SF6气体优异的绝缘与灭弧性能，使SF6开关设备得到了广泛的使用。在我国SF6断路器的使用量：500 kV电网为100%；330 kV电网在60%以上；220 kV电网近20%；在35～110 kV系统的使用量也逐年增加。
多年的运行经验表明：保证SF6开关设备可靠运行的重要环节是：防止SF6气体的泄漏和对SF6气体中的水分进行有效的监视。电力部《1994年全国高压开关工作总结和事故分析》中指出：“1994年110 kV及以上电压等级的SF6断路器共发生事故8次(其中进口设备3次)，障碍49次，其中严重漏油(指液压机构)9次，漏气16次(占障碍总数的32.6%)，国产、进口设备都存在这类问题，是SF6断路器使用中需特别重视的问题。”国际大电网会议13-06工作组在1988～1991年间，对63 kV以上70 708台*年压气式SF6断路器的可靠性进行了调查，结果表明：漏气占SF6断路器次要故障的39%。这是从断路器大量监视信号得到的。同时，指出需要改进SF6的密封，以提高可靠性。
近年来SF6开关设备含水量超标已不是个别现象，其起因多属制造和组装工艺不良所致。以500 kV SF6断路器为例，在运行条件基本相同的情况下，法国M．G公司的FA系列和法国的FX-32DL型SF6断路器微水超标的台数占该型断路器投运量的40%，而三菱、日立和西门子公司生产的SFM-550、OFPT-50和3AS5型SF6断路器却未发现这种问题，看来与法国生产技术条件要求不严格有关。当然，微水超标的现象也与下列因素有关，诸如：现行标准没有涉及到环境温度因素；环境温度对微水测量值有影响，以及由于使用测量仪器的不同而引起测量误差等等。这是本文需要重点评述的问题。
1 开关设备中水分的来源与危害
1.1 水分的来源
1.1.1 SF6新气中固有残留水分。这是由于生产工艺过程中不可能绝对排除水分的缘故。因此IEC和一些国家对SF6新气中的水分含量作了如表1的规定。
表1 IEC及一些国家SF6气体水分含量标准 ×10-6
| 项目 |
IEC |
日本 |
德国 |
美国 |
中国 |
| 重量比 |
＜15 |
＜8 |
＜5 |
＜8.9 |
＜8 |
| 体积比 |
＜121.95 |
＜65.04 |
＜40.65 |
＜72.36 |
＜65.04 |
注：重量比＝0.123×体积比。
1.1.2 设备零部件，特别是环氧树脂支撑件和拉杆中吸收的水分是最主要的水源，且大部分是在组装时进入元件和容器内表面的。这些存在于硬件中的水分，在某些条件下还可以扩散到SF6气体中。
1.1.3 外部侵入的水分。由于水蒸汽分子直径(等于3.2)比SF6气体分子直径(等于4.56)小，另外SF6断路器中SF6气体中水份的分压力比环境空气中的水蒸气分压力小得多，因此在密封不良时，接触部分就会形成微小的孔洞或裂纹，即便SF6气体不泄漏也难以避免水分的侵入。因此对SF6开关设备严密性的要求，要比防止SF6气体向外泄漏的要求更高。
1.2 SF6气体中水分的危害
1.2.1 SF6气体中混杂的水分通常以水蒸汽形式存在。在较低温度下，水蒸汽可能凝结成露附着在零件表面，如附着在绝缘件表面就有可能产生沿面放电。实际上SF6开关设备的内绝缘事故主要是由SF6气体中水分凝露造成的。
1.2.2 水分的危害更主要的是在电弧作用下SF6气体分解过程中产生反应。在电弧或电晕高温作用下，SF6将被分解为SF4，SO2F2(氟化硫酰)，SOF2(氟化亚硫酰)，HF和SO2等有毒物质。生成物HF(氢氟酸)是所有酸中腐蚀性最强的，SO2遇水会生成亚硫酸H2SO3，这也是有腐蚀性的物质。由此看来，如SF6气体中含有水分，不仅降低设备的绝缘强度，而且危害人体健康，因而控制SF6气体中水分含量是十分必要的。
2 环境温度对SF6气体中水分含量的影响
在对SF6断路器进行微水测量时发现，对同一台断路器，由于测量时环境温度不同，其测量结果相差很大，且微水测量值随环境温度的增高而增大(见表2)。
法国专家认为设备外壳的内壁随着温度的降低会吸附SF6气体中的水分子，反之放出水分子。这指出了环境温度对测量结果有很大影响的原因。同时还提供了考虑到外壳内壁吸附水分的校正曲线。图中的一组曲线表示在20℃时，水分含量在150×10-6～1 500×10－6的SF6，当环境温度在-20～50℃范围变化时其水分的变化情况。
在英文杂志《Electrical World》—1992，206(3)P58～60的“减少GIS中的水分提高可靠性”一文中对此问题是这样论述的：“水分子通过两种不同的机理存在于硬件中：吸收和吸附。水分在某些条件下可扩散入SF6中，例如，试验往往表明，水分在冬天低于夏天(见图2)。”
西安高压电器研究所也曾对SF6气体含水量与环境温度值的关系进行研究。通过一年的时间，试验出比较符合实际运行温度变化情况的一组曲线(见图3)。他们认为：由于设备的零部件暴露在空气中吸收了空气中的水分，这些水分附着在材料表面或分子间隙内，由于这些零部件材质的含水量大于充
表2 不同环境温度下各断路器微水含量的测量值 |
| 项 目 |
FA2-252型 |
FX-22DL型 |
FA4-550型 |
西安供电局
330 kV |
湖北双河
06A柱 |
湖北凤凰山
03A柱 |
湖北凤凰山
01B2柱 |
| 环境温度/℃ |
15 |
21 |
4 |
25 |
32 |
12 |
18.5 |
11 |
29 |
5 |
26.5 |
微水含量
/×10－6 |
A |
B |
C |
A |
B |
C |
218 |
910 |
1231 |
920 |
1180 |
978 |
1596 |
420 |
1116 |
| 225 |
335 |
220 |
190 |
360 |
355 |
|
图2 一种典型GIS气室中
水分随温度的变化
入的SF6气体的含水量，于是它们便向SF6气体中排放。当温度增加时，零部件的水分放出量增加，使SF6气体的含水量增加。而当温度降低时，容器内壁以及零部件吸回一部分水分，使SF6气体的含水量降低。这就造成电器设备中SF6气体的含水量与环境温度有关。 |
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图3 含水量与环境温度的关系曲线
从表2、图2和图3可看出：
① 微水测量值随温度升高而增大，随温度降低而减小，而且不完全是线性关系。
② 微水测量值随温度变化程度与SF6气体中含微水量的大小有关。
③ SF6气体含水量与环境温度值的关系是由于SF6开关设备中的硬件吸收和吸附的水分，随环境温度的高低变化向SF6气体进行排放和吸回的结果。
3 减小测量误差增大测量数值的可比性
《高电压技术》1988年第1期“运行中SF6气体水分含量的测试及研究”一文指出，气体微水测试仪的不同及测试技术上的差异对测试结果影响很大，对同一气瓶使用10种仪器进行测定，结果****为70.5×10-6，最小为3.0×10－6，相差23.5倍。再如石家庄供电局曾使用成都仪器厂生产的USI-1型微量水分析测量仪及瑞士DP-9型露点仪对瑞士S＋S公司生产的HGF114/1A型SF6断路器在铜冶站进行了对比试验，试验结果见表3，对比试验数据的****误差近50%，因此每台开关的测定，应尽量固定一种仪器，以便相互比较，同时所用仪器在使用前或使用一段时间后都应进行校验，以消除测量仪器带来的误差。历次测试如能在接近环境温度下进行，这样对比性会更好。
表3 不同型号微水仪的对比试验结果×10-6 |
| 开关编号 |
成都USI-1 |
瑞士DP-9 |
| A |
B |
C |
A |
B |
C |
| 212 |
— |
92 |
119.6 |
60 |
61 |
95 |
| 112 |
131.3 |
131.3 |
131.3 |
96 |
96 |
96 |
| 254 |
— |
130 |
126.2 |
60 |
84 |
80 |
4 我国现行SF6气体中水分含量的标准问题
我国现行标准(见表4，表5)中均未涉及环境温度因素。因此，难以确定在不同环境温度下测得SF6气体含水量是否符合标准的要求。但鉴于SF6开关设备的结构各异，难以确定一个通用的SF6气体含水量与环境温度的关系曲线。因此，建议将各制造厂提供的上述关系曲线汇总列入相应标准的附录中供使用单位参考。并规定在微水超标情况下可以按附录相应的曲线进行判断。
表4 设备中SF6气体含水量
(体积比)的最高允许值［2］ ×10－6 |
| 项 目 |
除断路器外其他气室 |
断路器气室 |
| 交接试验值 |
250 |
150 |
| 运行最高允许值 |
500 |
300 |
|
表5 GIS内各气室含水量(体积比)的最高允许值［1］×10－6 |
| 项 目 |
不发生分解气体的气隔
(母线隔离开关部分) |
发生分解气体的气隔
(断路器部分) |
| 交接试验值 |
250 |
150 |
运行最高
允许值 |
500 |
300 |
|
注：表4、表5引自《用于电气设备的SF6气体质量监督与安全导则(试行)》和《SF6气体绝缘变电站的运行维修导则(试行)》，以上两导则均载于《水电部(83)电生字109号》文中。
5 减少含水量的推荐措施
① 减少SF6开关设备制造期水分的残留量。
② 设备在自然环境下安装时间，最好安排在高温季节，以便多抽出一些设备中放出的水分。
③ 从防止水分侵入角度出发，增强密封结构的严密性。
④ GIS内每个气隔单元都应安放吸附剂。最好选用F-03型吸附剂，这种吸附剂不仅能消除水分，还能有效地消除电弧分解物。同时减少了电弧分解物对人体和电器设备的危害。
保定电业局 林立生
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