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摘要：随着电力事业的大力发展，SF6气体以其优异的绝缘性能和灭弧性能被广泛用于电力设备中，SF6气体开关装置的运行也得到迅猛的发展。但是SF6开关的泄漏不容忽视，不但会降低开关的绝缘强度，更会给检修人员带来极大的危害。由于SF6气体无色无味的物理特征，极不容易被检修人员发现泄漏。这个问题一直是SF6气体开关装置发展过程中所面对的问题。文章从实例当中深入探讨了SF6开关装置气体的泄漏情况以及如何及时的发现SF6泄漏并如何有效的进行解决。
关键词：SF6 气体泄漏 开关装置 危害性
0 引言
近年来，随着社会、经济和开关技术的不断发展，工程建设的复杂程度加大，开关设备的小型化、免维护、智能化的产品越来越受到青睐。SF6气体具有良好的绝缘性能，现阶段被广泛应用于高压开关设备中，在正常工况下，是较为理想的绝缘及灭弧介质。因此SF6开关以较好的绝缘优势成为高压开关中的皎皎者。
SF6开关一旦泄漏就会使开关内部绝缘性能大大降低，就会在开关内部产生电弧，对开关及联接设备造成很大的破害。另外，SF6气体还会对空气造成严重的环境污染。而且SF6在高压高温的情况下将分解成氟化氢、二氧化硫、四氟化硫、硫化氢等有毒物质，会导致人身体的肺组织急性水肿，影响肺部氧气交换，导致缺氧而窒息性死亡。所以如何能够及时的发现并解决SF。泄漏的问题刻不容缓。
1 SF6开关设备泄漏故障情况
当前SF6开关设备运行中暴露出的泄漏故障主要是液压机构漏油和设备本体漏气。国产设备的泄漏故障率高于进口设备。根据有关文献的统计其情况如下：
(1)1989～1997年，220kV及以上电压等级的SF6断路器和GIS发生的泄漏故障中，液压机构漏油共80次，其中进口设备为8次；设备本体漏气共26次，其中进口设备为3次。
(2)所有故障中比例最大的是液压机构。1993年北京供电局共处理SF6断路器液压机构漏油15台次。国产SF6断路器的漏气问题很突出，北京供电局所使用的220kVSSF6断路器中仅1993年度就有11台断路器中的本体漏气，全年共补气18次。
(3)1994年SF6断路器共发生49次故障，其中液压机构严重漏油9次，设备本体漏气16次，国产、进口设备都存在这一问题。
(4)1988～1995年间国产500kVSF6断路器共发生22次故障，其中主要是密封质量问题，几乎占了故障的一半。
(5)国际大电网会议(CIGRE)23—03特别工作组曾对11家巴西用户的7个制造厂家的29台GIS进行调查，结果显示：在某些变电站，设备每年的SF6泄漏率超过3％，个别情况高达10％。对于巴西的大多数100～200kV的GIS，则低于但十分接近允许值1％。仅在1991～1993年间，在巴西安装的GIS，由于泄漏至少导致5623kg SF6排放到大气中，不仅造成了可观的经济损失，并污染了环境。
另外，据德国一个大型公用事业设施的故障统计，在SF6断路器的主要故障中，驱动机构的故障超过40％，居第一位，SF6泄漏以及辅助和二次回路中的故障分别居第二位和第三位。
(6)国际大电网会议13－06工作组1988～1990年第二次调查(主要针对SF6断路器)指出：在123kV级断路器的故障中，液压机构占69％，245kV级达63％，在运行中经常出现漏油、漏N2、保护装置失误、电动泵故障等问题。
上述调查还指出：次要故障的2/3是泄漏，即断路器本体漏气、液压机构漏油和气动机构漏气。
2 泄漏发生的主要部位
(1)液压机构的主要漏油部位有：三通阀和放油阀、高低压油管、压力表和压力继电器接头以及工作缸活塞杆和贮压简活塞杆的密封受损处、低压油箱的砂眼处等。
(2)SF6断路器本体的漏气部位有：支柱驱动杆和密封圈划伤处、充气阀密封不良处、支柱瓷套根部有裂纹处、法兰联接处、灭弧室顶盖有砂眼处、三联箱盖板、气体管路接头、密度继电器接口、二次压力表接头、焊缝和密封槽与密封圈(垫)尺寸不配合等处。
(3)GIS的漏气部位有：隔室、绝缘子、0型密封圈、开关绝缘杆、互感器二次线端子、箱板连接点、气室母管、附件砂眼处和气室伸缩节接口等处。
3 泄漏的后果
(1)对液压机构，漏油会引起短时频繁启泵打压或补压时间过长，阀体大量内渗油会造成失压故障，液压油进入储压筒氮气侧会造成压力异常升高等，这会影响SF6断路器安全运行。
(2)对于SF6断路器和GIS，虽然泄漏到大气中的SF6浓度很低，但它在大气中有很长的残存期，并能吸收红外幅射而产生温室效应。此外，频繁补气和SF6气体的大量泄漏，不仅影响设备安全运行，也影响人身健康。
4 泄漏原因分析
(1)对液压机构，其主要原因是：
①制造方面：对工作缸、贮压筒活塞杆等动密封结构的设计考虑欠佳，元部件加工表面粗糙、洁净度差，致使一些杂物(金属颗粒，棉纱等)滞留于密封表面并污染液压油，在机构运转时这些杂物研磨密封圈甚至划伤贮压筒内表面，频繁打压、压力异常升高等故障多数由此引起。
②使用方面：投运前验收不严、不细；露天检修，不能确保机构元部件不受污染。
(2)对SF6断路器和GIS，从20余年的运行情况来看，不管是国产还是进口设备，都存在SF6气体泄漏的问题。泄漏的原因主要来自制造厂，如铸件有砂眼、焊接处有裂纹、密封槽和密封圈尺寸不配合、密封圈老化、密封圈材质与法兰材质不相容、组装中密封工艺处理不当以及密度继电器存在质量缺陷等。
SF6开关设备与油开关或空气断路器一样，也是需要进行维护和检修的。制造商可根据运行时间、操作周期和开断短路电流次数来确定维修间隔，标准维修间隔为12年。现代SF6断路器希望的维修间隔大于20年。水力发电机特别是抽水蓄能发电机断路器由于其操作次数较多，故检修间隔较短。 目前我国检修周期、检修工艺、检修方式、备品备件等问题还都处于摸索阶段，而我国220kV及以上电压等级的SF6开关设备的运行时间大多已接近12年检修间隔，这在一定程度上也造成了泄漏故障的发生。
5 如何发现泄漏
根据《国家电网公司电力设备交接和预防性试验规程(2008版)》规定SF6气体交接时、大修后、必要时应当对于SF6设备进行检测泄漏，并且年漏气率不大于0.5％或使用灵敏度不低于1×10-6的检漏仪检测各密封面无泄漏。按GB11023方法对电压等级较高的断路器及GIS，因为体积大可用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时24h，测得SF6气体含量(体积比)不大于30×10-6(每个包扎点)。
(1)肥皂泡法检漏：此法对于泄漏较大时或运行中的设备可以采用。将肥皂水用刷子刷在可能泄漏的密封环节，出现向外鼓泡的地方就是漏点。据工作经验，用洗发香波或洗洁精效果会更好，用此法可检出泄漏速率约104mL/s大气压的漏点。
(2)充SF6检漏：此法适用于新装或检修后重装的设备，或运行中用肥皂泡检不出的微小漏点。使用仪表有两种反映SF6漏气速率的检漏仪。此仪器最高灵敏度为1×10-6，可准确地确定漏点和漏气量。还有反映漏气浓度的SF6检漏仪，将被检气隔的所有密封环节逐个用塑料布包起来，放置一段时间，检出被围空间SF6的浓度，用于计算年泄漏量。
(3)真空监视：此法用于新装或检修后重新装配的设备。先将回收装置及连接管抽真空至1乇，观察20min确认无泄漏后才能使用。打开设备侧阀门，对设备抽真空至1乇。保持真空度4h。如果真空度下降值不超过1乇则认为设备无泄漏。
6 SF6气体漏气的处理方法
(1)SF6设备壳体上有砂眼漏点，更换部分外壳在现场无法处理的壳体。还有部分砂眼用样冲在砂眼周围逐步向砂眼处冲，直到漏气点消除。
(2)在壳体与表计之间使用的连接铜管回路上的漏点，把有漏气点铜管拆卸后用气焊重新焊接。经检查无泄漏后安装，漏点消除。
(3)对阀门中波纹管开裂造成的漏气，选用质量较高的阀门进行更换。
(4)对有些漏气点可进行清理分支的各密封面，更换密封圈。
7 结束语
科技的发展，带给了人们光明而又幸福的生活。如何能够保证电力的安全运行，这不仅仅只是电力系统检修人员的事情，同样也需要生产厂家对SF6开关安全的高度重视和产品的质量把关。同时运行单位也要加强设备的检修和维护，提高检修质量和运行管理水平。并配备好相应的检修设备，才能达到确保安全供电，真正的让人们安全幸福的享受电力带给的光明和喜悦。
关键词：SF6 气体泄漏 开关装置 危害性
0 引言
近年来，随着社会、经济和开关技术的不断发展，工程建设的复杂程度加大，开关设备的小型化、免维护、智能化的产品越来越受到青睐。SF6气体具有良好的绝缘性能，现阶段被广泛应用于高压开关设备中，在正常工况下，是较为理想的绝缘及灭弧介质。因此SF6开关以较好的绝缘优势成为高压开关中的皎皎者。
SF6开关一旦泄漏就会使开关内部绝缘性能大大降低，就会在开关内部产生电弧，对开关及联接设备造成很大的破害。另外，SF6气体还会对空气造成严重的环境污染。而且SF6在高压高温的情况下将分解成氟化氢、二氧化硫、四氟化硫、硫化氢等有毒物质，会导致人身体的肺组织急性水肿，影响肺部氧气交换，导致缺氧而窒息性死亡。所以如何能够及时的发现并解决SF。泄漏的问题刻不容缓。
1 SF6开关设备泄漏故障情况
当前SF6开关设备运行中暴露出的泄漏故障主要是液压机构漏油和设备本体漏气。国产设备的泄漏故障率高于进口设备。根据有关文献的统计其情况如下：
(1)1989～1997年，220kV及以上电压等级的SF6断路器和GIS发生的泄漏故障中，液压机构漏油共80次，其中进口设备为8次；设备本体漏气共26次，其中进口设备为3次。
(2)所有故障中比例最大的是液压机构。1993年北京供电局共处理SF6断路器液压机构漏油15台次。国产SF6断路器的漏气问题很突出，北京供电局所使用的220kVSSF6断路器中仅1993年度就有11台断路器中的本体漏气，全年共补气18次。
(3)1994年SF6断路器共发生49次故障，其中液压机构严重漏油9次，设备本体漏气16次，国产、进口设备都存在这一问题。
(4)1988～1995年间国产500kVSF6断路器共发生22次故障，其中主要是密封质量问题，几乎占了故障的一半。
(5)国际大电网会议(CIGRE)23—03特别工作组曾对11家巴西用户的7个制造厂家的29台GIS进行调查，结果显示：在某些变电站，设备每年的SF6泄漏率超过3％，个别情况高达10％。对于巴西的大多数100～200kV的GIS，则低于但十分接近允许值1％。仅在1991～1993年间，在巴西安装的GIS，由于泄漏至少导致5623kg SF6排放到大气中，不仅造成了可观的经济损失，并污染了环境。
另外，据德国一个大型公用事业设施的故障统计，在SF6断路器的主要故障中，驱动机构的故障超过40％，居第一位，SF6泄漏以及辅助和二次回路中的故障分别居第二位和第三位。
(6)国际大电网会议13－06工作组1988～1990年第二次调查(主要针对SF6断路器)指出：在123kV级断路器的故障中，液压机构占69％，245kV级达63％，在运行中经常出现漏油、漏N2、保护装置失误、电动泵故障等问题。
上述调查还指出：次要故障的2/3是泄漏，即断路器本体漏气、液压机构漏油和气动机构漏气。
2 泄漏发生的主要部位
(1)液压机构的主要漏油部位有：三通阀和放油阀、高低压油管、压力表和压力继电器接头以及工作缸活塞杆和贮压简活塞杆的密封受损处、低压油箱的砂眼处等。
(2)SF6断路器本体的漏气部位有：支柱驱动杆和密封圈划伤处、充气阀密封不良处、支柱瓷套根部有裂纹处、法兰联接处、灭弧室顶盖有砂眼处、三联箱盖板、气体管路接头、密度继电器接口、二次压力表接头、焊缝和密封槽与密封圈(垫)尺寸不配合等处。
(3)GIS的漏气部位有：隔室、绝缘子、0型密封圈、开关绝缘杆、互感器二次线端子、箱板连接点、气室母管、附件砂眼处和气室伸缩节接口等处。
3 泄漏的后果
(1)对液压机构，漏油会引起短时频繁启泵打压或补压时间过长，阀体大量内渗油会造成失压故障，液压油进入储压筒氮气侧会造成压力异常升高等，这会影响SF6断路器安全运行。
(2)对于SF6断路器和GIS，虽然泄漏到大气中的SF6浓度很低，但它在大气中有很长的残存期，并能吸收红外幅射而产生温室效应。此外，频繁补气和SF6气体的大量泄漏，不仅影响设备安全运行，也影响人身健康。
4 泄漏原因分析
(1)对液压机构，其主要原因是：
①制造方面：对工作缸、贮压筒活塞杆等动密封结构的设计考虑欠佳，元部件加工表面粗糙、洁净度差，致使一些杂物(金属颗粒，棉纱等)滞留于密封表面并污染液压油，在机构运转时这些杂物研磨密封圈甚至划伤贮压筒内表面，频繁打压、压力异常升高等故障多数由此引起。
②使用方面：投运前验收不严、不细；露天检修，不能确保机构元部件不受污染。
(2)对SF6断路器和GIS，从20余年的运行情况来看，不管是国产还是进口设备，都存在SF6气体泄漏的问题。泄漏的原因主要来自制造厂，如铸件有砂眼、焊接处有裂纹、密封槽和密封圈尺寸不配合、密封圈老化、密封圈材质与法兰材质不相容、组装中密封工艺处理不当以及密度继电器存在质量缺陷等。
SF6开关设备与油开关或空气断路器一样，也是需要进行维护和检修的。制造商可根据运行时间、操作周期和开断短路电流次数来确定维修间隔，标准维修间隔为12年。现代SF6断路器希望的维修间隔大于20年。水力发电机特别是抽水蓄能发电机断路器由于其操作次数较多，故检修间隔较短。 目前我国检修周期、检修工艺、检修方式、备品备件等问题还都处于摸索阶段，而我国220kV及以上电压等级的SF6开关设备的运行时间大多已接近12年检修间隔，这在一定程度上也造成了泄漏故障的发生。
5 如何发现泄漏
根据《国家电网公司电力设备交接和预防性试验规程(2008版)》规定SF6气体交接时、大修后、必要时应当对于SF6设备进行检测泄漏，并且年漏气率不大于0.5％或使用灵敏度不低于1×10-6的检漏仪检测各密封面无泄漏。按GB11023方法对电压等级较高的断路器及GIS，因为体积大可用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时24h，测得SF6气体含量(体积比)不大于30×10-6(每个包扎点)。
(1)肥皂泡法检漏：此法对于泄漏较大时或运行中的设备可以采用。将肥皂水用刷子刷在可能泄漏的密封环节，出现向外鼓泡的地方就是漏点。据工作经验，用洗发香波或洗洁精效果会更好，用此法可检出泄漏速率约104mL/s大气压的漏点。
(2)充SF6检漏：此法适用于新装或检修后重装的设备，或运行中用肥皂泡检不出的微小漏点。使用仪表有两种反映SF6漏气速率的检漏仪。此仪器最高灵敏度为1×10-6，可准确地确定漏点和漏气量。还有反映漏气浓度的SF6检漏仪，将被检气隔的所有密封环节逐个用塑料布包起来，放置一段时间，检出被围空间SF6的浓度，用于计算年泄漏量。
(3)真空监视：此法用于新装或检修后重新装配的设备。先将回收装置及连接管抽真空至1乇，观察20min确认无泄漏后才能使用。打开设备侧阀门，对设备抽真空至1乇。保持真空度4h。如果真空度下降值不超过1乇则认为设备无泄漏。
6 SF6气体漏气的处理方法
(1)SF6设备壳体上有砂眼漏点，更换部分外壳在现场无法处理的壳体。还有部分砂眼用样冲在砂眼周围逐步向砂眼处冲，直到漏气点消除。
(2)在壳体与表计之间使用的连接铜管回路上的漏点，把有漏气点铜管拆卸后用气焊重新焊接。经检查无泄漏后安装，漏点消除。
(3)对阀门中波纹管开裂造成的漏气，选用质量较高的阀门进行更换。
(4)对有些漏气点可进行清理分支的各密封面，更换密封圈。
7 结束语
科技的发展，带给了人们光明而又幸福的生活。如何能够保证电力的安全运行，这不仅仅只是电力系统检修人员的事情，同样也需要生产厂家对SF6开关安全的高度重视和产品的质量把关。同时运行单位也要加强设备的检修和维护，提高检修质量和运行管理水平。并配备好相应的检修设备，才能达到确保安全供电，真正的让人们安全幸福的享受电力带给的光明和喜悦。