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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。
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。
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。
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。
