（惠州供电局 广东惠州 516001）
摘 要：通过对GIS设备故障检测方法的对比分析，结合故障下SF6气体的分解原理，运用SF6气体分解物检测技术，快速定位GIS设备故障气室，并提出了GIS设备的故障判断流程图。通过对一起110kV GIS设备故障案例的诊断过程分析，证明了该故障判断流程能够准确地检测出故障点，可以判断设备的故障类型和故障的严重程度，对提高GIS设备检修效率和设备利用率具有重要意义。
关键词：GIS设备；SF6气体分解物检测技术；故障诊断；流程图
Research and Application of the Fault Diagnosis Method Based on Detection Technology of SF6 Decomposition Products in GIS
PENG Ning-yun, ZHU Rui-feng
(Huizhou Power Supply Company, Guangdong Huizhou 516001, China )
Abstract:By Analyzing the typical fault detection methods of GIS equipment, and researching the decomposed theory of SF6, the detection technology of SF6 decomposition products was applied to detect the fault chamber quickly, and a flow diagram of fault diagnosis was proposed for GIS Equipment. According to the flow of fault diagnosis, a fault of the 110kV GIS equipment was analyzed. The example proves that it can detect the fault source accurately and can judge the type of fault and the severity of the fault.The experience from dealing with the fault may be helpful for improving efficiency of maintenance and utilization of GIS Equipment.
Key words: gas insulated switchgear(GIS); SF6 gas decomposition products; fault diagnosis; flow diagram
0引言
全封闭式气体绝缘组合电器（gas insulated switchgear,GIS)以其占地面积小、可靠性高、安全性好、运行费用低等优点，在电力系统中得到了广泛应用[1]。然而，尽管GIS具有很高的运行可靠性，但由于制造和装配过程中的工艺问题，其内部仍不可避免地存在各种小缺陷，如金属毛刺、绝缘气隙等。这些缺陷的存在，会在电压升高或者长期运行后产生局部放电，逐步发展成危险的放电通道，导致绝缘击穿，从而引发事故。因此，采用有效的检测方法和检测模式，及时、快速地发现设备缺陷，防范设备事故，保证电力系统安全运行具有重要意义。
目前，应用于GIS设备的故障检测方法很多，主要包括：红外热成像带电检测、局部放电检测（脉冲电流法、特高频法、超声波法等）、SF6气体微水和SF6气体分解产物检测等方法。通过对比分析发现[1-3]，各种检测方法的使用条件、检测范围、检测精度、反映的故障类型均不相同。相对于其它检测方法，SF6气体分解物检测法具有不受电磁噪声和振动干扰等优点[3]。通过SF6气体分解物检测，可以在不停电情况下，快速发现可能存在的缺陷，并可及时跟踪设备内部故障的发展状况、方法简便可靠[4]，对保证GIS的安全可靠运行具有重要的现实意义。
1 SF6气体分解物检测技术
1.1故障下SF6气体分解原理
SF6气体具有绝缘强度高、灭弧能力强、化学性能稳定等特点，是迄今最理想且应用最为广泛的GIS设备绝缘/灭弧介质。但是，当GIS设备中存在局部放电、过热及电弧等内部缺陷或故障时，SF6气体本身或者与设备内部的电极材料、绝缘介质、微量水分、微量氧气等相互作用，会产生不同的SF6分解产物[5-6]，如SOF2、SO2、H2S、CO等特征分解物，其分解机理见图1。
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图1 SF6气体分解机理图
Fig.1 Decomposed theory of SF6
1.2故障诊断依据
采用SF6气体分解产物检测技术判断设备内部故障，类似于采用绝缘油中溶解气体分析方法判断充油设备内部故障，即设备内部故障类型不同，会产生不同的SF6分解产物，其含量也不相同。
国家电网公司企业标准《SF6气体分解产物检测技术现场应用导则（试行）》[7]规定SO2、H2S、CO和CF4是电气设备中SF6气体分解产物的主要项目，并明确规定了应用SO2和H2S来判断电气设备状态的评价标准。
南方电网公司企业标准《电力设备检修试验规程》[8]规定SO2、H2S和CO是电气设备中SF6气体现场分解产物测试的主要项目，并明确规定了其注意值；必要时，实验室进行SF6分解产物组分测试。结合SF6气体的微水试验，只要能够准确检测出运行SF6电气设备中SO2、H2S和CO的含量及增长变化情况，就可以大致了解和诊断设备的健康状况。
国内外研究表明，SF6气体在电弧和热分解过程中，SOF2是主要分解产物[3][9-11]；并初步建立了SF6气体绝缘电气设备故障类型、故障原因与分解物主要特点之间的关系[3][9-11]。SO2一般是由SOF2和水分反应生成的，当SOF2体积分数达到几百μL/L时，在热分解条件下，能够检测出SO2，其最大的可能是金属性过热故障。CF4在一般的SF6气体中均存在一些，如果检测到其体积分数较大增加时，则内部故障可能涉及到固体绝缘材料。
1.3 GIS设备的常见绝缘缺陷类型
根据CIGRE的33/23.12工作统计和南方电网近3年的GIS设备故障统计分析结果表明，绝缘故障占到GIS设备故障的50%以上[12-14]；造成其绝缘故障的主要因素有：微粒及异物、接触不良、潮湿、高压导体尖刺、绝缘子缺陷、部分其他因素的影响。
1）微粒及异物的影响。主要因组装条件不佳，无法彻底清除GIS设备内部的微粒及异物引起。在振动和气流的影响下，引起灭弧室电场畸变和绝缘性能下降，最终导致灭弧失败。
2）接触不良的影响。此类故障可分为主触头接触不良和屏蔽罩接触不良两类，该故障易造成振动和过热，最终威胁或破坏GIS的绝缘性能。
3）潮湿的影响。通常对SF6气体介质性能影响最大的成分是水蒸气，结合其他混合物，会影响介质表面的导电性，促使介质老化，继而导致故障。
4）高压导体尖刺的影响。这些尖刺通常是加工不良、机械破坏或组装时的擦刮等因素造成的，在快速暂态过电压下，例如雷电波过电压，这些缺陷就会引起故障。
5）绝缘子缺陷的影响。大多数故障是由于早期的绝缘子空穴问题造成的，常发生在固体绝缘表面或内部。最常见的绝缘事故是绝缘子表面粉尘造成的击穿。
6）其他因素的影响。例如，GIS设备在搬运过程中，因外力作用，使紧固件松动、元件变形和损伤；GIS设备在装配过程中，因组件连接和密封工艺问题造成的绝缘损伤等；GIS设备在开关操作过程中，机械振动引起的部件松动；由波纹管破裂和螺栓松动等导致的SF6气体泄露等。
1.4 GIS设备的故障诊断流程
对GIS的故障检测技术进行综合分析研究，采用SF6气体分解产物检测技术，建立一套GIS设备的故障诊断流程，以便迅速确定故障点、故障严重程度、故障原因和类型，对于减少停电时间，提高维修效率和设备利用率具有至关重要的意义[15]。GIS设备的故障诊断流程图见图2行。
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图2 GIS设备的故障诊断流程图
Fig.2 Flow diagram of fault diagnosis in GIS equipment
1）基本信息收集。包括监控系统主要开关、刀闸变位信息、电压、电流变化等；保护动作报告等。
2）设备外观和就地控制柜等部分的检查。包括记录各项仪表的指示、测量GIS外壳温度等；开关机构箱、就地控制柜等部分的检查。
3）保护装置和故障录波装置检查。包括保护装置指示灯变化及报警信息；故障录波记录等。
4）历史记录检查。检查GIS设备的历次试验、检修记录和操作记录，结合保护动作等信息，以及现场检查情况，可以对事故的过程和性质进行初步判断。
5 ）各个气室中SF6气体微水和分解物的检测。找出微水和故障特征气体体积分数超标的气室，并根据故障特征气体的组分、体积分数差异，确定故障气室，并初步判断故障类型、故障原因和故障的严重程度。
6）故障气室的局部放电检测。对于运行中的GIS设备，为了进一步确认故障源，可对故障气室进行局部放电检测。由于不同的故障类型，所检测的局放信号特征不同，可对故障类型进行识别并进一步进行故障定位。
7）解体检查。确定了故障气室后，根据故障严重程度，即可安排故障气室的拆除和检修处理。解体检查可以明确故障源，故障类型和故障原因，并针对性进行检修处理。
2 GIS故障实例分析
某GIS变电站是金属全组合电器，型号为GSPK-145FHW，投运日期为2010年10月22日。2019年03月04日17时25分35秒，发现GIS设备发生了故障。
2.1基本信息收集
1）监控系统主要信息
2019年03月04日17时25分35秒，110kV母差保护动作，挂Ⅰ、Ⅴ母上运行所有开关跳闸，110kV母线Ⅰ、Ⅴ母失压。分段1025开关、母联1015开关先后跳闸。
2）保护动作报告
2019年3月4日 17时 25分33秒280ms，某GIS站110kV母差保护RCS-915CD启动，母差保护动作报告见图3。
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图 3 110kV母差保护动作报告
Fig.3 Report of 110kV different bus protection
2.2外观检查
现场检查事故前挂Ⅰ、Ⅴ母线运行各间隔GIS设备外观正常；触摸各开关气室温度正常；各开关机构箱检查内部传动部分、齿轮、二次接线无发现异常；各开关气室SF6压力正常，开关指示分位正常；各间隔就地控制柜二次接线无发现异常。
2.3保护装置及故障录波装置检查
1)110kV母差保护装置检查
110kV母差保护装置显示母差保护动作分别跳Ⅰ母、Ⅴ母开关。“母联保护”显示母差保护动作跳母联及分段开关。
2 )110kV线路保护装置检查
110kV1705线路和1721线路保护装置显示110kV1705线路和1721线路开关在分闸位置。
3)110kV母联分段保护装置检查
110kV母联分段保护装置显示开关在分闸位置。站内已跳闸的1015、1025、1012母联（分段）开关与保护装置指示灯一致。
4）故障录波记录分析
根据图4、5和6，2019年3月4日 17时 25分33秒280ms，110kV母差保护RCS-915CD启动，故障录波装置先后检测到110kV母线大差和Ⅴ、Ⅰ母线小差A、B、C三相均有差流，见图4、图5和图6。
1）Ⅰ、Ⅴ母故障录波记录二次电流13.96A，折算到一次为16752A。
2）在Ⅰ母线上运行的开关全部跳闸后，110kV母线大差和Ⅴ母线小差差流均消失，故障被成功隔离，Ⅱ母线A、B、C三相电压恢复正常。初步判断故障点在Ⅰ母线上线路间隔CT及母联分段开关CT之间的部分，见图7。
3）故障发生前期，110kV母差保护检测到Ⅴ母小差有差流，在Ⅴ母线上运行的开关全部跳闸后，Ⅴ母小差差流才消失，可推断故障点在和Ⅰ、Ⅴ母都有电气连接的气室内。初步判断Ⅴ、Ⅰ母发生了短路故障。
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2.7原因分析
开盖检查发现,110kVⅠ母线16-2气室盆式绝缘子绝缘强度不足，内部可能存在异物或者空穴，导致绝缘子表面沿面放电，造成Ⅴ母线A、C相发生相间短路，起弧，并对外壳放电。110kV母差保护动作出口，跳110kV分段1025开关、母联1015开关及Ⅴ母线。同时，故障电弧造成气室内气体分解膨胀，气室内SF6气体绝缘性能迅速下降，电弧分解的粉尘吸附在触头上，迅速演变成110kVⅤ母线三相短路，继而扩展到临近的110kVⅠ母线导体，见图11，110kV母差保护动作出口跳110kVⅠ母线开关。
3建议
1）采用图2的故障诊断流程后，确定了故障气室，明确了故障原因和故障严重程度，马上隔离16-2故障气室，尽快恢复了大用户线路送电，减少了经济损失，降低了社会影响。后续将结合设备A修，进行开盖检查盆式绝缘子表面污秽情况。
2）在运行维护中，应加强带电检测和技术监督工作。定期开展SF6气体分解物测试和局部放电检测，及时发现设备内部存在的缺陷。
3）建立包括局部放电、SF6气体分解物和湿度检测等多种监测手段结合的在线监测系统，并针对不同设备的工况灵活调整监测组合。
4）严格按组合电器技术规范要求，选用非金属全屏蔽结构盆式绝缘子结构设备，以便安装GIS局放检测装置，及时发现GIS气室内部隐患。
4结论
1）通过对GIS设备故障检测方法的对比分析，结合故障下SF6气体的分解原理，提出利用SF6气体分解物检测技术，快速发现GIS设备内部故障，并提出了GIS故障诊断流程。
2）通过对具体GIS故障案例的诊断过程分析，证明了该故障诊断流程能够快速、准确地检测出故障点，可以判断设备的故障类型和故障的严重程度，对提高GIS设备检修效率和设备利用率具有重要意义。
3）SF6气体分解物含量分析能有效监测设备运行状况，无需设备停电，适应当前状态检修的要求，具有较高的推广价值。但是，由于缺乏数据积累，建立GIS设备内部绝缘缺陷、故障类型、故障严重程度与SF6气体分解物组分种类和含量之间的关系，还亟待进一步的研究。
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PENG Ningyun Ph.D.Senitor engineer
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彭宁云（1971-）女，博 士，高级工程师，从事高压电气设备的运行维护及试验工作。E-mail:pengningyun@163.com PENG Ningyun Corresponding author 13829981019
朱锐锋（1989-）男，硕士，高级工程师，从事高压电气设备的运行维护及试验工作。
论文作者:彭宁云,朱锐锋
论文发表刊物:《电力设备》2019年第23期
论文发表时间:2020/4/10
标签：故障论文; 气体论文; 分解论文; 设备论文; 母线论文; 产物论文; 绝缘子论文; 《电力设备》2019年第23期论文;