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摘 要：本文阐述了SF6气体分解机理的基础上，分析了故障状态下SF6断路器内部常见故障部位及气体分解物的对应关系，提出了通过定量检测SF6分解物含量来反映SF6断路器早期内部放电情况，并给出了具体的判定标准。通过对某变电站断路器的实例检测，在一定程度上实现对SF6设备运行状况的状态监控。
关键词：SF6断路器；SO2；H2S；含量测试；状态分析
前言
SF6气体因其优异的绝缘特性和灭弧特性，已广泛应用于全封闭组合电器（GIS）和高压断路器等电气设备中。然而设备在投入运行后，主要通过对SF6的微水测量和检漏监控设备运行状态，设备监督检测手段少，无法实现对设备运行状态的监测。如何及早检测出电气设备缺陷，提高设备运行可靠性及判断电气设备是否需要检修是电力部门关注的重要问题。基于SF6气体分解物分析的机理，通过对SO2及H2S含量测试可为SF6断路器运行状态分析提供有力依据。本文将就我公司近期某型号断路器SF6气体分解物含量测试分析结果，对该方法进行探讨。
1．SF6气体分解机理
SF6气体化学性质极其稳定，其自身的分解温度在 500 ℃以上,在正常运行的情况下，由于灭弧室的特殊结构，SF6气体被断路器操作所产生的电弧分解生成离子基和原子团（基）后，会在极短的时间内又迅速复合还原为SF6，复合率在99.9%以上，只产生极少的低氟裂化合物。但在电弧、电火花和电晕放电的作用下，SF6气体会发生分解，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、水分和氧气等进一步反应生成十分复杂的化合物[1]。其气体分解的示意图如下图所示：
图1：SF6放电分解物示意图
SF6在水分的作用下放电和热分解主要稳定气态分解物为SOF2、 SO2、HF和SO2F2。当故障涉及固体绝缘材料时还会产生CF4和H2S等。在裸金属低能量放电和电晕放电的情况下，一般较少或检测不出H2S，只有在故障电流较大的情况下，才能检测出一定含量的H2S组分。因此H2S含量大小与裸金属放电能量大小有关系。通过H2S组分含量大小还可考察故障的能量及故障是否涉及固体绝缘。在现场检测中把SO2和H2S 气体作为内部故障的特征组分。
SF6设备内部常见放电故障可归纳为以下3种：
(1) 金属导体对地放电
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、HS和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、HS、金属氟化物及少量的H2S。
(3)导电连接接触不良
当故障点温度超过500°C时，SF6开始热分解，当温度达600°C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、H2S、HS和氟化硫酰等。
2．检测方法
使用SF6检测装置定量检测SF6分解物含量，较准确的反映内部放电情况，对超过标准值的断路器依据具体情况进行重点观察，乃至解体检查或者大修，在一定程度上实现对SF6设备运行状况的状态监控。
3．检测标准
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。
判断标准：
SF6运行中的含水量和泄露标准在IEC和DL/T 596-1996中已明确说明，在国家电网公司新印发的Ｑ/GDW 168-2008《输变电设备状态检修试验规程》中增加了SF6气体杂质成分分析试验项目，但未给出明确的注意值。IEC与CIGRE（国际大电网会议）已有导则和推荐值，CIGRE对总的分解物浓度的推荐值为500～2000μl/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为：SO2含量≤1.0μl/l，H2S含量≤0.5μl/l。
福建省电力设备交接和预防性试验规程规定，SF6气体分解物中SO2和H2S含量监控值定为不大于2μl/l。[2]
以上规定给出了SF6设备中SO2和H2S气体在运行中的控制指标，但对于开关设备中由于间歇性放电而引起的气体含量变化，由于测试的周期和间歇性放电的时间不能同步，难以准确反映此类隐患的确切信息。因此，笔者在总结近年来设备故障经验并与设备制造商共同探讨得出如下判断标准：
1）SO2含量≤1.0μl/l，H2S含量≤0.5μl/l，设备判定正常；
2）SO2含量在1.0至5.0μl/l、H2S含量在0.5至2.0μl/l之间，每季度进行一次检测。若开关最近一次开断在一周内属正常（开断也会产生相关气体），否则在一周后复测一次，若数据没有增长，则设备判定正常。若有增长，则可能存在内部局放，安排停电进行处理。
3）SO2含量超过5μl/l、H2S含量超过2μl/l，复测确认后应尽快安排停电检查。
4）在运行中存在异常声响或SF6气体中在测试过程中有粉尘的应尽快安排停电检查处理。
4．实例分析
2007年，河北南部电网某220kV变电值班人员在巡视中发现某110kV SF6断路器内部有异常声音，并时有时无。2008年2月对该断路器三相进行了SO2、H2S含量测试，发现该断路器B相气体中S02及H2S含量均超标，其余两相SF6气体中S02及H2S含量正常，对该断路器进行解体检查，发现B相绝缘拉杆连接轴销腐蚀严重，断路器内部产生大量粉尘，其他两相内部正常（详见图2-3），从图1中可以看出，该断路器B相绝缘拉杆存在内部放电痕迹，而图2中B相连接轴销已有明显放电烧蚀。SF6气体成分分析结果与解体检查结果吻合。
5．结论
近年来，随着设备检测技术的发展，利用SF6气体中SO2、H2S含量测试成分来分析判断断路器内部是否存在放电故障技术逐渐成熟，为定量判断SF6断路器内部故障提供了技术支持，已逐步成为电气设备内部故障早期诊断手段。但在实际应用中，由于电气设备内部放置了相当数量的吸附剂，主要有分子筛、活性氧化铝、活性碳等物质。这些吸附剂能有效地吸附水分和SF6气体分解物质。这对保证设备安全运行是完全必要的，但也给试图通过检测分解物质诊断设备运行状况带来很大困难。因此当设备有异常信号出现时，行动必须要快，减少分解物被吸附带来的影响。日常分析检测，对试验要力求准确，对分解物浓度变化情况要观察敏锐，不放过“可疑”之处，要多与周围设备的数据作比对，发现“特别”之处，应引起注意，追踪不放。
利用SF6气体中SO2、H2S含量测试进行设备故障判断的应用，结果证明了此方法的有效性。与其他方法相比，SF6含量分析法具有操作简便、试验成本低、可现场或在线监测，对人员的要求也不高，有利于工程和现场维护需要。类似于油中溶解气体分析诊断充油设备故障法，该方法有着巨大的发展前景，需要我们不断探索，使其更加完善。
参考文献
[1] 郭贤珊.高压开关设备生产运行实用技术. 北京：中国电力出版社,2006,6
关键词：SF6断路器；SO2；H2S；含量测试；状态分析
前言
SF6气体因其优异的绝缘特性和灭弧特性，已广泛应用于全封闭组合电器（GIS）和高压断路器等电气设备中。然而设备在投入运行后，主要通过对SF6的微水测量和检漏监控设备运行状态，设备监督检测手段少，无法实现对设备运行状态的监测。如何及早检测出电气设备缺陷，提高设备运行可靠性及判断电气设备是否需要检修是电力部门关注的重要问题。基于SF6气体分解物分析的机理，通过对SO2及H2S含量测试可为SF6断路器运行状态分析提供有力依据。本文将就我公司近期某型号断路器SF6气体分解物含量测试分析结果，对该方法进行探讨。
1．SF6气体分解机理
SF6气体化学性质极其稳定，其自身的分解温度在 500 ℃以上,在正常运行的情况下，由于灭弧室的特殊结构，SF6气体被断路器操作所产生的电弧分解生成离子基和原子团（基）后，会在极短的时间内又迅速复合还原为SF6，复合率在99.9%以上，只产生极少的低氟裂化合物。但在电弧、电火花和电晕放电的作用下，SF6气体会发生分解，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、水分和氧气等进一步反应生成十分复杂的化合物[1]。其气体分解的示意图如下图所示：
图1：SF6放电分解物示意图
SF6在水分的作用下放电和热分解主要稳定气态分解物为SOF2、 SO2、HF和SO2F2。当故障涉及固体绝缘材料时还会产生CF4和H2S等。在裸金属低能量放电和电晕放电的情况下，一般较少或检测不出H2S，只有在故障电流较大的情况下，才能检测出一定含量的H2S组分。因此H2S含量大小与裸金属放电能量大小有关系。通过H2S组分含量大小还可考察故障的能量及故障是否涉及固体绝缘。在现场检测中把SO2和H2S 气体作为内部故障的特征组分。
SF6设备内部常见放电故障可归纳为以下3种：
(1) 金属导体对地放电
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、HS和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、HS、金属氟化物及少量的H2S。
(3)导电连接接触不良
当故障点温度超过500°C时，SF6开始热分解，当温度达600°C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、H2S、HS和氟化硫酰等。
2．检测方法
使用SF6检测装置定量检测SF6分解物含量，较准确的反映内部放电情况，对超过标准值的断路器依据具体情况进行重点观察，乃至解体检查或者大修，在一定程度上实现对SF6设备运行状况的状态监控。
3．检测标准
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。
判断标准：
SF6运行中的含水量和泄露标准在IEC和DL/T 596-1996中已明确说明，在国家电网公司新印发的Ｑ/GDW 168-2008《输变电设备状态检修试验规程》中增加了SF6气体杂质成分分析试验项目，但未给出明确的注意值。IEC与CIGRE（国际大电网会议）已有导则和推荐值，CIGRE对总的分解物浓度的推荐值为500～2000μl/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为：SO2含量≤1.0μl/l，H2S含量≤0.5μl/l。
福建省电力设备交接和预防性试验规程规定，SF6气体分解物中SO2和H2S含量监控值定为不大于2μl/l。[2]
以上规定给出了SF6设备中SO2和H2S气体在运行中的控制指标，但对于开关设备中由于间歇性放电而引起的气体含量变化，由于测试的周期和间歇性放电的时间不能同步，难以准确反映此类隐患的确切信息。因此，笔者在总结近年来设备故障经验并与设备制造商共同探讨得出如下判断标准：
1）SO2含量≤1.0μl/l，H2S含量≤0.5μl/l，设备判定正常；
2）SO2含量在1.0至5.0μl/l、H2S含量在0.5至2.0μl/l之间，每季度进行一次检测。若开关最近一次开断在一周内属正常（开断也会产生相关气体），否则在一周后复测一次，若数据没有增长，则设备判定正常。若有增长，则可能存在内部局放，安排停电进行处理。
3）SO2含量超过5μl/l、H2S含量超过2μl/l，复测确认后应尽快安排停电检查。
4）在运行中存在异常声响或SF6气体中在测试过程中有粉尘的应尽快安排停电检查处理。
4．实例分析
2007年，河北南部电网某220kV变电值班人员在巡视中发现某110kV SF6断路器内部有异常声音，并时有时无。2008年2月对该断路器三相进行了SO2、H2S含量测试，发现该断路器B相气体中S02及H2S含量均超标，其余两相SF6气体中S02及H2S含量正常，对该断路器进行解体检查，发现B相绝缘拉杆连接轴销腐蚀严重，断路器内部产生大量粉尘，其他两相内部正常（详见图2-3），从图1中可以看出，该断路器B相绝缘拉杆存在内部放电痕迹，而图2中B相连接轴销已有明显放电烧蚀。SF6气体成分分析结果与解体检查结果吻合。
5．结论
近年来，随着设备检测技术的发展，利用SF6气体中SO2、H2S含量测试成分来分析判断断路器内部是否存在放电故障技术逐渐成熟，为定量判断SF6断路器内部故障提供了技术支持，已逐步成为电气设备内部故障早期诊断手段。但在实际应用中，由于电气设备内部放置了相当数量的吸附剂，主要有分子筛、活性氧化铝、活性碳等物质。这些吸附剂能有效地吸附水分和SF6气体分解物质。这对保证设备安全运行是完全必要的，但也给试图通过检测分解物质诊断设备运行状况带来很大困难。因此当设备有异常信号出现时，行动必须要快，减少分解物被吸附带来的影响。日常分析检测，对试验要力求准确，对分解物浓度变化情况要观察敏锐，不放过“可疑”之处，要多与周围设备的数据作比对，发现“特别”之处，应引起注意，追踪不放。
利用SF6气体中SO2、H2S含量测试进行设备故障判断的应用，结果证明了此方法的有效性。与其他方法相比，SF6含量分析法具有操作简便、试验成本低、可现场或在线监测，对人员的要求也不高，有利于工程和现场维护需要。类似于油中溶解气体分析诊断充油设备故障法，该方法有着巨大的发展前景，需要我们不断探索，使其更加完善。
参考文献
[1] 郭贤珊.高压开关设备生产运行实用技术. 北京：中国电力出版社,2006,6