SF6互感器湿度异常原因分析及对策

SF6互感器湿度异常原因分析及对策

陈裕

广西电网有限责任公司贵港供电局，广西贵港573100

摘要：SF6气体绝缘互感器因其优越的电气性能被广泛采用。一旦互感器内部受潮，电气强度将明显下降，严重影响设备安全运行。本文基于发生的多起互感器湿度异常缺陷，介绍了SF6气体微水含量超标的危害，对引起某厂生产的该型号电压互感器气体湿度异常的原因进行了深入分析，并提出了处理措施及建议。

关键词：SF6互感器；气体湿度；吸附剂

1.引言

SF6气体无色、无味、具有较高的电气强度和优良的灭弧性能，是一种极好的绝缘物质，较油浸式电压互感器，SF6气体绝缘电压互感器高能放电时会产生巨大压力，但通过压力释放装置如防爆片等可有效控制爆炸带来的影响，因此气体绝缘互感器在电网的使用越来越广泛。110kV及以上电压等级的SF6电压互感器按南方电网公司预试规程要求，应每三年开展一次湿度检测，南方电网企业标准规定了其运行中SF6气体湿度应不大于500μL/L。但近年来，随着SF6互感器应用数量逐渐增多，互感器微水含量超标和过快增长的缺陷呈上升趋势。因此，有必要对SF6互感器内部湿度含量异常的原因、危害及处理方法等进行分析，以确保设备的安全运行。

2.SF6互感器湿度超标的危害分析

SF6互感器中的水分通常以水蒸气型式存在，在较低的温度下，水蒸气存在凝结呈露附着在绝缘部件表面的风险，就可能产生沿面放电。已有试验研究表明[1]，在0.4MPa的绝对压力下，-10℃条件下水分含量达716μL/L时，水分就会发生结露，0℃条件下水分含量达1528℃时水分就会发生结露，而当气压升高时，发生结露的水分含量更低。

内部水分的危害还体现在电弧或高温作用下，SF6气体分接过程中发生反应，将分解产生SF4、SO2F2（氟化硫酰）、SOF2（氟化亚硫酰）、HF（氢氟酸）等有毒物质，不仅对互感器绝缘件和密封材料造成腐蚀，使绝缘劣化，严重时将导致互感器爆炸事故，对电网的安全稳定运行造成重大危害，而且危害人体健康。

3.SF6互感器湿度含量超标原因分析

3.1企业普查情况

按中国南方电网有限责任公司Q/CSG114002-2011《电力设备预防性试验规程》的规定，SF6气体绝缘的互感器运行中体湿度(20℃的体积分数)运行中应不大于500μL/L，大修后不大于250μL/L。对110kV及以上SF6互感器湿度含量异常情况进行了统计，发现部分设备普遍存在湿度超标现象，尤其是某厂生产的JDQXF型SF6互感器普遍存在湿度含量过高，集中在2012年生产，占比达72.7%，设备投运后设备投运后1-2年内湿度含量超标占比达63.7%，且部分产品交接时水分含量已经超标。经检测数据分析，发现存在以下特点：

1）电压等级均为110kV，型号均为JDQXF-110W3；

2）生产日期均在2013年以前，主要集中在2012年，共计24台，占总超标设备台数的72.7%；

3）设备投运后1-2年内湿度含量超标共21台，占比较大。

4）另外，部分供电局发现部分该型号互感器在交接时水分含量已经超标，如220kV方竹站220kVⅡ段母线PT交接验收时发现湿度含量就已经超标。

5）针对湿度含量超标的设备，检修人员结合停电对互感器进行了干燥处理。但处理之后，发现湿度含量仍过快增长，如110kV筋竹变110kV2段母线B相PT2013年7月交接时湿度含量为186.3μL/L，投运一年后湿度含量达599μL/L，2014年7月进行干燥处理，处理后湿度含量为38.08μL/L，但在2016年7月份的跟踪测试中湿度含量已达462.2μL/L，增长过快。

3.2原因分析

SF6互感器内部绝缘介质主要是SF6气体，其次是用于绕组的聚酯薄膜绝缘，在产品制造过程中，如车间工艺控制不当，例如车间湿度过大、充气时存在漏气潮气进入等，都将造成内部水分吸附在线圈的聚酯薄膜绝缘上，在干燥不彻底的情况下[2]，互感器出厂时内部绝缘材料势必含有水分，运行中将逐步释放出来，导致湿度升高，尤其是在南方持续高温季节，互感器线圈中的水分释放速度更快。对SF6互感器湿度过快增加的原因分析如下：

（1）设备生产过程中残留水分

设备生产过程中绝缘材料干燥不彻底，工艺控制不当是SF6互感器湿度过快增加的主要原因。以某厂生产的JDQXF型SF6互感器普遍存在湿度含量过高为例，经了解，该厂2013年前生产的产品，抽真空干燥过程中，采用单台产品抽真空，一台互感器一个充气管路，真空管路接头可能存在密封不良情况，抽真空干燥不彻底，产品绝缘层间有少量水分残留。产品运行后，绝缘材料中的水分随时间的推移缓慢释放，导致预试定检中，SF6气体湿度超标缺陷或增长过快现象。2013年之后该厂家对充气管路接头工艺进行了改进，将普通的接头改成了密封性更好的快速接头。在开展的普查过程中发现，在运行的63台该型号产品仅发现一组2013年之后生产的产品出现过湿度含量超标案例，占比仅为4.7%。

（2）无吸附剂或吸附剂饱和失效

现场进行处理时发现，该厂110kV电压等级JDQXF型电压互感器设备内部未放置吸附剂，如某局在处理110kV正礼站110kV平儒大正线、110kV大正深线以及110kV筋竹站I、II段母线电压互感器湿度含量超标缺陷时，未见互感器内部存在吸附剂。设备内部残留的水分释放到产品中无法排出，导致SF6气体中湿度含量逐步增长，并超标。在产品运行初期，吸附剂可吸收设备内部残留的或绝缘材料释放的水分，起到良好的吸湿作用，但若吸附剂过快饱和后，则吸湿作用失效，起不到吸湿作用[3]。

（3）充气或补气时潮气渗入产品内部导致湿度含量超标

该厂SF6型电压互感器运输时充SF6气体微正压，一般运输时气压范围为0.01-0.02MP，安装完毕后充干燥的SF6气体至额定气压。充气时若充气管路密封不良，或操作人员未严格按照操作规程和工艺要求操作，会带入水分，导致湿度超标，尤其是在空气湿度较大时，更容易导致湿度超标。220kV方竹站220kVⅡ段母线PT交接验收时发现湿度含量超标的原因是充气操作不规范或充气管路密封不良的可能性比较大。此外，产品投运后，因SF6气体压力偏低，补气时管路密封不良也会导致部分水汽进入设备内部。

（4）密封件密封不严

互感器密封件密封不严时，水气从密封件及微孔向设备内部渗入。SF6电压互感器的工作压力比外界高4-5倍，但外界的水分压力比内部高，尤其是在在高温高湿地区。而水分子的等效分子直接小于SF6分子直径，渗透力强，在内外巨大压力差作用下，大气中的水分会逐渐通过密封件缝隙渗入设备中。可见，密封件的密封性虽然能保证SF6气体不泄露，但不能完全保证水蒸气不渗入。

（5）气体本身含有水分

气体供应商对新气检测不严格，或运输过程和存放环境不符合要求，存放时间过长等有可能导致湿度含量超标。经了解，设备安装完毕了，厂家一般不对气罐中气体进行检测，直接充入设备。

在上述原因中，认为设备生产过程中残留水分、内部吸附剂或吸附剂饱和失效、充气时水分进入设备内部是导致SF6型互感器湿度含量超标或过快增加的原因主要。

4.处理措施

一旦SF6互感器运行出现湿度超标或过快增长，必须对气体中的水分进行处理，现场处理方法一般有抽真空、气体清洗法和吸附剂处理法等。

（1）真空处理法。水在负压状态下熔点、沸点都随着真空度的提高而降低，物料中的水分更容易获得足够的动能脱离物料表面，利用该原理可以去除设备中的水分，将SF6互感器抽真空值133Pa并保持一定时间，可将设备内部表面的水分去除。由于线圈内部的水分扩散速度较慢，真空处理法难以在短时间去除设备内部的所有水分，处理周期较长。

（2）气体清洗法。利用干燥的SF6气体对设备内部各部件进行循环干燥处理，该方法需要设备气室具备至少2个充气口进行循环干燥。

（3）吸附剂处理法。吸附剂（分子筛）是一种具有特殊结构的多孔物质，由系列不同规则的孔道或笼构成，是一种硅铝酸盐的晶体，对水分具有很强的吸附能力。针对未安装吸附剂的互感器加装吸附剂是处理内部水分的一种有效措施。针对已安装吸附剂的设备，运行一定时间后，吸附剂吸附量会下降，影响吸附剂对水分的吸附效果，可定期对其进行更换，以达到去除水分的效果。该方法需要停电处理，根据设备结构的不同，必要时需在现场对设备进行解体更换。

5.建议

南方电网公司2017年颁布实施的Q/CSG1206007-2017《电力设备检修试验规程》已将SF6互感器运行中气体湿度要求改为不大于1000μL/L，根据现场运行经验，笔者认为针对气体湿度存在异常设备（包括未超标，但增长过快设备）应采取以下措施，以有效管控设备：

（1）当湿度达到1000μL/L，应立即停电处理，可采取抽真空配合气体清洗法处理。现场采用抽真空，并用高纯度氮气冲洗后充SF6气体的处理措施，处理时，严格控制工艺，确保各充气管路、接头干燥并密封良好。

（2）针对气体湿度增长过快的设备对水分含量增长较快的互感器开展跟踪检测，并分析水分含量变化趋势。

（3）对内部未安放吸附剂且水分含量增加较快互感器，建议结合停电安装吸附剂。安装时，应严格控制吸附剂在空气中的暴露时间。

（4）对出现气体压力值偏低的互感器，及时补气，并开展检漏，查找漏点，防止因产品密封不良导致内部湿度含量超标。

参考文献：

[1]陈敏，姚唯建.SF6气体中六氟化硫互感器湿度超标原因分析及处理[J]。广州化工，2014，42（9）：142-143

[2]申积良，刘卫东等.SF6互感器气体湿度异常情况分析及处理[J].湖南电力,2006(6)：20—22．

[3]钟理鹏，汲胜昌等.吸附剂对SF6典型分解产物含量及变化规律的影响[J].电网技术，2015,49(2):86—92.