高寒地區高壓斷路器用SF6/CF4混合氣體液化試驗分析

楊文良，劉 卓，王振中，王 琰，趙 磊

（1.內蒙古電力科學研究院，呼和浩特 010020；2.內蒙古自治區高電壓與絕緣技術企業重點實驗室，呼和浩特 010020）

0 引言

SF6/CF4混合氣體作為解決SF6氣體冬季低溫液化問題的替代氣體，近些年在內蒙古高寒地區得到了廣泛使用[1-2]。文獻[1]認為，在20℃時總充氣壓力為0.75 MPa的SF6/CF4混合氣體斷路器，只要其中的SF6氣體充氣壓力不高于0.45 MPa，就能保證混合氣體斷路器在-40℃時安全運行。由此可見，混合氣體中SF6和CF4的組分比例直接影響到混合氣體的抗低溫液化能力。

目前，內蒙古電力（集團）有限責任公司所執行的交接驗收和狀態評價等標準[3-4]，要求開展的氣體絕緣設備試驗項目均只針對純SF6氣體，無針對SF6/CF4混合氣體的試驗項目。因此，僅依據斷路器機械特性、電氣性能、密封性能和絕緣氣體微水含量、分解物含量等測試結果，難以診斷分析混合氣體斷路器在低溫條件下產生低氣壓缺陷的原因。本文針對內蒙古錫林郭勒地區氣溫驟降導致8臺混合氣體斷路器發生低氣壓故障的問題，進行現場診斷性試驗及混合氣體組分測試，同時，根據斷路器參數信息，利用混合氣體斷路器低溫運行模擬試驗平臺，模擬了SF6/CF4混合氣體斷路器低溫運行工況下低氣壓產生的過程，分析了造成冬季SF6/CF4混合氣體斷路器低氣壓故障的原因[5]。

1 缺陷斷路器測試檢查情況

8臺缺陷斷路器中，1號、2號斷路器由蘇州A公司生產，3號—8號斷路器由江蘇R公司生產；8臺斷路器配備4個不同廠家生產的混合氣體密度表。混合氣體組分測試結果和設備參數見表1。

表1 缺陷斷路器設備信息和氣體組分測試結果

由表1數據可知：

（1）8臺缺陷斷路器充裝的SF6與CF4的實際比例均高于設備的額定氣體比例，其中5號—8號斷路器充裝的SF6氣體體積百分數均超過90%。

（2）8臺缺陷斷路器配裝的混合氣體密度表，所標示的SF6與CF4比例與斷路器額定氣體比例存在5%~20%的差異，與斷路器內實際充裝的混合氣體比例相差15%~50%。

（3）1號、2號缺陷斷路器的額定氣體絕對壓力高達1 MPa，高出其他混合氣體斷路器額定氣體壓力的40%。

鑒于混合氣體斷路器低溫故障可導致開關設備發生絕緣擊穿或開斷失敗等事故，對錫林郭勒地區54座變電站327臺混合氣體斷路器開展了設備參數排查，發現有110臺斷路器存在混合氣體密度表不匹配問題；充氣壓力大于1 MPa的斷路器有45臺。

2 混合氣體斷路器低溫運行模擬試驗

試驗平臺模擬了SF6/CF4混合氣體斷路器低溫運行工況，試驗平臺示意圖如圖1所示。儲氣試驗裝置及管路作為斷路器的氣室和氣道，經深冷恒溫箱改變裝置的環境溫度后，使用高精度壓力計和測溫儀直接測取裝置內氣體參數。

圖1 混合氣體斷路器低溫運行模擬試驗平臺

根據混合氣體斷路器參數信息，在運混合氣體密度表采用SF6與CF4體積比為53∶47的數量最多，所以模擬試驗以該比例作為參照。模擬試驗從低氣溫、密度表參數配置和高氣壓三個方面對裝置內的混合氣體參數進行測試。為保證儲氣試驗裝置內氣體溫度與深冷恒溫箱一致，規定每個測試溫度點裝置需靜置3 h再測取試驗參數。

3 模擬試驗結果分析

3.1 SF6/CF4混合氣體低溫表現特征

20℃時，分別向儲氣裝置充入SF6與CF4體積比53∶47，壓 力 為1.0 MPa、0.9 MPa、0.8 MPa、0.7 MPa、0.6 MPa、0.5 MPa、0.4 MPa的混合氣體。將深冷恒溫箱的溫度依次從40℃調為-50℃，記錄裝置內混合氣體的壓力和溫度變化情況，試驗結果詳見表2。

表2 比例為53∶47的SF6/CF4混合氣體低溫試驗結果

試驗過程中，混合氣體的壓力始終隨著溫度下降而降低，但r分為兩種情況：一是r值基本恒定，說明混合氣體未發生液化，即氣體密度不變；二是r值突然降低，說明該溫度下混合氣體已發生液化。在分析表2試驗數據的基礎上，參照對比純SF6氣體狀態參數，可發現：

（1）在20℃時充裝壓力為1 MPa的SF6/CF4混合氣體（混合氣體密度為51 kg/m3），在-40℃時r值突然降低，其液化溫度點與30 kg/m3密度下的純SF6氣體液化溫度點相似；

（2）在20℃時充裝壓力為0.7 MPa的SF6/CF4混合氣體（混合氣體密度為35 kg/m3），在-50℃時r值突然降低，其液化溫度點與20 kg/m3密度下的純SF6氣體液化溫度點相似。

綜上可知，SF6/CF4混氣斷路器的液化溫度取決于其內部的SF6氣體含量，且混合氣體的液化溫度點可按照其內部相應密度的SF6氣體狀態參數判斷。5號—8號缺陷斷路器中實際充裝的SF6氣體含量遠超設計值，導致了其抗液化能力降低，造成混合氣體低溫液化。

3.2 低溫下混合氣體密度表準確度分析

20℃時，向試驗裝置充入氣壓0.7 MPa（密度表額定氣壓）、氣體比例53∶47的SF6/CF4混合氣體，同時測試40℃、20℃、-30℃溫度下SF6與CF4比例為36∶64、53∶47的混合氣體密度表和純SF6氣體密度表的示數差異，測試結果見表3。

表3 不同氣體比例密度表全溫度測試誤差結果 MPa

由表3試驗數據可知：

（1）與儲氣裝置內混合氣體比例匹配（53∶47）的混合氣體密度表，在-30~40℃溫度范圍內，測得的密度表指示最大偏差達0.7%，偏差度滿足相關規程規定的2.5%要求；

（2）與儲氣裝置內混合氣體比例不匹配（36∶64和純SF6氣體）的混合氣體密度表，在全溫度測試中表針指示最大偏差分別為3.5%和5%，測試結果超出相關規程規定的2.5%要求。

由此確認，混合氣體密度表與所測混合氣體比例不匹配會造成密度表指示偏差，低溫時會導致繼電器發出錯誤的低壓報警或閉鎖信號。1號—8號缺陷斷路器低溫表現特征均與上述分析結果相印證。

3.3 高氣壓裝置密封性分析

溫度在20℃時,分別向儲氣試驗裝置充入氣壓為0.4 MPa和0.9 MPa、SF6與CF4密度比例53∶47的混合氣體，在-30℃和-40℃溫度下分別測試試驗裝置的氣體泄漏情況。為確保模擬試驗中所測的數據變化是由氣體泄漏而非低溫液化導致，要求低溫試驗結束后，溫度回升至20℃，再次確認裝置內氣體減少量，試驗結果見表4。被測裝置的氣體年泄漏率Fy按照公式（1）計算[6]。

式中：Δρ為SF6氣體在兩次計算時間間隔的密度變化量，kg/m3；ρ1為第一次計算出的氣體密度，kg/m3；Δt為兩次測量的時間間隔，h；t為以年計算的時間，每年取值8760 h。

根據表4數據可知：

表4 低氣溫條件下高氣壓試驗裝置的氣體泄漏試驗數據

（1）當試驗裝置中充入0.4 MPa（20℃）的SF6/CF4混合氣體時，僅在-40℃溫度下發生了氣體密度微降情況，折算到氣體年泄漏率為293.76%；當回溫至20℃時，氣體密度的變化停止。此過程中，試驗裝置的總氣體年泄漏率為104.97%。由此推斷，低氣溫會造成試驗裝置的密封性能下降。

（2）當試驗裝置中充入0.9 MPa（20℃）的SF6/CF4混合氣體時，氣溫降至-30℃，裝置內的氣體密度微量下降，折算到氣體年泄漏率為127.01%；氣溫降至-40℃，裝置內的氣體密度值大幅降低，折算到氣體年泄漏率為3 932.42%。對照混合氣體內相應密度的純SF6氣體狀態參數曲線，判斷-40℃時部分SF6氣體發生了低溫液化；當回溫至20℃時，氣體密度值升高。此過程中，試驗裝置的總氣體年泄漏率為607.58%，遠大于試驗一的泄漏量。

綜上推斷，在低溫條件下裝置內部氣壓過高會導致其密封性能降低，加重內部氣體的泄漏。1號、2號缺陷斷路器低溫表現特征與上述分析結果相印證。

4 結論和建議

綜合SF6/CF4缺陷斷路器現場檢查和模擬試驗結果，得出以下結論和建議。

（1）SF6/CF4混合氣體斷路器基建安裝環節未按照額定比例充裝SF6和CF4氣體，不滿足設備設計要求，是本次多臺混合氣體斷路器發生低氣壓故障的主要原因。建議在相關試驗規程中增加針對混合氣體斷路器的現場混合氣體組分測試要求。

（2）生產制造過程中未充入參數合適的混合氣體，投運后會造成密度表的指示偏差，低溫時會導致繼電器發出錯誤的低壓報警或閉鎖信號。建議在相關試驗規程中增加核對混合氣體密度表參數和測試全溫度條件下密度表準確度要求。

（3）設計生產環節未對高氣壓斷路器采用有效密封加固方法，投運后將導致高氣壓斷路器在低氣溫條件下密封性能下降。建議高氣壓斷路器出廠時開展低溫條件下密封性能檢測，以盡早發現設備缺陷。