500KV变电站GIS设备微水超标分析及处理

500KV变电站GIS设备微水超标分析及处理

孙雨晴王冠牛涵一

（国网辽宁省电力有限公司检修分公司大连运维分部辽宁大连116037）

摘要：本文通过现场实践，重点分析了发电厂500kVGIS所有配套用SF6气体绝缘电压互感器内微水含量长期超标的原因，并提出了对水分含量超标的SF6气体绝缘电压互感器的干燥处理方法和预防措施，从而控制了PT气室中SF6气体的微水量，确保和提高了GIS开关的安全运行可靠性。

关键词：500KV变电站；GIS设备；微水超标分析；处理

1前言

GIS受外部环境因素影响不大,其体积及占用地面积小、所以工作性能比较安全可靠、配置性能灵活、维护方便、寿命长等特点。GIS结构的全密封性,使故障的定位与维修非常不容易,维修方面工作复杂。在GIS装配、维修和工作中,Fs6气的纯度、微水成份及密封性的管理,都影响到GIS的设务水平,如果气体管理好,GIS运行工作的可靠性及寿命,必能达到高效率的工作水平。

2水分对SF6组合电器的危害

2.1水分引起化学腐蚀

纯净的SF6是一种惰性气体，常温下化学性质是非常稳定的，在227℃以下一般不自行分解，但在水分较多时，在200℃以下就可以发生水解，生成氢氟酸HF，即2SF6+6H20→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。

更加严重的是，气体中不含有水分时，在电弧作用下，SF6分解成硫、氟单原子和氟硫化合物，电弧熄灭后，分解物又重新结合成稳定的SF6分子。当气体中含有水分时，氟硫化合物在重新结合过程中与游离的金属原子、水和氧发生化学反应，产生金属氟化物及氧、硫的氟化物等有害物质，如生成的WO3xCuF等固态金属氟化物会呈粉末状沉积在灭弧室底部，生成二氟化硫亚酸SOF2等4种剧毒气体。这些有害物质对绝大多数有机或无机材料都会产生严重的腐蚀作用，会对设备的绝缘材料或金属材料造成腐蚀，使绝缘劣化或导致机械功能失灵。此外，若SOF2,氢氟酸等毒物质一旦泄漏，会直接危及运行维护人员的生命安全。

2.2水分对绝缘的危害

除上述腐蚀作用以外，水分的凝结对沿面绝缘也是有害的。通常SF6气体中混杂的水分以水蒸气形式存在，当温度降低时，水蒸气可凝结成露水附着在设备内部零部件和绝缘件的表面上，从而影响设备的绝缘性能。尤其是对运行中的开关，开关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，由此必须采取有效措施控制SF6气体中的水分含量。要控制水分含量先要进行详细的分析，诊断出是什么原因造成水分超标。

3对造成气室内SF6气体中水分含量超标的原因分析及控制措施

3.1SF6设备中气体水分的来源

(1)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*10-6，这说明合格的SF6气体中也会含有水分，在设备装配充气时，SF6气体本身的水分也被带入到设备内部。

(2)设备内部零部件含有水分。由于SF6开关设备内部的铸件、焊接件、绝缘件等零部件含有水分，特别是有机绝缘件，在加工、储存与装配过程中必定要吸附空气中的水分，这些水分很难通过短时间抽真空的方法全部清除，因此相当一部分的水分仍会吸附在零部件中。由于零部件中的水分含量往往大于干燥SF6气体中的水分含量，在运行中，零部件吸附的水分会慢慢地向SF6气体中释放。

(3)充气时带入水分。设备在充气时，工作人员不按有关规程和检修工艺操作要求进行操作，如充气时气瓶没有倒立放置，充放气装置的管路、接口不干燥等导致水分带入到设备内部。

(4)吸着剂带入的水分。吸着剂对SF6气体中的水分和各种主要分解物都具有较好的吸附能力，如吸着剂活化处理时间短，没有彻底干燥，安装时暴露在空气中时间过长或安装时空气相对湿度过大而受潮，吸着剂可能带入数量可观的水分。

(5)外界环境透过密封薄弱环节渗入的水分。虽然运行中的SF6设备内部的SF6气体压力比外部空气压力大，但对于SF6气体中的水蒸气而言，其分压力远低于外部空气中水蒸气的分压力。由于水蒸气的饱和气压随温度升高而增大，因此，如果外界环境气温更高，空气相对湿度更大，设备内部SF6气体微水含量更低，则内外水蒸气分压力差更大，空气中的水蒸气就越容易通过密封薄弱环节渗入到设备内部。此外，SF6气体的分子直径为4.56*10-10m，而水蒸气(H20)的分子直径为3.41*10-10m，前者大于后者，所以水蒸气比SF6气体分子更容易渗透。

3.2SF6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，SF6气体微水超标的原因主要有上述5个方面的原因，特别是SF6设备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设备的内部，使SF6气体的含水量不断增大。

3.3SF6气体中水分含量的控制措施

要降低SF6设备中气体水分含量，可采取以下措施:

(1)SF6新气质量验收。为保证SF6气体新气的质量和纯度，气体充入设备前应按GB12022-1989验收，检验合格后才能进行充气。

(2)设备内部绝缘件等零部件的干燥处理。绝缘件等零部件要进行彻底的干燥处理，处理完毕后立即进行密封包装，在安装现场未组装的绝缘件应存放在充氮气的干燥容器中。

(3)密封件质量验收及安装前检查。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。

(4)吸着剂的质量。采用高效的吸着剂，吸着剂在安装前要彻底干燥，对储存时间太久的应不用。

(5)充气工艺。在充SF6新气前按厂家要求制定好充气操作工艺规程并严格执行。

(6)运行中对SF6设备气体微水含量的检测。对新安装的设备，在安装完毕充气2h后应进行SF6气体微水含量的测量;对运行中的设备，应按周期进行定期检测。当发现SF6气体微水含量超标或增长速度异常时，应及时分析和处理。

(7)运行中SF6设备气体的检漏。当发现SF6气体压力下降时，应及时进行检漏，找出漏点。

经综合分析、判断，导致SF6电压互感器湿度超标主要原因为PT在出厂时，未进行干燥处理或干燥不彻底。线圈、铁芯及固体绝缘物质内还残留有水分，在常温下水分没有析出时，气室内的气体微水含量合格。投运后PT的自身发热线圈、铁芯及固体绝缘物质内水分析出，经运行一段时间吸着剂饱和吸湿效果下降，造成气体的微水含量超标。为彻底解决PT线圈水分含量超标的问题，需要将PT线圈进行干燥处理。

4常温下降低PT内SF6气体水分含量的现场

处理方法及注意事项

(1)制定好施工组织，使工作有序进行，各负其责。

(2)将设备由运行状态转为检修状态，相关的安全隔离措施做到位，保证现场工作人员的安全。

(3)回收气室内的SF6气体。使用六氟化硫充放及回收装置回收PT内SF6气体，回收速度控制在9立方/小时。待压力降至微正压0-0.05MPa，以保证在回收中不造成泄漏。

(4)充SF6气体。充气前逐瓶对新到的气体进行测试，保证充入的SF6气体是合格的，连接气瓶与气室的充气软管要用SF6气体进行冲洗，充气前安装好吸着剂，再往气室内充SF6气体，充气速度控制在6立方/小时，不宜太快。

(5)至少静置24h后，进行微水测试直至合格范围。

结束语

SF6气体绝缘金属封闭组合电器具有结构紧凑、单位占地面积小、安装方便、不受空气污染、盐雾雨水等大气环境因素的影响，具有可靠性高的优点被广泛的应用于城市、污染重、海边空气盐分高的变电站。由于电压等级高，在系统中占有重要地位，因此保证安全稳定的运行是每个工作人员的职责。要严格按照国家标准和行业标准进行监督管理，在设备运行中要加强SF6气体微水量的监测，在测量到微水量超标时要及时处理，将设备隐患消灭在萌芽状态，预防事故的发生，确保电网的安全运行。

参考文献

[1]Q/CSC10007-2004《电力设备预防性试验规程》

[2]DIJT596-1996《电力设备预防性试验规程》[S].

[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，2011.