電壓互感器氣室SF6微水超標(biāo)分析與處理

賀 政，袁曉霞，邱湘琴

(國網(wǎng)甘肅省電力公司慶陽供電公司，甘肅 慶陽 745000)

0 引言

氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備(gas insulated switchgear，GIS)是將變電站中的斷路器、隔離開關(guān)、互感器、避雷器、母線、進(jìn)出線套管等一次設(shè)備組成一個整體，統(tǒng)一布置安裝，并采用SF6氣體作為電器設(shè)備絕緣、滅弧介質(zhì)的高壓配電裝置。其各個電器元件(如斷路器、互感器、避雷器等)分別布置在不同的金屬容器(氣室)中，各氣室間采用盆式絕緣子隔開。按各元件屬性及氣室中SF6氣體是否聯(lián)通，盆式絕緣子分為通盆和隔盆2種，其中采用隔盆絕緣子將GIS裝置分隔成各個單獨(dú)的氣室運(yùn)行。

GIS裝置具有設(shè)計(jì)緊湊、占地面積小、運(yùn)行穩(wěn)定可靠性高、安全性能顯著、故障率低、檢修維護(hù)工作量小的優(yōu)點(diǎn)，在電網(wǎng)系統(tǒng)中得到廣泛應(yīng)用。

1 GIS裝置SF6氣體微水超標(biāo)隱患

某供電公司某110 kV變電站采用ZF7A-126型三相共箱式GIS裝置，投運(yùn)于2001年10月，設(shè)計(jì)為2段母線，分別設(shè)置電壓互感器。

2002年10月，進(jìn)行投運(yùn)1年后的復(fù)試，微水含量與交接試驗(yàn)數(shù)據(jù)近似，未發(fā)現(xiàn)異常。隨后，納入狀態(tài)檢修周期管理，每5年復(fù)試1次。

2007年10月，試驗(yàn)數(shù)據(jù)正常，微水含量均小于 60 μL/L。

2012年9月，測試110 kV I段電壓互感器氣室SF6微水含量為113 μL/L，110 kV II段電壓互感器氣室SF6微水含量為139 μL/L，在合格范圍內(nèi)，但較上次檢測數(shù)據(jù)有明顯上升。鑒于設(shè)備微水檢測值有上升趨勢，隨機(jī)評價設(shè)備狀態(tài)為“注意”狀態(tài)，縮短試驗(yàn)周期。

2013年10月，測試110 kV I段電壓互感器氣室SF6微水含量為192 μL/L，110 kV II段電壓互感器氣室SF6微水含量為207μL/L，微水含量有明顯上升；隨后安排每年度進(jìn)行測試。

2014年4月，再次對GIS裝置電壓互感器氣室進(jìn)行SF6氣體例行檢測，發(fā)現(xiàn)其微水含量上升趨勢較為明顯。110 kV I段電壓互感器氣室SF6微水含量為337 μL/L，110 kV II段電壓互感器氣室SF6微水含量為330 μL/L，較上次檢測數(shù)據(jù)有明顯上升；而其他相鄰間隔氣室SF6微水含量為40—80 μL/L。

同年7月，在繼續(xù)跟蹤檢測中，發(fā)現(xiàn)微水含量急速上升，分別為110 kV I段電壓互感器氣室SF6微水含量為648 μL/L，110 kV II段電壓互感器氣室SF6微水含量為655 μL/L，均超出運(yùn)行中500 μL/L 的標(biāo)準(zhǔn) (參照 Q/GDW 1168—2013《輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗(yàn)規(guī)程》中SF6微水含量標(biāo)準(zhǔn))；其他相鄰間隔氣室SF6微水含量與投運(yùn)時檢測數(shù)據(jù)無顯明顯變化。

10月份再次進(jìn)行跟蹤檢測，I，II段電壓互感器氣室SF6微水有所下降，分別為355 μL/L，335 μL/L，跟蹤檢測情況如表1所示。

通過表1可以明顯看出，除I，II段電壓互感器氣室外，其他氣室SF6氣體微水含量均保持穩(wěn)定水平；而且電壓互感器氣室SF6微水含量隨季節(jié)、氣溫不同變化比較顯著，氣溫最高時微水含量超出500 μL/L的運(yùn)行標(biāo)準(zhǔn)。

表1 2014—2015年部分測試數(shù)據(jù) μL/L

2 SF6氣體微水超標(biāo)原因分析及危害

2.1 微水超標(biāo)原因分析

2.1.1 新氣微水超標(biāo)

氣室中的SF6微水超標(biāo)可能是充裝的SF6新氣含水量超標(biāo)導(dǎo)致。該變電站GIS裝置于2001年一次投運(yùn)，投運(yùn)前補(bǔ)氣時，所有SF6氣體均檢測合格，其他氣室SF6氣體微水含量運(yùn)行中也均在合格范圍內(nèi)，且微水檢測數(shù)據(jù)與電壓互感器氣室相比顯著偏小，所以可排除新氣微水超標(biāo)的原因。

2.1.2 補(bǔ)氣微水超標(biāo)

自2001年投運(yùn)以來，I，II段電壓互感器氣室在運(yùn)行中無滲漏現(xiàn)象，未補(bǔ)充SF6氣體，可排除補(bǔ)氣帶進(jìn)水分的原因。

2.1.3 外部水蒸氣滲透導(dǎo)致微水超標(biāo)

該變電站GIS裝置為戶內(nèi)設(shè)備，110 kV高壓室兩側(cè)均設(shè)有通風(fēng)窗和排氣扇，同時變電站所處地區(qū)為干燥、少雨氣候，其他氣室在同等運(yùn)行條件下均未出現(xiàn)同類現(xiàn)象，所以外部水蒸氣滲透導(dǎo)致SF6氣體微水超標(biāo)的原因也不成立。

2.1.4 設(shè)備本身水分逸出導(dǎo)致微水超標(biāo)

當(dāng)環(huán)境度較高時(約高于30℃)，氣室內(nèi)電壓互感器線圈的水分揮發(fā)至SF6氣體中，導(dǎo)致SF6氣體微水急劇上升。氣溫下降時，氣室內(nèi)的水分部分凝結(jié)于氣室殼體和電壓互感器本體外殼，SF6氣體中的微水含量出現(xiàn)下降。根據(jù)SF6氣體的微水檢測理論，環(huán)境溫度升高會使GIS氣室中微水含量明顯增加，但不呈線性關(guān)系，故初步判斷該GIS裝置SF6氣體微水超標(biāo)原因?yàn)殡妷夯ジ衅骶€圈中水分處理不當(dāng)。

經(jīng)過和同類設(shè)備運(yùn)行單位多次確認(rèn)，并聯(lián)系GIS整體組裝廠家和電壓互感器供貨廠家后，判斷該缺陷為電壓互感器線圈前期處理不當(dāng)，線圈內(nèi)部未徹底清除的水分隨運(yùn)行時間增長緩慢揮發(fā)導(dǎo)致。

2.2 微水超標(biāo)帶來的危害

110 kV三相共箱式GIS裝置中各帶電導(dǎo)體間距離極近，為50—120 mm，SF6氣體微水超標(biāo)極易造成內(nèi)部絕緣子或其他絕緣件閃絡(luò)、放電，甚至造成內(nèi)部短路的嚴(yán)重事故?，F(xiàn)I，II段電壓互感器氣室SF6氣體微水值在夏季高溫時超過500 μL/L，嚴(yán)重時達(dá)到655 μL/L，超出運(yùn)行標(biāo)準(zhǔn)較多，必須進(jìn)行處理。

3 SF6氣體微水超標(biāo)處理方案及實(shí)施

3.1 處理方案

現(xiàn)運(yùn)行的電壓互感器為三相一體式，共裝于1個氣室內(nèi)部，且出廠前即完成整體封裝，現(xiàn)場解體、干燥線圈難度較大，技術(shù)條件不足，故不采用解體干燥的辦法處理。

通過分析討論，現(xiàn)場可采用將氣室SF6氣體回收、充注高純氮?dú)飧稍锘ジ衅骶€圈、加熱氣室以促進(jìn)水分逸出、抽真空排出水分的方法進(jìn)行處理。

3.2 重點(diǎn)技術(shù)措施

(1) SF6氣體回收過程中使用帶電磁截止閥的回收裝置，以防止回收氣體過程中突然停電，導(dǎo)致真空油返至氣室內(nèi)部。

(2) 回收的SF6氣體必須灌裝至氣瓶中，不得向大氣排放。

(3) 該GIS裝置為內(nèi)橋接線，與電壓互感器氣室相鄰的為主變出線分支氣室，兩氣室的SF6壓力均為0.5 MPa，正常運(yùn)行中處于壓力平衡狀態(tài)。抽真空處理時，電壓互感器氣室真空度要達(dá)到133 Pa(1 Toor)，即，而相鄰的主變出線分支氣室壓力為0.5 MPa，兩者之間壓差較大;且該GIS裝置已運(yùn)行15年以上，相關(guān)部件存在老化可能。

為了防止抽真空期間因兩氣室之間壓差過大導(dǎo)致氣室間盆式絕緣子損壞，所以需要采用分氣室逐步進(jìn)行回收和主變出線分支氣室減壓的方法。必須確保兩氣室間壓差不大于0.3 MPa，保證盆式絕緣子兩側(cè)承壓在控制范圍內(nèi)，以杜絕盆式絕緣子損壞。GIS裝置氣室布置如圖1所示。

圖1 GIS裝置氣室布置示意

(4) 要保證氣室內(nèi)的真空度保持時間，真空達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)(1 Toor)后，應(yīng)繼續(xù)抽3—4 h，以保障水分持續(xù)被抽出氣室。

(5) 用于干燥的高純氮?dú)獗仨毐ＷC品質(zhì)，防止再次帶入水分。

(6) 為促進(jìn)電壓互感器線圈內(nèi)部水分逸出，應(yīng)采用加熱氣室的方法。在整個處理過程中，不間斷地對氣室進(jìn)行加熱處理，使氣室溫度超出環(huán)境溫度，以加速水分逸出。

(7) 備用SF6新氣必須檢測合格，微水含量在30 μL/L以下。

(8) 充入SF6氣體時，必須使用減壓閥減壓后充入；充氣應(yīng)緩慢進(jìn)行，以防止造成凝露，再次帶進(jìn)水分。

(9) 處理、充氣應(yīng)選擇晴好天氣進(jìn)行，避免陰雨天進(jìn)行上述操作。

3.3 現(xiàn)場處理實(shí)施

確定處理方案后，由于受停電時間限制，分別在2016年3月和10月對I段電壓互感器和II段電壓互感器進(jìn)行了處理?，F(xiàn)場處理流程如下。

(1) 辦理工作票，停運(yùn)設(shè)備。由于采用內(nèi)橋接線，電壓互感器隔離開關(guān)與主變出線分支為同一氣室布置，該氣室需做減壓處理。在主變出線分支氣室內(nèi)SF6氣壓降低后，絕緣強(qiáng)度降低，存在事故隱患，故停電范圍為該段母線、變壓器、電壓互感器、避雷器等設(shè)備。

(2) 加熱氣室促進(jìn)水分逸出。停運(yùn)設(shè)備后立即對需要處理的電壓互感器氣室加熱，現(xiàn)場采用電熱伴熱帶纏繞氣室、不間斷加熱的方式，保證氣室溫度高于環(huán)境溫度5—10 ℃，直至處理結(jié)束。

(3) SF6氣體回收。先將電壓互感器氣室內(nèi)SF6氣體回收至0.25 MPa后停止，隨后將需降壓的主變出線分支氣內(nèi)SF6氣體回收至0.25 MPa，最后再次回收電壓互感器氣室內(nèi)SF6氣體直至0。

(4) 設(shè)備抽真空。對電壓互感器氣室抽真空處理，抽至標(biāo)準(zhǔn)值(1 Toor)后，保持4 h。保持期間真空泵不停止工作，并應(yīng)有專人隨時監(jiān)測真空度。

(5) 充入高純氮?dú)庵?.3 MPa，干燥氣室，干燥時間4 h。

(6) 再次對設(shè)備抽真空，重復(fù)(4)和(5)2個環(huán)節(jié)。

(7) 干燥結(jié)束后，抽空干燥用的氮?dú)?，保持真空，不間斷抽4 h后，充裝SF6新氣，靜置24 h后試驗(yàn)。

(8) 對減壓處理的主變出線分支氣室補(bǔ)氣至額定值，處理結(jié)束。

4 處理結(jié)果分析

I，II段電壓互感器氣室處理結(jié)束后，繼續(xù)跟蹤監(jiān)測SF6氣體微水值，測試結(jié)果如表2所示。

表2 處理后電壓互感器氣室SF6氣體微水值 μL/L

由表2可看出，I，II段電壓互感器氣室經(jīng)真空、干燥處理后，3月的I段電壓互感器和4月的II段電壓互感器微水檢測數(shù)據(jù)均在運(yùn)行標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)，但I(xiàn)段氣室微水含量較II段偏高。分析原因?yàn)槭芟拊O(shè)備停電時間，I段氣室停電2天，故抽真空、干燥處理操作為2個循環(huán)；而II段氣室停電3天，抽真空、干燥處理操作為3個循環(huán)，故處理效果較好。

5 處理經(jīng)驗(yàn)總結(jié)

通過對I，II段電壓互感器氣室處理結(jié)果、處理流程分析對比后，對GIS氣室SF6氣體微水超標(biāo)處理經(jīng)驗(yàn)總結(jié)如下。

(1) 處理過程中真空度的保持時間對處理效果有顯著影響，真空保持時間越長，處理效果越好。

(2) 溫度對處理效果影響較大，溫度越高，越有利于設(shè)備本身的水分逸出，利于氣體處理。

(3) 對氣室加熱使其溫度高于環(huán)境溫度，促進(jìn)水分逸出，是一種有效提高處理效果的手段。

(4) 真空-干燥-真空處理循環(huán)的次數(shù)對處理結(jié)果有決定性作用，循環(huán)的次數(shù)越多，處理效果越好。以表2數(shù)據(jù)對比估算，如僅循環(huán)處理1次，處理結(jié)果可能達(dá)不到運(yùn)行標(biāo)準(zhǔn)，所以在同類故障處理時，建議最少需做2次及以上循環(huán)。