分解物，如SF4、HF、SO2等有毒气体，同时HF、H2SO4、SO2同样具有强腐蚀性，对设备常常腐蚀作用，同时也在降低设备的绝缘性能和机械参数。

在550KVGIS室内，由于环境相对封闭，空气流动比较缓慢，SF6气体及其分解产物会在室内积累，以及SF6气体无色、无味的特点，从而现场工作人员产生极大的危害。当SF6气体积累在室内地面以上低层空间并达到一定的量时，便会造成室内局部缺氧，从而导致工作人员窒息，甚至可能的致命危险。

2.2 降低SF6气体绝缘和灭弧性能

SF6气体在压强为101.325kPa、气温20℃条件下具有优越的绝缘和灭弧性能，但设备中SF6气体的泄露对气体的压强产生影响，从降低了SF6气体的绝缘和灭弧性能。

2.3 加剧环境温室效应

SF6气体具有强烈的温室效应，温室效应是CO2的23900倍，因此SF6气体的泄露对于大气环境将产生巨大的危害。

2.4 降低电站经济效益，增加设备的运行成本

SF6气体价格昂贵，且550kVGIS设备是核电站输送电能的关键枢纽，如若SF6气体泄露造成频繁充气会对电站运行造成巨大的经济损失，同时也会增加GIS设备的运行成本。

3 SF6气体在线监测系统功能

SF6气体泄漏在线监测系统主要由三大单元组成：（1）气体采集单元，主要功能是完成各测量点气体采集；（2）气体分析单元：主要功能是完成SF6定量分析，氧气定量分析、温度及湿度测量；（3）主机及辅助功能单元，主要功能是完成各单元协调工作，显示、报警、启动轴流风机等。

3.1 气体采集单元

主要功能及参数：

*测量点：12路+1路零点校对；最大可扩充至32路；

*气体流速：3L/min、气体管道可长达数百米；

*采样管道：外径?6PVC，内径?3PVC；

*取样方式：长寿命电磁泵，噪声低；

*内置5μ孔径的过滤器，可有效过滤空气中其他杂质。

3.2 气体分析单元

主要功能与参数：

*SF6测量范围：0-1500ppm，精度大于等于50ppm，分辨率为1ppm；

*氧气测量范围：0-25%，误差不大于0.5%，分辨率：0.1%；

*温度测量范围：-30℃～+60℃，精度0.5℃；

*湿度测量范围：0～100%，精度1%；

3.3 气体监测主机

主要功能与参数：

*室内SF6气体及氧气含量测量显示功能；

*室内温度计湿度测量显示功能；

*SF6气体浓度超标报警及氧气浓度低报警功能；

*定时通风功能、人工强制排风功能、缺氧或SF6含量超标强制排风功能；

*发生报警时，自动开启风机和声光报警；

*支持红外人体监测，自动启动风机或语音提示。

SF6气体泄露监测系统共计设置10个监测点，监视和探测区域位于GIS室的低处，将全天候的检测SF6气体及氧气浓度的变化。SF6气体泄露监测系统的监控主机上会显示室内SF6气体以氧气浓度的实时数据，可以很直观的告知工作人员550KVGIS室内环境状况。当工作人员接近主机约5m范围内时，语音播报系统将会自动播报当前的GIS室内环境状态。如室内环境正常，系统会语音提示准许人员进入，如GIS室内任何地方的O2含量低于18%或SF6气体大于1000ppm，将就地报警并将报警信号经过上述设备的接口传至网络微机监控系统（NCS）和DCS系统，同时连锁启动室内的轴流风机，当GIS室内环境满足要求时，方可允许工作人员进入室内。监测数据还可通过485总线、以太网方式上传至NCS。同时设置有5个声光报警灯，分别位于550kVGIS厂房的5个出入口处。系统非常有效的保证在发生气体泄漏或者O2含量不足的情况下人员的人身安全。

4 结语

SF6气体泄露在线监测系统适应了当前SF6气体高压设备发展的趋势，保证了GIS设备的设计功能，同时为工作人员提供了良好的工作环境，以及可靠的安全保护，同时具有很好的经济效益。

参考文献

[1] 袁仕奇.高压电气设备SF6气体泄漏检测方法比较.

[2] 杨润生.SF6气体泄漏监控报警系统在GIS高压组

合开关室中的应用.

[3] 电业安全工作规程.

[4] 顾军.AP1000核电核电厂系统与设备[M].原子能

出版社，2010.

SF6开关设备论文 篇5

气体绝缘金属封闭开关设备 (简称GIS) , 是指六氟化硫封闭式组合电器, 国际上称为“气体绝缘开关设备” (Gas Insulated Switchgear) 简称GIS, 它将一座变电站中除变压器以外的一次设备, 包括断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、母线、电缆终端、进出线套管等, 经优化设计有机地组合成一个整体。就是我们经常可以看到的开关站, 也叫高压配电装置。

我公司2012年建立的为厂内化工区供电的66KV变电所采用的是西安西电开关电气有限公司生产的ZF7A—126型9间隔GIS开关设备, 自2013年1月投入运行至今运行较平稳, 部分优良特性已在运行中充分显现, 但却没有避免SF6气体泄漏这一GIS开关设备较普遍存在的问题。我分析一下GIS开关设备SF6气体泄漏的原因、检查, 为今后的运行及检修工作提供参考。

2 SF6漏气的危害

(1) SF6气体是一种无毒、无色、无味, 化学性能极稳定的物质, 具有良好的电气绝缘性能及优异的灭弧性能, 但SF6在高温或电弧作用下可分解成氟化氢、二氧化硫、四氟化硫、硫化氢等有毒物质, 因此SF6漏气会造成环境污染和危害人员健康。

(2) GIS漏气会导致水分进入GIS气室内, 造成气室内SF6微水含量增大, 电气绝缘降低, 灭弧性能下降, 影响设备的安全运行。

(3) GIS漏气使密闭的气室内气体压力下降, 气室绝缘降低、灭弧能力减弱甚至造成气体密度继电器报警及闭锁开关动作, 在出现故障时会造成停电范围扩大。

(4) 维护费用升高。由于GIS漏气需及时进行补充SF6气体, SF6气体价格比较高 (5万元/吨左右) , 会增加运行维护费用, 运行成本大大增加。

3 SF6漏气的原因

GIS对材料、加工工艺、装配等要求严格, 尤其是气体密封性。经过初步了解从我国电力系统SF6开关设备实际运行情况来看, 或多或少, 都存在SF6气体泄漏的问题, 这与GSI制造质量、安装和检修质量都密切相关。

(1) 设备制造质量问题, 如外壳上有有缺陷存在砂岩, 密封材料加工与焊接不严密有裂纹、密封圈质量不合格尺寸与密封槽不配合、密度继电器存在质量缺陷等。

(2) 安装和检修质量问题, 如组装中密封工艺处理不当、未安装密封圈、密封圈损坏、操作不当使密封面有划痕、砂眼或裂纹、密封面螺栓未紧固等。

(3) 由于设备在运行中产生的振动、密封材料老化等原因产生的漏气。

4 SF6漏气的检查方法

4.1 在运设备的检查

(1) 变电所运行人员在每天的巡检中应认真记录每个间隔的气体压力, 并与近期的记录相比较, 看压力值有无明显下降, 初步判断有无泄漏气现象。

(2) 巡检中发现有刺激臭味, 有可能发生大量气体泄漏现象。

(3) 若某一气室压力有下降趋势6个月内需补气一次, 应引起注意。

(4) 在检修试验时, 若发现微水值超标也可判断此气室有泄漏现象。

4.2 常用检漏方法:

(1) 肥皂泡法检漏。此种方法是设备在运行中作为初步检查而采用的较为简单、普遍的方法。将肥皂水用刷子刷在可能泄漏的地方, 如果出现向外鼓泡就说明有漏点。

(2) 使用SF6检漏仪。用灵敏度1ppm的SF6气体检漏仪沿外壳焊缝、密封面、管路接头等部位, 用不大于2.5 mm/s的速度在上述部位缓慢移动, 若SF6检测仪读数为0则认为密封性能良好。根据实际经验, SF6检测仪读数为30以上则认为发生泄露。还可使用局部包扎法, 将被检气隔的所有密封环节逐个用塑料布包起来, 边缘用胶带粘贴密封, 塑料布与被测品应保持一定的间隙一般为5mm左右, 包扎后经24h测定包扎腔内SF6气体的浓度, 再计算年泄露量。

我公司66千伏变电所GIS组合电气2013年发生SF6气体泄漏, 通过巡检发现66千伏II段电压互感器, 66千伏II段进线及66千伏II段母线气室的压力表数值和以前数值相比有下降趋势, 其中66千伏II段母线气室压力下降较快, 三个月左右即从额定压力0.5MPa下降至报警压力0.45MPa。变电所运行人员使用测量浓度的SF6检漏仪对各密封面逐一进行检查, 并结合用塑料布对密封面局部包扎的方法测量, 测得8处密封面泄漏值从50~125不等。

我公司66k V GIS工程布置形式为单母单分段结构, 从漏气位置分析都是由密封面泄漏, 分析泄漏原因可能是密封垫圈自身缺陷或装配不当造成密封面结合不良, 要彻底解决漏气问题, 需对7# (PT) 间隔、8# (进线) 断路器及M2母线停电进行解体检查, 并根据检查结果更换相关零部件。目前在不具备停电条件的情况下, 进行了运行中对泄漏气室补充SF6气体的处理。

5 结束语

由于GIS设备的诸多优点, 已被广泛的运用于各类变电站, 但GIS在运行中也经常发生一些问题, 例如SF6气体泄露等。我们应从GIS设备的安装、运行维护、检修等方面不断总结经验, 提高各方面的管理水平, 才能使其优点更好地发挥出来。

参考文献

[1]电力行业标准.DL/T 618气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程[S], 2010.

SF6开关设备论文 篇6

关键词：GIS设备,SF6,诊断

1GIS设备的故障原因介绍

1. 1制造及安装上的问题

1) 制造厂商问题: 装配误差较大、选用的材料问题、在GIS零件装配过程中的工艺问题。

2) GIS设备安装问题: 安装人员对安装工艺方面的问题、安装现场的环境问题和安装失误等。在GIS设备投入运行后, 以上所提到的这些原因均有可能造成内部闪络放电、绝缘击穿、内部接地短路和导体过热等故障。

1. 2运行中的隔离开关造成的故障

由于GIS设备处于完全封闭性, 大部分没有配观察孔。当GIS设备运行时会出现隔离开关触头接触不良而引起过热现象或在倒闸操作过程中使隔离开关牌虚分虚合状态。在这两种情况下亦然会引发GIS设备故障和误操事故。

1. 3设备解体检修造成的故障

在检修人员对GIS设备解体检修过程当中发生事故的情况也是存在的, 这取决于检修人员对操作规程熟悉程度及技术水平。任何一个环节都有可能导致GIS设备运行中液压机构出现渗漏油或母线失压事故等。

1. 4设计初期存在的缺陷或选型不当

此类故障一般体现在组合电器的密封面、焊接点或管路衔接处。

2GIS等设备内SF6 气体分解产物的产生原因

GIS设备在正常工作过程中, 在断路器的GIS绝缘材料是SF6 气体和绝缘体时, 由热固性环氧树脂和拉杆在乙烯弧室;其他设备和用作转弯层绝缘和电容器层聚酯乙烯, 纸及油漆。SF6 气体当温度高于500℃ , 它开始分解并接通之后; 夹层与聚酯乙烯, 纸及涂料, 为约120℃ 。热解温度对于SF6 设备的正常运行, 只要内部低于80℃ , 分解产物不会产生。断路器分、合闸过程产生电弧很高的温度, 一般超过2 000℃ , 这样SF6 生成带电离子和分子的高温, 但由于分, 合闸速度, 而且还具有灭弧效率的功能, 所以该带电离子和力矩的化合物转化SF6, 超过99. 9% 的化合物复合率, 和SF6 气体固体绝缘材料不显著分解, 吸附剂产生少量的分解产物置于吸收的顶部。因此, 用于断路器的正常操作, 在打开和关闭一个星期后, 在气室中的分解产物含量不大于1 亩升/升。但局部放电和在装置内部的严重过热故障的存在, 会使绝缘材料和固体故障区域S的气体分解, 产生硫化物、氟化物和碳化物。

GIS设备造成电弧放电, 火花放电, 电晕或部分放电的原因很多, 主要存在环节和过程在于其储存、运输, 安装中部件松动, 设备电极表面存在划痕; GIS设备安装存在技术性偏差, 电极表面的缺陷, 存在导电粒子, 或者一些工具遗忘在设备内部等, 这些原因将可能造成放电故障。研究表明, 单纯的SF6 气体具有一般条件下的化学稳定性优异, 可以与其他物质只在极端条件下, 如高温下的放电反应, 材料消耗和产物反应取决于接触和SF6 气体的能量, 气体放电故障的主要原因的SF6 分解的发生。有3 个主要的形式: 电弧放电、火花放电、电晕放电或局部放电。

1) 在电弧放电中, 温度往往达到20 000 K, 将产生的气体的热分解现象。高温SF6 和其分解产物会与金属发生反应, 形成金属氟化物。在分解产物, SOF2 主要是稳定的分解产物;CF 4, 形成在与有机材料的电弧触头; 二氧化硫是由SOF2 的水解形成的。

2) 在火花放电能量相对电弧放电低, SOF2 是主要的分解产物; SO2F2 的体积分数比电弧放电增加; SF4 最初的重要产品是在火花放电时产生。

3) 在电晕或部分放电, SO2F2 相对电弧放电, 火花放电情况的体积分数是高得多, 可以用作一个特征电晕或低能量放电的主要气体产品。作为放电能量降低 ( 从电弧到火花) , SO2F2的体积分数增加而增加。电晕放电, 存在痕量水和氧气, 所述稳定的气体是最SOF2, SO2F2 和SOF4 前提。而信号特征, 电弧放电和火花放电持续时间和放电能量不同而不同, 但排出的机构和试验结果是相似的, 所以该机制与试验结果和这两种放电故障类型中描述分析一致。据国内外相关数据分析得知, GIS电气设备内部发生故障时分解产生的一些硫化物为SF4 、SOF2 、SO2、SO2F2、H2S、S2OF10 和S2F10 等; 氟化物分解物为CF4、ALF3 、HF、WF6 和Cu F2 等; 碳化物会有CO2、CO和一些低分子烃等。

3 SF6 气体分解产物的检测方法

3. 1气相色谱法

气相色谱是以惰性气体为流动相, 以固体吸附剂或涂渍有固定液的固体载体为固定相的柱色谱分离技术, 配合热导检测器, 火焰光度检测器, 电子捕获检测器和氢火焰离子化检测器等, 可对气体样品中的硫化物, 含卤素化合物和电负性化合物等物质灵敏响应, 其检精度较高。

3. 2红外吸收光谱法

红外吸收光谱法是利用一束红外光穿过样品气体时, 由于样品气体对红外光的吸收, 红外光的吸收量与该气体体积分数之间呈线性关系。透过的光与发射的光的比值对波长的函数就构成了样品物质的红外吸收光谱。

3. 3检测管法

检测管是以化学显色反应为基础的化学方法, 用于检测SF6 气体分解物中的SO2, HF, H2S, CO2 和矿物油等杂质的体积分数。气体检测管的测量原理是应用化学反应与物理吸附效应的干式微量气体分析法, 即“化学气体色层分离法”。

3. 4电化学气体传感器法

电化学传感器技术是利用被测气体在高温催化剂作用下发生化学反应, 从而改变传感器输出电信号的原理, 确定被测气体成分及其体积分数。

4利用SF6 气体分解产物诊断GIS等设备内部故障分析

2014 年5 月, 某500 k V变电站GIS5211 断路器C相跳闸, 通过各种手段的故障检测, 对事故的类型和大致部位进行了确定, 为解体分析确定了明确的方向。工作人员对相关气室的SF6 气体放电分解产物进行了检查, 发现521167 接地开关C相气室内部SF6 气体分解物体积分数很高, 其余气室未见异常。结合故障录波情况, 初步认定521167C相接地开关气室发生了严重的电弧放电故障。随后工作人员对该气室进行解体, 发现接地开关动触头有烧蚀现象, 而且比较严重, 还附有很多固体粉末。为了判断GIS设备耐压试验时的状况, 对GIS设备工频耐压试验后进行了SF6 气体分解物检测。在检测过程中发现, 51431A相隔离刀闸气室和51132A相CT气室存在SF6分解产物检测结果如表1、表2 所示, 而同期检测的其它气室未检出SF6 分解产物。

5 结语

应用SF6 气体分解物检测技术对500 k V变电站故障后的GIS设备进行了准确的故障定位, 对500 k V GIS设备工频耐压试验后的状态进行判断, 对两处设备异常放电进行了准确定位。

参考文献

[1]李超, 陶蓉.一起126 k V GIS设备故障后的检测实例分析[J].高压电器, 2015 (1) .

SF6开关设备论文 篇7

国内外对SF6分解气体或化合气体含量与设备绝缘状况之间的关系,还缺乏象变压器油色谱那样严密的判断方法和标准,关于SF6分解物的含量标准,国家及有关行业标准还没有明确规定,国内外对运行中气体分解物组分和控制值也在进行研究和探讨中。

1 原理及测试情况简介

SF6气体化学性质极其稳定,其自身分解温度在500 ℃以上,在正常运行情况下分解产物极少,但在电弧、火花和电晕放电的作用下,气体会发生分解,产生一些低氟化合物,这些化合物又会与电极材料、绝缘材料、水分和氧气等进一步发生反应生成十分复杂的化合物。

在电弧中SF6气体的分解及其与氧、水的反应:

SF6+O2 → 2SOF2(氟化亚硫酰)+8F

2SF6+ O2→ 2SOF4(四氟化硫酰)+4F

SOF2+H2O →SO2+2HF(氢氟酸)

SOF4+H2O → SO2F2(氟化硫酰)+2HF

目前,国内用于检测SF6气体组分常用的方法是采用SF6气体气相色谱法,同时这也是IEC60480-2004和GB/T18867-2002共同推荐的检测方法。

用SF6气体分解物的含量诊断电气设备故障,目的是为了早期检出内部缺陷,一般选择具有代表性的分解物作为诊断的主要依据,自2006年起国内供电单位开始使用便携式SF6色谱仪对SF6气体空气、CF4、CO、CO2、HF、SO2、SOF2、SO2F2等组分的气相色谱现场测试研究,至今积累了大量的现场测试数据。

2 案例分析

案例分析1:

2006年8月21日对某故障开关气体正常气室和故障气室分别进行了现场测试,测试结果如表1所示。

由国内外研究机构对SF6气体的分解产物研究结果可知,SF6在放电和热分解过程中,稳定分解生成物主要是SOF2,若故障涉及固体绝缘材料时,还会生成CF4和CO2,因此,通过CF4含量可分析判断固体绝缘情况。国内曾报导过通过测定CF4确定固体绝缘材料故障的事例[1]。SOF2性质较活泼,与气体中水分可发生水解反应,生成SO2。

从表1可以看出,故障气室存在CF4、SO2等故障生成物,故障气室中可能存在大量电弧放电和电晕放电,并且已涉及到固体绝缘。

福建、安徽省电力局已将SF6气体色谱分析作为预试项目,规定SO2含量标准分别为2 μL/L、10 μL/L。本案例中SO2小于注意值的原因是SF6设备中的水分含量较小,且SF6品质较高,复合性能好.。SO2气体是SOF2与设备内部的水分发生反应的产物,其含量与设备中的水分含量有相当大的关系,有可能由于水分含量小,使得SO2含量也较小。

SF6气体和内部固体绝缘材料有很好的热稳定性,只有当温度超过500 ℃后才会开始分解,因此对于正常运行的电气设备,不仅在其非电弧气室中没有分解产物而且在有电弧的断路器室也因其合分速度快又有良好的灭弧功能使分解后又在瞬间得到复合(复合率达99.8%以上),因此在其内也没有明显的分解产物。

基于以上分析,认为:a.对SO2气体的含量不能简单定量进行判定,应坚持设备间横向比较与历史数据纵向比较的方法。b.单独检测SOF2或SO2没有诊断意义,只有监测SOF2或SO2的总含量,才能准确监督SF6电气设备运行状况,判断SF6电气设备故障性质和部位。

案例分析2:

2007年1月22日,对江陵换流站5152断路器进行现场测试。检测结果:组分中CF4和CO2的含量明显增高,且SO2超过仪器量程(2 000 μL/L)。

SF6电气设备中中常使用环氧树脂、聚乙烯、聚四氟乙烯和酚醛作为固体绝缘材料,固体绝缘过热后会产生大量的CO、CO2,随着温度升高,固体绝缘物产生的CO、CO2会急剧增加,通过检测CO、CO2可以发现SF6设备的过热故障。

测试结果色谱图中SO2F2和SO2含量较高,表示放电比较严重,CO2、CF4含量也较高,说明已涉及到固体绝缘。

案例分析3:

2008年1月16日,对丹桂变电站一损坏的SF6开关进行现场测试。测试结果如表2所示.

从表2可以看出CF4、CO2的含量较高,还含有SO2F2和SO2,由此认为这台开关故障比较严重,有长期电弧放电和电晕放电现象。

根据大量的现场试验经验,一般CF4为所有SF6高压电气故障设备中的标准生成物,其含量的大小可直接判断高压电气的绝缘状态。而SO2也为标准的生成物质,但是这种物质一般在高压电气绝缘状况较差的情况下才会有明显的特征。如果生成物中有SO2,基本上可以判定存在一定的有故障。

案例分析4:

2008年6月24日,对桔城变电站GIS设备中的SF6气体进行了色谱试验,发现4母PT、5母PT气室空气含量超标。空气含量为0.924 %,大大超过0.2%运行标准。

2008年10月16日,对学院街变电站学51开关进行现场测试,其空气含量为0.38%,超过标准0.2%,但其他组分含量正常。

案例分析5:

2008年12月26日,运行人员反映桔城变电站桔04CT气室有异常响声。试验结果显示各种分解物含量很小,可以判定无放电故障。从而推测此异常响声可能与负荷有关,同时也决定进行追踪分析分解物。此气室在运行中再未发出异常响声,一直运行至今。

3 看法及建议

a.SO2气体是SOF2与水分发生反应的产物,其含量与设备中的水分含量多少有相当大的关系,对SO2气体的含量不能简单定量进行判定。另外,在试验中发现大量运行正常的SF6设备中SO2气体含量大于2 μL/L,但其仍然运行正常。建议确定故障时必须坚持横向比较与纵向比较相结合的原则,即对其含量的变化进行追踪分析,与同类型正常气室各组分对比分析。

b.组分C3F8有一定的生成特性,CT、PT发生故障时含量会明显的增大。C3F8的产生与CT、PT材质有关,在谱图上能明显识别。建议将C3F8做为重要的故障气体成分进行分析。

c.在对运行SF6设备中空气含量的检测中发现很多设备空气含量较大,国家现行SF6气体检测标准中仅仅对新气制定出标准,但对于运行中SF6设备的空气含量标准未作规定,而空气的存在对SF6电气设备绝缘状况有较大影响,而且空气含量的增加可能预示着SF6设备漏气而渗入空气,或者新气的验收、设备安装工艺上存在一定的问题。因此建议严格按相关标准进行新气的验收、抽检,必要时加大新气的抽验比例。

d.SF6电气设备内气体分解物中最有代表性的主要是SOF2,只有设备内水分增加时才会继续反应生成SO2和HF 。因此单独检测SOF2或SO2没有诊断意义。只有监测SOF2或SO2的总含量,才能准确监督SF6电气设备运行状况,判断SF6电气设备故障性质和部位。IEC60480-2004规定再利用SF6气体中SO2和SOF2总含量最大允许值为12 μL/L,国家即将出台的SF6气体检测标准中已把SO2和SOF2总含量的注意值定为12 μL/L。

f.通过检测SF6分解产物,诊断电气设备故障,是一件相当有意义的工作,国内应加快研究步伐,该方法类似于油中溶解气体分析诊断电气设备故障方法一样,有着巨大的发展前景。今后要进行更多的试验和改进,使此方法更加成熟。

参考文献

SF6开关设备论文 篇8

目前电力部门对SF6电气设备的检测主要有电气法和化学法两种。电气法通常是在停电状态下进行,常规试验项目的电压低、电流小,对内部故障的检出率低;化学法目前普遍用于SF6湿度检测和检漏,与内部绝缘的评价无直接关系。近年来采用检测SF6气体中SO2和H2S含量不仅能够快速诊断出设备内部故障,而且检测方便。

1 分解物检测对象的选择

SF6电气设备内部故障时,分解产物主要为SO2、SOF2、H2S、CF4、HF和CO。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。

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,故对其进行现场检测的必要性不大。CF4虽然也是绝缘材料分解的主要成分,但因其在SF6合成过程中就会产生,既使在新气中仍有约200μL/L含量,故若用这么大含量组分的增加值来评价固体绝缘材料是否发生分解,显然检测灵敏度和可靠性会大为降低,且CF4的检测方法较复杂,现场难以实现。因此,将SO2、H2S作为检测对象,不仅具有检测方便,而且能够准确检出设备内部故障。

2 设备内部故障的分析判断

2.1 设备内部主要故障

SF6电气设备内部故障主要有以下几种:

(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。

(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TA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。

(3)导电杆的连接接触不良。当故障点温度超过500℃时,SF6气体和周围固体绝缘材料开始热分解。当温度超过700℃时,动、静触头或导电杆连接处梅花触头处的包箍将发生蠕变,最后引起触头融化脱落,绝缘材料分解,分解的主要产物为SO2、HF、H2S等。

(4)互感器、变压器匝层间和套管电容屏短路。发生此类故障时,故障区域内的SF6气体,聚脂乙烯、纸、漆等绝缘材料会发生裂解,主要产生SO2、SOF2、HF、CO和低分子烃。

(5)断路器重燃。断路器正常开断时,电弧一般在1～2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,此时SF6气体和聚四氟乙烯分解,主要产生SO2、SOF2、CF4和HF。

(6)断路器断口并联的电阻、电容内部短路。此时SF6气体裂解主要产生SO2、SOF2和HF。

(7)避雷器放电。主要有因电阻阀片固定螺母松动引起碟簧、垫片之间悬浮电位放电和盆式绝缘子缺陷引起的放电,此时SF6气体裂解主要产生SO2、SOF2和金属氟化物。

综上分析,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。

2.2 设备内部故障综合分析

判断SF6电气设备的内部故障时应做到:

(1)看。看分解产物的组分种类,看其浓度是否超过正常值。

(2)比。与上次分解产物的组分种类和浓度进行比较,与相邻气室进行比较。

(3)了解。了解设备的结构、气室大小、排气口至本体的距离;了解运行情况,如是否发生近区短路,是否受过电压严重冲击,是否有异常声响及强烈电磁场等;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等情况。

3 故障检测技术的应用

近年来,以SO2、H2S为主要检测对象的SF6电气设备故障检测技术正逐步得到应用。

(1)某水电厂运行人员时有听到1组220kV断路器A相内部有异响。经检测,SO2、H2S含量均大于200μL/L,判断内部存在放电性故障。返厂解体发现,其动触头与拉杆连接的插销孔偏大,操作多次后插销孔更大,使插销与拉杆间产生悬浮电位放电。

(2)华北某电厂500kV GIS 1个气室故障,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,该气室存在严重放电性故障,并涉及固体绝缘的分解,应尽快停电检查。故障解体情况显示分析结果正确。

4 SF6分解产物的技术监督

参照福建电网现行的电力设备交接和预防性试验规程相关规定,并结合近年来全国各地开展的SO2、H2S等分解产物检测取得的经验,提出分解产物正常值参考指标(见表1)和检测周期(见表2)。

5 结束语

理论和实践证明,SF6设备内部故障时,选择绝缘材料分解产物特征气体——SO2、H2S和CO作为检测对象,能够准确检出SF6设备内部故障。该检测方法对内部故障的检出率高、评价更直接,能够对设备内部故障进行定量分析诊断,在一定程度上弥补了长期以来SF6设备检测手段的不足。该检测方法操作简单方便、耗气量少、毒性少、环境污染小、适用性好,便于现场使用。该检测工作可在设备带电情况下进行,从而提高了电网的供电可靠性,为设备的状态检修提供了科学依据,为提高SF6电气设备的安全经济运行发挥了很好的作用,值得推广。

参考文献

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SF6开关设备论文 篇9

现场SF6气体绝缘设备的封堵一般采用带压堵漏, 压力在0.3～0.6MPa, 由于泄漏的原因, 压力有所降低, 所以需要封堵设备的气体压力在0.3MPa左右。双组分胶在混合前以及在固化初期是比较稀薄的液体状态, 黏度很小, 抗张强度低, 因此无法直接用于带压堵漏。尽管有一些带压堵漏技术, 但需要按照泄漏部位加工各种模具来配合, 工艺比较复杂。考虑到这个因素, 采用无机纳米粉末填料提高机体材料的黏度和抗张能力, 使胶粘剂能够承受气体绝缘设备泄漏处气体的剪切压力, 形成泄漏部位短暂无泄漏介质影响。由于一般无机纳米粉末颗粒粒径小, 具有很大的比表面积和表面能, 与有机胶粘剂以及被封堵部位表面具有较强的相互作用, 相容性好。另外, 随着纳米技术的飞速发展, 纳米粉末材料的价格也已经非常合理, 综合的性价比较高。

2 封堵材料现场使用效果研究

为了验证封堵材料在现场的使用效果, 采用GasVue TG-30检测仪检测封堵效果。它是一款专用于SF6泄漏带电检测的红外激光成像设备, 在30m范围内其最小的检测分辨率达到2×10-3mL/s, 说明达到了封堵效果。为了进一步验证封堵材料的长期使用效果, 对某电力公司所属的杨思变电站、黄渡变电站、闸北电厂的断路器 (1号设备) 、母线通管 (2号设备) 以及电缆套管 (3号设备) 的泄漏部位进行封堵研究, 并且采用包扎法卤素定量测试仪器, 测量了封堵后的泄漏速率, 见附表。