施洪荡

【摘  要】SF6气体绝缘电流互感器的优良性能在于SF6气体良好的绝缘特性，优异的冷却电弧特性，介电强度远远超过传统的绝缘气体。SF6气体微水含量是SF6电气设备测试中的一项重要性能参数。本文主要对国网石狮市供电公司220kV山兜变电站#1主变220kV侧29A开关C相电流互感器SF6气体微水超标进行分析，阐述其原因及危害性，并结合实际处理情况，提出SF6气体微水含量控制措施，保证SF6气体绝缘电流互感器在电力系统中安全、健康、稳定地运行着。

【关键词】SF6气体;电流互感器;微水含量;原因分析;处理;控制

1、引言

电力系统向超高压，大容量，大电网，自动化方向发展，提高设备的运行可靠性尤为重要。电压等级越高、容量越大，电气设备的故障率一般也越高，修复时间也越长。SF6气体绝缘电流互感器的正常运行，对于可靠运行非常重要。

2、SF6气体绝缘电流互感器基本知识

2.1 SF6绝缘气体简介

绝缘气体是具有一定的电气性能可起绝缘作用的天然和合成气体的统称。如空气、氮气、氢气、二氧化碳、氟利昂和SF6等气体，它们的介电系数很小，能承受一定的电应力，可起绝缘作用。其中SF6气体以它的耐高电强度及良好的热稳定性被认为是最佳的气体绝缘介质，已广泛应用于电气设备特别是高压、超高压电气设备中。

2.2 SF6电流互感器基本知识

SF6电流互感器总体结构为倒置式，由躯壳、器身、绝缘套管和底座四部分组成。躯壳位于上部，由防锈铝板焊接或铸铝材料加工而成。互感器的器身固定在躯壳内，一次绕组和二次绕组之间采用SF6气体绝缘，里面装有二次绕组的屏蔽筒用环氧树脂绝缘件支撑，二次绕组引出线通过引线管引至底座的接线盒内。绝缘套管分为硅橡胶复合绝缘套管和高强瓷套管两种。底座上安装有接线盒、SF6气体密度控制器和充气阀。

3、SF6气体绝缘电流互感器中气体微水超标原因分析及危害

3.1 SF6气体绝缘电流互感器存在问题

SF6气体经电弧作用而形成SF4等化合物，与水、氧反应产生含毒〔或腐蚀〕物质。因此互感器内部微水含量是重要的检测指标。

220kV山兜变#1主变220kV侧29A开关电流互感器型号：LVQB-220W2;出厂日期：2004年10月01日;出厂编号：63;投运日期：2004年12月14日。投运以来对该设备的微水测量情况如下：

2004年12月18日（天气晴，温度19度，湿度70%）微水测量：A相：153 uL/L、B相：200 uL/L、C相：253 uL/L。

2005年12月26日（天气晴，温度18度，湿度65%）微水测量：A相：218 uL/L、B相：240 uL/L、C相：553 uL/L。

2006年03月29日（天气晴，温度20度，湿度66%）复测C相微水：348.9 uL/L。

2007年11月20日（天气晴，温度15度，湿度71%）微水测量，A相：256 uL/L、B相：291 uL/L、C相：652 uL/L。

2008年01月07日（天气晴，温度17度，湿度65%），微水含量为732.4 uL/L。

因此，根据《电力设备交接和预防性试验规程》运行中SF6气体水分在20℃时的允许值应不大于500 uL/L。该设备C相的SF6微水含量已经远远超过标准值，说明该SF6电流互感器已经受潮。

3.2 SF6气体绝缘电流互感器中气体微水超标的危害

3.2.1 水分引起化学腐蚀

纯净的SF6气体在227℃以下一般不自行分解，但在水分较多时，200℃以下就可以发生水解，生成氢氟酸HF，即2SF6+6H2O→2SO2+12HF+O2。氢氟酸HF是所有酸中腐蚀性最强的，也是一种对生物肌体有强烈腐蚀作用的剧毒物。

3.2.2 水分对绝缘的危害

水分的凝結对沿面绝缘也是有害的。尤其是对运行中的电流互感器，电流互感器内绝缘件表面覆盖有SF6气体分解物，当SF6气体中含水很少时，这些分解物是绝缘的，但SF6气体中含水分很多时，受潮的固体分解物呈半导体特性，使绝缘件表面绝缘电阻下降，可能导致沿面放电、高电压击穿，引发事故。

3.3 SF6电流互感器中气体微水超标原因分析

3.3.1 SF6电流互感器中气体水分的来源

（1） 检测所用的仪器误差较大，测量结果失真。

（2）SF6气体本身的水分。按国产SF6 气体技术条件（国际电工委员会标准）规定，SF6气体含水量应小于150 uL/L。

（3）SF6电流互感器内部零部件含有的水分。内部铸件、焊接件、绝缘件等零部件含有水分，这些水分很难通过短时间抽真空的方法全部清除，在运行中，会慢慢地向SF6气体中释放。

（4）用于干燥气体的氧化铝干燥剂（分子筛）失效或已受潮饱和。

（5）外界环境透过密封薄弱环节渗入的水分。

3.3.2 SF6气体微水超标的原因

由上述SF6 气体中水分来源的分析可见，本变电站SF6电流互感器气体微水超标的原因主要有上述五个方面的原因，特别是SF6电流互感器的密封环节存在缺陷时，空气中水蒸气会通过密封薄弱环节渗入互感器的内部，使SF6气体的含水量不断增大。

4、SF6气体绝缘电流互感器中气体微水超标处理

4.1 前期准备

为保证220kV山兜变电站#1主变220kV 侧29A开关电流互感器安全运行，决定对该互感器进行停电处理。现场准备了SF6气体抽真空回收装置、微水测量仪、检漏仪、温湿度计、SF6气体防护用具、高纯氮（99.99%）、合格的SF6气体等。

4.2 处理过程

用SF6气体抽真空回收装置回收不合格的SF6气体，用高纯氮气冲洗互感器内部三遍，更换合格吸附剂并装上封板，对密封的电流互感器第一次抽真空至133MPa后，立即充入合格的高纯氮气静置24小时，进行微水测试;第二次抽真空后，立即充入合格的高纯氮气静置24小时，进行微水测试。第三次抽真空后，立即充入合格的SF6气体静置24小时后，进行微水测试，检测平均结果为47.76μL/L，低于规程规定的250μL/L，表明设备可恢复运行。

4.3 SF6气体中水分含量的控制措施

（1）严格把好SF6 新气质量验收关。保证SF6气体新气的质量和纯度，检验合格后才能进行充气。

（2）严格控制密封件的质量关，设备法兰面和动密封都用双密封胶圈密封，并选用质量好的粘贴剂，确保密封良好。

（3）严格控制吸附剂的质量关。采用高效的吸附剂，吸附剂在安装前要彻底干燥。

（4）加强对运行中SF6设备气体微水含量的检测。

（5）加强对运行中SF6设备气体的检漏关。

5、总结

影响电流互感器SF6气体微水含量超标的原因是多方面的，在上述引起互感器内部微水超标的各种因素中，环境湿度影响和电气设备密封不良是导致SF6气体水分超标的主要原因，有效的解决方法是：SF6气体绝缘电气设备安装现场应配置户外温湿度计，气候不宜安装时应采取措施或停工;设备泄漏SF6气体时，须首先查找漏点并处理;吸附剂（即分子筛）失效，应快安排更换;充气设备及管道使用及储存时应做好干燥措施，并置放干燥器皿。通过以上措施可基本杜绝微量水分进行设备内部，提高电流互感器的安全运行。

参考文献：

[1]黎明，黄维枢.SF6气体及SF6气体绝缘变电站的运行.北京：水利电力出版社，1993

[2] 陈化钢.电力设备预防性试验方法及诊断技术[M].北京：中国科学技术出版社，2001

[3] 李建明，朱康.高压电气设备试验方法[M].北京：中国电力出版社，2001

（作者单位：国网福建省电力有限公司石狮市供电公司）