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摘 要：SF6气体的负电性，使它的绝缘性能和灭弧性能非常优越，被广泛应用于电力系统的高压断路器中，也为组合电器广泛应用提供了坚实的基础。但SF6气体在电弧的作用下，会产生剧毒的低氟化合物，对人体、设备造成伤害，而SF6气体的分解，又与气体中水分的含量的多少有着密切的关系。该文通过对某变电站组合电器微水超标实例分析，对组合电器中微水的危害、来源、影响因素做了详细的分析，提出微水超标的后的设备内部气体处理方法、设备处理方法和环境治理办法。
关键词：组合电器 微水超标 治理
中图分类号：TM862 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）08（a）-0117-02
2012年，某供电公司在例行试验中，发现某220 kV变电站团葫#2线Ⅲ气室微水超标，达到了826 ppm。在随后的跟踪测试中，发现微水值有上升的趋势，最高达到了1256 ppm。当年的9月对团葫#2线Ⅲ气室进行了气体置换及停电抽真空处理。2013年的例行试验中，发现220 kV西葫#1线、#1主变一次II气室微水超标，在随后的跟踪测试中，发现处理效果不理想，2014年8月5日测试结果为#1主变一次II气室微水含量反弹至951 ppm、220 kV西葫#1线II气室微水含量反弹至437 ppm，并发现220 kV团葫#2线微水含量达到1185 ppm。
我们为什么对组合电器中微水的含量这么重视？SF6的分解反应与水分有很大关系。在电弧高温作用下，很少量的SF6会分解为有毒的SOF2、SO2F2、SF4和SOF4等。电弧分解物的多少与SF6中所含水份有关，因此，把水份控制在规定值以下是非常必要的。
1 SF6气体的优点
SF6由卤族元素中最活泼的元素氟原子与硫原子结合而成，其分子结构是6个F原子处于顶点位置而S原子处于中心位置的正八面体，S和F以共价键联结。
SF6气体是无色、无臭、不燃、无毒的惰性气体，具有优良的绝缘性能，且不会老化变质。它的比重约为空气的5倍。在标准大气压下，-62℃时液化，在均匀电场中为空气的2到3倍，在3个大气压下绝缘强度与变压器油相当。在12个大气压下，0℃时液化。
SF6气体的高绝缘强度是由卤族化合物的负电性，即对电子的吸附能力造成的，使SF6具有强大的灭弧能力。因为SF6分子吸附自由电子后变为负离子，负离子容易和正离子复合形成中性分子，使电弧空间的导电性很快消失。特别在电弧电流接近零值时，这种作用更加显著。如果利用SF6气体吹弧，使大量新鲜的SF6分子不断和电弧接触，则灭弧更加迅速。
2 SF6气体缺点
SF6气体不溶于水和变压器油，在炽热的温度下，它与氧气、氩气、铝及其他许多物质不发生作用。但在电弧和电晕的作用下，SF6气体会分解，产生低氟化合物，这些化合物又和电极材料、水分、氧气等进一步反应，组成新的有毒的化合物，会引起绝缘材料的损坏，且这些低氟化合物是剧毒气体。SF6气体中水分的多少，对电弧分解物组成的含量有很大的关系。SF6气体中的水分危害如下。
2.1 水分引起设备化学腐蚀
在常温下，SF6气体化学性质非常稳定，当温度低于500℃时，一般不会自行分解。但是当SF6气体中含有较多的水分时，温度在200℃时就会水解，其分解反应式为：
2SF6+6H2O→2SO2+12HF+O2
因此在组合电器中，必须严格控制气体中水分的含量。
2.2 水分对绝缘件的危害
水分在电气设备中，除了对金属部件和绝缘部件产生腐蚀作用外，还在它的表面形成凝结水，附在绝缘件的表面，而造成沿面放电。
3 SF6气体中水分的控制
SF6气体中水分、有毒气体都可以用吸附剂来吸收。在组合电器中放入适量的吸附剂，水分、毒气都可以减少，从而保证运维人员的安全。
表1中是实验室没有放置吸附剂的情况下，经过若干次开断后，累计开断电流为1190kA，所分解出来的杂质。
从表中可以看出分解物只有4种，CF4是断路器的喷口的四氟乙烯材料分解下来的，是无害气体。活性氧化铝、分子筛是GIS设备中常用的吸附剂。
4 SF6气体中水分的来源分析
4.1 新SF6气体在生产中含有水分。
国家电网公司《高压开关设备管理规范》中，对新SF6气体质量标准做出规定，要求新气纯度≥99.8%，空气≤0.05%，四氟化碳≤0.05%，湿度≤8 μg/g，酸度≤0.3 μg/g，可水解氟化物≤1.0 μg/g，新气无毒性，水分含量标准如表2所示。
4.2 以环氧树脂为材料的盆式绝缘子，在运行过程中释放水分
环氧树脂本身含有0.1%～0.5%ppm的水分，在设备运行过程中，慢慢向外释放，这部分水分随着环境温度的变化而变化。
4.3 嵌入式电流互感器释放水分
电流互感器在装配前，均要经过干燥。干燥不彻底，或由烤箱进入组合电器的过程中需要一段时间，使电流互感器吸收空气中的水分。运行中的电流互感器温度逐渐升高，内部所含水分渐渐蒸发释放出来，进入SF6气体中。
4.4 透过密封件进入的水分
在组合电器中，其内部压力比较大，但常态下水的压力要比内部高。水分体积值为10-6×30，充气压力值为0.5MPa，水分的压力值为0.5×30×10-6=0.015×10-3MPa。当外界湿度为70%，温度为20℃时，水蒸气的饱和压力值为2.38×10-3×0.7=1.666×10-3MPa，说明外界水压力比内部环境的水压力值要高很多。
4.5 罐体渗漏进入的水分
理论上讲，组合电器内部压力为4～6个大气压，外部为1个大气压，内部应该向外渗漏才对。但实际情况是气体内部水蒸气的压力小于设备外部环境的水蒸气压力，水蒸气由设备外部向内部渗透。 GIS内部水蒸气压力为（环境温度20℃，外界湿度85%，压力为0.6 MPa，微水含量为150 ppm时）：
0.6×150×10-6=0.09×10-3 MPa
GIS设备外部压力（水蒸气的温度20℃，其饱和压力2.33×10-3 MPa，环境湿度85%）：
2.33×10-3×0.85=1.98×10-3 MPa
则GIS设备外部和内部水蒸气压力之比为：
K=22
也就是说，GIS设备外部水蒸气的压力是内部水蒸气压力的22倍。
5 该站GIS设备水分分析
（1）该站地处沿海地区，典型的温热带海洋气候，空气湿润。
（2）该站站址位于山坡下，位置相对低洼。该站GIS设备户内布置，设备紧凑，输电线路采用电缆出线，在GIS室下方有一条电缆沟。由于山水渗透的影响，电缆沟内常年有积水，是室内环境湿度高的又一原因。
（3）夏季时，环境湿度大，GIS室内见不到阳光，水分形成凝露，附着在地面、设备支架等部位。可以这样说，夏季时，GIS设备处于水蒸气的“蒸笼”中。
该站的微水试验超标后，运维人员通过检测GIS设备的各个部位，发现有3个点微渗。通过以上分析可知，这3个微渗点也是本次检测微水超标的“帮凶”。
（4）吸附剂带入和释放的水分。
新生产的吸附剂本身含有一定量的水分。在GIS工作过程中，吸附剂又不断吸收来自各方面的水分和杂质，逐渐达到饱和。达到水分饱和的吸附剂不再吸收水分，而成为水分增长的“帮凶”，不断向SF6气体中释放水蒸气。
吸附剂饱和原因分析：该站于2003年11月份投运，设备已经运行12年，期间没有经过解体检修、更换吸附剂的情况，吸附剂饱和属于正常老化现象。
团葫#2线在更换吸附剂、更换新气体处理一年后，又发现了微水值反弹现象，是因为根据当时的微水值，且有不断上升的趋势，依据状态检修《SF6组合电器评价导则》扣分标准，确定为严重状态，需要尽快安排停电检修，时间选择在了9月底。此间，该公司运检部多次组织厂家人员、专家进行微水超标原因分析，并利用检漏测试仪（型号SF6 GAS-LEAK）检测未发现渗漏点。处理时正好赶上连绵的阴雨天，当时环境湿度始终保持在60%～75%之间。在更换吸附剂及设备组装的过程中，吸附剂暴露在空气中，吸收了很多水分，在干燥的过程中没有完全处理掉。再者，因受当时施工条件限制，电流互感器及绝缘件干燥的不彻底，导致水分没有完全清除出去。
组合电器在拆解的过程中，发现西葫#1线间隔有两个绝缘子有放电痕迹，两个导线触头有略微的锈迹，分析认为吸附剂饱和后，SF6气体内的水分足够大，在绝缘子、导体上形成凝露。当凝露聚集到一定程度的时候，在高压下放电，形成放电痕迹。
6 GIS微水超标处理。
本次处理，该公司吸取了上次处理团葫#2线微水超标的教训，材料方面采取如下处理措施：
（1）施工选择在环境温度低、空气相对干燥的12月份。
（2）更换2个有放电痕迹的绝缘子，2对有锈迹的梅花触头。
（3）更换2002—2006年投运的内置电流互感器144只。
（4）停电回路的SF6气体全部回收，补充新的、合格的SF6气体。
（5）定位微渗点，采用锚喷的工艺处理，彻底解决微渗问题。
环境方面采取如下处理措施：
（1）5～9月，GIS室每天强力通风30 min。
（2）在GIS室放置4个温湿度计，环境湿度大于60%时，除了强力通风外，打开GIS室窗户、大门晾晒，防止凝露。
（3）每天巡视检查电缆沟内积水情况，发现积水及时启动排水泵排水，尽量保持低水位。
7 效果评价
采取以上的措施后，通过跟踪检测，未发现本站组合电器各气室微水值有上升的趋势，一直处于平稳状态。
8 结语
通过对组合电器微水值超标问题的查找、分析、判断，找到了SF6气体内微水超标的全部原因，并有针对性地采取应对措施，使异常回路恢复正常运行。
参考文献
[1]罗学琛.SF6气体绝缘全封闭组合电器（GIS）[M].北京：中国电力出版社，1998.
[2]国家电网公司.高压开关设备管理规范[S].
[3]国家电网公司生产技术部.电网设备状态检修技术标准汇编[S].
关键词：组合电器 微水超标 治理
中图分类号：TM862 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）08（a）-0117-02
2012年，某供电公司在例行试验中，发现某220 kV变电站团葫#2线Ⅲ气室微水超标，达到了826 ppm。在随后的跟踪测试中，发现微水值有上升的趋势，最高达到了1256 ppm。当年的9月对团葫#2线Ⅲ气室进行了气体置换及停电抽真空处理。2013年的例行试验中，发现220 kV西葫#1线、#1主变一次II气室微水超标，在随后的跟踪测试中，发现处理效果不理想，2014年8月5日测试结果为#1主变一次II气室微水含量反弹至951 ppm、220 kV西葫#1线II气室微水含量反弹至437 ppm，并发现220 kV团葫#2线微水含量达到1185 ppm。
我们为什么对组合电器中微水的含量这么重视？SF6的分解反应与水分有很大关系。在电弧高温作用下，很少量的SF6会分解为有毒的SOF2、SO2F2、SF4和SOF4等。电弧分解物的多少与SF6中所含水份有关，因此，把水份控制在规定值以下是非常必要的。
1 SF6气体的优点
SF6由卤族元素中最活泼的元素氟原子与硫原子结合而成，其分子结构是6个F原子处于顶点位置而S原子处于中心位置的正八面体，S和F以共价键联结。
SF6气体是无色、无臭、不燃、无毒的惰性气体，具有优良的绝缘性能，且不会老化变质。它的比重约为空气的5倍。在标准大气压下，-62℃时液化，在均匀电场中为空气的2到3倍，在3个大气压下绝缘强度与变压器油相当。在12个大气压下，0℃时液化。
SF6气体的高绝缘强度是由卤族化合物的负电性，即对电子的吸附能力造成的，使SF6具有强大的灭弧能力。因为SF6分子吸附自由电子后变为负离子，负离子容易和正离子复合形成中性分子，使电弧空间的导电性很快消失。特别在电弧电流接近零值时，这种作用更加显著。如果利用SF6气体吹弧，使大量新鲜的SF6分子不断和电弧接触，则灭弧更加迅速。
2 SF6气体缺点
SF6气体不溶于水和变压器油，在炽热的温度下，它与氧气、氩气、铝及其他许多物质不发生作用。但在电弧和电晕的作用下，SF6气体会分解，产生低氟化合物，这些化合物又和电极材料、水分、氧气等进一步反应，组成新的有毒的化合物，会引起绝缘材料的损坏，且这些低氟化合物是剧毒气体。SF6气体中水分的多少，对电弧分解物组成的含量有很大的关系。SF6气体中的水分危害如下。
2.1 水分引起设备化学腐蚀
在常温下，SF6气体化学性质非常稳定，当温度低于500℃时，一般不会自行分解。但是当SF6气体中含有较多的水分时，温度在200℃时就会水解，其分解反应式为：
2SF6+6H2O→2SO2+12HF+O2
因此在组合电器中，必须严格控制气体中水分的含量。
2.2 水分对绝缘件的危害
水分在电气设备中，除了对金属部件和绝缘部件产生腐蚀作用外，还在它的表面形成凝结水，附在绝缘件的表面，而造成沿面放电。
3 SF6气体中水分的控制
SF6气体中水分、有毒气体都可以用吸附剂来吸收。在组合电器中放入适量的吸附剂，水分、毒气都可以减少，从而保证运维人员的安全。
表1中是实验室没有放置吸附剂的情况下，经过若干次开断后，累计开断电流为1190kA，所分解出来的杂质。
从表中可以看出分解物只有4种，CF4是断路器的喷口的四氟乙烯材料分解下来的，是无害气体。活性氧化铝、分子筛是GIS设备中常用的吸附剂。
4 SF6气体中水分的来源分析
4.1 新SF6气体在生产中含有水分。
国家电网公司《高压开关设备管理规范》中，对新SF6气体质量标准做出规定，要求新气纯度≥99.8%，空气≤0.05%，四氟化碳≤0.05%，湿度≤8 μg/g，酸度≤0.3 μg/g，可水解氟化物≤1.0 μg/g，新气无毒性，水分含量标准如表2所示。
4.2 以环氧树脂为材料的盆式绝缘子，在运行过程中释放水分
环氧树脂本身含有0.1%～0.5%ppm的水分，在设备运行过程中，慢慢向外释放，这部分水分随着环境温度的变化而变化。
4.3 嵌入式电流互感器释放水分
电流互感器在装配前，均要经过干燥。干燥不彻底，或由烤箱进入组合电器的过程中需要一段时间，使电流互感器吸收空气中的水分。运行中的电流互感器温度逐渐升高，内部所含水分渐渐蒸发释放出来，进入SF6气体中。
4.4 透过密封件进入的水分
在组合电器中，其内部压力比较大，但常态下水的压力要比内部高。水分体积值为10-6×30，充气压力值为0.5MPa，水分的压力值为0.5×30×10-6=0.015×10-3MPa。当外界湿度为70%，温度为20℃时，水蒸气的饱和压力值为2.38×10-3×0.7=1.666×10-3MPa，说明外界水压力比内部环境的水压力值要高很多。
4.5 罐体渗漏进入的水分
理论上讲，组合电器内部压力为4～6个大气压，外部为1个大气压，内部应该向外渗漏才对。但实际情况是气体内部水蒸气的压力小于设备外部环境的水蒸气压力，水蒸气由设备外部向内部渗透。 GIS内部水蒸气压力为（环境温度20℃，外界湿度85%，压力为0.6 MPa，微水含量为150 ppm时）：
0.6×150×10-6=0.09×10-3 MPa
GIS设备外部压力（水蒸气的温度20℃，其饱和压力2.33×10-3 MPa，环境湿度85%）：
2.33×10-3×0.85=1.98×10-3 MPa
则GIS设备外部和内部水蒸气压力之比为：
K=22
也就是说，GIS设备外部水蒸气的压力是内部水蒸气压力的22倍。
5 该站GIS设备水分分析
（1）该站地处沿海地区，典型的温热带海洋气候，空气湿润。
（2）该站站址位于山坡下，位置相对低洼。该站GIS设备户内布置，设备紧凑，输电线路采用电缆出线，在GIS室下方有一条电缆沟。由于山水渗透的影响，电缆沟内常年有积水，是室内环境湿度高的又一原因。
（3）夏季时，环境湿度大，GIS室内见不到阳光，水分形成凝露，附着在地面、设备支架等部位。可以这样说，夏季时，GIS设备处于水蒸气的“蒸笼”中。
该站的微水试验超标后，运维人员通过检测GIS设备的各个部位，发现有3个点微渗。通过以上分析可知，这3个微渗点也是本次检测微水超标的“帮凶”。
（4）吸附剂带入和释放的水分。
新生产的吸附剂本身含有一定量的水分。在GIS工作过程中，吸附剂又不断吸收来自各方面的水分和杂质，逐渐达到饱和。达到水分饱和的吸附剂不再吸收水分，而成为水分增长的“帮凶”，不断向SF6气体中释放水蒸气。
吸附剂饱和原因分析：该站于2003年11月份投运，设备已经运行12年，期间没有经过解体检修、更换吸附剂的情况，吸附剂饱和属于正常老化现象。
团葫#2线在更换吸附剂、更换新气体处理一年后，又发现了微水值反弹现象，是因为根据当时的微水值，且有不断上升的趋势，依据状态检修《SF6组合电器评价导则》扣分标准，确定为严重状态，需要尽快安排停电检修，时间选择在了9月底。此间，该公司运检部多次组织厂家人员、专家进行微水超标原因分析，并利用检漏测试仪（型号SF6 GAS-LEAK）检测未发现渗漏点。处理时正好赶上连绵的阴雨天，当时环境湿度始终保持在60%～75%之间。在更换吸附剂及设备组装的过程中，吸附剂暴露在空气中，吸收了很多水分，在干燥的过程中没有完全处理掉。再者，因受当时施工条件限制，电流互感器及绝缘件干燥的不彻底，导致水分没有完全清除出去。
组合电器在拆解的过程中，发现西葫#1线间隔有两个绝缘子有放电痕迹，两个导线触头有略微的锈迹，分析认为吸附剂饱和后，SF6气体内的水分足够大，在绝缘子、导体上形成凝露。当凝露聚集到一定程度的时候，在高压下放电，形成放电痕迹。
6 GIS微水超标处理。
本次处理，该公司吸取了上次处理团葫#2线微水超标的教训，材料方面采取如下处理措施：
（1）施工选择在环境温度低、空气相对干燥的12月份。
（2）更换2个有放电痕迹的绝缘子，2对有锈迹的梅花触头。
（3）更换2002—2006年投运的内置电流互感器144只。
（4）停电回路的SF6气体全部回收，补充新的、合格的SF6气体。
（5）定位微渗点，采用锚喷的工艺处理，彻底解决微渗问题。
环境方面采取如下处理措施：
（1）5～9月，GIS室每天强力通风30 min。
（2）在GIS室放置4个温湿度计，环境湿度大于60%时，除了强力通风外，打开GIS室窗户、大门晾晒，防止凝露。
（3）每天巡视检查电缆沟内积水情况，发现积水及时启动排水泵排水，尽量保持低水位。
7 效果评价
采取以上的措施后，通过跟踪检测，未发现本站组合电器各气室微水值有上升的趋势，一直处于平稳状态。
8 结语
通过对组合电器微水值超标问题的查找、分析、判断，找到了SF6气体内微水超标的全部原因，并有针对性地采取应对措施，使异常回路恢复正常运行。
参考文献
[1]罗学琛.SF6气体绝缘全封闭组合电器（GIS）[M].北京：中国电力出版社，1998.
[2]国家电网公司.高压开关设备管理规范[S].
[3]国家电网公司生产技术部.电网设备状态检修技术标准汇编[S].