（1.国网山东省电力公司经济技术研究院 山东济南 250011；2.国网山东省电力公司 山东济南 250011）
摘要：本文阐述SF6电气设备内部绝缘材料的分解产物，故障状态时内部特征气体含量与SF6电气设备故障性质、故障部位的对应关系，提出检测分解物总量及SO2、H2S特征气体含量，检测设备早期故障，判断SF6设备的受污染程度、潜伏性故障和内部故障位置，实现SF6 电气设备绝缘性能的监控。
关键词：SF6电气设备；分解物；特征气体；绝缘状态监测
前言
纯净的SF6气体具有稳定的绝缘性能，广泛应用在高压电器设备中。随着SF6气体绝缘设备的普及和运行年限的增加，SF6电气设备存在的问题逐渐暴露。作为运行、检修人员如何作好SF6气体设备的运行维护、检修工作是我们将面临的一个突出问题。目前，由于受现场条件的限制，该类设备投运前，我们除进行机械特性试验外，还通过交流耐压、接触电阻、微水测量和气体检漏完成设备的绝缘监督。设备投入运行后，主要通过对SF6的微水测量和检漏对设备进行监控，设备监测手段少，无法实现对设备的预控。并且实际工作中，我们发现SF6设备微水含量超标的情况，大都源于设备生产装配、设备安装过程中的水分入侵、干燥不彻底。投运后的预防性试验中，微水含量超标的现象很少见。且微水含量测定试验受天气、外部环境、检测仪器影响大，灵敏度不高，检测真实性受到影响。
1原理分析
1.1SF6分解物判断SF6电气设备内部故障的可靠性分析
SF6气体在火花、电弧作用下产生裂解，其分解产物与设备中微量水分反应，虽降低水分含量，但其水解反应所产生的各种产物腐蚀设备金属外壳，触头、导体、密封件，加速绝缘材料老化，降低SF6电气性能；同时，分解产物的水解反应能阻碍SF6分解产物的复合，降低SF6的介电恢复强度，也增加了毒性及有害物质的组分和含量；并且，SF6设备内部存在少量的金属离子、灰尘杂质等污物，增加其发生局部放电的可能。
1、SF6电弧分解产物的形成：
1）热分解和热电离；
2）涉及F与电极材料中的金属（铜、钨）蒸气的反应；
3）SF6的分解产物与设备中微量水分等的反应，其产物较为复杂。随着温度增加，分解作用逐渐显著，SF6绝缘性能遭到破坏。有关反应的反应式举例如下：
自身分解及金属的反应：
SF6→SF4+F2；
3SF6+W→3SF4+WF6（气体）；
SF6+CU→SF4+ CUF2（绝缘固体粉末）；
水解反应：
SF6+6H2O→2SO2+12HF+O2；
SF6+H2O→SOF2+2HF；
WF6+3H2O→6HF+WO3（绝缘固体粉末）；
SOF2+H2O→SO2+2HF；
氧的作用：
2SF4+O2→2SOF4；
若氧和水同时存在，可生成含有氧氟化物（SOF）和HF等「1」。
2、SF6分解产物的危害：
1）气体分解产物。SO2、HF和SOF2等腐蚀金属及设备的有关部件，加速绝缘材料老化，降低SF6的电气性能，特别容易污染固体绝缘材料，使其延面闪络电压大为降低，导致滑闪放电。
2）固体分解产物。WO3、CUF2等固体产物，若沉淀在环氧树脂等固体绝缘材料表面，在SF6中微水作用下，可降低其沿面闪络电压。由此，长期的运行过程中，设备内部有一处相对微小局部放电可能会产生足够数量的腐蚀性物质，引起设备缺陷。
3）水分的危害。设备内部的水分，可能由SF6和设备部件带入，或因密封不严，空气中的水汽侵入。侵入的水分会降低电气设备的绝缘性能，也会间接造成设备的腐蚀；分解产物的水解反应能阻碍SF6分解产物的复合，降低SF6的介质恢复强度，也增加了毒性及有害物质的组分和含量。
由此，我们可以通过检测SF6气体污染物含量，判定设备内部绝缘状况，加强绝缘监督的监控力度，使设备故障隐患得到有效控制，保障了电网的安全稳定运行。
1.2 SF6电气设备内部可能故障状态分析及相应分解物状况
SF6气体和内部固体绝缘材料有很好的热稳定性，只有当温度超过 500℃后，才会开始分解。因此，对于正常运行的SF6电气设备，不仅在其非电弧气室中没有分解产物，而且在有电弧的断路器室，也因其合、分速度快，又有良好的灭弧功能，使 SF6分解后又在瞬间得到复合，其复合率达99.8%以上，因此在其内也没有明显的分解产物。但若设备内部存在故障时，将使故障区域的 SF6气体和固体绝缘材料发生分解产生氟化物和硫化物[2]。
SF6电气设备内部常见故障部位可归纳为以下3种：
1、导电金属对地放电
这类故障主要表现在 SF6气体中存在导电颗粒杂质引起对地放电和绝缘子绝缘缺陷后引起对地放电。这种放电性故障能量都较大，使SF6 气体和热固性环氧树脂分解，产生大量的SO2、H2S、HF、金属氟化物和氟化亚硫酰等。
2、悬浮电位放电
这类故障表现在断路器动触头与拉杆间接触不良和CT电容屏顶部固定螺丝松动引起金属间悬浮电位放电。这种放电性故障能量不很大，一般情况下只有SF6气体分解，生成SO2、HF、金属氟化物及少量的H2S。
3、导电杆连接接触不良
当故障点温度超过500℃时，SF6 开始热分解，当温度达600℃时，铝合金导杆将熔化，并引起支撑的绝缘子分解，主要生成SO2、HF、H2S 和氟化硫酰等。在内部故障时分解产物还有CF4、SF4、SOF2物质。但由于气室中和绝缘子中存在水分和氧，因此这些物质会再次反应生成稳定的SO2和HF。由此可见SO2气体除了由SF6和固体绝缘材料分解生成外，还可由SOF2的水解产生[3]。
由此可知，SF6电气设备故障时产生的分解物主要还是SO2、HF和H2S；故障时，分解的产物具有一定的特点和规律。所以，我们可以通过对分解物的主要成分的含量分析来预期检出内部故障和快速判断内部故障的位置。
2检测方法
1、关于SF6分解物产物的测量方法中比较经典的方法是红外光谱法，但此方法比较复杂和昂贵，不适用于现场。
2、检测管法是一种操作比较简单的化学变色方法，又是一种比较简单的测量工具，但是它的测量范围太小，通常不能分辨小于20PPM的分解气体，不能满足故障的判断，也不能满足SF6气体在纯化再生处理过程中的检测，有的检测管有可能存在多种气体灵敏度交叉影响的问题，所以是一种大致的半定量仪器。测试所用的气样消耗量也比较多。
3、气相色谱法对SF6气体分解物进行分析。在广东中试所和广州供电局，主要采用惠普公司的气相色谱仪对SF6气体分解物进行分析。由于无法购治99.9％的标准SF6气体，广州供电局现已停止此项分析的开展；在广东中试所化环室，在没有标气的情况下，分析人员只能人为判断某些分解产物的有无，而对其具体含量多少，不能进行定量的分析，失去了试验项目的可靠性。采用这种色谱分析法，要求现场采气过程相当严格的气密性，首先要对集气瓶抽真空，在将取气阀和连接软管与SF6设备与集气瓶相连，因为气体飘溢的控制相当困难，往往使所采气体中混有空气，而空气的含量将影响SF6气体定性与定量分析的结果。并且气相色谱法的耗气量较大。这种方法针对故障后试验分析十分有效，能够准确的判断GIS的故障气室。
4、动态离子分析技术，一种用于气体里微量混合物探测的技术，不但克服上述的缺点，而且实现了 SF6气体的在线分析，它利用不同的化合物分子在电场的作用下，产生的离子漂移时间不同的原理。监测SF6纯气漂移时间（峰值时间）和劣化SF6气体漂移时间的时间差 t的大小，测量峰值的漂移时间差，得到一个与SF6中杂质数量相对应的直观信号，反映污染物含量多少，以此判断设备内部局部放电或分解产物严重的程度，监测设备状态的变化趋势。污染物总量的测量，有利于我们界定SF6气体设备的可用性与非可用性，有利于我们根据设备的受污染程度，提出正确的监督跟踪计划，实现设备隐患的预控。但其不能反应SF6气体设备的故障性质与位置。而特征气体SO2、H2S的含量多少，能反应SF6电气设备内部故障部位，使我们的检修任务有的放矢。
因此，我们采用将检测污染物总量与特征气体含量相结合的方式，判断SF6设备的受污染程度、潜伏性故障和内部故障的位置。实现SF6 气体绝缘设备绝缘状态的在线检测。
3检测标准
1、参考标准：
为符合当日的环境及温度情况以便得到一个准确的测量结果，我们使用国产纯度为99.9％的纯净SF6气体作为测量的参考气体。
2、判断标准：
SF6运行中的含水量和泄漏标准在IEC和DL/596-1996（电器设备预防性实验规程）中已有规定，分解产物国内也还未制订标准，但IEC与CIGRE已有导则和推荐值。CIGRE（国际大电网会议）对总的分解物浓度的推荐值为500~2000uL/L，作为是否超标的依据。
SO2和H2S含量的运行控制指标初步定位S02含量不大于1.0ul/l，H2S含量不大于0.5ul/l。
4技术应用
通过应用德国GAS公司生产的SF6电气设备污染物含量检测仪，根据SF6气体绝缘设备的在役运行情况，安排详细的带电测试计划。目前，已完成10座变电站近60台SF6开关、100个GIS间隔的SF6气体绝缘设备绝缘状态检测。使用结果表明：
1、数据、图谱信息反映直观
从测试界面（图一）中，我们可以清晰的获得微水含量、参考标准漂移时间、样品峰值漂移时间、峰值漂移图谱、漂移时间差（样品峰值漂移时间－参考标准漂移时间）以及与之对应的污染物含量范围，同时污染物含量指示灯色彩的变化，便于操作人员对设备污染状况的掌握。
通过对比SF6样品及参考标准漂移时间，能够检查 SF6气体绝缘设备内部 SF6成分的变化。峰值漂移由不同漂移率的离子产生，峰值变宽是由于有更多种放电后形成的杂质产物离子产生的。并且污染物含量指示标准与峰值漂移时间差、污染物浓度是相对应的（表一）。这便于我们通过掌握峰值漂移时间差，对处于同一污染级别的SF6气体设备，分析其周期趋势曲线制定相应防范措施，防止绝缘失效。
2、依据状态评估，制定检修周期
1、所测SF6气体绝缘设备中，97台次污染物含量小于500PPM，设备纯度合格，绝缘状况优良。针对此纯度等级设备，我们提报适当延长检修周期的建议。
2、46台次污染物含量介于500PPM -1000PPM之间，设备存在轻微污染，绝缘状态良好，可以继续运行。针对此纯度等级设备，我们提报按原有检修周期维护。
3、17台次污染物含量介于1000PPM-2000PPM之间，设备存在明显污染，当再次出现短路电流时可造成SF6 气体绝缘设备损坏，需要加强监督。针对该纯度等级设备，我们提报适当缩短检修周期的意见。
结论
通过检测SF6电气设备中分解物总量与特征气体含量，判断设备的受污染程度、潜伏性故障和内部故障的位置。是检测SF6电气设备内部早期故障的有效手段。为捕捉早期缺陷、预测绝缘变化趋势提供依据，为准确、及时地把握设备健康水平提供必备的手段，必将为电力设备的状态检修及安全运行提供有力保障。
参考文献：
[1]《电气绝缘材料的放电性能和电气绝缘材料中的塑料》，曼特罗夫（苏联），交通大学绝缘教研室译，高等教育出版社1957年出版
[2]《SF6在高压断路器和GIS不同放电下的分解物》，李建基，西安高压电器研究所，《华通技术》，1992年第3期
[3]《基于SO2、H2S含量测试的SF6电气设备内部故障的判断》，游荣文，福建电力试验研究院，2004年3月
作者简介：
王 钦（1978年－），女，高级工程师，从事电网工程建设管理和设备运维管理工作。
韩鹏凯（1976年－），男，高级工程师，从事电网工程建设管理工作。
姜兆庆（1972年—），男，高级工程师，从事电网工程建设管理和设备运维管理工作。
论文作者:王钦,韩鹏凯,姜兆庆
论文发表刊物:《电力设备》2016年第22期
论文发表时间:2017/1/21
标签：分解论文; 气体论文; 设备论文; 故障论文; 含量论文; 产物论文; 污染物论文; 《电力设备》2016年第22期论文;