SF6电压互感器微水超标分析及故障处理研究

2019-12-06岳光华陈奕嘉

中国科技纵横 2019年18期

岳光华陈奕嘉

摘要：近年来，在预防性试验研究中发现，SF6电压互感器气体微水超标问题较为普遍，针对此类问题，当发现后需及时停止设备运行，并在合格范围内控制气体水分，保证气体水分含量不会增多。一般来讲，SF6气体微水超标必将严重危害设备运行的安全性，甚至会导致设备故障，基于此，为最大限度保证设备安全运行，必须做好SF6气体水分检测及控制工作。

关键词：SF6气体;电压互感器;微水超标;故障处理

中图分类号：TM451 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2019）18-0153-02

1 SF6气体微水超标的危害

SF6气体是1900年由Moissan和Lebeau两位化学家合成的一种人造惰性气体。目前，多用于电力工业。常用于电气设备绝缘或灭弧。SF6气体无色无臭，具有较为稳定的化学性能，微溶于水、乙醇、乙醚。可溶于氢氧化钾。在电网行业应用中，SF6气体的电气绝缘性能极高，且具有良好的灭弧性能。同一压力下，与氮气相比，SF6气体的耐电强度为其2.5倍，与空气相比，其击穿电压为其2.5倍，灭弧能力为其100倍。是一种良好的超高压绝缘介质材料。但SF6气体内若出现微水超标问题，必将危害设备运行的安全性。其原因在于当SF6气体含水量大于限定值时，必将破坏气体的稳定性，而SF6气体内湿度加大将会导致绝缘子表面形成一层露水，从而大幅降低击穿电压，损坏绝缘。此外，因含水量过大，将导致部分电弧分解气产生反应，形成HF、SO2等极强腐蚀性的酸性气体，进而腐蚀设备。

同样因为水解反应，将会对开断后的SF6分解物复原产生阻碍，进而加大气体内有害杂质的含量。针对本文所说的SF6互感器当产生微水超标情况时，将出现SF6气体放电，或热分离现象。特殊条件下，很大程度上将会和SF6气体内的低氟化物产生反应并形成氢氟酸，进而对设备的绝缘、灭弧性能造成极大影响。

若气温在0℃以下，SF6气体内的水蒸气分压必将在该温度饱和蒸气压以上，将会出现凝结水，并在绝缘物表面附着，降低绝缘油表面绝缘能力，最终产生内部沿面闪络等故障。

2 案例分析

某变电站采用ZF12-126（L）型三相共箱式GIS装置，自投入使用后，共设母线2段，在电压互感器内分别设置。按照相关试验规程规定，SF6电压互感器属于无电弧分解物气室，20℃下交接时气体水分允许值应控制在250μL/L以下，运行时气体水分允许值应控制在500μL/L以下。且按照规定投产使用期间，第一年按1年1次检测，待SF6气体水分稳定之后，则可按5年一次检测。按本变电站实际情况，SF6电压互感器气体水分可采用专用微水测量仪进行检测，一般情况下，温度对SF6气体测量影响较大，因此必须做好测量温度控制。

经检测，投产1年期时，测试结果显示，相比交接试验数据，微水含量基本一致，未见异常，之后进入每五年一次的状态检修周期管理。

2009年复试时，试验显示数据无异常，微水含量在6μL/L以下。2014年再次进行复试，显示SF6电压互感器气体微水含量较上次明显增加，其中I段为113μL/L，II段为139μL/L，虽仍在规范允许值内，但设备微水检测值仍处于增长阶段，随机对设备状态评价为—注意，并减短试验检测周期，为每年一次。

2015年，再次检测时，SF6电压互感器气体微水含量较上次检测仍有所增长，即I段为192μL/L，II段为207μL/L。

2016年，再次进行检测，微水问题增长加剧，I、II段电压互感器气室SF6微水含量为337、330μL/L。随后在当年8月份再次进行检测，发现微水已出现超标问题，I、II段电压互感器气室SF6微水含量分别为648μL/L、655μL/L。随着季节的变换，在11月份检测发现，微水已在标准范围内，I、II段电压互感器气室SF6微水含量分别为355、335μL/L，本文仅针对2015～2016年的跟踪检测分析，所得数据如表1所示。

由此表明，其他气室，如IIII断路器、II0I出线分支、I段母线箱等SF6气体微水含量在2015年3月～2016年11月检测周期内，基本无变化，且满足规定要求。而I段、II段电压互感器气室则存在较大问题，在2016年8月检测时甚至出现了微水超标（≤500μL/L）现象。

3 SF6电压互感器微水超标原因分析

在本GIS装置中各带电导体之间距离在50～120mm之间，距离很近，当出现微水超标问题，极易对装置内部绝缘子或其他部件造成不利影响，甚至出现短路故障。根据上述试验检测可知，在2016年8月时SF6气体出现微水超标情况，当时正值夏季高温季节，最高达到了655μL/L，针对此问题，必须先分析其原因，才能保证采取的措施科学、有效。一般情况下，可认为SF6气体水分超标的原因如以下几点：

（1）SF6气体存储方式不合理，出厂时携带有一定量水分;（2）SF6设备器壁或固体绝缘材料等有水分析出;（3）操作流程不到位，充气过程中未按照相关规定进行处理，或管路、接口等处干燥性不足，或装配环节用时过长，导致暴露时间增加;（4）环境温度过高，空气湿度过大;（5）人为因素，如责任心不足，工艺娴熟度不够等。

为找出真正的SF6气体微水超标原因，针对上述原因进行了一一分析，最终得出了电压互感器线圈前期处理不合理的原因，伴随设备运行时间的不断增加，线圈内部还没有及时清理的水分将慢慢被挥发掉，从而出现了微水超标情况。

4 SF6电压互感器微水超标故障处理措施

在確定SF6电压互感器微水超标原因的基础上，可根据现场实际情况，确定合理的故障处理方案，从而保证设备安全运行。

4.1 故障处理方案

本变电站采用的是ZF12-126（L）型三相共箱式GIS装置，设备设置于一个气室内，整体封装在出厂前已经完成，由于现场解体、干燥线圈较为困难，且因技术、场地等制约，因此，不建议使用解体干燥的方式。经多方协商，决定按照4步处理，如表2所示。

4.2 技术要点分析

第一，回收SF6气体时，回收装置可采用带电磁截止闸，避免气体回收环节突发停电故障，导致真空油向气室内部返还。同时，SF6氣体回收后严禁排放到空气，应灌装到气瓶内，做好密封保存工作。

第二，本设备属于三相共箱式GIS装置，为内桥接线，主变出现分支气室和电压互感器气室相邻，当0.5MPa均为两气室SF6压力值时，运行正常情况下，则属于压力均衡状态。而在抽真空过程中，电压互感器气室将有所改变，133Pa为其真空度，此时主变出现分支气室的压力仍无变化，这种情况下，两个气室之间的压力差异较大，且本装置运行多年，很多零部件存在不同程度的老化现象，若在抽真空阶段出现两者压差相差太大，极易破坏气室之间的盆式绝缘子，这种情况下，必须利用分气室的方法一步一步完成气体回收，及主变出线分支气室减压。要求在0.3MPa以内控制上述两者之间的压力差，且在规定范围内控制盆式绝缘子两侧承压，避免破坏盆式绝缘子。此外，还要重视气室内真空度的保持时间问题，在满足规定要求的情况下，应持续抽真空3h左右，保证气室内的水分能够被充分抽出。

第三，采用高纯氮气进行互感器线圈干燥时，应保证其质量，必须保证检验合格，避免二次带入水分。与此同时，也可通过加热气室的方式，进一步排出互感器线圈内的水分。但在该阶段，必须持续加热气室，不能出现停顿现象，只有气室内保持较高温度，才能加速排出水分。

第四，采用检验合格的备用SF6新气体，保证其微水含量不超过30μL/L。根据要求，可采用减压阀在完成减压工作后，再将SF6气体充入，一般需慢慢地充入，避免出现凝结现象。

4.3 操作工艺

若I、II段电压互感器同时处理，必将会出现停电时间问题，为此，决定分阶段进行两段故障处理。操作工艺为：办理工作票，设备停止运作—气室加热促使水分快速排出—回收SF6气体—抽取设备真空—高纯氮气充入，气室干燥（4h）—抽取真空—充入高纯氮气—结束干燥—减压处理—主变出现分支气室补气—结束处理。

4.4 结果分析

完成处理之后，于2018年8月～2019年3月进行检测分析，可得SF6微水含量在92～153μL/L之间，可满足规范要求，表明处理效果良好。

5 结语

综上所述，随着我国电网建设规模的持续扩大，高电压、大容量SF6设备得到了大量使用，做好SF6的化学性能研究对变电设备运行安全具有重要的现实意义。只有找出SF6电压互感器微水超标原因，才能保证采取的措施切实可行，才能更好地解决故障，保证设备安全运行。

参考文献

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[2] 姚伟.SF6电压互感器微水含量超标原因分析及处理[J].电世界，2015，56（1）：23-25.

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