SF6 设备气相色谱分析在现场的应用和研究.doc

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1、SF6设备气相色谱分析在现场的应用和研究周东平 刘春意 湖北省宜昌供电公司，湖北 宜昌443003摘要：本文列举了大量现场利用SF6气相色谱分析法对SF6设备内气体组分进行检测的实例，分析了各气体组分的产生原因，提出了SF6设备故障的检测原则及维护管理的建议。关键词：SF6气体；分解产物；气相色谱；现场应用The Analysis of SF6 gas chromatography equipment on the-spot application and studiesZHOU Dong-ping,，L IU Chun-yi，ZENG Jun，CHENG ShengYichang power

2、 Supply Company of Hubei, Yichang 443003, ChinaAbstract：This article lists a lot of the scene using SF6 gas chromatography analysis of the SF6 gas equipment to detect components of the examples, analysis of the causes of gas components, made the detection of SF6 equipment failures and maintenance of

3、 the principles of management.Key words：SF6 gas; decomposition products; gas chromatography; Field Application中图分类号 TM835 文献标识码 B0 前言SF6电气设备因其占地少，运行安全可靠，并且有优良灭弧性能和高强度的SF6气体作为灭弧和绝缘介质，因此得到了广泛运用。六氟化硫电气设备在运行过程中，在放电或高温电弧的作用下SF6气体会分解产生低氟化物，这些低氟化物会与生产、装瓶、设备安装过程中混入的空气发生化学反应，生成有毒的、腐蚀性的产物，对设备造成危害，导致绝缘性能严重下降，因

4、此通过监测六氟化硫气体中空气含量，来掌握设备的健康状况，考核安装工艺质量有着重要意义。通过常规的电气试验项目，如介损、绝缘电阻、直流电阻难以发现设备缺陷，SF6气体水分检测也只能检定其水分是否超标，通过SF6气体分解物含量的变化判断设备是否发生故障是一项新的科研课题。运行中的六氟化硫设备，当发生电弧放电、火花放电、过热等故障时，会产生大量HF、SO2等SF6气体分解物。不同缺陷引起的局部放电会产生不同的分解化合气体，相应的分解化合气体的成份、含量以及产生的速度也有差异同，因此可以通过监测六氟化硫气体中SF6气体分解物含量的变化来判断设备缺陷类型、性质、程度及发展趋势。国内外对SF6设备分解气体

5、或化合气体含量与绝缘状况之间的关系，还缺乏象变压器油色谱那样严密的判断方法和标准，关于SF6分解物的含量标准，国家及有关行业标准还没有明确规定，国内外对运行中气体分解物组分和控制值也在进行研究和探讨中。 1 原理及测试情况简介SF6气体化学性质极其稳定，其自身分解温度在500以上，在正常运行情况下分解物极少，但在电弧、火花和电晕放电的作用下，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发生反应生成十分复杂的化合物。SF6气体在电弧中的分解和与氧、水的反应： SF6+O2 2SOF2（氟化亚硫酰）+8F2SF6+ O2 2SOF4（四氟化硫酰）+4F

6、SOF2+H2O SO2+2HF（氢氟酸）SOF4+H2O SO2F2（氟化硫酰）+2HF 在2007年以前笔者按照国家标准、导则仅对SF6气体做水分检测，未进行SF6气体组分分析工作。SF6气体的气相色谱法是目前国内用于SF6气体组分的最常用方法，也是IEC60480-2004和GB/T18867-2002共同推荐的检测方法。应用SF6气体分解物进行电气设备故障的诊断的目的是为了早期检出内部缺陷，一般选择具有代表性的分解物作为诊断的主要依据，自2006年起笔者使用N3000型便携式SF6色谱仪开展了对SF6气体空气、CF4、CO、CO2、HF、SO2、SOF2、SO2F2等组分的气相色谱现场

7、测试研究，积累了大量的现场测试数据,测试所采用的标准见表一：表1 组分周期要求说明空气大修后大修后0.05%DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程必要时运行中0.2%CF4大修后大修后0.05%SD311六氟化硫新气中空气、四氟化碳的气相色谱测定法必要时运行中0.1%SF6运行时99.8%DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程2 案例分析表2为近年来现场测试的部分设备及典型数据：表2 SF6气相色谱试验典型数据表序号测试时间设备名称缺陷情况检测判断情况12006.8.21某高压开关故障停电空气、CF4含量较大22006.11.20某进口原装开关暂无明显故障CO2含量较大32

8、007.1.22江陵换流站5152断路器短路故障CF4和CO2含量较大，SO2超量程式（2000uL/L）42008.1.16丹桂站某开关开关爆炸CF4和CO2含量很大52008.1.16平安站刀闸、CT组合电器查找故障位置CF4和CO2含量很大，C3F8也有产生62008.10.11学院街学51开关测试检查空气0.38%，超过国家标准的0.2%72008.10.20鑫城鑫53电缆筒测试检查CF4含量0.393%，超过标准0.05%82008.12.26桔城桔04CT气室内部有异常响动各种分解物含量正常92009.3.24桔城4#PT接地刀闸气室短路故障CF4和CO2含量较大，SO2大于12u

9、L/L，有SOF2案例分析1： 2006年8月21日对某故障开关气体正常气室和故障气室分别进行了现场测试，测试结果如下：表3 正常、故障气室气体含量对比表组分正常气室/%故障气室/%空气0.06351.052CF40.001880.0767SO2无有HF无有国内外的研究机构对SF6气体在不同试验条件下的分解产物进行了研究，研究结果表明：SF6在放电和热分解过程中，稳定分解生成物主要是SOF2，当故障涉及固体绝缘材料时，还会生成CF4和CO2，通过CF4含量可分析判断固体绝缘情况。国内曾报导过通过测定CF4确定固体绝缘材料故障的事例1。SOF2性质较活泼，与气体中水分可发生水解反应，生成SO2。

10、从上表可以看出，故障气室存在CF4、SO2等故障生成物，故障气室中可能存在大量电弧放电和电晕放电，并且已涉及到固体绝缘。福建、安徽省电力局已将SF6气体色谱分析作为预试项目，其规定SO2含量标准分别为2 uL/L、10uL/L。笔者认为，本案例中SO2小于注意值的原因在于SF6设备中的水分含量较小，且SF6品质较高，复合性能好.。SO2气体是SOF2与设备内部的水分发生反应的产物，其含量与设备中的水分含量有相当大的关系，有可能由于水分含量小，使得SO2含量也较小。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电气设备，不仅在其非电弧气室中没

11、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分解后又在瞬间得到复合（复合率达99.8%以上），因此在其内也没有明显的分解产物。基于以上分析，我们认为：对SO2气体的含量不能简单定量进行判定，应坚持设备间横向比较与历史数据纵向比较的方法。单独检测SOF2或SO2没有诊断意义，只有监测SOF2或SO2的总含量，才能准确监督SF6电气设备运行状况，判断SF6电气设备故障性质和部位。案例分析2：2006年11月20日，我们对某电气公司生产的中低压SF6开关柜进行了六氟化硫色谱组分分析，结果发现在中低压开关柜中充入的六氟化硫有三种组分：空气、CO2 和SO2。在安装前对其充装前的

12、进口SF6气体进行了检测，结果表明新气产品质量很高，没有CF4和CO2。我们和厂家共同分析了CO2的产生原因，经调查后得出结论，在电气设备完成生产后进行了检漏和补焊，有可能是焊枪的高温和空气中的有机物发生高温反应生成CO2 、SO2。案例分析3: 2007年1月22日，我们对江陵换流站5152断路器进行现场测试。检测结果：组分中CF4和CO2的含量明显增高，且SO2超过仪器量程（2000uL/L）。SF6电气设备中中常使用环氧树脂、聚乙烯、聚四氟乙烯和酚醛作为固体绝缘材料，固体绝缘过热后会产生大量的CO、CO2，随着温度升高，固体绝缘物产生的CO、CO2会急剧增加，能过检测CO、CO2可以发现

13、SF6设备的过热故障。色谱图中SO2F2和SO2含量较高，表示放电比较严重，CO2、CF4含量也较高，说明已涉及到固体绝缘。案例分析4：2008年1月16日，我们对丹桂变电站一损坏的SF6开关进行现场测试。测试结果如下：表4 各组分及含量序号组份保留时间/S峰强/mv*s含量/%1空气44.1 11.97270.02262CF460.1 203.320.38393CO2116.8 118.7830.22424SF6136.7 5244099.015SO2F2484.7 130.3280.24616SO21881.3 59.94870.1132从表四可以看出CF4、CO2的含量较高，还含有SO2

14、F2和SO2。我们认为这台开关故障比较严重，有长期电弧放电和电晕放电现象。根据大量的现场试验经验，一般CF4为所有SF6高压电气故障设备中的标准生成物，其含量的大小可直接判断高压电气的绝缘状态。而SO2也为标准的生成物质，但是这种物质一般在高压电气绝缘状况较差的情况下才会有明显的特征。如果生成物中有SO2，基本上可以判定存在一定的有故障。案例分析5：2008年1月16日，某变电站220kV刀闸、CT组合电器发生放电故障，对现场两组气室进行了对比测试，检测情况如下。图1 B相气室谱图图2 A相气室谱图表5 A、B气室组分含量对照表组成名A相组分含量/%B相组分含量/%空气0.040.04CF40

15、.010.40CO20.010.06SF699.9398.66C3F80.84检测中发现B相气室SO2含量 为1847uL/L。从以上色谱分析不难看出： B相气室中含有大量的故障特征气体CF4、CO2、C3F8、SO2，其中CF4、SO2严重超标（福建、安徽省电力公司规定SO2含量标准分别为2uL/L、10uL/L）。在国内外研究成果中，C3F8气体目前还不能在故障气体中确定其化学组分，所以不能判断含量是否超标。我们通过大量的试验，发现C3F8有一定的生成特性，在故障CT、PT中这种物质的含量就会明显的增大，在谱图上能明显识别。该六氟化硫电气设备为CT、刀闸组合电器，我们判断其故障部位为CT部

16、分。该故障电气设备在2008年1月28日进行了解体，证实了故障判断。案例分析5：2008年6月24日，我们对桔城变电站GIS设备中的SF6气体进行了色谱试验，发现4母PT、5母PT气室空气含量超标。空气含量为0.9248%,大大超过0.2%运行标准。2008年10月16日，对学院街变电站学51开关进行现场测试，其空气含量为0.38%，超过标准0.2%，但其他组分含量正常。初步判断是由于设备组装时抽真空工艺不到位。案例分析6：2008年12月26日，运行人员反映桔城变电站桔04CT气室有异常响声。试验结果显示各种分解物含量很小，可以判定无放电故障。我们推测此异常响声可能与负荷有关，同时也决定进行

17、追踪分析分解物。此气室在运行中再未发出异常响声，一直运行至今。案例分析7：2009年3月24日，桔城变电站GIS4#PT接地刀闸气室发生短路故障，我们对其SF6气体进行了色谱试验，发现CF4和CO2含量较大，SO2大于12uL/L，并有少许SOF2，判断内部有严重放电故障，后经解体检查，发现内部有严重放电且气室内沉积许多白色粉末。表6 4母PT、5母PT气室色谱分析结果表 3 看法及建议（1）SO2气体是SOF2与水分发生反应的产物，其含量与设备中的水分含量多少有相当大的关系，对SO2气体的含量不能简单定量进行判定。我们在试验中发现大量运行正常的SF6设备中SO2气体含量大于2uL/L，但其仍

18、然运行正常。建议确定故障时必须坚持横向比较与纵向比较相结合的原则，即对其含量的变化进行追踪分析，与同类型正常气室各组分对比分析。（2）组分C3F8有一定的生成特性，CT、PT发生故障时含量会明显的增大。C3F8的产生与CT、PT材质有关，在谱图上能明显识别。建议将C3F8做为重要的故障气体成分进行分析。（3）在对运行SF6设备中空气含量的检测中发现很多设备空气含量较大，国家现行SF6气体检测标准中仅仅对新气制定出标准，但对于运行中SF6设备的空气含量标准未作规定，而空气的存在对SF6电气设备绝缘状况有较大影响，而且空气含量的增加可能预示着SF6设备漏气而渗入空气，或者新气的验收、设备安装工艺上

19、存在一定的问题。因此建议严格按相关标准进行新气的验收、抽检，必要时加大新气的抽验比例。（4）SF6电气设备内气体分解物中最有代表性的主要是SOF2，只有设备内水分增加时才会继续反应生成SO2和HF 。因此单独检测SOF2或SO2没有诊断意义。只有监测SOF2或SO2的总含量，才能准确监督SF6电气设备运行状况，判断SF6电气设备故障性质和部位。IEC60480-2004规定再利用SF6气体中SO2和SOF2总含量最大允许值为12uL/L，国家即将出台的SF6气体检测标准中已把SO2和SOF2总含量的注意值定为12uL/L。（5）通过检测SF6分解产物，诊断电气设备故障，是一件相当有意义的工作，国内应加快研究步伐，该方法类似于油中溶解气体分析诊断电气设备故障方法一样，有着巨大的发展前景。今后要进行更多的试验和改进，使此方法更加成熟。作者简介：周东平（1962-），男，湖北宜昌，高级工程师，大学，从事SF6气体技术监督管理。刘春意（1985-），男，湖北宜昌，工程师，大学，从事SF6气体技术监督管理参考文献1张仲旗等，通过检测SO2发现SF6电气设备故障，中国电力，2002，（4）：78-80