六氟化硫电气设备放电故障检测和判断方法.doc

SF6电气设备放电故障检测和判断方法 摘要：本文分析了SF6电气设备放电故障类型：硬故障（放电通道主要涉及固体绝缘.高能放电后电气绝缘不能恢复）和软故障（放电通道主要涉及SF6气体绝缘或固体绝缘SF6气体绝缘.高能放电后电气绝缘可恢复）；确定SF6电气设备放电故障特征气体二氧化硫（SO2）和硫化氢（H2S）现场快速检测方法，阐述了SF6电气设备放电故障判断依据，判断放电类型、放电部位和放电电流,并应用于SF6电气设备放电故障判断.关键词：SF6；电气设备放电故障；特征组分；检测方法；放电故障判断ABSTRACT: This article analyzes two types of SF6 Electrical Equipment discharge failure: Hard Failure (the discharge channel mainly consists by SF6 gas insulator only .Electric Insulation beyond retrieve after high energy discharge) and Soft Failure (the discharge channel mainly consists by SF6 gas insulator only or with solid insulator,Electric Insulation can be retrieved after high energy discharge); Determine a field fast method to detect the main characteristic gas SO2 and H2S caused by SF6 Electrical Equipment Discharge Failure; Expatiated on the standard of SF6 Electrical Equipment Discharge Failure and its application,according to which types、positions and current of discharge could be determined.KEY WORD: SF6；electrical equipment discharge failure；detection method；dectection and Judgment of discharge failure随着SF6电气设备在电力行业的广范应用，SF6电气设备在运行中出现各种类型的故障，严重威胁电网的安全、稳定、可靠运行。及早发现SF6电气设备在运行中是否存在潜伏性故障，分析SF6电气设备放电故障的类型及严重程度，判断SF6电气设备是否可以继续监视运行或必须停电检修处理，确保SF6电气设备的安全可靠运行具有重要意义。1. SF6电气设备放电故障类型电气设备放电类型按放电能量、电弧类型、放电通道等可以有多种分类。本文根据SF6电气设备特点，按高能放电通道进行分类。SF6电气设备放电故障类型，按高能放电后电气绝缘是否恢复、放电通道是否消失可以分为二类：第一类为硬故障（高能放电后电气绝缘不能恢复），放电通道没有消除而且更加严重，表现为绝缘电阻不符合要求或重合闸不成功，放电通道主要涉及固体绝缘；第二类为软故障（高能放电后电气绝缘可以恢复），放电通道消除，表现为绝缘电阻符合要求或重合闸成功，放电通道主要涉及SF6气体绝缘或固体绝缘SF6气体绝缘，此类放电通道必含有SF6气体主绝缘，在高能放电后，由于SF6气体绝缘恢复，SF6气体的放电通道消失，所以，整个放电通道受SF6气体绝缘阻断而消失。很多SF6电气设备放电故障，一般都经过多次的高能放电仍然在运行，直到形成硬故障而烧毁。通过检测SF6电气设备放电故障分解产物，可以有充足的时间，及早发现判断SF6电气设备放电故障，采取必要的措施，对SF6电气设备进行追踪监视运行或停运检修，确保设备运行安全。此类故障的SF6电气设备占放电故障设备比例也较高。1.1 SF6电气设备放电故障硬故障1.1.1 初始放电点在固体绝缘表面固体绝缘包括盘式绝缘子，支撑绝缘子，绝缘薄膜（纸），玻璃钢等。固体绝缘由于制造工艺原因表面或内部有缺陷，或者由于安装工艺造成表面损伤或表面污迹处理不干净，在固体绝缘表面产生低能点放电或爬电等，进一步破坏固体绝缘表面绝缘性能，加上放电产生的分解产物粉尘在放电点（放电通道）积累，使电气绝缘性能进一步降低，放电电流逐步增大，最后形成高能放电通道，使设备跳闸或烧毁，高能放电后固体绝缘表面电气绝缘不能恢复，放电通道没有消除（见图1，图2）。这种故障发展速度难以判断，有可能是急性的，故障破坏性强，严重威胁设备安全运行；但多数情况下是慢性的，高能放电通道形成有一个过程，也需要一定时间，放电电流逐步增大；所以，通过检测SF6电气设备放电故障分解产物，可以有充足的时间，及早发现判断SF6电气设备这种类型的放电故障。这种类型的放电故障，在检测SF6电气设备放电故障特征组分二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）时，要特别关注二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）浓度增长率，及时作出判断。图1 220kV奋进变电站110kVGIS 1012开关CT侧绝缘盘表面击穿放电通道 图2，220kV紫洞变电站福紫乙线CT A相二次线圈支撑绝缘子表面击穿放电通道1.1.2初始放电点不在固体绝缘表面SF6电气设备内部发生放电故障，产生的分解产物粉尘附着在固体绝缘表面，破坏固体绝缘表面绝缘性能，发生电弧闪络，最后形成放电通道。500kV贺州变电站贺罗线CT C相起始放电点在电容屏（具体见下文分析）。二次线圈支撑法兰（高电位）对电容屏支撑杆（地电位）放电产生大量粉尘，见图3.聚集在2次线圈支撑绝缘子表面并形成放电通道，造成2次线圈绝缘击穿，见图4图3 500kV贺州变电站贺罗线CT C相电容屏支撑杆对二次线圈支撑法兰放电部位图4 500kV贺州变电站贺罗线CT C相支撑绝缘子放电通道SF6电气设备内部发生放电故障，SF6气体分解产生的粉尘特征为：颜色较浅，较重，颗粒较小，易大范围扩散并较均匀附着在物体表面，附着力强，即使长时间放置及长距离运输也不易集中在一起，对固体绝缘表面电气绝缘性能影响较大。见图5图5大电流放电六氟化硫气体分解产生的粉尘 此类设备放电通道形成更加需要较长时间，必须有其他放电部位的大电流放电，产生大量轻、细的粉尘，附着在将要形成放电通道的部位，再逐步形成放电通道，如上述500kV贺州变电站贺罗线CT C相支撑绝缘子放电通道的形成。所以，只要定期检测SF6电气设备放电故障分解产物气体组分，就能及早发现此类SF6电气设备的放电故障。1.2 SF6电气设备放电故障软故障放电通道中包含SF6气体绝缘通道，放电后SF6气体绝缘恢复，放电通道消失。此类放电故障基本都是由于固体绝缘的小电流放电，产生的分解产物聚集在放电部位附近，破坏六氟化硫气体绝缘，在此位置的六氟化硫气体形成放电通道包括小电流和大电流放电通道。SF6气体放电通道在大电流放电以后，基本都能恢复绝缘，放电通道消失。目前，SF6电气设备包括断路器、电流互感器、电压互感器等多数采用聚酯薄膜（点胶纸）作为绝缘材料，当设备有放电时，局部产生高温，使聚酯薄膜分解，产生还原性气体，这些气体局部达到一定浓度时，导致SF6气体绝缘性能下降，形成小电流放电通道；如果积累的分解产物浓度越大，当达到击穿电压时，形成大电流放电通道，设备就通过SF6气体放电。通过试验发现，聚酯薄膜在150开始有分解物产生，随着温度升高，分解产物浓度逐步增大，但增加速度较慢，当温度达到250以上时，分解产物浓度增长较快，300时，薄膜纸已经基本完全分解或熔化，在漆包线间只看到点胶（环氧树脂）。聚酯薄膜在不同温度物理性能变化见图6图12 。聚酯薄膜在不同温度分解产物见表1。 图6 加温220，恒温2小时 图7 加温240，恒温2小时 图8 加温260，恒温2小时 图9 加温280，恒温2小时 图10 加温280，恒温2小时 图11加温300恒温2小时 图12加温300恒温2小时表1聚酯薄膜在不同温度的分解产物浓度（10-6V/V）。温度氢气一氧化碳二氧化碳甲烷乙烯乙烷乙炔160未检出0.391714.141.932.24未检出200未检出14.897506.122.942.96未检出3003991273829718242813.4711.50从表1可以看出，在缺氧条件下，聚酯薄膜分解产生的分解产物主要有氢气、甲烷、乙烯、一氧化碳和二氧化碳。这些气体在局部积累，降低SF6气体绝缘性能，形成放电通道，包括小电流和大电流放电通道。500kV砚都变电站砚西甲线5023于2007年2月1日和2007年6月18日两次跳闸后重合闸成功，还在运行状态。2007年6月25日停电进行常规预防性试验，检测500kV砚都变电站砚西甲线5023 CT二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）浓度，发现A相二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）浓度都超过检测仪器检测上限，判断有高能放电故障，立即建议该设备退出运行。同时进行其他组分检测，测试结果见表2.表2 5023CT A相六氟化硫气体组分测试结果及与B、C相对照项目编号湿度空气四氟化碳二氧化硫硫化氢六氟化硫二氧化碳二氟化硫酰十氟化二硫酰CF4SO2H2SSF6CO2SO2F2S2OF1010-6V/V%m/m%m/m10-6V/V10-6V/V%m/m%m/m%m/m%m/m砚西甲线5023A互感器1590.00900.069714614699.7440.16300.00750.0068砚西甲线5023B互感器790.01670.0000.140.0099.9700.0132未检出未检出砚西甲线5023C互感器930.01110.0000.140.0099.9740.0152未检出未检出从CT解体图片和CT内部结构和电场分布来看，放电故障可能经历如下过程，逐步发展，最后形成大电流放电通道，使保护动作跳闸。见图13. 高频或过电压 分解产物(微量) 分解产物积累均压带接触不均匀 电晕放电 放电电流增大 不均匀电场 电容屏间短路 破坏SF6绝缘性能 放电分解产物扩散 对支撑杆(上部)大电流放电故障(保护跳闸) 重复以上放电 SF6恢复绝缘性能 分解产物积累分解产物积累过程 对支撑杆(上部)大电流放电故障(保护跳闸)，停运 破坏SF6绝缘性能 图13 放电故障形成过程简图首先，由于6条均压带中某一条与电容屏第一屏存在接触电阻或者说6条均压带接触电阻不同，在高电压区域存在接触电阻或电场分布不均匀，均压带没起到均匀电场作用，反而使电场不均匀，造成局部极小电流放电（电晕放电），在电容屏间产生微量分解物，分解物主要有烷烃类、二氧化碳、一氧化碳、粉尘，极微量二氧化硫、硫化氢等，这些分解物在电容屏间积累，逐步破坏电容屏间绝缘（点胶纸间绝缘），造成电容屏间短路，放电电流逐步增大，产生更多分解物。随着放电时间以及放电产生的分解物积累，一方面，分解物在电容屏内测与电容屏支撑杆(上部)之间积累（因分解物比六氟化硫气体轻，短时间内较多分布在上部），降低和破坏六氟化硫气体的绝缘性能，造成电容屏与电容屏支撑杆(上部)之间大电流放电故障（保护跳闸）。图13 均压带烧断和电容屏内测放电痕迹图14 高电位区域电容屏内侧对支撑杆上部大电流放电部位通过大电流放电，局部区域短时间内高温高热，气体迅速膨胀，跳闸切断大电流放电以后，气体冷却降温。这一过程起到分散扩散放电分解产物，使六氟化硫气体恢复绝缘性能作用。使CT六氟化硫气体绝缘恢复，重新投运成功。重合闸成功投运后，又重复以上过程循环：小电流放电、分解产物积累、破坏六氟化硫气体绝缘性能、大电流放电、保护跳闸。这种故障为软故障。500kV贺州变电站贺罗线CT C相另一放电通道为电容屏高电位端SF6气体玻璃钢F6气体电容屏低电位端（地）见图8，图9，图10 。这种放电故障也为软故障。图15 500kV贺州变电站贺罗线CT C相电容屏高电位端放电部位 图16 500kV贺州变电站贺罗线CT C相玻璃钢放电通道图17 500kV贺州变电站贺罗线CTC相电容屏低压端（地电位）放电部位此类故障基本都是慢性的，故障发展时间相对较长，有利于对放电故障的监测和判断。此类故障也可能发展为硬故障，如前面分析的500kV贺州变电站贺罗线CT C相支撑绝缘子就是由于电容屏的软故障，发展引起支撑绝缘子形成放电通道击穿二次线圈而成为硬故障。2. SF6电气设备放电故障特征组分 SF6电气设备中SF6气体分解机理很复杂，国内外已有大量研究。根据多年来检测数据表明，SF6电气设备中断路器、刀闸（灭弧室、均压环完好情况下）正常开断几乎不会产生分解产物。本文中SF6电气设备放电故障是指SF6电气设备内部的放电故障包括断路器、刀闸（灭弧室、均压环有缺陷情况下）非正常开断。SF6电气设备放电故障使SF6气体分解、固体绝缘（盘式绝缘子，支撑绝缘子，绝缘薄膜（纸），玻璃钢等）分解、金属构件分解（产生原子蒸汽、带电离子），分解初始产物处于不稳定状态，相互之间反应、最后形成相对较稳定的分解产物。所以，SF6电气设备放电故障分解产物是指由于SF6电气设备放电形成的存在于SF6电气设备内部的产物，包括气体组分和固体组分（粉尘颗粒）。从以上SF6电气设备放电故障类型分析可知，SF6电气设备放电故障分解产物气体组分对SF6气体绝缘造成破坏，这种破坏通常是可恢复的。SF6电气设备放电故障分解产物固体组分（粉尘颗粒）附着在绝缘子表面对绝缘造成破坏，这种破坏通常是不可恢复的。因此，监测SF6电气设备放电故障，可以检测SF6电气设备放电故障产生的这部分气体组分和固体组分，但由于设备在运行中，固体组分样品（粉尘颗粒）不易取得，本文中检测SF6电气设备放电故障分解产物主要为气体组分。SF6电气设备放电故障分解产物主要有：CF4，SOF2，SO2F2，S2OF10，SO2，H2S，CO，CO2，HF。 考虑现场检测方法，检测手段（仪器、设备），检测灵敏度，以及与SF6电气设备放电故障关联性，优选二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）作为SF6电气设备放电故障特征组分。本文主要考虑现场快速检测，检测方法可以作为预防性试验常规检测项目推广。当判断SF6电气设备存在放电故障时，有条件的话可以检测以上SF6电气设备放电故障分解产物（除特征组分外）其他组分CF4，SOF2，SO2F2，S2OF10，CO，CO2，HF。根据检测结果进行综合判断。判断放电类型、放电部位、放电电流，综合评估SF6电气设备放电故障严重程度以及必须采取的措施。3. SF6电气设备放电故障分解产物检测方法3.1 SF6电气设备放电故障分解产物现场检测方法表3 SF6电气设备放电故障分解产物现场检测方法检测项目测量范围检测方法检测仪器SO2(SOF2),H2S,CO,HFSO2(SOF2),H2S0150L/LCO01000L/LHF020L/L电化学分析仪、化学显色管JH2000,JH3000,FS6DPDHF1000,快速检测管等CF4,SO2, CO2, SOF2, SO2F2 , S2OF10,110-6（质量比）气相色谱法DL/T9162005便携色谱仪SF6电气设备放电故障特征组分二氧化硫（SO2）,硫化氢（H2S）现场检测，可以用SF6电气设备故障检测仪JH2000进行检测。3.2 SF6电气设备放电故障分解产物实验室检测方法SF6电气设备放电故障分解产物实验室检测方法（略）4. SF6电气设备放电故障判断依据 根据多年来检测数据、放电故障设备检测和解体情况，总结出SF6电气设备放电故障判断依据，见表4 。表4 SF6电气设备放电故障判断依据特征气体浓度注意值(L/L)措施故障值(L/L)措施严重故障值(L/L)措施备注二氧化硫浓度CSO2350适当缩短检测周期50100放电通道已逐步形成，密切注意，必要时停电检修100放电通道已形成，随时可能发生高能放电烧毁设备，必需停电检修放电故障的发展速度以及严重程度，需结合追踪检测特征气体浓度增长速度进行判断，当增长较快而绝对值未达到严重故障值时，也应及时停电检修对于PT，所有数值减半。硫化氢浓度 CH2S210103030特征气体浓度比值CSO2/CH2S 4放电部位：固体绝缘SO2/H2S比值除了浓度绝对值比值外，还可用检测周期之间特征气体浓度增长比值判断放电电流千安以上的放电故障，需结合水分、二氧化碳、一氧化碳浓度变化进行判断47放电部位：多点放电，固体绝缘，金属7放电部位：金属IK1(CSO2+CH2S) +K2CCF4+K3(CCO+CCO2+CSOF2+CSO2F2+CS2OF10)式中，放电电流I，单位:安培；气体组分浓度CX，单位:L/L加权系数KX，K1=0.51；K2=0.10.5；,K30.050.1硫化物：SO2,H2S,SOF2,SO2F2,S2OF10等碳化物：CF4,CO,CO2, 羰基氟化物等4.1 SF6电气设备放电故障判断依据注意值（CSO2：350 L/L，CH2S：210 L/L）注意值是SF6电气设备运行相对安全的判据，可以缩短正常检测周期监视运行。SF6电气设备使用的SF6气体主要有如下几种：SF6新气：由气体生产厂家出厂的SF6气体，这种气体中基本没有特征组分SO2和H2S（L/L级别），也没有CO，HF，但多数含有其他气体组分如CF4，SOF2，SO2F2，S2OF10，CO2，气体浓度相对较低。对于这类SF6气体，要严格执行国家标准，最好使用前的比例抽检工作，检测数据作为SF6电气设备中气体组分基础数据。SF6回收气体：a. 一般运行设备检修回收使用的SF6气体。这类SF6气体一般没有经过处理或只进行简单处理。这类SF6气体充入设备前要进行严格检测，合格才能充入F6电气设备并把气体组分检测数据作为基础数据。 b. 放电故障设备检修回收使用的SF6气体。这类SF6气体一般经过有关厂家进行处理后才能重新使用。但SF6气体处理厂家由于技术、装备不同，处理效果差别较大。对这类SF6气体使用前要进行更加严格的检测工作，对技术指标不符合国家标准或虽然国家标准没有规定，但气体组分浓度较高，坚决不能使用。到目前为止，SF6回收气体所占比例相对较低，SF6电气设备使用的SF6气体绝大部分是SF6气体生产厂家生产的SF6新气。正常运行的SF6电气设备基本没有SO2和H2S。理论上检测有SO2和H2S都是由放电产生的，都应引起注意，但考虑到检测仪器灵敏度，检测误差差别，以及根据多年来检测数据统计，见表5 。定出注意值下限（CSO2：3 L/L，CH2S：2 L/L）。表5 特征组分SO2 和H2S检测数据统计结果浓度L/L特征组分0.13二氧化硫（SO2）157870硫化氢 (H2S)981.990.010为了平衡SF6电气设备安全运行与设备检修的经济性，定出注意值上限（CSO2：50 L/L，CH2S：10 L/L），SF6电气设备放电故障特征组分SO2和H2S浓度在以上注意值范围内，SF6电气设备运行是安全的。110kV海滨变电站1主变间隔1011刀闸气室，SO2和H2S浓度检测数据见表6.表6 SO2和H2S浓度检测结果 检测日期设备编号二氟化硫SO2硫化氢H2S2007年5月10日2007年9月20日2007年5月10日2007年9月20日L/LL/LL/LL/L1011刀闸侧盘式绝缘子5.432.147.002.00检修解体图片见图18.图18 #1主变101开关1011刀闸侧盘式绝缘子沿面放电中国石油化工股份有限公司广州分公司炼油厂110kVGIS #1主变101开关追踪测试结果，见表7。表7 110kVGIS #1主变101开关SO2和H2S浓度追踪测试结果测试日期特征组分L/L2008-3-62008-3-122008-4-142008-5-27二氧化硫（SO2）6.2923.8645.2960.43硫化氢 (H2S)0.001.005.168.86从测试结果看，该设备涉及绝缘盘放电故障，目前仍在运行，已建议厂家有条件时停电检修。110kV石龙变电站GIS SF6电气设备放电故障特征组分SO2和H2S浓度追踪检测结果见表8。表8 110kV石龙变电站GIS SO2和H2S浓度追踪检测结果 检测日期设备编号二氟化硫SO2硫化氢H2S2008年2月22日2008年5月8日2008年2月22日2008年5月8日L/LL/LL/LL/L#1主变 WB4.0013.860.432.14#1主变 QSQE3.4317.140.432.14#1主变 QF10.1438.712.145.00碣龙线 WB2.148.860.001.00碣龙线 TV1.004.430.000.00碣龙线 QSQE6.8625.141.003.43陈龙线 TV0.432.710.000.00陈龙线 QSQE8.5732.001.714.29#2主变 WB1.715.570.000.43#2主变 QSQE8.5729.572.004.29#2主变 QF2.149.000.141.00判断以上设备多数气室存在金属间放电，目前设备仍在运行，缩短检测周期继续追踪检测。4.2 SF6电气设备放电故障判断依据故障值（CSO2：50100 L/L，CH2S：1030 L/L）故障值是SF6电气设备必须谨慎监视运行，为了安全，具备检修条件的可停电检修的判据。SF6电气设备放电通道逐步形成过程中，可以结合特征组分浓度比值判断放电部位，放电涉及的绝缘类型，放电通道类型等综合判断。从以上SF6电气设备放电故障类型分析可知，SF6电气设备放电故障特征组分SO2和H2S的浓度达到故障值，对设备安全运行并不会有即时威胁，但需要谨慎监视，足够重视，关键要判断放电故障类型，然后确定需要采取的措施。4.3 SF6电气设备放电故障判断依据严重故障值（CSO2：100 L/L，CH2S：30 L/L）严重故障值是SF6电气设备必须尽快退出运行，转入检修状态的判据。特别对高电压等级设备，为了安全，尽量避免继续监视运行，以免设备缺陷和故障扩大转变为事故。树立主动计划检修代替故障被动检修理念，使检修时间可控，故障范围可控。500kV砚都变电站砚西甲线5023CT A相，虽然CSO2：146 L/L，CH2S：146 L/L仍在运行，主要原因是故障为软故障，仍没有转变为硬故障，但从CT内部结构解体情况看，电容屏高压端已经几十屏烧毁，见图6，六条均压带也已烧断，见图19。这种故障的放电故障设备，发现了就必须第一时间停运；如果第一次跳闸的时候，有检测放电特征组分SO2和H2S，发现CSO2：146 L/L，CH2S：146 L/L的话，也必须第一时间停运。不提倡这么严重缺陷的设备仍然坚持继续运行，特别是500kV的高电压等级设备，要提倡发现设备有较严重缺陷，用计划检修代替故障检修。判断SF6电气设备放电电流达千安级别的设备，不管保护动作与否，一般都必须停运检修。 图19 500kV砚都变电站5023CT A相均压带烧断4.4 六氟化硫电压互感器的判据 对于SF6 PT，所有判据数值减半。因为SF6 PT的一次线圈比较薄弱，极小电流的放电容易引起崩溃式的短路故障，所以，所有判据要更加严格，而且要特别注意SF6 分解产物中一氧化碳（CO），二氧化碳（CO2）特征组分浓度及其变化，如果判断故障部位涉及线圈绝缘，需尽快停电检修。4.5 SF6电气设备放电故障判断依据特征组分浓度比值判据CSO2/CH2S CSO2/CH2S 比值判据主要用于判断放电部位及故障类型，判断放电部位是否涉及固体绝缘、金属或两者（多点放电），判断故障类型属于硬故障还是软故障。5.5.1 CSO2/CH2S4，放电部位主要涉及固体绝缘，包括绝缘盘、支撑绝缘子、绝缘纸(薄膜)等。SF6电气设备固体绝缘（盘式绝缘子，支撑绝缘子，绝缘薄膜（纸），玻璃钢等），除非有重大制造缺陷，否则，在运行中没有直接形成放电通道条件，而且经过投产前耐压试验考验。通常情况下是由于小电流放电或粉尘积累逐步形成放电通道，这一过程可以通过检测SF6电气设备放电故障特征组分SO2和H2S浓度及其增长速率及时作出判断并采取相应措施。放电部位涉及固体绝缘，破坏其电气绝缘性能，而且放电后它的电气绝缘性能难以或不能恢复，放电后放电通道依然存在，这种放电故障容易形成硬故障，对设备安全威胁更大。如果放电涉及绝缘纸（薄膜），对设备危害更大，特别对于PT，容易形成崩溃式的绝缘短路故障，所以，对于PT，判据要更加严格，涉及这种故障的设备还有CT。涉及聚酯薄膜的放电故障，有以下两种情况，一种是放电导致聚酯薄膜分解，导致绝缘破坏，产生大量的一氧化碳CO,二氧化碳CO2和水分，这种放电故障较易判断，除了特征组分浓度比值CSO2/CH2S4，可以结合一氧化碳CO，二氧化碳CO2和水分浓度综合判断，可以提高判据准确性；另一种情况是放电部位不在聚酯薄膜，而是邻近聚酯薄膜的放电故障产生的热量使聚酯薄膜热卷缩，这种情况不但破坏聚酯薄膜物理结构，同样会破坏聚酯薄膜绝缘性能，而且由于聚酯薄膜没有分解，放电故障较难以判断。涉及绝缘盘、支撑绝缘子的放电故障，应用特征组分浓度比值CSO2/CH2S7，可以判断放电故障主要涉及金属，对设备危害相对小一些。故障部位多数在刀闸，导电连杆，设备外壳内壁等。5.5.3 4CSO2/CH2S7, 多点放电故障，放电部位可能涉及金属和固体绝缘 SF6电气设备内部放电故障通常比较复杂，不是单纯一点放电，而是多点放电，有多条放电通道，这种放电故障比例也较高。故障类型判断难度较大，需要综合分析，也需要经验积累。4.6 SF6电气设备放电故障判断依据放电电流SF6电气设备放电故障放电电流计算公式：I=K1(CSO2+CH2S) +K2CCF4+K3(CCO+CCO2+CSOF2+CSO2F2+CS2OF10) （1）上式中：放电电流I，单位安培组分浓度CX，单位L/L加权系数KX, K1=0.51，K20.10.5，K30.010.1SF6电气设备内部放电，产