500kVSF6电流互感器故障中分解产物的诊断

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500kV电流互感器检修常见问题及解决办法

500kV电流互感器检修常见问题及解决办法摘要：500kV电流互感器在运行中出现故障的主要原因是由于设备的材料、质量、装配等造成的，其会给电力系统的稳定运行带来极大的威胁。

本文主要对500kV SF6电流互感器的故障原因进行了分析，并提出了一些相应的预防措施。

关键词：500kV；SF6电流互感器；故障原因；措施一、SF6电流互感器的故障类型SF6电流互感器的故障主要有 8 种类型，分别是: 主绝缘击穿、内部放电、瓷套断裂、防爆膜破裂、气体泄漏、气体受潮、二次接线板老化、二次引线绝缘破损等。

其中主绝缘击穿、内部放电、瓷套断裂等三类故障对设备、系统及人身安全的威胁最大，本文主要对这三种故障进行分析。

二、故障分析（一）主绝缘击穿造成 SF6电流互感器主绝缘击穿故障的主要原因包括:1、设计不合理，导致 SF6电流互感器内部电位分布不均匀，局部场强过于集中。

2、电容屏连接筒材料机械强度不够，制造或安装工艺不良。

导致电容屏在运输或安装过程中发生位移，引起内部场强发生变化。

3、二次绕组屏蔽罩因材质不良或安装存在缺陷，而发生破裂或屏蔽罩螺丝松动等。

导致电场畸变，直接造成内部主绝缘击穿；或因产生局部放电并持续发展，最终造成内部主绝缘击穿。

4、支撑件的微小裂缝或气泡，以及支撑件的松脱等。

支撑件的微小裂缝或气泡在运行电压的作用下，产生局放并发展至击穿。

支撑件松脱后会造成内部间隙距离发生变化，而导致击穿故障的发生。

5、异物造成主绝缘击穿。

导致 SF6电流互感器主绝缘击穿的异物，可能是由于连接筒和电容屏上端的开口圆筒之间在运输过程中磨擦所产生，也可能是因为接触不良造成的局部放电所生成，还有可能是制造过程中混入杂质。

这些异物散落到电容屏外表面和玻璃钢内壁上，使得电容屏外表面和玻璃钢内壁的电场分布发生畸变，产生持续的局部放电，最终造成了电流互感器内部绝缘击穿。

（二）内部放电造成 SF6电流互感器内部放电的主要原因包括:1、电容屏因固定螺丝松动而出现悬浮电位。

浅谈变电站500kVSF6电流互感器故障原因及对策

1 故障剖析以某城市变电站为例，在变电站运行过程中，变电站内部500KV贺罗II线中的C相故障，SF6电流互感器出现故障问题，不到一秒时间，其余互感器相继出现故障问题，为保护变电站整体运行安全，变电站内部自动断路器工作，并采取自主保护方式。

在故障出现后，针对故障问题对SF6互感器进行检查，在检查过程中发现，行波测距存在问题。

针对这一问题，在实际的检修过程中，采用试送方式，对变电站内部互感器进行检查。

但是，在实际的检查过程中试送方式检查失败。

因而检测方式转换为线路检查，对变电站内部互感器进行全面试验与检查。

在线路检查过程中发现，500KVSF6互感器II线路B、C点相不符合稳定运行系数，其内部数值高于现场量程，致使内部C相绝缘值不断下降，甚至降到零点。

因此，对互感器故障问题进行分析，主要故障点为SF6互感器内部的B、C相，对故障进行录波，故障录波如图1所示。

图1 故障录波对变电站内部互感器三相进行分析，其内部C相高压能够支持内部防电闪络稳定运行。

但是，对电容屏显示进行分析，在显示中，并为观察到防电闪络，并未在A点发现问题，这也能够证明，变电站内部SF6互感器主要为B、C相存在问题。

要想解决这一问题，一定要针对产生故障原因进行分析，并制定有效解决之策，对变电站互感器故障原因加以分析，具体内容如下所示。

2 变电站500KVSF6互感器出现故障的主要原因以B向故障点为例，对B相故障问题进行分析，究其原因，主要源于变电站SF6互感器内部电容均压屏与镀锡铜带之间呈现紧压问题，在紧压环境下，互感器能够与电容屏形成绝缘部分，并与另一端的零部件保持一定距离，对于绝缘筒进行分析，绝缘筒主要目的为平滑过渡。

但是，B相故障点内部绝缘铝环只是接触，却并未压实，从而导致无效压实问题出现，这些无效压实，在实际的应用过程中，很容易演变为接触不良问题，从而影响互感器正常运转，或是难以进行放电。

在变电站互感器运行过程中，受到电波冲击带来的影响，其内部电位分布出现问题，最终导致高压放电不稳定，从而导致故障出现，而互感器内部C相问题，基本与B相一致，在此不制作赘述。

500kV SF6高压断路动作过程产生分解物的分析与对策

500kV SF6高压断路动作过程产生分解物的分析与对策文章通过对500kv高压断路器分闸过程电弧的产生和相关分解物的分析，了解开关切断故障电流内在的变化情况，结合500kv五邑站500kv开关在台风期间的开关动作情况、开关气体化学分析报告，了解开关动作过程产生分解物的危害，并从变电站运行人员的安全角度分析采取对策，提高500kv开关安全运行的可靠性。

标签：断路器；电弧；分解物引言高压断路器是电力系统中最主要的控制、保护元件，500kv超高压断路器对电网的安全运行更是起着至关重要的作用。

断路器本身的运行状况决定着断路器是否安全可靠，如果断路器出现故障，轻者影响正常供电，重者造成大面积停电。

随着科学工艺的提高，断路器在正常工作状态下，其可靠性、稳定性很高。

但在进行故障电流切断后，断路器的内部情况变化很大，断路器的触头存在电磨损及内部产生破坏性气体，这些都直接影响着断路器后期的安全运行。

下面结合五邑站500kv阳五甲线开关动作情况及气体分析报告，说明产生的气体成份、气体危害，并从运行角度提出对策。

1 电弧产生过程当用断路器断开电流时，如果电压不低于10～20伏，电流不小于80～100mA，断路器的触头间便会产生电弧。

电弧的形成是触头间中性质子（分子和原子）被游离的过程。

开关触头分离时，触头间距离很小，电场强度E很高（E=U/d）。

当电场强度超过3×10-6V/m时，阴极表面的电子就会被电场力拉出而形成触头空间的自由电子。

这种游离方式的强电场发射而产生电弧。

触头间电弧燃烧的间隙称为弧隙。

电弧形成后，弧隙间的高温使阴极表面的电子获得足够的能量而向外发射，形成热电场发射。

同时在高温的作用下（电弧中心部分维持的温度可达10000℃以上），气体中性质点的不规则热运动速度增加。

当具有足够动能的中性质点相互碰撞时，将被游离而形成电子和正离子，这种现象称为热游离。

随着触头分开的距离增大，触头间的电场强度E逐渐减小，这时电弧的燃烧主要是依靠热游离维持的。

一起500kV SF6电流互感器故障原因浅析

ＺａｂｎｏＹｊ堡坚兰ｌｈｎｅｇｎｕｎ！鱼里竺ＩｕｇｙｇｉＹａｕ＿
一
起５０ＶＳ６０Ｆ电流互感器故障原因浅析ｋ
舒斌
（中国南方电网有限责任公司超高压输电公司贵阳局，州贵阳５００）贵５００
摘
缩小了停电范围；Ｂ用户发生故障时，户前端看门狗会自当用
发展智能电网已成为我国“ 二五 ” 划中的重要内容。十规智
能电网将先进的传感测量技术、通信技术、分析决策技术、自动控制技术和能源电力技术等相结合，实际应用将为我国电网其带来发展与革新，同时为配网可靠性管理带来质的变化，从而
０引言
Ｓ气体绝缘电流互感器以其结构相对简单、维护工作量模的不断扩大，时极端恶劣天气情况愈发频繁，流互感器同电
家同一型号（Ａ５）０ＶＳＴＧ５０５０Ｆ电流互感器故障事件，文将ｋ本
线路发生单相接地故障时，门狗经过延时判断为永久故障后（）看２自动提供严格的控制操作和安全检查，画面上详细显示在
（）１以环网型线路为例。图２所示，Ａ点发生故障时，如当开故障等的情况，并能检查操作后的状态。（）３通过画面、响、音打关２会动作自动断开，会导致整条线路停电，而缩小了停电印等多种报警手段，不从向操作人员提示配网系统运行中的异常状

应用分解产物含量诊断SF6电气设备内部故障

应用分解产物含量诊断SF6电气设备内部故障由于在设计、材质、工艺和维护等方面存在些不足，使SF6电气设备内部可能存在隐患，而目前的试验方法还难以检出，使隐患带入电网，设备投运后在热和电的作用下缺陷不断发展，引起故障区域的SF6气体和固体绝缘材料分解，固体绝缘材料的绝缘性能不断下降，直至发出事故，严重地影响了电力生产的安全经济运行。

因此提出通过分解产物含量诊断SF6电气设备内部故障。

检测SF6气体中SO2、SOF2、H2S和CO，实现准确、快速方便地检出设备内部故障。

SF6电气设备内部绝缘材料，包括SF6气体和固体绝缘材料两类。

SF6气体是所有SF6电气设备共有的；而固体绝缘材料则不同设备有所差异，主要有热固形环氧树脂、聚酯尼龙、聚酯乙烯、聚四氟乙烯、绝缘纸和绝缘漆等。

在断路器中的固体绝缘材料有环氧树脂、聚酯尼龙和聚四氟乙烯；隔离刀闸、接地刀闸有环氧树脂、聚酯尼龙；其它设备除有除环氧树脂、聚四氟乙烯外,还有聚酯乙烯、绝缘纸和绝缘漆。

SO2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；检测这些特征组分便能准确、快速、方便地检出设备内部故障。

从上述得知，SF6气体、热固型环氧树脂、尼龙和聚四氟乙烯有很好的热稳定性，只有当温度超过500℃后才会开始分解，而匝层间用的聚脂乙烯、纸和漆,其热解温度在130℃左右。

对于正常运行的SF6电气设备，其内部温度不高于80℃，因此，不会有绝缘材料的分解产物。

对于断路器，虽在分、合闸时产生2000℃以上的高温电弧，使SF6生成带电离子和少量分解物，但因其分、合闸速度极快，又有高效的灭弧功能，使带电离子又在瞬间复合成SF6, 其复合率达99.9％以上，所产生的少量分解产物又被放置于顶部的吸附剂吸收, 因此，对于正常运行的断路器，在分、合闸一周后，气室中的分解物含量不大于1μl/L；这在对数千台断路器的检测中得到证实。

SF6气体分解产物相关的试验项目及运行标准

见表6.1、表6.2、表7.1
2005年
国际电工委员会IEC60480-2004标准8.2章节
2004年
4.
《运行变压器用六氟化硫质量标准》
六氟化硫变压器
交接时、大修后、运行中六氟化硫气体的质量标准
建议有条件1次/年
检测有关杂质组分（CO2、CO、HF、SO2、SF4、SOF2、SO2F2）报告（监督其增长情况）
DL/T 941-2005 4.2章节，4.3章节，4.4章节
SF6气体分解产物相关的试验项目及运行标准
序
标准
规程
设备
项目
周期
要求
章节
颁布
日期
1.
《高压电气设备绝缘技术监督规程》
SF6气体绝缘的高压电气设备
SF6分解产物含量测试
必要时
必要时，开展SO2、H2S等分解物含量的测定。
5.4.2.5章节
2007年
2.
《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》
110kV～500kV SF6绝缘电流互感器
SF6分解产物含量测试
1）运行中：
新安装或大修后投运1年内1次；若无异常，220KV及以上2年1次，110KV3年1次，35KV及以下自行规定或6年1次
2）必要时
当出现痕量SO2、HF或H2S（大于2μL/L）时，应引起注意；当超过50μL/L时，应停电查明原因。
必要时：
a）设备有异常时b）故障设备大修后。
SF6分解气体快速测试
设备故障跳闸后
设备故障跳闸后，应先使用SF6分解气体快速测试装置，对设备内气体进行检测，以确定内部有无放电。避免带故障强送再次放电。
10.3.4.6章节
2005年
3.

简析六氟化硫气体故障的分解产物

简析六氟化硫气体故障的分解产物SF6設备的常见故障主要是放电和过热两种，在通常情况下，SF6设备不会产生毒性气体，但是如果产生的气体与固体的绝缘材料受热而发生了裂解的情况，就会产生大量的有毒的气体，这些气体会直接威胁到人们的生命，所以要定期对室内的二氧化硫和硫化氢等分解物进行严格的检测，从而才能有效地分析SF6设备中存在的安全隐患，从而才能采取相应的措施规避各类风险。

1 分解产物产生的机理当SF6设备出现故障后，会产生一系列的化学反应，这些化学反应发生后，会产生大量有毒的气体，绝缘材料在高温下会发生热解的问题，这些产物中含有大量的硫化物，所以在设备使用的环节中，应该对二氧化硫的含量进行检测，对二氧化硫的浓度总量进行分析。

设备在刚发生故障的过程中不会产生大量的二氧化硫，但是随着分解物的增多，二氧化硫的浓度也会上升。

2 关于六氟化硫气体分解故障的案例分析2.1 110kV GIS变电站出现跳闸事故在某電站刚刚开始运营一段时间后，变电站就出现了严重的跳闸的问题。

在对故障进行分析中，采用故障录波的形式，发现故障区域的电流达到了7.51kA，故障持续的时间为40ms。

相关的维修人员对C相气室进行了严格的观察，发现在隔离刀闸绝缘拉杆的中间部分和周围的部分的绝缘子被破坏，也发生了电弧烧伤的情况。

专业人员对此故障气体进行回收和分析，发现气体中二氧化硫的含量非常多，气体的内部存在大量的火花放电的情况，而且也出现了过热的情况，固体的绝缘材料发生了分解。

然后维修人员又对其他的气室进行了检查，发现其他的气室没有发生异常的情况，说明这次故障还没有对其他的气室造成不良的影响。

第二天，维修人员对故障气体的分解产物进行了分析，发现二氧化硫的含量非常高，但是没有发现硫化氢的存在，所以可以看出在C室的断路器断开后，有少量的二氧化硫产生。

2.2 110kV变电所GIS组合电器发生爆炸事故在预留的西母线电压互感器气室中，法兰发生了爆炸，在气室中，屏蔽罩和防潮剂在爆炸的作用力的冲击下飞出，在地面上出现了大量的爆炸的粉尘和设备，在爆炸后，维修人员对气室进行了检查，没有找到用作固定的屏蔽罩和螺丝。

利用SF6分解产物现场试验判断电气设备的健康状况

利用SF6分解产物现场试验判断电气设备的健康状况摘要：文章阐述了SF6电气设备故障的特征产物及SF6分解产物的检测方法和判断标准，通过故障实例分析了如何应用分解产物的现场测试分析设备运行状况和对故障部位的快速定位。

关键词：SF6电气设备；分解产物；SO2随着电力行业的快速发展，SF6气体因具有优良的绝缘性能和灭弧能力被广泛应用于变压器、断路器以及GIS组合电器等电气设备中。

正是如此，由于运行年限的增加，很多设备因安装、工艺、运行维护等原因引发了各种类型的故障，严重威胁了电网的安全、稳定运行。

作为检修、试验人员，充分了解SF6气体的特性，合理运用多种技术手段对SF6电气设备的日常诊断和快速查找故障部位显得尤为重要。

SF6分解产物的检测是近年来不断深入研究和完善的一个重要课题。

1 SF6分解产物判断故障的依据要对SF6电气设备进行故障判断和故障分析，其主要的依据之一，是设备内不同的放电故障类型会产生不同的分解产物。

纯净的SF6气体化学性质极其稳定，只有在温度超过500 ℃时才会开始分解。

对于无灭弧室的SF6电气设备而言，其内部温度不高于80 ℃；对于断路器而言，虽然在分合闸动作时会产生2 000 ℃以上的高温电弧，但其分合闸速度极快，且SF6有很好的灭弧性能，在SF6电离瞬间能很快复合，其复合率达99.8%。

而产生的少量分解产物又会被放置于里面的吸附剂所吸收，因此在正常运行中产生的分解物极少。

但若设备发生电弧、火花、电晕放电或严重过热故障时，SF6气体会分解，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、水分和氧气等接触发生复杂的化学反应，进一步生成十分复杂的硫化物、氟化物和碳化物。

SF6电气设备故障时分解产生的硫化物主要有SO2、H2S、SF4、SO2F2、SOF2、S2F10和S2OF10等；氟化物主要有HF、CF4、ALF3、CUF2和WF6等；碳化物主要有CO、CO2和低分子烃等。

SF6分解物分析电气设备故障诊断标准

,
、
等
。
如放电快速消除同时
、
,
照训练样本相似性机器可进行 S V M 模型的建立及设计分类器
金属等杂质不存在于设备内此类分解产物复合成 S 6 F 的速度将大大提升
。
第一放电故障类型数据
道
。
,
。
该文以郑晓光等人对电晕放电
,
在样本间相似性确定与设计分类器中特征极为重要为此在设计分类器前期要求选取大量特征向量作为训练样本
,
。
气体出现分解的主要表现形式在若干次分裂 S 6 F 气体分子
,
,
按
。
、
后将有低氟化物生成如
SFZ F3 S
。
,
。
放电分解机理及
,
S F 6 分解物分析的电气设备故障诊断进行了分
。
电为设备缺陷的主要表现形式
, ,
。
在设备运作前期部分缺陷都会
,
析与探究以期全面提升故障诊断准确性
关键词 S F
1
:
6
分解物 ; 电气设备 ; 故障诊断标准
, ,
Kv
I S 母线试验段实施试验 G
。
。
需将放电点设置到
, ,
。
经研究
,
故障间隔内并将取气口设置到故障间隔上方及观测窗设置到

SF6分解产物及纯度指标的分析判断

SF6分解产物及纯度指标的分析判断国家电网公司输变电设备状态检修试验规程 1 SF 6气体湿度和成分检测表1 SF 6气体湿度和成分检测项目1.1 SF 6气体湿度检测湿度是SF 6气体绝缘的一项重要指标。

控制SF 6气体中的水分，主要是防止在冬季气温很低时，水分达到饱和而结露，进而降低绝缘强度。

因此，北方寒冷地区应更重视SF 6气体湿度检测。

一般地，如果设备密封性良好，投运时SF 6气体湿度不大，运行中SF 6气体湿度迅速增加的可能性很小。

因此，只有设备出现密封不良，如气体密度明显下降，水分才有可能异常增加。

此外，SF 6气体绝缘设备内部的固体部件及其表面，可能会慢慢释放出一些水分，这种情况下，新充气之后需要过段时间才能检查出来。

为此，本规程规定，下列情形下，要测量SF 6气体湿度：a) 新投运测1次，若接近注意值，半年之后应再测1次； b) 新充（补）气48小时之后，2周之内应测量1次； c)气体压力明显下降时，应定期跟踪测量气体湿度。

SF 6气体可从密度监视器处取样，测量细则可参考DL/T 506、DL/T 914和DL/T 915。

测量完成之后，按要求恢复密度监视器，注意按力矩要求紧固。

测量结果应满足表28之要求。

表2 SF 6气体湿度检测说明1.2 SF 6气体成分检测怀疑SF 6气体质量存在问题，或者配合事故分析时，可选择性地进行SF 6气体成分分析。

测量方法参考DL/T 916、DL/T 917、DL/T 918、DL/T 919、DL/T 920、DL/T 921。

表3SF6气体成分检测2、CO和CF4作为辅助指标，与初值（交接验收值）比较，跟踪其增量变化，若变化显著，应进行综合判断。

分解产物参考数据和处理方法六氟化硫气体绝缘电气设备故障判断的气体分析技术1、在电弧作用下，分解产物主要是SO2、H2S、SOF2及HF等。

2、在火花放电中，主要分解产物是SOF2、SO2F2、SO2、H2S等，与电弧作用相比，分解产物含量降低。

110kV～500kVSF6断路器常见故障分析与处理措施

110kV～500kVSF6断路器常见故障分析与处理措施摘要：作为一种强电负性的惰性气体，SF6是一种无色、无味、无毒且不燃的，可以依靠优质绝缘和灭弧性的优势，广泛运用在绝缘输电管道中，以及开关断路器等现代电力设备中。

SF6又名六氟化硫，是用于绝缘电气设备中，用来完善放电缺陷的一种强电负性的惰性气体，但也是导致电路出现问题的主要原因，阻碍电力系统的正常运转。

所以，在实际的使用过程中，要注重对SF6绝缘电气设备中的放电缺陷进行监测。

对存在放电缺陷的部分，电气设备内部物质的离子、原子、分子等粒子，需要在电能或热能的作用下，由低能态激发到较高能态中。

基于此，本篇文章对110kV～500kVSF6断路器常见故障分析与处理措施进行研究，以供参考。

关键词：110kV～500kV；SF6断路器；常见故障分析；处理措施引言能源消耗带来巨大的环境问题。

在这种情况下，人们对清洁能源的需求越来越大。

电是一种清洁能源，越来越受到人们的欢迎。

SF6电器正是在这种应用需求的背景下出现的。

SF6电气设备与其他类型的电气设备相比具有优越的性能，因此广泛应用于电力行业等诸多领域，多用于电力系统的关键环节，如母线、变压器等节点。

这些节点的电力故障将导致严重的电力事故。

对于SF6电气设备来说，设备中SF6气体的状态是衡量电气设备安全状态的一个非常重要的指标。

1相关概述1.1SF6断路器的原理在开始电源短路分析时，需要对机器的内部工作原理有一个清楚的了解。

因此，本文主要分析SF6断路器的操作机构。

通常，当电力系统正常运行时，SF6断路器可以通过调节电路的状态来接通或断开。

当系统故障时，SF6断路器将根据其自身的电阻片指令控制继电保护装置的电流。

这样，可以在短时间内关闭电路。

在断路器的内部结构中，保护器和断路器属于不同的系统。

当内部负荷异常时，需要调整电力系统的三相电流，促进电力系统的稳态平衡，保持各方向总电流之和为零，对应的电流为零序电流。

500kVSF6气体绝缘电流互感器绝缘故障的分析

500kVSF6气体绝缘电流互感器绝缘故障的分析发布时间：2023-01-03T08:54:43.293Z 来源：《新型城镇化》2022年23期作者：龚旭红[导读] 电流互感器（currenttransformer，CT）把大电流按一定比例变为小电流，提供给各种仪表、继电保护及自动装置，并将二次系统与高电压隔离。

国网山西省电力公司超高压变电分公司山西太原 030000摘要：分析一起500kVSF6气体绝缘电流互感器内部击穿故障事件，根据解体检查情况，指出制造和运输环节质量管控不严引起该电流互感器内部局部电场畸变是导致其内部闪络的原因，并对其制造、运输和运维检修提出建议。

关键词：电流互感器；SF6绝缘；闪络电流互感器（currenttransformer，CT）把大电流按一定比例变为小电流，提供给各种仪表、继电保护及自动装置，并将二次系统与高电压隔离。

因其绝缘稳定，防爆性能优异，维护简单，SF6气体绝缘CT在500kV电压等级中得到了广泛应用。

因CT制造工艺、运输不当、装配不良等方面的影响，SF6气体绝缘CT在运行过程中可能出现绝缘击穿、内部放电、防爆膜破裂、外部闪络等问题，严重威胁电网的安全稳定运行。

本文对一起500kVSF6绝缘互感器故障事件进行分析，并对SF6气体绝缘电流互感器的制造、运输和运维检修提出建议。

1故障简介某500kV线路在雷雨天气下跳闸，重合闸不成功，保护装置显示故障点在线路侧变电站近端，故障选相为A相。

检查变电设备外观无问题，避雷器未动作，约3h后再次对该线路充电未成功，保护装置显示的故障点和故障相与前次相同。

再次进行全面巡检，发现线路侧变电站#5012开关A相电流互感器气室内气体组分严重超标（气体检测试验报告见表1），气室内部发生过明显高能量放电，存在绝缘破坏故障。

随后，隔离故障电流互感器，恢复线路送电。

裂纹起始点及法兰端镶嵌件附近发现较大尺寸高密度夹杂物。

从盆式绝缘子顺时针第1、12个装配螺栓孔中扇形曲面上取样并做好编号，对样本绝缘件进行射线层析，检查盆式绝缘子中夹杂物的分布情况，沿绝缘子径向夹杂物的分布曲线，盆式绝缘子套管法兰侧夹杂物数量明显多于二次绕组组件侧。

六氟化硫

利用六氟化硫分解产物诊断高压电气设备内部故障摘要：高压电气设备中，SF6气体因其优良的灭弧性能和绝缘特性，被作为灭弧和绝缘的介质而广泛应用，高压电气设备中不同绝缘缺陷引起的局部放电会产生分解化合气体，相应的分解化合气体成分、含量以及产生速率等也有差异，这样使得通过分析分解产物的组分来判断故障类型成为可能，并可以通过检测设备中SF6气体分解气体组分及化合产物，来判断绝缘缺陷类型、性质、程度及发展趋势。

关键词：高压电气设备；分解产物；故障1 概述高压电气设备已成为电力系统的主要设备，为电力生产的安全经济运行发挥积极的作用。

但近年来，也暴露出一些设备内部的固体绝缘材料的质量、设计安装和运行维护工艺存在一些问题，使设备内部存在绝缘缺陷，乃至发生事故，严重的威胁了电力生产的安全。

实践证明了应用二氧化硫、硫化氢、氟化亚硫酰( SOF2 )等含量测试可以快速、方便、准确地检出设备内部故障，由于内部故障被早期检出，从而避免了事故的发生，为六氟化硫电气设备的安全经济运行发挥了很好的作用。

2 故障检测原理及分析2.1 高压电气设备内部故障时绝缘材料分解产物的特征对于正常运行的电气设备，其内部温度不高于80℃，因此，不会有SF6等绝缘材料的分解产物，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。

若进行所有的产物检测，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二氧化硫、硫化氢、四氟化碳、一氧化碳毒性较少外，其它都是剧毒，在设备内部的含量极少，又不稳定。

含量稍多的四氟化硫、二氟化氧硫等有很快会与SF6气体中的水分进行水解反应产生稳定的二氧化硫和氟化氢。

因此，气室中的二氧化硫含量除了由SF6和固体绝缘材料分解直接生成外，还会由二氟化氧硫等的水解产生。

固体绝缘材料主要有环氧树脂、聚四氟乙烯、聚丙烯、聚脂乙烯、聚酰胺树脂、绝缘纸和漆等，当故障点温度达到200℃时，聚脂乙烯、绝缘纸和漆开始分解，主要产生二氧化碳一氧化碳和低分子烃；当故障点温度达到500℃时，SF6气体和其他固体绝缘材料开始分解，主要产生二氧化硫、硫化氢、二氟化氧硫、四氟化碳、氟化氢、二氧化碳一氧化碳和低分子烃。

500kV SF_6电流互感器电容屏缺陷下的气体分解特性

ＳＯ。Ｆ。、ＣＳ。、ＳＯ和ＳＯＦ。５种；在相同时间下，３种含硫氧化物的体积分数从大到小依次为（ＳＯ。）、（ＳＯＦ。）、（ＳＯＦ），产物浓度随加压时间均呈现近线性增长趋势；ＣＦ和ＣＳ是涉及
ＧａｓＤｅｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎＣｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｕｎｄｅｒＣａｐａｃｉｔｉｖｅＳｃｒｅｅｎＤｅｆｅｃｔｉｎＳＦ６ＣｕｒｒｅｎｔＴｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ
Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｏｒｅｖｅａｌｔｈｅｇａｓｄｅｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｕｎｄｅｒｃａｐａｃｉｔｉｖｅｓｃｒｅｅｎｄｅｆｅｃｔｓｉｎＳＦ６ｃｕｒｒｅｎｔｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ，ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓｗｅｒｅｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙｃａｒｒｉｅｄｏｕｔｉｎｌａｂｏｒａｔｏｒｙｐｌａｔｆｏｒｍａｎｄｆｏｒ５００ｋＶＣＴｓａｍｐｌｅｓ．Ｔｗｏｄｉｓｃｈａｒｇｅｍｏｄｅｌｓｏｆｃａｐａｃｉｔｉｖｅｓｃｒｅｅｎｄｅｆｅｃｔｓｗｉｔｈｔｈｅｅｌｅｃｔｒｉｃｆｉｅｌｄｐａｒａｌｌｅｌｏｒｐｅｒｐｅｎｄｉｃｕｌａｒｔｏｔｈｅｉｎｓｕｌａｔｏｒｓｕｒｆａｃｅｗｅｒｅｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄｉｎｔｈｅ１ａｂｏｒａｔｏｒｙｐｌａｔｆｏｒｍ．ＴｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔＳＦ６ｄｅｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎｐｒｏｄｕｃｔｓｉｎｃｌｕｄｅＣＦ４，ＳＯ２Ｆ２，ＣＳ２，ＳＯ２ａｎｄＳ２ＯＦ１０，ａｎｄｔｈｅｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｓｏｆＳＯ２，Ｓ２ＯＦ１０ａｎｄＳＯ２Ｆ２ｄｅｃｒｅａｓｅｉｎｔｕｒｎ．Ａｎｄｔｈｅｉｒｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｓｒｉｓｅｎｅａｒｌｙｌｉｎｅａｒｌｙｗｉｔｈｔｉｍｅ．ＣＦ４ａｎｄＣＳ２ａｒｅｔｙｐｉｃａｌｄｅｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎｐｒｏｄｕｅｔｓｕｎｄｅｒｔｈｅｄｉｓｃｈａｒｇｅｉｎｖｏｌｖｉｎｇｉｎｓｕｌａｔｏｒｓａｎｄｔｈｅｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｆｏｒｍｅｒｉＳｍｕｃｈｈｉｇｈｅｒｔｈａｎｔｈａｔｏｆｔｈｅｌａｔｔｅｒ．ＴｈｅＸＰＳ

一起500 kV电流互感器故障原因诊断分析

505367
50422
504227
50522
505227
504217 50421
5042开关 505217 504167 50521
5052开关 505167
504127 50412
505127
50512
504117
5041开关 50411
505117 5051151 Nhomakorabea7500kVⅠ母线压变
500kV线路3
安全生产 Safety
DOI:10.13882/ki.ncdqh.2021.06.008
一起500 kV电流互感器故障
原因诊断分析
郑晓琼，严太山，熊泽群，占晓友，徐文婷，史钟玉
（国网安徽省电力有限公司检修分公司，安徽合肥 230061)
摘要：介绍了变电站现场一起因 500 kV 电流互感器故障，造成相关主变和母线跳闸的事故案例。结合现场
绝缘间隙及绝缘板的机械强度，加大产品设计裕度。
5 结束语
表面有放电痕迹，其他部位未见异常。根据故障电
设备安装工艺和制造质量的好坏直接关系电网
流互感器解体检查情况及试验结果，分析此次故障安全运行水平，粗糙的工艺和设计缺陷都会给设备
原因为该台电流互感器由于生产工艺质量控制不到安全运行带来巨大隐患。在设备全过程管理上，要
RURAL ELECTRIFICATION
2021 年第 6 期总第 409 期
29
安全生产 Safety
油柜残片，如图 5 所示。对互感器进行进一步解体
及时开展对该型号电流互感器膨胀器的防爆改
诊断，发现一次导体铝管弯曲变形严重，中间部位造工作，尤其是发现存在警示性家族缺陷的设备，

500kVSF6电流互感器内部故障分析及预防措施

500kVSF6电流互感器内部故障分析及预防措施摘要：500kVSF6电流互感器由于产品设计、制造工艺、质量控制等方面的原因，严重威胁着电网的安全可靠运行。

因此，很有必要研究500kVSF6电流互感器的设备的内部结构进行了具体分析，对该设备的制造、运输和维护检查中的若干问题提出了改进的建议。

关键词：500kV变电站；SF6电流互感器；故障分析前言如电容屏缺陷、屏蔽罩缺陷、支撑件缺陷、异物等，分析了主绝缘结构为电容锥型的500kVSF6电流互感器的结构特点，以下对故障电流互感器的制造时间、损害部位、故障原因进行统计，归纳SF6电流互感器的事故原因，并提出预防损坏的措施。

结构简介示意图见图1图1 产品结构示意图1—防爆片；2—一次导电杆；3—二次组件；4—绝缘支撑件；5—外壳；6—电容屏；7—引线管；8—复合绝缘套管；9—气体密度继电器；10—二次接线盒；11—底座1、电容屏1.1电容屏缺陷经过分析发现，该型号电流互感器的电容屏上端引出3根宽20mm均匀分布的镀锡铜带，镀锡铜带紧贴铝筒外表面与CT顶部高电压相连，为了使镀锡铜带形成圆弧平滑过渡，在电容屏端部有1个开口的准8铝环，见图2。

由于镀锡铜带与准8铝环之间可能接触不良，造成准8铝环出现悬浮电位，在高频雷电波冲击下出现局部电晕放电，发生整个间隙击穿闪络。

检测发现B、C相电流互感器SO2气体体积分数大于100μL/L，并且C相绝缘为零。

1.2电容屏故障分析目前，某地电网使用中的500kV电流互感器大多为电容锥型主绝缘结构的SF6气体绝缘电流互感器。

电容屏缺陷包括电容屏连接筒材料机械强度不够、电容锥设计不合理以及制造工艺不良等。

发现C相电流互感器绝缘支撑件表面沿面放电闪络，电容屏表面沿面放电闪络，B相电流互感器电容屏表面沿面放电闪络。

2、屏蔽罩缺陷2.1屏蔽罩缺陷屏蔽罩缺陷主要包括屏蔽罩破裂、屏蔽罩铆钉松动脱落等。

屏蔽罩破裂，可以导致电场畸变，造成一次绕组对屏蔽罩击穿。

SF6气体分解物分析诊断开关故障案例分析

０引言
表１ＳＦ６气体质量标准
指标名称ＩＥＣ标准国家标准
目前，采用ＳＦ６作为绝缘介质的电气设备主要有断路器、变压器、电缆、ＧＩＳ站等。在我国，电压等级为２２０ｋＶ的设备大概有５０％以上采用ＳＦ６气体绝缘；电压等级为３３０ｋＶ的设备将近１００％采用ＳＦ６气体绝缘；电压等级为５５０ｋＶ的设备及ＧＩＳ全部采用ＳＦ６气体绝缘。及时测定ＳＦ６纯度、湿度、泄露，
表２试验研究所化学分部历次试验数据
够检测出ＳＯ２，其可能是设备内部故障导致内部发热。运行中
电气设备的ＳＦ６气体分解物具有以下特点：１）分解物成分复杂。据国内外现有分析手段获得的结果，其分解物成分多达二三十种。２）杂质和分解物中大部分含量极低，很多在
１ｓＦ６气体分解物成分和特点ＳＦ６气体具有耐电强度高、灭弧能力强、不易液化、化学稳
２故障诊断实例分析２．１故障基本情况５００ｋＶ惠州某变电站２０１１年Ｉ１月５日在对某设备进行维护，试验发现第三串联络５０３２开关Ａ相在化学试验中发现气体湿度超标。２０１２年６月６日，化学试验发现该开关Ａ相气体湿度超标，气体组分分析发现ＳＯ２和Ｈ２Ｓ等特征气体超标。因备品备件到位时间等原因，当时仅采取了抽真空换气

500kVSF6电流互感器故障中分解产物的诊断

500kVSF6电流互感器故障中分解产物的诊断赵世钦【期刊名称】《贵州电力技术》【年(卷),期】2012(000)004【摘要】Combing with one 500kV SF6 current transformer device fault in our bureau, through fault characteristic analysis of decomposition products after the inside overheat and discharge fault in the SF6 current transformer, the paper researches the fault diagnosis and application of the decomposition products in SF6 current transformer.%结合我局发生的一例500kVSF6电流互感器设备故障，通过对SF6电流互感器内部发生过热或放电故障后产生的分解产物故障特征分析，对分解产物在SF6电流互感器中的故障诊断和运用做进一步的探索。

【总页数】3页(P58-60)【作者】赵世钦【作者单位】都匀供电局,贵州都匀558000【正文语种】中文【中图分类】TM452【相关文献】1.SF6分解产物检测在GIS故障诊断中的应用 [J], 郭伟;刘韧强;蒋成杰;朱元杰;邱刚;周福好2.SF6气体分解产物检测在电气设备故障诊断中的应用 [J], 蔡萱;余建飞;肖雅3.浅谈500kV SF6电流互感器故障分解产物诊断 [J], 白晨皓4.SF6气体分解产物在高压电气设备故障诊断中的应用分析 [J], 吴瑜5.SF_6气体分解产物的检测在电气设备故障诊断中的应用 [J], 王军香因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

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事故发生后对５４０２断路器Ａ相电流互感器进行Ｓ分解产物试验，同历史测试数据相比较，并结果如表１所示。
表１５４０２断路器Ａ相电流互感器进行ｓ６解产物测试表ｖ分
Ｓ２ＰＯ（Ｐｍ）Ｈ２（ＰＳＰｍ）
绝缘套老化严重，密度继电器被击穿，防雨罩烧损掉落，二次端子盖板上有两个明显放电点，两颗固定螺
栓被烧断。５４０２断路器Ａ相电流互感器压力异常（只有０２Ｍａ低于警戒值０３Ｍａ，部无放．６Ｐ，．５Ｐ）外电痕迹，复合绝缘老化也很严重，外整个现场充满刺
互感器一次对地绝缘值为６７０￣Ｓ气体已经７０Ｍｆ，Ｆ
全部泄漏，法做Ｓ分解产物试验。５４无０２断路器Ａ相电流互感器一次对地绝缘值为１８０ｆ，７０Ｍ￣其Ｓ分解产物及纯度试验情况如下：
２１４月第１０２年５卷第４期
２１０２，Ｖｏ，ｌｌ５，Ｎ．ｏ４
贵州电力技术
Ｙ
专题研讨
ＳｅｉｌＲｅｏｔｐｃａｐｒｓ
５０ＶＳ６电流互感器故障中分解产物的诊断０ｋＦ
４ｏ分４４秒５０Ｖ鸭福Ⅱ ０ｋ回线线路第一次保护动作跳５１断路器Ｂ相开关，闸重合成功，０分４４０跳４４秒
５０Ｖ鸭福Ⅱ ０ｋ回线线路第二次保护动作，０１５断路器４
跳闸。当时变电站地区为雷雨天气，无任何系统操且作，事故前全站５０Ｖ设备均处于正常运行状态，０ｋ根据省雷电定位系统，２时２２９分，鸭福Ｉ回线路附近，
Ｓ放电或高温过热（０％以上）Ｏ是５０的代表产
物，目前一般认为，Ｏ浓度超过１／即表示设Ｓ：ＩＬ，
备内可能存在放电或高温过热的故障。特别是在非
灭弧气室的电流互感器内，论上是不应该有Ｓ，理Ｏ
注：南网标准要求为南方电网《力设备预防性试验规程》（／电Ｑ
ＣＧ１０２，Ｃ标准要求为ＩＣ６４０～２０（Ｓ１４０）ＩＥＥ０８０对电气设４备产生的六氟化硫（）ｓ检测和处理指南和用于其重复使用的规范》其中南网标准为２１，０１年颁布。
赵世钦
（匀供电局，州都匀５８０）都贵５００
摘
要：结合我局发生的一例５０Ｖｓ６电流互感器设备故障，０ｋＦ通过对Ｓ电流互感器内部发生过热或放电故障后Ｆ
产生的分解产物故障特征分析，对分解产物在Ｓ电流互感器中的故障诊断和运用做进一步的探索。Ｆ关键词：Ｆ；Ｓ分解产物；电流互感器；障诊断故
距福泉变１ｋ处有一次落雷，电流强度为７ｋ５ｉｎ雷７Ａ。
时
间试验数据测试设备测试数据测试设备
２现场检查情况
２１外观检查情况．
事故后发现发现５４０１断路器Ｂ相电流互感器有明显哧哧漏气音，底座部位有多处放电点，复合外
鼻的臭鸡蛋味（估计为故障产生的Ｈｓ：气体）其他，５０Ｖ设备外观无异常现象。０ｋ
２２试验检查情况．
存在的，而试验中Ｓ量高达３０Ｐ严重超标，Ｏ含９Ｐｍ，而且Ｏ测试并无Ｓ，在，明设备内部有很大５年Ｏ存证的放电故障存在。而Ｈｓ是ｓ气体环境中的有机绝缘材料在电弧或高温烧灼下产生的分解产物，
诊断技术进行一定的探讨。
气及Ｓ分解产物试验，５４除０２断路器Ａ相电流互
感器及５４０１断路器Ｂ相电流互感器分解产物试验
征气体的一些故障特性，ｓ６对Ｆ电气设备内部故障外，其余设备试验数据合格。５４０１断路器Ｂ相电流
事故发生后对事故相应的５０Ｖ设备进行电０ｋ
．
５．８
第４期
赵世钦：０ｋＦ５０ＶＳ电流互感器故障中分解产物的诊断
Ｈｓ的存在，不仅表示设备内可能存在放电或高温过热的故障，且表明故障的位置在固体绝缘材料而附近，场因设备问题虽然没有进行ＨＳ测试，现但是泄露气体中大量的臭鸡蛋味表明分解产物中含有大量的Ｈｓ存在，明设备内部不仅存在高能量的：表
２２１分解产物试验及故障诊断推理．．
１事故经过
２１００年ｏ３月３１日２２时４０分２４秒，０ｋ５０Ｖ福泉变５０ＶⅡ ０ｋ母第一套Ｂ２Ｐ一Ｂ母差保护差动动作，
５０Ｖ Ⅱ ５５、０２５３、０３５１０ｋ母０３５４、０２５２、０３断路器跳闸，
文章编号：０８—０３２１）０５０中图分类号：Ｍ４２文献标识码：１０８Ｘ（０２４— ０８— ３Ｔ５Ｂ
通过一起５０Ｖ电流互感器故障实例，０ｋ结合
ｓＦ分解产物诸如Ｓ：Ｈ：、ＦＯ、ｓｃ和ＣＦ等故障特３。