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1、220KV SF6电流互感器气体微水超标处理 徐文志 (大唐国际锦州热电公司，锦州，)【摘要】 文中分析了220kV SF6电流互感器气体微水异常原因，对SF6电流互感器气体微水含量超标的处理方案，进行了详细描述，为其他同类SF6电气设备的运行、检修具有参考作用。【关键词】SF6电流互感器 SF6气体 真空 微水份1 设备情况 2010年3月份， 东北电科院在对我公司220kV变电站进行预防性试验中发现，热南1号线的SF6电流互感器气体微水值为A相121 ppm, B相为65ppm , C相145ppm，（运行设备不大于500ppm 20）；变电站安装共18台同类设备，其他16台微水值均在50
2、ppm-70ppm之间，热南1号线的两相互感器气体微水含量偏大，数值虽然合格，但需要密切关注气体湿度发展情况。2011年3月14日，热南1号线停电，设备部安排电流互感器气体微水检查。A、 C两相气体湿度达到1265 ppm和1456ppm，B相为67ppm，A、 C两相气体微水已经严重超过电力设备预防性试验规程DL/T 5962006标准。为了防止测量设备的误差造成的误判断，3月15日，再次联系东北电科院要求采用不同仪器进行复测。经过反复测试，A、C两相数值仍然达到1000ppm以上，初步判断2台SF6电流互感器内部严重受潮。为防止重要设备损坏 ，确保机组稳定运行， 必须对SF6电流互感气体湿
3、度超标的缺陷进行尽快处理。2 SF6气体性能纯净的SF6气体是一种无色、无臭、无毒和不可燃的惰性气体，化学性能稳定，具有优良的灭弧和绝缘性能。如果SF6气体混入空气、水分等杂质，在电气设备内部将产生腐蚀性很强的氟化氢(HF) SO2等，绝缘材料、金属材料将受到严重腐蚀；同时，含有杂质SF6气体的绝缘性能大大降低。因此，必须严格控制SF6气体中水分的含量。3 原因分析 电气设备SF6气体中水分的主要来源有：SF6气体本身含有的水分；现场安装或补气过程中将空气中的水分带入设备中 ；另外，设备在制造过程中，产品未按工艺要求，真空处理不彻底，特别是二次绕组层间绝缘中含的少量水分残留，经长时间运行后，水
4、分慢慢渗出。 随着运行时间的增加，分子筛趋于饱和，水分不能被充分吸收，造成了SF6气体湿度快速增长，水分量增大。我公司设备为河南平高集团互感器公司2008年12月产品，型号为LVQB-220，变电站安装18台设备。2009年投产以来从未补充过气体，因此排除补气带进水分的可能。但在投产交接试验时，该组互感器交流耐压试验不合格，返厂处理，一周后运回安装 。不排除设备返厂期间，处理工艺差造成受潮或分子筛没有更换带入水分。所以， 同批次2台SF6互感器受潮的主要原因应为设备制造工艺处理有问题 。4 设备处理方法 由于SF6电流互感器受潮处理工艺要求比较复杂，我公司多次与河南平高互感器公司联系，希望厂家
5、专业技术人员到现场指导，但始终没有结果。鉴于电网公司对热南1号线的工期要求，领导决定由我公司检修人员现场处理。首先，设备部制订了干燥互感器和更换SF6气体的详尽的技术方案。现场准备了SF6气体回收装置一台、纯度99.999%高纯氮气2瓶、SF6气体4瓶、微水测量仪、干燥箱等必备的工具设备。根据 制定的检修方案，开始抢修工作。4.1 设备SF6气体回收：电流互感器转为检修状态后， 进行SF6气体的回收，用胶管将电流互感器的SF6气体充气阀管道和SF6回收装置连接气体回收，回收工作时，人员站在上风口操作，并疏散其他无关人员。4.2 回收工作结束后，抽真空。在真空达-0.1MPa后，充入微水含量合格
6、的高纯氮气至0.3MPa，维持大约4 h;再次抽真空达-0.1MPa 时，充入高纯氮气至0. 3 MPa，维持4 h;第3次抽真空达-0.1MPa后，充人新的SF6气体0.2 MPa (现场测量新气瓶内水分含量为:15ppm体积比)。静止4lh后，测量SF6测量水分含量，数值893ppm，952ppm仍不合格，这表明分子筛已经受潮，必须进行干燥处理。处理过程如下：将互感器气室气体回收，观察密度继电器压力降为零，拆开互感器气室下方充气密封盖，拆下分子筛，放入烘箱，设定温度200度烘干。4小时后，将分子筛装回互感器气室 。用真空泵对电流互感器气室抽真空，压力达到-0.1MPa后，再用高纯氮气冲洗气
7、室两次，以保证气室符合要求。在操作的同时也要注意注意如下几点：真空泵电源必须连续可靠供电，并派专人守护。防止负压倒抽空气进入电流互感器气室 。气室真空度达0.1MPa后，同时观察压力有无下降，确保设备密封良好。4.3 SF6气体的充入工作： 充气全过程严格按照工艺要求：充入的气体首先是经检验微水、纯度、组分成分分析合格的新气，并用SF6气体冲洗管道23次。操作过程保证充气接口的清洁，而且要用SF6气体将管道内的空气充分排空后，才能将管道与气室充气口对接。调节SF6充气压力不宜过大，一般控制在1MPa，禁止不经减压阀而直接用高压充气。充入设备内的气体压力应稍高于额定压力，以方便以后的气体检验。气
8、室的SF6气体充至0.41MPa后，关闭SF6气瓶阀门，然后将管道从电流互感器充气口拔出，气室的逆止阀自锁住内部的SF6气体。4.4 更换气体后试验 ：在新充好的气体静置24h之后，进行设备的检漏试验、微水测量试验、介质损耗试验。试验使用仪器：型号为TIF XP-1ASF6气体检漏仪;MBW973微水测量仪、AI6000介损测试仪（当天环境温度30，）检漏合格，观察设备压力0.41MPa稳定，测量互感器气体微水，数值明显下降，A相171ppm;C相183ppm， 但本次是充人氮气后静止约5 h后进行的临时测试，数据只能作为参考，说明该互感器内的SF6气体基本合格。3月20日 9:20，东北电科
9、院来现场对热南1号线电流互感器进行试验，试验结果如下：A相196ppm;C相242ppm；介质损耗测试：A相0.42%; B相0.48%，C相0.,51 %；设备温度10度（由于带开关测量，数值偏大）符合国家标准GB 50150-2006的试验标准：检修设备后气体湿度不得大于300ppm（20）和电力行标2006版的预防性试验规程；运行设备气体湿度不得大于500ppm（20）。3月20日 19.26分，设备送电运行。5月3日 ，我公司检修人员对热南1号线电流互感器SF6气体微水情况运行中检查试验，试验结果如下：A相103ppm;； B相36.2ppm ；C相90.2ppm； 设备温度14，试验
10、结果合格。5 结束语 此次设备异常说明了制造厂家不严格按照技术要求规范施工，将给用户造成很大安全隐患。同时也说明了我们对设备安全巡视和定期试验监督工作的重要性。对设备的任何问题，都要认真分析和对待。只有这样才能更好的确保设备、电网的安全。 随着电力事业不断的发展，电网设备不断的更新，以 SF6气体做为绝缘介质的电气设备，广泛的应用于互感器、套管、GIS等高压、超高压设备中。因此，加强SF6气体 的监督管理有十分重要的意义。 在设备运行中，及时监测SF6气体微水量 ，在测量到微水量超标时，要及时处理，缩短检查周期。对设备异常不要轻易放过，把设备隐患消灭在萌芽状态。防止重大电气设备损坏，确保电网的安全运行。6.参考文献：1 中国电力出版社.电气设备六氟化硫标准汇编.2 兵器工业出版社.六氟化硫气体分析技术.3 DL/T 59620067.作者简介：徐文志（1963） 男 河北唐山人，助理工程师，技师。1985年参加工作，主要从事高压试验和继电保护工作。Email：DTJZXWZ126.COM.单 位：辽宁大唐锦州热电有限责任公司通讯地址：辽宁大唐锦州热电有限责任公司设备部邮 编：0416-联系电话：0416-
