GIS设备中SF6气体泄漏检测分析

代相波，赵志刚，李胜辉，王 亮

(1.沈阳工程学院，辽宁 沈阳 110136;2.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006)

GIS(Gas Insulated Switchgear)设备以其高可靠性、低占地面积、长检修周期、低损耗、低噪音等优点在电力系统中得到广泛应用。一般在GIS设备中以0.4～0.6 MPa的SF6作为绝缘和灭弧介质[1-3]。GIS设备结构复杂，且对设备的制造、安装等工艺要求极高，在长期使用过程中，由于操作不当、设备老化等原因易诱发SF6气体泄漏[4-6]。

由于GIS设备均处于全封闭状态，且其内部结构紧凑、工艺复杂，故一旦发生SF6气体泄漏将会造成较大事故，其修复难度及修复时间亦大于其他充气设备，会对GIS设备及电力系统安全运行造成破坏性影响[7]。本文就GIS设备SF6气体泄漏原因、危害、检测及预防措施进行分析。

1 GIS设备气体泄漏原因及危害

1.1 GIS设备气体泄漏原因

GIS由于其工艺复杂，接口数量多且密封点多，故与其他SF6充气设备相比，漏气原因更难以确定，本文归纳3点原因。

a.设计施工缺陷：现场安装时，施工人员由于未按照要求对接尺寸导致设备局部受力超出设计能力；波纹管不足、母线仓过长导致GIS设备缺乏足够调整距离；设备平衡设计不合理导致移动中发生尺寸偏移。

b.制造安装缺陷：铸件、法兰、盆式绝缘子由于厂家生产设计或现场安装不符合流程标准导致有裂纹、砂眼等存在；设备密封圈设计不符合尺寸；防水未达到国家相关标准；拆修后密封安装处理未达标准。

c.自然环境缺陷：“O”型圈进水受潮；密封胶、密封件老化导致漏气；热胀冷缩导致设备变形；GIS设备运行中振动导致设备受损[3,8-12]。

1.2 GIS设备气体泄漏危害

在常温下，SF6是一种惰性气体，具有无色、无味、无毒、不易燃烧等特点，其分解温度高(约为500 ℃，与水分解温度约为200 ℃)，密度大(约为空气5倍)，绝缘能力强(约为空气2.5倍)，是一种优良的电绝缘介质[13]。GIS设备中，SF6气体泄漏主要会产生如下问题[14-15]。

a.当GIS设备发生异常发热、局部放电(Partial Discharge,PD)等现象时，会使SF6分解为低氟化物及游离态氟，当环境中为纯净SF6时，这些分解物将随着温度的降低迅速复合还原为SF6，但由于GIS设备还包含微量空气、水、油等成分，使分解物转变为SO2、SOF2、H2S、HF、SO2F2、SOF4、S2F10等强酸性稳定气体，这些气体会腐蚀设备中金属部件及密封绝缘材料，从而使GIS设备的绝缘能力下降，影响其使用寿命。GIS设备中所产生毒气也会对运行检修人员的身体健康造成影响。

b.作为GIS设备中主要灭弧及绝缘介质，SF6的性能与其压力密切相关。研究表明，当压力为0.3 MPa时，其绝缘性能等同于传统绝缘油。因此，GIS设备气体泄漏会降低其电气性能。

c.根据《京都协定》及《巴黎协定》，SF6气体的温室效应约为CO2的23 900倍，其泄漏会对大气环境造成严重影响。

d.目前针对GIS设备漏气现象，为保证GIS设备的正常运行，当漏气发生时，需及时补充SF6气体，而充入的SF6气体又带有微量水，使GIS中水含量进一步增加，降低设备使用寿命。

e.SF6价格偏高，且SF6设备在电力系统中应用广泛，如频繁补充，不利于电力系统的经济运行。

2 GIS设备中气体泄漏检测方法

当前针对GIS设备的SF6气体泄漏主要采用密度继电器进行实时监控。当压力值迅速下降时，即发出报警信号，需人工参与使用定性检测手段以尽快确定泄漏点，及时解决故障，避免影响安全生产。在实际运行中，针对故障区域，工作人员首先使用便携式气体泄漏仪快速粗略定位，然后结合红外成像法及激光检漏法进行精准、迅速定位。

2.1 传统检测方法

传统定性检测方法主要包括皂水法和包扎法。皂水法是指对所有部位逐个涂抹皂水观察漏气情况，该方法直观有效且成本低，但工作量大、无法测算具体泄漏速度且仅适用于小型设备中。包扎法是指将可疑漏气部位用轻薄材料包扎，受气体泄漏影响，泄漏点附近包扎物会鼓起，据此可大致确定泄漏位置及泄漏量，但该方法确定具体位置需多次对比，且受现场风速以及操作人员经验影响较大。另外，这两种方法均需要测试人员接近GIS设备，因此不能做到运行中检测，待测设备均需停机，对经济运行造成一定影响[16]。

另外，在现场运行中也出现一些改进方法。如检测精度包扎法，该方法是在较大可能出现漏气的位置用柔软且轻薄材料进行包扎，然后配合使用便携式气体检漏仪在GIS设备表面快速移动，待气体沉淀一段时间后，重点检测包扎部位。当检测到SF6气体时，高敏设备会根据不同气体浓度发出不同警告，检测精度包扎法有较大提高，但具体位置的确定仍然需要多次测试，并且受现场环境影响较大[14]。

2.2 红外成像法

波长在0.75～1 000 μm之间的电磁波被称为红外光，当具有连续波长的红外光穿过气体时，特征吸收频率谱线的光便会被气体吸收，SF6气体吸收光谱主要集中在10.6 μm处[17]。 基于上述原理，可使用滤波器使仪器仅显示10～11 μm这一窄波带，即可形成直观画面。红外检漏仪可配合先进的成像技术，及时、精确检测到泄漏点，并以图像方式展示。当设备中无SF6气体泄漏时，图像显示无明显变化。当气体泄漏产生时，由于SF6对特性频率红外光具有吸收作用，在气体泄漏部位形成烟雾状阴影。且其阴影清晰度可随泄漏浓度发生变化。通过判断阴影清晰度及阴影走势方向即可判断泄漏点及泄漏速度。红外检漏仪原理如图1所示。

图1 红外检漏仪工作原理

应用红外成像法进行检测的设备价格较为昂贵，但红外成像法可对泄漏点进行实时监控，并实现远程监控，设备无需停机，避免对经济运行造成影响。另外，由于大气中含有多种光，对检测会造成一定影响，干扰SF6泄漏检测的结果。因此，检测设备对其精度具有较高要求，要能够区分空气中不同光之间的细微差别。尽管红外成像法仍存在一定缺陷，但已是较为先进的检测方法，且检测技术成熟，目前已广泛应用于各配电场所。

2.3 激光检漏法

SF6激光成像检漏仪的原理是：由激光发射器向待检区域发射激光，激光摄影机捕捉被背景散射回的反向激光并成像[9]。当GIS设备无泄漏时，成像与太阳光成像无异。当GIS设备发生泄漏时，由于部分激光被吸收，激光摄像机所捕捉图像形成与无泄漏时不同的图像，SF6泄漏越大，图像差别就越明显。激光检测法可将不可见的SF6气体在视频中展示出来，并能方便观测到泄漏点和泄漏方向。激光泄漏检测原理如图2所示。

图2 激光检漏仪工作原理

激光检漏法可对设备进行远距离检测，对SF6气体以动态云的方式在成像仪上展示，从而及时、精确发现GIS设备中SF6气体泄漏。与传统检漏方法相比，激光检漏方法可进行远距离检测，且检测结果精准、直观，保障相关人员的人身安全；另外，该方法由于无需停电操作，可保证电力系统的经济运行[18]。

3 GIS设备漏气案例分析

3.1 案例

巡检人员在对某220 kV变电站巡检时发现，母线气室压力偏低，现场采用手持式检漏仪多次检测均未准确检测到漏气点。后巡检人员采用激光检漏仪进行检测，发现C相母线隔离开关与II母线连接的盆式绝缘子螺栓部位漏气，泄漏气体成烟状飘散。厂家工程人员对该设备维修解体后发现，盆式绝缘子存在一条贯穿性裂纹，如图3所示。对该绝缘子进行更换后，故障消除。

图3 盆式绝缘子裂纹

3.2 原因分析

本文通过对该缺陷盆式绝缘子返厂故障分析发现，漏气位置安装的盆式绝缘子安装孔为光口而非螺旋口。由于厂家设计缺陷，该位置所加装的隔离开关操作机构安装板与法兰配合不紧密，导致盆式绝缘子安装孔内易渗水，如图4所示。而法兰下部螺栓配有防雨帽，导致安装孔内进水不能排除，在冬季积水后结冰发生膨胀，使盆式绝缘子运行中产生裂纹而漏气。现场工作人员对包含有该结构的其他设备进行检查，发现另有其他螺栓出现进水情况，如图5所示，随即拆除了该站所有底部光孔螺栓防雨帽内防水垫。

图4 盆式绝缘子安装结构

图5 螺孔存水

4 预防措施

a.厂家应严格按照相关技术标准进行GIS设备的生产制造及出厂检测。现行标准主要包括：GB 50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、Q/GDW 157—2007《750 kV电力设备交接试验标准》、Q/GDW 158—2007《750 kV电力设备预防性试验规程》、Q/GDW 168—2008《输变电设备状态检修试验规程》[17,19-22]。

b.对相关设备定期巡检，可采用肥皂水法、包扎法与激光检漏法、红外成像法相结合，以快速准确完成设备巡检工作。另外需密切关注各气室压力情况。

c.对于螺栓(特别是光孔式螺栓)端部及设备密封处应加强巡检力度，对于不符合相关标准的部位应及时处理，避免造成更大破坏[23]。

d.在设备的运输及安装过程中，工作人员应严格按照相关标准或指导书进行，尽可能消除不必要的破坏性因素影响。

5 结束语

本文针对GIS设备SF6气体泄漏进行分析，总结SF6泄漏原因及危害，阐述当前主要使用的SF6气体泄漏检测方法。针对可能泄漏区域使用便携气体泄漏检测仪粗略估计，结合红外成像法及激光检漏法精确、迅速定位。同时结合某地GIS设备气体泄漏实例进行分析，提出针对GIS设备气体泄漏的预防性措施。