参考：国网企标QGDW1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》 湿度要求：有电弧分解物隔室（GIS 开关设备）≤300（注意值）；无 电弧分解物隔室（GIS 开关设备、电流互感器、电磁式电压互感器）： ≤500（注意值）；箱体及开关（SF6 绝缘变压器）≤220（注意值）； 电缆箱及其它（SF6 绝缘变压器）运行中≤375（注意值）。
电力设备检修试验规程宣贯 （SF6气体）
广东电网有限责任公司电力科学研究院 2017年5月
主要内容
SF6气体
总表
变压器
互感器
断路器
GIS
SF6电流互感器
SF6电磁式 电压互感器
27 SF6气体
2
27 SF6气体
序 号条
目
修改情况 原标准
新标准
修改理由
SF6 新气到货后，充入设备
SF6 新气到货后，充入设备前
SF 6气体的泄漏试验
序 项目 号
条目
修改情况 原标准
新标准
修改理由
泄漏试 说明 11
验
对检测到的漏点可采用局部包 扎法检漏，每个密封部位包扎后 历时 5 小时，测得的 SF6 气体含 量（体积分数）不大于 30µL/L
对检测到的漏点可采用局部包 扎法检漏，每个密封部位包扎 后历时 5 小时，测得的 SF6 气 体含量（体积分数）不大于 15µL/L
抽检率统一参照GB12022-2014《工业六氟化硫》及DL/T1366《电力 设备用六氟化硫气体》规定：
每批气瓶数
选取的最少气瓶数
1
1
2-40
2
41-70
3
71-100
4
注：超过100瓶气体按另一批计算
4.湿度
4.1要求2）其它气室运行中：≤500改为≤1000
根据近年广东电网SF6设备湿度超标情况，可见湿度超标设备以GIS 气室及互感器气室为主。GIS气室SF6气体湿度异常的主要原因是内置 吸附剂失效，安装时吸潮过多，运行时间长久之后，吸附剂失效，导 致气体湿度超标。互感器气室湿度超标主要原因是线圈绝缘纸层干燥 不彻底，在运行过程中释放出水分。
案例：2011年惠州局在交接试验抽检220kV荣田站GIS设备时，发现 有两个220kV气室气体组分含量异常（秋长线间隔2QE、3QS、QEF 气室SO2为3.5，湾畔甲线间隔1QS气室SO2为0.6），交流耐压过程发 生放电击穿，经解体发现隔离开关镀银层脱落。
5.现场分解产物
国内外关于现场分解产物的相关标准
约200mV
SO2为1.1μL/L SO2为1.9ul/L
设备新安装及大修更换气体时，新气所含杂质含有CO、H2等成分。在 对黎明化工有限公司的一瓶新气到货抽检中，电化学法检测到 CO>1000 ul/l，对该瓶气样进行气相色谱多组分分析，检测到H2值为 >1000 ul/l，CO仅为11.9ul/l。新SF6气体在生产备制过程中需要电解 HF，从而可能产生H2等杂质。
变电站 85
气体普查完成情况表
数量（气室） CO 值
0-100
285
108
CO 值 100-200
153
CO 值 200-300
23
CO 值 300-400
1
5.现场分解产物
5.3要求： 2）其它气室SO2≤3（注意值），H2S≤2（注意值）改为2） 其它气室SO2≤1，H2S≤1
修编理由：SO2、H2S是设备运行中产生电弧放电的特征气体，而新气中不会产生，因 此非灭弧气室检测到SO2或H2S，证明内部发生内部放电。由于现有分析方法的局限性， 导致SO2、 SOF2无法完全区分，因而判断依据中涉及的SO2可能包含SOF2 非灭弧气室检测到SO2≤3，解体证实内部有局部放电缺陷的现场案例:
——
必要时：局部放电监测发现异 常，外壳温度异常，耐压击穿后
实验室
检测组
按照 DL/T1366-2014《电力设备用六氟化硫气
10 分解产 分
CF4、SO2、SOF2、SO2F2、 SF4、S2OF10、HF
SO2、SOF2、SO2F2、CO、CO2、CS2、CF4、S2OF10
体》相关规定修改
物测试
由模拟试验结果以及现场缺陷
实例来看，H2S、CO可以作为 设备的固体绝缘状态的监控指
标，重点应关注其增长趋势。
5.现场分解产物
广东电网SF6设备CO普查情况
广东电网有限责任公司生产设备管理部2016年5月30日发布2016/生 纪43文《2016年度变电设备预防性试验数据分析会议纪要》要求， SF6设备中气体分解产物CO超过注意值（100μL/L）时，2016年6月 15日之前由各单位取气样（每个气室2瓶）送电科院进行复试，用带 H2四组份分解产物测试仪进行排查。此项专项工作完成情况如下：共 计完成11个供电局85个变电站285个CO超100μL/L气室。
➢ 日本行业标准及日本三菱开关有限公司企业标准对SF6分解产物注意值的要 求是：SOF2、SO2、SO2F2、C2F6为未检出，CO为300μL/L，测试方法为 色谱法。
➢ 我国电力行标DL/T1359-2014《六氟化硫电气设备故障气体分析和判断方 法》中现场检测应以SO2和H2S两种组分的含量变化为判断依据，其含量注 意值SO2≥3μL/L，H2S≥2μL/L。
➢ 南方电网企业标准Q/CSG114002-2011《电力设备预防性试验规程》中 SF6分解产物注意值：SO2≥3μL/L，H2S≥2μL/L，CO≥100μL/L。
5.现场分解产物
5.2要求：CO≤100（注意值）修改为CO≤300(注意值)
检测误差
新气体杂质成分
CO来源
设备内绝缘材料老化裂解 或放电等缺陷产生
5.现场分解产物
检测误差
现场测试所用电化学仪器传感器受其它组分干扰，在实验室进行含碳 类标气的测试比对时，发现只要是含碳的组分，CH4、C2F6、C3F8等 对电化学CO传感器均有响应，现场测得的CO值实际是含碳组分的综 合总数。另外H2、空气等其它组分也会引起干扰。用带H2传感器的四 组份分解产物测试仪可排除H2带来的测试干扰。 新气体杂质成分
单位
制造厂家
时间
缺陷简述
气体异常情况
湛江局 110kV梅录站
沙角A 厂
广州局 220kV猎德站
清远110kV小市站
福建泉州500kV变电站
北京北开有限公司
现代重工（中国） 电气有限公司
2011年4月
2014 年2 月
开关灭弧室A、B、C三相绝缘子表面不 同程度的放电
22056 隔离开关气室隔离开关动触头与 绝缘拉杆连接用销钉材质与设计要求不符 导致放电缺陷，示波器测得信号幅值最大
2、增加了“27.4 设备检修及解体前应通过气体回收装置将SF6气 体全部回收。”
各供电局负责对所辖范围内由于设备检修、缺陷处理、扩建、改建等 原因所排放的六氟化硫气体进行回收，确保实现100%回收的目标。
3、“18.1抽检率为10%”改为“抽检率参照DL/T1366《电力设备用 六 Nhomakorabea化硫气体》”
广东电网SF6设备湿度超标情况统计
年份
断路器
GIS
互感器
2015
8
82
186
2016
6
111
131
合计 276 248
4.湿度
4.1要求2）其它气室运行中：≤500改为≤1000
六氟化硫气体中的水分对设备主要危害：由于气体中的水分以水蒸 气的形式存在，在温度降低时，可能在设备内部结露，附着在零件表 面，如电极、绝缘子表面等，容易产生沿面放电（闪络）而引起事故。 水分值≤1000的露点值≤－20.2℃，在南网5省区域冬季温度基本在0 度以上，可排除结露可能性。目前佛山、东莞等局对上海MWB互感器 普遍存在的水分超标问题处理也是小于1000进行跟踪运行，长期运行 未发现异常。
5.现场分解产物
设备内绝缘材料老化裂解或放电等缺陷产生
实验室进行固体沿面放电模拟实验，内置四种吸附剂，观察分解产物 变化情况，可见随放电时间的增加，CO的含量逐渐上升，24小时持续 放电CO可达到35 ul/l，且吸附剂对CO的吸附影响很小。
2015年10月9日，台风“彩虹”引起湛江局 500kV港岛乙线停电，在进行恢复送电时发 现无法正常送电，经对相关设备进行现场分 解物测试排查，发现500kV港岛乙线CT A相 分解物严重超出注意值： SO2:7.6μL/L,H2S:74.4μL/L,CO:1685.3μL/L， H2S、CO异常显示CT内部线圈绝缘材料劣化， 由此判断CT内部发生放电故障。紧急更换故 障CT后，电网恢复正常运行。
序 项目项目 号 类别
周期 4 要求湿度
负
5
湿度
修改情况
修改理由
条目
原标准
新标准
周期
——
投运前 新充气 24h 后
主要补充新投运及其它检修换气后的湿度试 验。
要求 其它气室运行中：≤500 其它气室运行中：≤1000
现场分解 周期 6
产物测试
——
投运前 新充气 24h 后
补充新投运及其它检修换气后的试验。
其它组 13
分
按照 DL/T1366-2014《电力设备用六氟化硫气 体》相关规定修改
项目
酸度， （质量分数）10-6
四氟化碳 (质量分数)， 10-6
空气 (质量分数)， 10-6
六氟乙烷 (质量分数)， 10-6
八氟丙烷 (质量分数)， 10-6
旧版
≤0.3 1）新充气≤500 2）运行中≤1000 1）新充气≤500 2）运行中≤2000
4.2周期：大修后改为投运前新充气24h后
主要补充新投运及其它检修换气后的湿度试验。