6气体成分检测技术在电气设备状态评估中的应用'> SF6气体成分检测技术在电气设备状态评估中的应用

【摘要】随着以SF6气体为绝缘介质的电气设备的广泛应用，SF6气体的好坏决定了电力设备的运行安全。在状态检修的推动下，运行电气设备SF6气体成分检测技术也有了很大提高。通过一台110kV LW25-126型SF6断路器缺陷实例测试分析，认为SF6气体成分检测技术能有效地提高对SF6气体绝缘设备状态评估水平。

【关键词】SF6气体；SO2气体；H2S气体；状态评估

1.引言

六氟化硫（SF6）气体因其高耐电强度和良好的理化特性，是迄今为止最理想的绝缘和灭弧介质[1]，其耐电强度是均匀电场中空气耐电强度的2.5倍左右，灭弧能力是空气的100倍以上。因此，六氟化硫（SF6）气体广泛应用于35kV及以上电压等级断路器和组合电器（GIS）等电气设备中。

六氟化硫（SF6）气体化学性质及其稳定，但是当其中混入杂质或水分增大，在电力设备运行中经电晕、火花和放电作用，就会分解产生各种有毒或腐蚀性气体。这些分解物含有SO2、H2S、HF等近十种产物[2]，分解物含量的增加会降低六氟化硫（SF6）气体耐电强度，直接影响电力设备的安全运行，从而导致电气故障，影响设备安全，造成不可弥补的损失。

因此，通过对SF6气体成分含量的检测，对于发现设备的潜伏故障和正确判断设备的运行状态起到了相当重要的作用。尤其是在状态检修和带电检测技术不断推进过程中，对以SF6气体为绝缘、灭弧介质处在运行状态的电气设备的六氟化硫（SF6）气体成分检测已经成为其中一项必不可少的检测项目。

2.SF6气体成分测试技术概述

目前，SF6气体成分检测方法主要有气相色谱法、色谱一质谱联用法、红外吸收光谱法、检测管法、电化学传感器法等。这些方法的测量原理各异，适用于不同场合、检测SF6气体的不同组分。由于电化学传感器法具有检测灵敏度高、耗气量小、稳定性强、响应速度快、操作简单等优点，在SF6气体成分的检测设备中得到广泛使用。在实际检测过程中，SF6气体从设备充气口经导气管进入测试仪器、流入传感器进行检测，经分析处理后将分解物浓度转换成相应的电信号，并以数值的形式直接显示的操作仪器上。然后，在根据IEC 60480-2004标准中的SF6气体成分正常值参考指标进行参考比较，就可以对该六氟化硫设备的运行状态进行准确的评估，见表1。

表1 SF6气体成分正常值参考指标

设备类型 气体成分体积分数（μL/L）

SO2+SOF2 H2S

断路器 ≤2.0 ≤1.0

其他设备 ≤1.0 ≤0.5

3.SF6气体成分测试实际应用

3.1 问题介绍

山西长治某变电站一台LW25-126型SF6断路器于2000年12月投产后，截至到2008年4月一直运行良好。

2008年4月28日春检例行试验中，发现其SF6气体微水含量超标，为518μL/L（标准≤300μL/L），于是进行了SF6气体的更换处理，处理后的微水含量为65μL/L。

2011年3月31日，在SF6断路器气体成分带电检测中，发现该断路器微水含量较大，为182μL/L，虽然在合格范围内，但是比2008年换气后的气体微水含量有较大幅度的增长。

2012年3月29日，又对其进行气体成分综合测试时，发现其微水含量为482μL/L，比2011年有较大变化，而且已经超出标准。

连续两次的带电测试均采用北京合众普瑞HZCA300型SF6综合测试仪对断路器气体进行了带电测试，随后的两个月又对其进行了两次SF6气体成分带电测试。该断路器历次微水和成份试验数据如表所示。

3.2 故障处理和断路器解体情况

该断路器在2008年4月28日换气处理后，微水仍不断增大，超出标准，而且产生了H2S气体与SO2气体，已不能参与运行，在同厂家协调后，于2012年7月12日对其三相极柱进行更换处理，7月30日故障断路器在西开厂三相逐一解体。

（1）A相打开后发现绝缘拉杆与灭弧室动端拉杆连接销处有黑色粉尘附着，拆下轴销发现有明显放电灼烧痕迹，B、C相未见缺陷情况。如图1，图2所示。

图1 A相拉杆连接处有黑色粉尘附着

图2 B、C相拉杆连接处洁净

（2）经测量对比发现，A相轴销轴孔发生明显变化。

a.正常轴销直径为12.45mm，A相轴销最小直径为11.20mm。

图3 B、C相（左数第1、2个）

完好轴销与A相（左数第3个）有烧蚀轴销

b.B、C相灭弧室动端拉杆轴孔直径为12.50mm，A相轴孔扩大为14.50mm。

图4 A相动端拉杆轴孔与轴销配合存在明显间隙

（3）B、C相动静触头表面较为洁净，而A相动静触头表面大量黑色粉尘，但主触头导电部分完好无损，没有电腐蚀痕迹，动、静弧触头有轻微灼烧痕迹。

图5 B、A相动触头对比（有粉尘者为A相）

图6 A相静触头

图7 A相静弧触头、主触头

（4）下法兰与瓷套连接处的密封胶和静触头与瓷套连接部位的密封胶都有灼烧痕迹。

图8 下法兰与瓷套连接处

图9 静触头与瓷套连接处

（5）灭弧室附着大量的灰白色粉末。

图10 灭弧室瓷套

3.3 故障原因分析

LW25-126型的SF6断路器绝缘拉杆上端金属杆与动触头装配连杆的连接处使用的是轴销配合连接结构，如图1所示。断路器合闸运行时，绝缘拉杆上端的金属杆与动触头装配连杆应为同一电位，实际运行过程中，轴销方式总是存有一定的活动间隙，而且间隙的大小和部位在断路器每次操作后都可能不同。当轴销工艺质量不佳时，加之断路器分合闸时的操作冲击，使得轴销和轴孔的配合间隙增大。如果存在间隙，绝缘拉杆上端的金属杆和轴销处于带电的动触头及连杆的交变磁场中，此处就会带有悬浮电位，产生悬浮放电。伴随着放电释放的能量腐蚀和断路器操作过程中的冲击，轴销和轴孔的形状和尺寸随之发生着变化。配合间隙逐渐增大，放电量也会逐渐变大。SF6气体在放电作用下与水分和其他杂质产生了一系列复杂的化学反应，如：

SF4+H2OSOF2+2HF

SOF2+H2OSO2+2HF

SO2+H2OH2SO3

SiO2+4HFSiF4+2H2O

SiO2+SF4SiF4+SO2

SiO2+SOF2SiF4+2SO2

SF6+CuSF4+CuF2

3SF6+W3SF4+WF6

2SF6+Cu+W2SF2+CuF2+WF6

4SF6+Cu+W4SF4+CuF2+WF6

4SF6+Cu+3W2S2F2+CuF2+3WF6

最终造成了SF6气体H2O、SO2和H2S等成分的产生，并且明显超标。

4.防范措施

（1）在该型号断路器绝缘拉杆上端金属杆与动触头装配连杆的连接轴销两侧加装等电位连接片，避免悬浮电位的产生。如图11所示。

图11

（2）继续开展SF6电气设备的气体成分带电检测工作，特别加强该型号，同批次SF6断路器的SF6气体成分带电检测工作，检测到异常情况，缩短检测周期，有必要时进行停电大修或返厂检修。

（3）开发其他气体成分的带电检测技术，丰富SF6气体成分检测手段。供电基层检修试验单位使用的SF6气体成分综合分析测试仪，只能检测SO2和H2S两种气体成分，而且最高量程很低，影响了对运行中的SF6电气设备运行状态的准确评估。所以，现实应用中就需要配置性能优异，检测成分多样，量程精准的测试仪器，不断提高带电检测方法技能，有助于及时、准确发现SF6气体电力设备的异常，超前防控事故的发生，提高设备的可靠性，保证电网的安全与稳定。

参考文献

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[13]BELMADANI B，CASANOVAS J.SF6 Decomposition under Power Arcs Physical Aspects.IEEE Transactions on Electrical Insulation，1991，26（6）.

作者简介：

张健（1983—），男，助理工程师，现供职于长治供电公司长子供电公司，从事电力设备维护与运行管理工作。

妮（1982—），女，助理工程师，现供职于国家电网长治信通公司，从事电力信息安全质量监督工作。