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SF6气体检测
SF6气体具有稳定的理化性能、优良的绝缘性能及优异的灭弧性能，在高压电器设备中被广泛使用。本节介绍SF6气体的常规检测试验方法。
一、SF6气体检漏
气体泄漏的原因主要是在密封面、焊缝和管路接头处有裂缝或密封不严。对SF6气体进行检漏须使用专用的检漏仪，如LF－1型检漏仪。
如果有大量SF6气体泄漏，那么操作人员不能停留在离泄漏点10m以内的地点。直至采取措施泄漏停止后，方能进入该区域。如果电器内部发生故障，在容器内肯定存有SF6电弧分解物，在打开外壳进行清除以后，若检测中可能接触被污染的部件，都必须使用防毒面具，并穿戴好防护工作服。
为了保证进入SF6断路器室内的工作人员安全，必须对室内进行通风，按要求，空气中氧气含量浓度不应低于18％。
在检漏中，要严格按照产品使用说明书执行。检漏仪探头不允许长时间处在高浓度SF6中，但在工作中往往被忽略，探头一旦触及高浓度SF6气体时，表针立即为满刻度，报警强烈。遇到这种情况应立即将探头离开并放到洁净区，待表针恢复正常后再检漏。
二、SF6含水量检测
断路器对SF6的纯度及含水量都有严格的要求。在内部闪络的情况下，会生成多种SF6分解产物，在正常运行中大气中的水分也会渗入气体绝缘设备中。在较高的气压下，过量的水分对气体绝缘设备中固体绝缘件表面闪络电压的影响严重，甚至会导致内部闪络事故。有些活性杂质，如HF、SO2等，对气体绝缘设备中的各种构件会产生腐蚀作用。某些垢分解产物还具有毒性，一旦泄漏出来会污染环境，影响工作人员的健康。过量的水分会使气体绝缘设备的绝缘强度下降。因此，首先应保证充入电气设备的SF6气体合格，在充气操作过程中，严防水分进入气室。
我国有关规程规定，断路器用新的SF6气体，水分含量须≤8×10－6。运行中断路器内SF6气体的水分含量，机械特性试验后测量气体的含水量不应超过150×10－6。
1、质量法
该测量方法将己测定体积的SF6气体通入已秤质量的高酸镁（或五氧化二磷）作干燥剂的配衡试管中，从试管质量的增加得到气体中的水分含量。此种方法是绝对法，常被称作仲裁法，用于校验校准其他水分测量仪器原精确度。测试环境的控制、气体体积的计量、吸收系统的称重都极为重要。质量法测定SF6气体含水量的装置示意图见图7－5。
图7－5 质量法测定SF6气体中的含水量的装置
2、电解法
电解法是用涂敷了磷酸的一对电极(铂或铑)形成一个电解池，在两极间施加一恒定的直流电压。被测气体的水分被吸湿剂（P2O5）吸收，并在电流作用下电解还原，释放出氧气和氢气。在吸收和电解达到平衡时，就可利用电解电流与水分含量的关系，求得气体的含水量。这种方法是常见和实用的方法，测量仪器可以直接读出微水含量的质量分数，操作简便稳定，适用于连续在线分析。电解法在测量SF6气体含水量时干扰因素少、数据重复率及准确度高、操作简单，尤其在测量低含水量时更显示出它的优越性。但是，电解法最大的不足之处是电解池的电解效率随使用时间的增加而降低。一般情况下，电解效率低于85％，电解池即应停止使用。
3、露点法（冷镜法）
该法是测量气体所含水分的凝露及湿度。被测气体通过一个密封池中的金属镜面，用人工控制或借助光电池监控镜面湿度，以保持稳定的水分凝结量。当测试系统温度略低于被试品气体中水蒸汽饱和温度(露点)时，水蒸汽结露。通过热电偶测得的镜面温度为露点。由露点和气体水分含量的换算公式或对照表，即可得到气体中水分含量。露点法所用仪器比较复杂，需要液态氮作致冷剂，造价较高，体积较大。测量精度与仪器本身的质量好坏关系很大，不便于现场使用。
三、气体纯度检测
运行中SF6电气设备的气体纯度控制是非常重要的。气体纯度的高低对电气设备的灭弧性能、绝缘强度以及电气设备的寿命影响很大。
SF6气体是一种极不活泼的气体，氟－硫强共价键及氟元素高负电性使SF6气体具有极为优良的电气绝缘性能和灭弧性能。通常，SF6气体是很难裂解的，它的裂解温度在2000K以上，S－与F＋等离子所需要的分解能高达22 . 4ev，且SF6在分解后能在(10-5－10-4)秒的时间内迅速复合还原，只有当SF6气体中存在一定量的H2O、O2和被灼烧分裂的各种有机物质或金属蒸汽分子时，才会产生各种不同的不可复原的SF6 (其组成非常复杂)裂解产物。常用的SF6气体纯度检测方法有气相色谱仪法和气相色谱－质谱（GC－MS）联用分析。
1、气相色谱仪法
气相色谱仪分析的基本原理是利用样品中各种物质的分子对某种固体物质（色谱技术上称为固定相）的吸附和解吸能力上的差异，当气体样品在某种不活性气体物质（色谱技术上称为流动相或载气）的载带下通过固定相时，其中的各组分即会以不同的速度和时间（色谱技术上称为保留时间）离开固定相。利用不同的信号转换方法将其分别检出，并记录在色谱图上。根据保留时间的不同可对各组分进行定性确认，根据谱图上代表各组分的谱峰高度和面积可进行定量分析。
对SF6气体进行气体纯度检测时，所采用的气相色谱仪通常带有Porapak－Q填充柱和热导检测器。采用制备已知浓度的标准样品来取得定量分析结果。标准气相色谱仪的灵敏度大约为：SOF2，50ppmV；SO2F2，50ppmV。表7－1列举了几种常见气体的相对保留时间。SF4和SOF2的保留时间大致相等，因此色谱技术难于鉴别这两种气体。
表7－1 气相色谱的保留时间和检测极限
色谱柱Proapak-Q 温度100℃
长度 3m 载气 氦气
直径 0.97cm 流量 60ml/min
气体组分
保留时间（min）
检出极限（体积％）
空气
2.6
10－3
CF4
3.1
10－3
CO2
4.6
2×10－3
SF6
5.7
3×10－3
SO2F2
7.6
3×10－3
SOF4
8.2
3×10－3
SOF2
11.2
3×10－3
SF4
11.2
3×10－3
HF
16.5
3×10－3
SO2
24.5
4×10－3
S2F10
60
5×10－3

2、气相色谱－质谱（GC－MS）联用分析
色谱－质谱联用分析是将气体样品先经色谱分离，然后由质谱鉴定，从而大大提高了分析检测的灵敏度。质谱分析的基本原理是，将被分析的物质用一定方式电离形成多种特定组成的离子，再将其引出聚焦成离子束，经加速后通过电场或（和）磁场，由于各种离子的质荷比（M/e）不同，而被分别检出。然后通过与标准图谱对照或按照离子组成特点进行谱图解析，以达到定性或定量分析的目的。质谱分析法具有精确可靠、灵敏度高、多用途等优点。
GC－MS的一般组成结构图如图7－6所示。采用气相色谱－质谱联用分析能够检出大约1ppmV的SOF2、SOF4、CF4和其它不常见的气体分解产物如COS、Si(CH3)2F2。

图7－6 GC－MS组成方块图
第五节 GIS的异常及故障分析
一、GIS常见故障
GIS设备运行可靠性高、维护工作量小、检修周期长的优点已体现出来。但也先后出现过一些故障，主要表现在以下几方面：
1、SF6气体泄露
这类故障通常发生在组合电器的密封面、焊接点和管路接头处。主要原因是由于密封垫老化，或者焊缝出现砂眼引起。每年因此需要对GIS补充大量的SF6气体来保证正常工作压力。这类故障比较普遍。
2、SF6气体微水超标
运行时断路器气室SF6气体微水量要，其他气室。SF6气体含水量太高引起的故障易造成绝缘子或其他绝缘件闪络。微水超标的主要原因是通过密封件泄露渗入的水份进入到SF6气体中。经过多年的运行，气体中含水量持续上升无疑是外部水蒸汽向设备内部渗透的结果。水分子呈V型结构，其等效分子直径为SF6分子的0.7倍因此水的渗透力极强，而且大气中水蒸汽分压力通常为设备中水份分压力的几十倍，甚至几百倍。在这一压力作用下，大气中的水份会逐渐透过密封件进入气体绝缘设备。
3、开关故障
断路器、负荷开关、隔离开关或接地开关等元件的气体击穿。还有动、静触头在合闸时偏移，引起接触不良。
4、GIS内部放电
由于制造工艺等原因，在GIS内部某些部件处于悬浮电位，导致电场强度局部升高，进而产生电晕放电，GIS中金属杂质和绝缘子中气泡的存在都会导致电晕放电或局部放电的产生。
5、液压机构出现渗漏油或打压频繁等故障
出现这类故障大多是由于液压机构密封圈老化，或安装位置偏移、或储压筒漏氮等原因引起。这类故障在GIS中比较普遍。
二、传统诊断方法
传统的诊断方法利用物理和化学的原理和手段，通过伴随故障出现的各种物理和化学现象，直接检测故障例如利用振动、声、光、热、电、磁、射线、化学等多种手段，观测其变化规律和特征，用以直接检测和诊断故障。这种方法形象、快捷、十分有效，但只能检测部分故障。
1、机械振动法
利用机械振动法检测局部放电，是一种不停电的监测技术。其基本原理是一旦有局部放电发生，就会产生振动，在设备外壁安装加速度测量仪很容易检测出来。因此，检测局部放电可以从探测外壳上的机械振动入手。
气体局部放电会产生一定的振动波，经过传递后会在金属外壳上引起轻微振动，采用敏感度高的加速度传感器有可能探测出这种信号，但设备操动机构动作及运行中的噪声会影响对局部放电的监测。区别局放信号与干扰信号的方法有用带通滤波器除去设备自身的振动信号和周围干扰信号的低频成分，以及电气干扰信号的高频成分；进行输入信号的基准值判断，将某一定数值以上的信号作为干扰信号除去；进行与试验电源同期的脉冲调制，对波形的绝对值进行平均化处理调整其周期性，局放信号具有明显周期性，而干扰信号波形是无周期的，以此将二者区分开。
2、检测管检测法
SF6气体经过长期运行或内部放电会分解出SF4、SOF2、HF、SO2等气体，对这些成分的监测，可以诊断出设备是否有放电发生，或是监测原理类似于变压器油的色谱分析对运行中气体组分进行检测，有助于了解运行中的运行状态和可能潜伏的故障。
其工作原理是：通过检测装置从高压电气设备中提取一定体积的SF6气体，分别通过SO2、HF检测管，这些分解产物会在检测管中发生化学反应改变颜色，可根据变色柱的长度，读出SF6气体中的SO2、HF的浓度。
3、超声波检测法
工作原理是：当电气设备内部发生局部放电时，在放电处产生超声波向四周传播，一直达到电气设备容器的表面。在设备外壁装上压电元件，在超声波作用下，压电元件两个端面上产生交变的束缚电荷，引起端部金属电极上电荷变化或在外回路上产生交变电流。因此，可以检测此电信号来判断设备内部是否发生局放。超声波探测器检测的特点是抗干扰性较强，使用方便，可以在运行中和耐压试验时检测绝缘内部的放电，传感器与设备的电气回路无任何联系，而且便于故障定位。
4、电测法
利用GIS带电体与缸体的静电电容进行测量，或利用GIS带电部分与缸体保持绝缘的绝缘子的静电电容进行局放监测。使用该方法时可以采用电容耦合法对高压导体进行测量，也可以对外壳的接地线进行测量。
用环氧支撑绝缘子中预埋的金属圈来进行测量，金属圈与高压导体之间的电容起耦合电容的作用。
如支撑绝缘子中无预埋的金属圈，则可用图7－7所示的外部电极法进行测量。在外壳上覆盖一薄绝缘层和一电极片，构成对外壳的电容。由于外壳的接地线有电阻和电感，因此在等值频率很高的局部放电电流流过接地线时外壳会有一对地电位，通过上述电容耦合加到阻抗Z上，阻抗Z上信号经放大后送到显示仪器。

图7－7 用外部电极法测量局部放电
1－设备外科的接地线；2－薄绝缘层；3－外部电极；
4－阻抗Z；5－放大器；6－示波器
测量设备外壳接地线中的局部放电脉冲，可用带铁芯的罗果夫斯基线圈做成的传感器。外壳接地线中的局部放电脉冲穿过环状铁芯时，绕在铁芯上的线圈就会感应出同样波形的电流。这种测量方法的优点是不需对高压设备作任何改造。
三、设备状态判断
对GIS进行诊断首先是利用上述各种方法，通过伴随故障出现的各种物理和化学现象，直接检测故障。例如：可以利用振动、声、光、热、电、磁、射线、化学等多种手段，观测其变化规律和特征，用以直接检测和诊断故障。这种方法形象、快速，十分有效，但只能检测部分故障。
其次，利用故障所对应的征兆来诊断故障是最常用、最成熟的方法。在诊断过程中，首先分析设备运转中所获取的各种信号，提取信号中的各种特征信息，从中获得与故障相关的征兆，利用征兆进行故障诊断。由于故障与各种征兆之间并不存在简单的一一对应关系，因此，利用征兆进行故障诊断往往是一个反复探索和求解的过程。
在上述传统的诊断方法的基础上，将人工智能的理论和方法用于故障诊断，发展智能化的诊断方法，是故障诊断的一条新的途径，目前已广泛应用。
四、故障处理方法
判断出GIS的故障后，可采用下列相应的处理措施：
（1）对于SF6气体泄漏，通常先用SF6检漏仪对漏气间隔进行检测，找出漏气点。若为焊缝漏气，将SF6气体回收后进行补焊；若为密封接触面漏气，通常在回收SF6气体后更换密封圈。
（2）对于SF6气体微水超标，通常办法为回收SF6气体后，用氮气反复冲洗、干燥、抽真空，再充入新SF6气体。
（3）对于动、静触头接触不良或母线筒放电等故障，则必须停电解体后查明原因，针对不同故障，更换相应的备件。
（4）对于液压机构渗漏油或打压频繁故障，在停电后需将液压机构泄压，查明原因，更换相应的油封。