1000kV母線氣室SF6氣體濕度異常分析

國網福建省電力有限公司檢修分公司 李 想

1 異常概況

8月8日至8月13日，檢修人員對變電站進行帶電檢測。在進行SF6氣體濕度和成分檢測時，發現1000kVGIS設備1000kVⅠ段母線A相Ⅲ段氣室濕度（20℃）達到793.6μL/L（兩次測試平均值），超過標準值（≤500μL/L ），屬于一般缺陷。

建議跟蹤檢測，并結合其它項目檢測結果，根據生產計劃合理安排處理。

2 檢測對象及項目

檢測對象：1000kV榕城變電站1000kVⅠ段母線A相Ⅲ段氣室，設備型號為ZF27-1100(L)，結構為三相分箱戶外式，生產廠家為河南平高電氣股份有限公司，出廠日期為2014年01月，投運日期2014年12月12日。

一次設備接線方式：1000kV側采用3/2斷路器接線方式，1000kV設備一次接線圖如圖1所示。

圖1 1000kV設備一次接線圖及缺陷位置

檢測項目： SF6氣體濕度檢測。

3 檢測數據

測試環境：環境溫度28℃，濕度70%。

使用JH5000D-4型SF6電氣設備氣體綜合檢測儀進行SF6氣體濕度和成分檢測，發現1000kVⅠ段母線A相Ⅲ段氣室濕度（折算到20℃）為819.1μL/L，高于《輸變電設備狀態檢修試驗規程》(Q/GDW 1168-2013)規定的500μL/L。

將儀器重啟，打開氣泵吹5分鐘調零標后復測，濕度（折算到20℃）為768.1μL/L，仍然高于《輸變電設備狀態檢修試驗規程》(Q/GDW 1168-2013)規定的500μL/L。

測試數據如表1所示。

表1 檢測數據對比

4 綜合分析

4.1 初步分析

1000kVⅠ段母線A相Ⅲ段氣室，SF6氣體密度繼電器數值為0.48MPa，高于額定值0.4MPa，屬正常范圍。經查閱資料，1000kVⅠ段母線A相Ⅲ段氣室投運至今無SF6氣體壓力低報警，無補氣記錄。

4.2 主要原因

（1）SF6氣體新氣的含水量不合格；SF6在合成后，要經過熱解，水洗，堿洗，干燥吸附等工藝，難免在SF6新氣生產過程中混入微量的水分。另外，造成新氣不合格還有以下原因：一是制氣廠對新氣檢測不嚴格；二是運輸過程中和存放環境不符合要求；三是存儲時間過長。

（2）充入SF6氣體時帶進水分；充氣時，廠家裝配人員不按有關規程和檢修工藝操作要求進行操作，如充氣時氣瓶未倒立放置；管路、接口不干燥或裝配時暴露在空氣中的時間過長等導致水分帶進。

（3）GIS組件及絕緣件帶進的水分；廠家在裝配前對絕緣未作干燥處理或干燥處理不合格。在解體檢修時，絕緣件暴露在空氣中的時間過長而受潮。

（4）吸附劑帶入的水分；吸附劑對水分含量影響很大，主要有以下幾種情況。一是吸附劑對SF6氣體中水分和各種主要的分解物都具有較好的吸附能力，如果吸附劑火花處理時間短，沒有徹底干燥，安裝時暴露在空氣中時間過長而受潮，吸附劑就會帶入一定數量的水分。二是沒有安裝吸附劑或漏放吸附劑，從絕緣材料中釋放出來的水分不能夠被吸收。三是裝有吸附劑，但是已經達到了飽和狀態，不能有效吸收水分。

（5）透過密封件滲入的水分。大氣中的水氣通過設備密封薄弱環節滲透到設備內部。設備內部水蒸氣的分壓很低，而大氣中水蒸氣的分壓很高，在高溫條件下，水蒸氣從高分壓向低分壓區滲透。水分子的直徑為SF6分子直徑的2/3，而且水分子為細長棒狀，SF6為球狀，水分子更容易進入設備內部。

（6）氣室的滲漏點滲入的水分；充氣口、管路接頭、法蘭處滲漏、鋁鑄件砂孔等泄漏點，是水分滲入氣室內部的通道，空氣中的水蒸氣逐漸滲透到設備內部，因為該過程是一個持續的過程，時間越長，滲入的水分就越多，由此進入SF6氣體中的水分占有較大比重。

經查閱相關記錄和資料，該氣室投運至今無SF6氣體壓力低報警，無補氣記錄，所以基本就排除了滲漏點滲入水分的可能?？紤]到該站設備投運時間不長（不足兩年），應為GIS組件及絕緣件帶進水分以及安裝過程中充入SF6氣體時帶進水分共同作用的結果。

5 驗證情況

更換常州集賢GSM-11型SF6氣體綜合測試儀進行兩次檢測，氣室濕度依然高于標準值。測試數據如表2所示。

表2 驗證檢測數據對比

6 結論及建議

6.1 最終結論

依據Q/GDW 1168-2013《輸變電設備狀態檢修試驗規程》，運行中（折算到20℃）SF6氣體濕度（非滅弧室）應低于500μL/L，本次測量值超過標準值，屬于一般缺陷。

6.2 分析建議

對該氣室進行定期跟蹤檢測，分析其純度、水分、分解物等有無變化。若SF6氣體濕度明顯增大，有可能影響其絕緣性能，應高度重視，縮短檢測周期，加強監視，采用其他帶電檢測手段，如特高頻局放、超聲波局放等跟蹤檢測，綜合診斷，根據生產計劃合理安排處理。