SF6断路器气体微水超标原因分析及处理
LW8-35型SF6断路器微水超标原因分析
新气在使用时 ，应该按 照相关的规定不断的进行 复核 ，检查 ， 确 定 合格后才能够使用。对新气的检查主要包括空气检查、Ｃ Ｆ ４含量和 Ｓ Ｆ ６
气体 的纯度 、 酸度和水分进行详细 的检查 ， Ｓ Ｆ ６ 气瓶也应该放置在 阴凉干
缘材料本身含有一定的含水量 ， 随着断路器使用时间的加长 ，这些水分
在断路器安装位置 ，严格按照 《 电力安全工作规程》的规范 ，装配
一
中水分含量超过一定 的标准 ， 从 而影响断路器 的绝缘功能 ， 产生严重的
后果 。
一
定的通风设备 ， 在通风后一段 时间后 ， 相关人员才能进人 ，避免安全 ３ 放 置防毒工具 在接 近断路器设 置专业化的地域用来放置防毒面具 、防护服等 ，发
引起严重的后果。 （ ２ ） Ｓ Ｆ ６ 在一定 的情况下会发生分解 ， 生成的物质将会加速其反应 ，
断器的检测 时相关人员 应该秉持着认真负责任的态度进行 ，对断
路器的接头 、封头 、螺母等进行详细的检查 。如果发现 Ｓ Ｆ ６管接头密封 面有轻微的伤痕 ，就要及时进行修理，如果严重 ， 就需要更换接头 ，保
就会不断的释放出来 ，从而在一定程度上造成微水超标。 （ ４ ） 吸附剂可能带入一定的水分 。 为了干燥空气有一定 的吸附剂存 在在设备中 ，随着时间的加长 ， 这些吸附剂可能失效 ，也可能在空气中 受潮 ，从而增加水分 。 （ ５ ） 断路器的泄漏点渗入的水分 。 同时 ， 断路器长时间在外部运行 ，
部，与空气 的接触时间过长 ， 导致水分进入 ，从而引发事故的发生 ，因
（ １ ） 危害设备 。影响设备的正常使用和使用寿命。常态下 ， Ｓ Ｆ ６是
一
种远远超过绝缘气体的不可燃气体 ， 一旦 Ｓ Ｆ ６ 气体中带有一定 的水分 ，
220kVGIS设备SF6气体微水超标原因分析及应对措施
220kVGIS设备SF6气体微水超标原因分析及应对措施摘要：本文的研究目的是明确ＳＦ6气体微水超标的危害，通过对SF6气体微水超标原因进行分析、制定应对措施，来提高ＳＦ6气体在220kVGIS电气设备中的运行可靠性。
本文采用的是文献研究法，通过对相关文献的查找及梳理，为文章提供可靠理论依据。
通过本文的研究可知，SF6气体微水超标可以从严格控制ＳＦ6气体质量、严格要求220kVGIS电气设备操作流程、加强绝缘件管理三个方面入手来加以解决。
通过以上三个应对措施的实施，能够在一定程度上降低ＳＦ6气体微水超标的可能。
关键词：ＳＦ6气体；微水超标；超标原因前言：随着ＳＦ6电气设备的广泛运用，电网运行的安全可靠对ＳＦ6电气设备的稳定运行提出了更高的要求。
因此，掌握ＳＦ6气体微水超标的原因及其应对措施，成为我国电气设备运行管理的重中之重。
基于此，本文的研究不仅对应对ＳＦ6微水超标具有理论意义，同时还对我国电气设备管理水平的提升具有一定的现实意义。
一、ＳＦ6气体微水超标的危害纯净的ＳＦ6气体在220kVGIS电气设备的运行中，因受到电弧放电及高温作用后，会分解成为单体的氟、硫以及氟硫化合物，在电弧消失后又会转化为稳定的ＳＦ6气体。
但是，当220kVGIS电气设备中ＳＦ6气体微水超标后遭遇到气温的变化时，会使过量的水分在固体介质表面凝结成水珠，进而造成电气设备的故障停运，严重时甚至会造成高压设备的爆炸[1]。
不仅如此，受到电弧分解而形成的氟硫化合物会与水发生反应，生成具有很强腐蚀性的氢氟酸、硫酸以及其他毒性较强的化合物，这些化合物会对绝缘材料以及金属材料造成腐蚀，进而导致绝缘材料劣化，造成220kVGIS电气设备的故障，严重时甚至会危及到维护人员的生命财产安全。
由此可见，ＳＦ6气体微水超标对220kVGIS电气设备造成的危害是极大的。
二、SF6气体微水超标原因分析（一）SF6气体水分不合格SF6气体中水分含量超出标准值，会造成SF6气体在受到电弧作用下凝结出水滴，造成220kVGIS电气设备故障，影响运行[2]。
分析LW8-35型SF6断路器微水超标原因
实验研究前言LW8-35型SF6断路器新气中，通常含有一定的水分，多来源于生产过程。
另外，如断路器气瓶密封不严，同样容易导致水分进入其中。
由上述原因所导致的断路器中水分含量超标的现象，即微水超标。
微水超标容易加剧低氟化物分解，致使亚硫酸等物质生成。
长此以往，容易腐蚀电气设备，影响生产效率。
因此，解决微水超标问题十分必要。
1. LW8-35型SF6断路器结构LW8-35型SF6断路器结构以落地罐式为主，由电流互感器、外科、吸附器、连杆以及底架等构成。
三相气体可通过通管相互连接，以确保断路器功能能够有效实现。
断路器部分参数见表1。
断路器中，SF6气体为电力领域常用的绝缘介质，分闸时在气体的作用下，电弧熄灭后的热击穿问题能够被有效规避，进而确保电气系统能够安全运行。
断路器内，电流互感器以双铁芯式为主，运行时，借助SF6气体绝缘，稳定性强。
但受多因素影响，一旦断路器微水超标，其功能极容易收到限制，对电力系统的运行会产生较大的阻碍。
解决上述问题，是提高电气设备运行效率的关键。
表 1 LW8-35型SF6断路器参数项目最大运行电流接触电压刚合速度刚分速度数据291713�33�4 2. LW8-35型SF6断路器微水超标的原因LW8-35型SF6断路器微水超标的原因如下：（1）SF6气体需由人工合成，生产过程中，如含水量控制不佳，导致气体含水量超标，在将气体应用于断路器中时，断路器即可出现微水超标问题。
（2）断路器装配过程中，空气湿度过大，致使水分进入其中，容易导致微水超标。
（3）绝缘材料本身含水，在长期使用过程中，其中的水分容易进入到断路器当中，致使微水超标的问题发生。
（4）为延长断路器的使用寿命，有关领域通常会将吸附剂置入其中，以吸附水分，确保断路器内部保持干燥。
如吸附剂未及时更换，导致其中的水分释放，同样容易引发微水超标。
（5）断路器破裂，外界水分自渗漏点进入断路器内部，容易导致微水超标。
3. LW8-35型SF6断路器微水超标的处理方案■3.1 微水检测方法可采用电解法、露点法、重量法以及阻容法检测SF6气体的含水量，视检测结果，判断是否存在微水超标问题：3.1.1 电解法（1）准备电解池，使SF6气体在其中通过。
SF6气体设备微水超标的原因分析及处理
SF6气体设备微水超标的原因分析及处理摘要：随着科学技术的发展，电力电网中的电气设备不断更新，越来越多的质量高的电气设备得到了运用。
在高压和超高压电力电网中，SF6气体设备依靠绝缘性好、维护少且方便的优点，被广泛使用在电网系统。
但是SF6气体设备在运用过程中时常出现气体微水超标的现象，严重威胁电气设备安全运行，影响电力电网的稳定运行。
故此，开展SF6气体微水超标原因分析并探索有效的解决对策显得尤为重要。
关键词：SF6气体；微水超标；原因；处理0 引言在很多行业和设备中都会运用到六氟化硫，其有良好的灭弧性能，绝缘性能良好，但是容易引发温室效应，出现微水超标，对电力电网和环境产生严重的影响。
如果设备水分含量太高，温度在200℃以上，此时SF6就会产生水反应[1]，出现微水超标，生成亚硫酸和氢氟酸等有毒或腐蚀性强的物质，不仅腐蚀设备致使绝缘劣化，同时也容易降低设备绝缘性能，导致内部高电压击穿，严重影响设备可靠运行。
1 SF6气体设备微水超标的原因分析1.1 新气的水分不合格如果制气厂不严格进行新气检测或者运输过程和存放环境不达标，就容易使得新气不合格。
而且存储太长时间，新气的水分含量也容易升高。
1.2 带入水分1）设备充气时带入水分。
如果工作人员不根据规程检修工艺操作进行充气，如充气时没有将气瓶倒立放置，管路、接口不干燥，装配时在空气中暴露的时间太长等等，都会将水分带入到设备中。
2）绝缘件带入水分。
很多厂家的装配过程不达标，不重视绝缘件的干燥处理，不能满足装配要求。
而且在解体检修电气设备时，通常回将绝缘件长时间暴露在空气中，使得其受潮带入水分。
3）吸附剂带入水分。
SF6气体中的水分和分解物都依靠吸附剂进行吸附，但是有时候也会通过吸附剂带入水分。
比如吸附剂活化处理时间短，干燥不彻底；安装时在空气中暴露的时间长受潮等多种原因，都会大大增加吸附剂中的水分[1]。
1.3 渗入水分1）透过密封件渗入的水分。
如果电气设备的充气压力为0.5Mpa，SF6气体水分体积分数就是30×10-6，水压为0.5×30×10-6=0.015×10-3Mpa，如果外界温度20℃，相对湿度为70%，此时水蒸气的饱和压力就是2.38×10 -3×0.7=1.666×10-3Mpa，所以可以发现外界水压力比内部水分高1.666×10-3/0.015×10-3=111倍。
SF6断路器气体微水超标原因分析及处理
封件 ， 加强断路器密封面的加工、 组装的质量管理 ， 保
证密封 良好 。断 路 器法 兰 面及 动 密封 都 应 采用 双 密
封 圈密 封 。
２ Ｓ６ Ｆ 气体微水超标 的原 因
Ｓ ６ 体 微 水 超 标 的 原 因 ， 要 有 以 下 六 个 方 Ｆ气 主
面：
（）控制 吸附剂 的质 量关 。采 用高 效 吸附 剂 ， ４ 使 用 前进行 活化 处理 ， 安装 时 尽量缩 短暴 露于大气 中的
Ｓ６ Ｆ 断路 器 气 体微 水超 标 原 因分 析及 处 理
温选 尧 龙海莲 程文婷 。 。
（． １ 四川 电力职 业技 术学 院 ， 四川 成 都
摘
６０７ ； ． １０２２ 四川 电力试 验研究 院 ， 四川 成 都
６０７ ） １０２
要： 介绍 Ｓ６ Ｖ 断路 器气体微水超标 原 因。提 出相应 的预 防控制措施 ， 通过八 个环节 的严格 管理 ， 而控制 ｓ ６ 从 Ｆ 断
维普资讯
第 ３ 卷第 ５ ０ 期
２Ｏ 年 ｌ Ｏ７ Ｏ月
四川 Ｉ电 力 技 术
Ｓ ｃ ｕ ｎ Ｅ ｅ ｔｉ ｏ ｅ ｃ ｈ ｏｏ ｙ ｉｈ ａ ｌｃｒｃ Ｐ ｗ ｒＴｅｃ ． ２ Ｏ ｔ 。Ｏ ７
酸、 亚硫酸 和其他 毒 性 很 强 的 化 学 物质 ， 危及 维 护人
毕后 立 即进行 密封 包装 ， 安装现 场未组 装 的绝 缘件 在 应存 放在 有干燥 氮 气 的容器 中。
（）控 制 密 封 件 的质 量 关 。采 用 渗 透率 小 的密 ３
员 的生命 安全 ， 对断路 器 的绝 缘材 料或 金属 材料 造成 腐蚀， 使绝 缘劣化 ， 至发生 设 备爆 炸 。 甚
SF6断路器SF6气体微水超标原因分析及改进措施
摘要 ：文章对 引起 ｓＦ 断路 器微 水超标 的原 因及 控制处理措 施展 开 了讨论 ，介绍 了５００ｋｖ从化换 流站ｓＦ 断路 器ｓＦ 气体微 水超 标 ，分析 了ｓＦ 断路 器ｓＦ 气体微 水超标的原 因 ，提 出了对ｓＦ 断路 器ｓ 气体微 水超 标的处理 方案 对策 ， 并按 照处理方案对策对ｓＦ 断路 器ｓＦ 气体微 水超 标进行 了处理 。 关键词 ：ＳＦ 断路 器 ；ＳＦ 气体 ；微水超标 ；换流器 ；高压 电网 文献标识码 ：Ａ 中图分类号：ＴＭ３０１ 文章编号：１００９－２３７４（２０１６）０１－００２５－０２ ＤＯＩ：１０．１３５３５／ｊ．ｃｎｋｉ．１１－４４０６／ｎ．２０１６．０１．０１３
用 本 体立 柱 瓷 套和 灭 弧室 瓷 套及 附件分 体 运 输 ， 出厂前 度 达到 ｌ３３Ｐａ后 继续 对 Ｓ 断 路 器气 室 抽４￣６ｄ，时 ，再 用
本 体 立柱 瓷 套 和灭 弧 室瓷 套 未做 好 防 雨 防潮 的措 施 ；在 麦 氏真空 计测试 ｓＦ。断路器 气室 真空 度 。ｓＦ 断路 器气 室抽
５ 结语
通 过 对５００ｋＶ从化 换流 站 ５００ｋＶ ＳＦ 断 路器 ｓＦ 气 体 微 水 超 标 的缺 陷原 因分析 及 处理 结 果 ，发现 ＳＦ 断路器 在 工 厂车 间 加工 时 应控 制 车 间 的湿 度符 合 要求 ； 出厂前 立 柱 瓷套 与 灭弧 室 瓷套 的临 时密 封 应认 真 仔细 检 查 是 否密 封 绝对 可 靠 ； 出厂 时ＳＦ 断 路 器 包 装 应 做 好 防 雨 防 潮 的 措 施 。安装 时应 该严 格 控 制天 气 情况 是 否符 合 安装 条 件 ； 安装 本体 瓷 套 与灭 弧 室 瓷套 的 法兰 口对接 时严格 控 制 露 空时 间 ；ＳＦ。断路器 气 室抽 真空及 充ｓＦ 气体 时应严 格按 有 关规 程规 范进 行 ，这 样才 能 保证 安装 好 的Ｓ 断路 器气 室 ｓ 气体 微 水符 合 国家 标准 与行 业标 准 ，保 证 电力 电网的 安全 可靠运 行 。
六氟化硫断路器水分超标原因分析与处理对策
科 技 创 新
试验数据准确无误 ， 试验 人员经过多次反复测试 ， 但试验数据变化不 有设备的阀门， 严防真空泵油倒入断路器中。 大， 初步判断设备内部受潮。 ４ Ｓ Ｆ 气体水分的控制措施 为了排除仪器、 检测方法、 环境 、 人员等误差因素， 我们在此后的两 为了保证 ｓ 断路器安全运行，规程对于气体中存在的水分含量 因为， 它直接影响断路器的安全运行。如何降低运行中 天， 选用了不同仪器及人员， 进行了重复测定， 当日天气晴朗， 环境温度 有严格的要求 ， ３ ６ ％， 相对湿度 ４ ２ ％， 进行了确认超标数据的准确性， 试验数据如下所 断路器的 ｓ 气体含水量，可采取如下措施 ： （ １ ） ｓ Ｆ 气体水分测试及设 刁 备安装处理应选择在晴天进行 ， 空气相对湿度不大于 ８ ０ ％。 在回收气体 时， 应注意通风干燥， 做好有关的防范措施 ， 避免中毒。 （ ２ ） 在新气的质量 试 验时 间 试 验仪器 试验人 员 湿 度测试 结果 检 漏测试 结果 结论 管理上 ， 应首先确认气体质量合格， 具有气体出厂合格证。如不具备合 在电气设备充气前必须进行抽样复查 ， 确认质量合格后方可进行 Ｃ ｅ ｍ ａ ｘ 酒 风敏 ３ ２ ４ ｕＬ 几 无漏 点 不合格 格证 ， ２ ０ ０ ８ ． ｏ ８ ． １ Ｏ 充装。 （ ３ ） 在充装作业时 ， 为防止引／ 睐 杂质， 充气前所有管路、 连接部 Ｄ Ｐ ｇ ９ 一 Ｉ Ｉ Ｉ 王晓瑜 ３ １ ５ ｕＬ 几 无漏 点 不合格 件均 需根据其 可能残存 的污 物和材 质情况用稀 盐酸 或稀碱 侵洗 ，冲洗 干燥的手套 。接口 Ｃ ｅ ｍ ａ ｘ 酒凤敏 ３ ０ ２ ｕＬ 几 无漏 点 不合格 后加热干燥备用。连接管路时操作人员应配带清洁、 ２ ０ ｏ ８ ． ｏ ８ ． １ １ 处擦净吹干， 管内用六氟化硫新气缓慢冲洗即可正式充气。 （ ４ ） 充气完毕 Ｄ Ｐ ９ ９ ～ Ｉ Ｉ Ｉ 王 晓瑜 ３ １ ４ ｕＬ 几 无 漏点 不合格 后， 对设备密封处 ， 焊缝以及管路接头进行全面检漏 ， 确认无泄漏则可 从以上跟踪测试的数据可以看出， 两次的试验数据均不符合《 六氟 以为充装完毕 。（ ５ ）更换吸附剂时 ，吸附剂的烘干温度一般控制在约 化硫电气设备 中气体管理和检测导则 Ｃ Ｂ ｆ ８ ９ ０ ５ ￣中设备投运前的要 ２ ０ ０ ％， 烘干时间约为 １ ２ ｈ 。应将吸附剂放置在密封干燥的容器中， 冷却 求， 但是随着环境温度及天气情况的改变， 试验数据有所下降， 这表明 到室温后立即装 入设备内。 环境湿度对 Ｓ Ｆ ＋ 气体内部水分含量检测有较大的影响。 ５ ｓ 断路器水分盎 理结果 ２ Ｓ Ｆ 断路器水分超标 的原因 通过 ｓ Ｆ ６ 断路器隐患的发现 、分析及处理经过来看 ， ｓ 断路器充 ２ ． １ Ｓ Ｆ 断路器水 分增大 的途径大致 分为 以下几点 ： （ １ ） 新气 中固有 装气体时 ， 首先保证备用气体、 仪器、 气体管路的湿度符合要求 ， 并且在 的残留水分。（ ２ ） 安装充气过程中将水分带入 ｓ Ｆ 气体中。（ ３ ） 断路器密 安 装测试 中应在 晴朗的天气 下进行 ， 各 部件 之间要连 接紧密 ， 防止 环境 封不良导致水分渗入。（ ４ ） 断路器零部件、 内部绝缘材料、 外壳等吸收水 水分进 ＾。 最后要加强 ｓ Ｆ 断路器巡视力度 分后释放 部分水分 到气 体 中。 及 时发现并消 除断路器安全 隐患 ， 保证 Ｓ 断路 器安全运行 。 ２ ． ２为了准确找出试验数据超标的原因， 高试班对此线路的断路器 我们对处理 后的设备进 行 了交 接试验 以 及新设 备投入 运行后半 年 进行 了投运 前 的交接试 验 ， 其 中各 项数 据交 流耐 压 、 回路 电阻 、 机 械特 及 一年复测 ， 试验 报告如下所示 ： 性、 动作 电压 、 线圈直组均符合《 电气装置安装工程电气设备交接试验 设备名称 试验时间 试验原因 湿度测试结果 湿度测试结论 标准》 ， 由此可以判断高压试验此断路器正常。并且 Ｓ Ｆ ６ 密度继电器指 ２ ｏ ０ ８ ． ０ ８ ． １ １ 交接试验 ４ ６ ｕ Ｌ ／ Ｌ 符合投运前要求 示压力正常 ， 没有发现漏气点。这表明断路器密封 陛能 良好， 内部绝缘 合格 ， 不是 导致水分超标 的原 因。 １ １ ０ ｋ Ｖ烽伯线 ２ ０ ｏ ９ ． １ １ 半年复测 ５ ２ｕ Ｌ 几 合 格 ２ ３为了排除设备出厂前新气存在固有的水分 ， 我们查阅了设备出 １ ７ ９ ７ 断路器 ２ ０ ０ ９ Ｄ ８ ． １ ｌ 一年复测 ６ ３ ｕ Ｌ 几 合 格 厂前和设备充气前新气湿度试验报告如下所示
浅谈SF6组合电器微水超标原因
工程技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald1172012年，某供电公司在例行试验中，发现某220 kV 变电站团葫#2线Ⅲ气室微水超标，达到了826 p p m。
在随后的跟踪测试中，发现微水值有上升的趋势，最高达到了1256 p p m。
当年的9月对团葫#2线Ⅲ气室进行了气体置换及停电抽真空处理。
2013年的例行试验中，发现220 k V 西葫#1线、#1主变一次II气室微水超标，在随后的跟踪测试中，发现处理效果不理想，2014年8月5日测试结果为#1主变一次II气室微水含量反弹至951 p p m 、220 k V 西葫#1线II气室微水含量反弹至437 p p m，并发现220 k V 团葫#2线微水含量达到1185 ppm。
我们为什么对组合电器中微水的含量这么重视？SF 6的分解反应与水分有很大关系。
在电弧高温作用下，很少量的S F 6会分解为有毒的S O F 2、S O 2F 2、S F 4和S O F 4等。
电弧分解物的多少与SF 6中所含水份有关，因此，把水份控制在规定值以下是非常必要的。
1 SF 6气体的优点SF 6由卤族元素中最活泼的元素氟原子与硫原子结合而成，其分子结构是6个F原子处于顶点位置而S原子处于中心位置的正八面体，S和F以共价键联结。
S F 6气体是无色、无臭、不燃、无毒的惰性气体，具有优良的绝缘性能，且不会老化变质。
它的比重约为空气的5倍。
在标准大气压下，－62℃时液化，在均匀电场中为空气的2到3倍，在3个大气压下绝缘强度与变压器油相当。
在12个大气压下，0℃时液化。
S F 6气体的高绝缘强度是由卤族化合物的负电性，即对电子的吸附能力造成的，使S F 6具有强大的灭弧能力。
因为S F 6分子吸附自由电子后变为负离子，负离子容易和正离子复合形成中性分子，使电弧空间的导电性很快消失。
特别在电弧电流接近零值时，这种作用更加显著。
SF6断路器安装中针对气体微水量的控制和渗漏处理
SF6断路器安装中针对气体微水量的控制和渗漏处理摘要:本文针对某供电公司承担的变电站安装工程中,SF6断路器在现场安装中出现的SF6气体微水检测超标和渗漏气问题进行分析,找出原因,并详述了处理方法及过程,通过实际检测验证了处理方法的正确性。
关键词:SF6断路器微水量渗漏近年来在电力网的迅速发展过程中,SF6断路器以其优异的电气性能被电力系统中广泛应用,以某供电公司所负责承担的工程为例:1996年商县变安装LW14-110断路器1台,1997年,商南安装LW14-110断路器2台,1999年山阳变电站安装LW14-110断路器2台,LW8-35断路器3台,35kV高坝变电站安装LW8-35断路器4台,110kVSF6电流互感器6台。
镇安青槐、张家变电站安装的LW6-35断路器6台。
SF6断路器在现场安装过程中,均出现SF6气体渗漏和微水检测超标现象,处理比较麻烦,影响工期。
针对这两项问题,分析原因,找出处理方法。
1 SF6断路器微水超标问题1.1 SF6气体性质纯净的SF6气体是无色、无嗅、无毒和不可燃的气体。
在通常的室温和压力下呈气态,在20℃时密度,约为空气密度的5倍,有向低处积聚倾向,SF6气体的临界温度为,经压缩而液化,装入钢瓶以液态运输。
SF6是电负性气体,具有良好的灭弧性能及高耐压强度。
在一个大气压,均匀电磁场中,SF6气体的耐压强度约为氮气的2.5倍。
SF6气体在电弧作用下会产生分解现象,当温度高达4000K以上,绝大部分分解物为S和F的单原子。
当电弧熄灭后,绝大部分分解物又结合成稳定的SF6气体分子,有极少部分在重新结合过程中与游离金属原子及水分子发生化学反应,产生金属氟化物和硫的低价氟化物。
1.2 SF6断路器出现微水超标的原因在安装过程中,共出现过3台SF6断路器微水超标,经分析,水分进入断路器气室的途径有下面几种可能。
(1)断路器各断口中SF6气体本身的水分超标。
SF6断路器在出厂时,各断口或本断路器中充有0.2MPa～0.3MPa 压力的SF6气体,这部分气体在出厂时微水量就已超标或在出厂至现场安装前,产品零部件绝缘体中吸附的水分扩散到SF6气体中致使0.2MPa～0.3MPa压力的SF6气体水分已经超标。
SF6断路器的微水超标原因及控制措施
SF6断路器的微水超标原因及控制措施第一篇：SF6断路器的微水超标原因及控制措施SF6断路器的微水超标原因及控制措施前言六氟化硫断路器具有断口电压高、开断能力、允许连续开断的次数较多，噪声低和无火花危险，而且断路器尺寸小、重量轻、容量大、不需要维修或少维修。
这些优点使传统的油断路器和压缩空气断路器无法与其相比，在超高压领域中几乎全部取代了其他类型断路器；另外在中压配电方面，六氟化硫断路器具有在开断容性电流时不重燃，以及开断感性电流时不产生过电压等优点，正逐步取代其他类型的断路器。
六氟化硫断路器的优良性能得益于SF6气体良好的灭弧特性。
SF6是无色、无味、无毒，不可燃的惰性气体，具有优异的冷却电弧特性，介电强度远远超过传统的绝缘气体。
在均匀电场下，SF6的介质强度为同一气压下空气的2.5—3倍，在4个大气压，其介质电强度与变压器油相当。
由于SF6的介质强度高，对相同电压级和开断电流相近的断路器，SF6的串联断口要少。
例如：220kV少油断路器要4个断口，500kV少油开关要6-8个断口，而220kVSF6断路只要1个断口，500kVSF6断路器只要3-4个断口。
一是因为SF6的分子量大，比热大，其对流的传热能力优于空气，二是SF6在高温下的分解特性，在分解反应过程中吸收能量。
SF6这种优良导热性能，是形成SF6灭弧性能的原因之一；另外，SF6吸附自由电子而形成负离子的现象也是其成为优良灭弧介质的原因。
SF6气体微水超标的危害性常态下，SF6气体无色无味，有良好的绝缘性能和灭弧性能，一旦大气中的水分浸入或固体介质表面受潮，则电气强度会显著下降。
断路器是户外设备，当气温骤降时，SF6气体过量水可能会凝结在固体介质表面而发生闪络，严重时造成断路器发生爆炸事故。
纯净SF6气体，在运行中，受电弧放电或高温后，会分解成单体的氟、硫和氟硫化合物，电弧消失后会又化合成稳定的SF6气体。
当气体中含有水分时，出现的氟硫化合物会与水反应生成腐蚀性很强的氢氟酸、硫酸和其他毒性很强的化学物质等，危及维护人员的生命安全，对断路器的绝缘材料或金属材料造成腐蚀，使绝缘劣化，甚至发生设备爆炸。
SF6断路器的微水超标原因及控制措施
SF断路器的微水超标原因及控制措施6某厂500KVGIS是瑞士ABB公司生产全套GIS室内配电装置。
05年12月投入运行。
06年10月17日进行微水含量测试时，测得3号主变进线A、B、C三相PT的微水含量超标，06年11月6日对3号主变进线A、B、C三相PT的气室的SF6气体进行更换处理：06年11月21日测量其微水含量还是超标。
07年2月对3号主变进线A、B、C三相PT的气室的SF6气体进行更换并加装了吸附剂。
07年3月26日及08年1月30日测量微水合格。
2009年4月28日，对GIS进行定期微水测试时发现11个PT气室中共有6个气室微水含量超标。
（GIS设各SF6气体湿度的监测是保证GIS设备安全运行的重要手段。
SF6气体微水在运行时标准为断路器气室≤300×10-6，其他气室≤500×10-6。
）六氟化硫断路器具有断口电压高、开断能力、允许连续开断的次数较多，噪声低和无火花危险，而且断路器尺寸小、重量轻、容量大、不需要维修或少维修。
这些优点使传统的油断路器和压缩空气断路器无法与其相比，在超高压领域中几乎全部取代了其他类型断路器;另外在中压配电方面，六氟化硫断路器具有在开断容性电流时不重燃，以及开断感性电流时不产生过电压等优点，正逐步取代其他类型的断路器。
六氟化硫断路器的优良性能得益于sf6气体良好的灭弧特性。
SF6是无色、无味、无毒，不可燃的惰性气体，具有优异的冷却电弧特性，介电强度远远超过传统的绝缘气体。
在均匀电场下，SF6的介质强度为同一气压下空气的2.5—3倍，在4个大气压，其介质电强度与变压器油相当。
由于SF6的介质强度高，对相同电压级和开断电流相近的断路器，SF6的串联断口要少。
例如:220kv少油断路器要4个断口，500kv少油开关要6-8个断口，而220kv SF6断路只要1个断口，500kv SF6断路器只要3-4个断口。
一是因为SF6的分子量大，比热大，其对流的传热能力优于空气，二是SF6在高温下的分解特性，在分解反应过程中吸收能量。
SF6气体微水含量超标原因分析及处理
SF6气体微水含量超标原因分析及处理摘要：随着电网的迅速发展，电力系统的容量急剧增大，SF6全封闭组合电器以其体积小、噪音低、维护工作量小等特点，得到了广泛应用，微水试验作为SF6电气设备的必试项目，已广泛地受到重视，必须加强对SF6电气设备的监测。
基于此，本文主要对SF6气体微水含量超标原因及处理进行分析探讨。
关键词：SF6气体；微水含量；超标原因；处理措施1、SF6气体微水检测记录1.1某电厂出线气室SF6微水试验数据及趋势图表２０１7年在某电厂一级站检修时，发现其GIS洪黔线出线气室微水超标，具体测量数值如表1所示，检修处理之前微水值为１０４９μL／L，检修处理之后，微水含量一直处于上升趋势，４８h后，稳定后微水值接近运行允许极限值５００μL／L。
表1洪黔线出线气室微水值数据表注：测试温度采用实测的气隔运行温度，水分值为折算到２０℃时的标准值。
洪黔线出线气室微水值趋势图如图１所示。
图1洪黔线出线气室微水值趋势图1.2某发电公司51PTSF6微水试验数据及趋势图表２０１8年１２月，检修公司在对某发电公司GIS进行周期性检测时发现母线上５１PT三相气室SF6气体水分都超出５００μL／L的运行标准，换气处理后，测量微水值为１００μL／L以下。
在母线带电运行一个月后，复测微水值在２００～３００μL／L间，发现SF6气体微水增长趋势较快。
故２０１４年３月、４月、５月对其进行每月一次的加强检测。
２０１４年２月及以后的微水值趋近稳定，未发现明显增长。
具体测量微水值如表2所示。
表251PT微水值数据表注：测试温度采用实测的气隔运行温度，水分值为折算到２０℃时的标准值。
５１PT微水值趋势图如图２所示。
图251PT微水值趋势图2、原因分析通过以上数据可以看出，在经过处理后，SF6气体微水值会逐渐上升，但经过一定时间后，微水值逐渐趋于稳定状态。
2.1气室内壁绝缘材料吸附的水分气室内壁绝缘材料主要为环氧树脂，在设备安装或检修解体的过程中，水分会吸附在绝缘材料上难以完全排除。
SF6断路器的微水超标原因及控制措施
SF6断路器的微水超标原因及控制措施摘要：SF6断路器开断水平高、断口电压大、持续开断频率较多、无较大噪音，同时断路器形态小、体积轻、容量大、维修周期较长，这些是传统油断路器与压缩空气断路器所不及的，目前超高压范围内取缔了其他型号断路器。
对此，笔者结合实践研究，就可能影响到SF6断路器安全稳定运行的微水超标原因与控制方法进行简要分析。
关键词：SF6断路器；微水超标原因；控制措施SF6微水检验与泄漏点检查是SF6断路器检测的重要内容之一，若缺少对这些环节的重视将直接影响其稳定性，同时对生态环境造成污染。
所以，变电站交接与运行过程中对SF6断路器微水检验与泄漏点检查应给予高度重视。
一、SF6气体微水超标危险性常规状态下，SF6气体呈现无色无味，绝缘性良好、灭弧属性较高。
但SF6气体水分含量过高，那么其断路器机构的电气强度也会有明显降低。
SF6断路器多应用于室外环境下，如果温度环境较为恶劣，SF6气体内水分可能凝结于固体介质外层出现闪络，甚至导致断路器爆炸。
纯净SF6气体在运行时遭到电弧放电将分化为氟、硫等化合物。
如果气体内水分较多将会有氟、硫化合物和水反应形成较强的腐蚀氢氟酸、硫酸等化学成分，对断路器绝缘材料与金属材料腐蚀导致绝缘性降低，严重时可能发生爆炸，影响人们生命财产安全。
尽管消除SF6断路器中SF6气体水分具有一定难度，不过了解SF6气体微水超标影响因素，制定有效方案，缩减SF6气体水分能够提升断路器稳定性。
总而言之，第一，如果水分浓度较高，当超出200℃后容易形成水反应，形成亚硫酸与氢氟酸，影响设备运行性能。
第二，SF6在电弧影响下分解，因为水分加剧将会影响低氟化物水解，形成氟化亚硫酞；同时水分流入起到促进作用。
第三，SF6被电弧分解为原子态S与F过程中，触头蒸发较多的金属Cu与W蒸汽。
蒸汽和SF6高温下产生反应，形成金属氟化物与低氟化物，形成氟化亚硫酞、硫化氢等有毒物质，HF也能够与SiCO2构件反应，腐蚀固体构件外层。
SF6断路器水分含量增大原因及危害
SF6断路器水分含量增大原因及危害SF6断路器内气体水分含量增大的原因是什么 ?答：SF6气体中含水量增大的可能原因：(1)气体或再生气体本身含有水分。
(2)组装时进人水分。
组装时由于环境、现场装配和维修检查的影响，高压电器内部的内壁附着水分。
(3)管道的材质自身含有水分，或管道连接部分存在渗漏现象，造成外来水分进入内部。
(4)密封件不严而渗入水分。
微量水分是SF6气体的一项重要技术指标，主要是因为：①当微量水分严重超标时，有可能使开关绝缘件受潮或产生凝露，从而大大降低其绝缘性能。
②由于SF6被电弧分解后产生HF，SO2，SOF2等有毒气体，会对金属件、绝缘件产生腐蚀作用，而水分的存在会加重腐蚀作用。
因此，微量水分作为SP6开关设备出厂和投运前的必试项目，已广泛地受到重视。
下面分别探讨环境温度及湿度对SP6开关设备微量水分的影响及减小影响的措施。
2 环境温度及湿度对微量水分的影响不论是国标或部颁标准中，均没有谈及环境温度对SF6断路器气体中水分含量的影响，而在实际测量过程中普遍发现，同一台开关设备在不同季节、不同温度下测得的水分含量不一致，特别是冬季和夏季的差别最大。
在温度低时，微量水分值小于部颁标准，而在温度高时，微水值可能远大于部颁标准[1]。
表1为2003年7月对LW8-40.5型SF6断路器中微水含量测量的数据，表l LW8-40.5型SF6断路器中微水含量的测量数据μL／L关编号面微量水份温度25℃，湿度75% 温度36℃，湿度81%235 155 295236 217 387237 450 815同时，为了更加准确地观察温度对微水的影响，用1台LW8-40.5型SF6断路器的A，B相进行了连续1年的跟踪观测试验，该开关A相初始值为20℃时水分值150μL／L(A相的初始值模拟产品交接试验值)，让该开关B相初始值为20℃时水分值300μL／L(B相的初始值模拟产品运行试验值)，断路器A，B相充气压力均为0.45MPa。
330kV SF6电流互感器微水超标原因分析及处理
330ｋＶＳＦ6电流互感器微水超标原因分析及处理文本讲述了330kV SF6电流互感器气体湿度异常情况,对SF6微水量超标的原因进行了分析及处理,确保了设备的安全运行,消除安全隐患。
标签：SF6电流互感器SF6气体真空度湿度1 基本前情况某330 kV变电站在定期预防性SF6湿度试验当中发现,型号为LQB-W2的SF6电流互感气体湿度严重超标最高达到1501 uL/L,已经超过国家电网公司18相反措的规定值(运行设备不大于300uL/L 20℃),为了及时消除设备的安全隐患,确保设备的正常运行,因此对SF6电流互感气体湿度偏高的原因从根本上进行必要的分析处理。
2 SF6湿度的测量工作纯净的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。
SF6气体在充装过程中可能混入少量的空气、水分等杂质,可能生成腐蚀性很强的氟化氢(HF)或在高温下分解出SO2,对绝缘材料、金属材料都有很强的腐蚀性。
因此,必须严格控制SF6气体中水分的含量。
为了减小试验仪器、环境、人员等误差对数据的影响,测量工作选在干燥、湿度低的天气进行,并且邀请电力工程院一同参加。
试验分别使用型号为MBW973和河南日立信公司出厂的DMT242P两台仪器进行测量,数据如下:(当天环境温度30℃,)安靖Ⅰ线/安固线3370电流互感器C相复测数据(6月13日):安靖Ⅰ线/安固线3370电流互感器C相复测数据(6月18日):经过试验测试对比确诊设备存在SF6湿度超标的安全隐患应及时处理。
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;在设备制造过程中干燥不彻底,存在于固体材料内的水分逐渐释放到SF6气体中,现场安装或补气过程中将空气中的水分带入设备中(通常在装配完设备后要立即进行抽真空,但是也不能保证设备中水分的完全清除);设备运行过程中各种化学变化产生的水分等。
另外,就是设备在制造过程当中产品内部真空度未达到工艺要求,产品真空处理不彻底,特别有可能是产品二次上层间绝缘中含的少量水分残留,经长时间运行后,水分慢慢渗出,在运行的最处几年内渗出的水份都被分子筛吸收,因此,湿度不大,但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,造成了气体湿度快速增长,互感器内在SF6气体水分量增大。
一起户外高压SF6断路器回路电阻异常及微水超标原因分析及处理
一起户外高压SF6断路器回路电阻异常及微水超标原因分析及处理摘要：在对110kV长田变XX线133断路器进行回路电阻试验时，测试发现断路器B相回路电阻为177μΩ，厂家规定值为≤30μΩ，随后对110kV长田变XX线133断路器气体进行SF6气体湿度及分解产物测试时，测试结果SO2为90.5，SO2超标。
关键词：户外高压SF6断路器；回路电阻；微水超标1前言户外高压SF6断路器是以SF6气体作为绝缘介质的断路器，有着优良的绝缘性能，配置弹簧操动机构可以快速进行分、合闸，可以连续开断多次，维护方便，在电网中大量使用。
但是在长期使用中，如在户外高压SF6断路器安装、检修、维护中如果未按规定求安装、生产、检修及注入SF6气体会容易导致SO2超标及断路器内部出现异常及故障，影响断路器正常运行。
2SF6断路器回路电阻及微水超标实验数据及运行维护数据分析110kV长田变XX线133断路器主要发生过两次跳闸，分别是：2021年10月20日，110kV长田变XX线N25塔小号侧约50米处B相导线断落导致110kV长田变XX线133断路器跳闸，重合闸动作不成功。
2021年12月16日，110kV长田变XX线N42号塔大号侧A相靠横档侧第一片绝缘子雷击闪烙导致110kV长田变XX线133断路器跳闸，重合闸动作成功。
查找110kV长田变XX线133断路器试验记录，最近一次为2020年4月12日开展的110kV长田变XX线133断路器A修及其相关试验，其中A、B、C三相回路电阻分别为20.10μΩ、20.40μΩ、18.79μΩ，无异常。
根据以上信息，可以明确110kV长田变XX线133断路器B相回路电阻升高主要发生在近一年内，经询问调度，110kV长田变XX线133断路器负荷基本在1200A以上（额定电流1600A），负荷较大。
之后反复进行断路器SF6成分及微水试验，确定SO2含量超标（SO2：86.85；H2S：0.97；CO：45.4；HF：16.66），随后对断路器回路电阻测试并与上一次测试结果值进行对比分析，发现B相超出厂家规定值及上次测试值，测试值（A：21.9；B：168.0；C：21.1；厂家规定值0-30μΩ）。
220KV SF6电流互感器气体查漏及微水超标处理
220KV SF6电流互感器气体查漏及微水超标处理摘要：文中分析了220kV SF6电流互感器气体泄漏及气体微水异常原因，对SF6电流互感器气体泄漏及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；漏点；真空；微水份1 设备概况我公司220kVSF6电流互感器型号为LVQB-220W2，有6组共18台。
设备均为河南平高集团互感器公司2010年06月产品。
自2011年投运以来，先后在2013年发现#1启备变高压侧电流互感器B相和#2发变组电流互感器B相压力偏低，2015年发现#1发变组电流互感器B相压力偏低，京右一线电流互感器A相微水超标。
其中，#1启备变高压侧电流互感器B相气体压力下降较快，自2013年3月10日发现后，气体压力一直持续降低。
为了排除SF6密度计故障造成误判断，2013年4月16日还进行过一次补气作业。
但压力任然继续下降，并在2015年5月10日触发低气压报警（额定压力为0.4MP，低压力报警为0.35MP），确认存在气体泄漏现象。
2015年6月25日对京右一线电流互感器进行预试中发现，其微水值A相320ppm，B相100ppm，C相60ppm（标准要求运行中≤500ppm）。
B相相对其它两项偏大，虽然在标准范围之内，但仍需严密监视。
2015年8月14日借机组临修机会再次测量京右一线电流互感器三相微水，A相1050ppm，B相105ppm，C相66ppm（环境温度34℃，相对湿度40％RH。
换算至20℃，A相625，B相79，C相263.5），为了排除测量设备故障或误差造成误判，使用该仪器对其他互感器进行测量对比，只有京右一线电流互感器A相超过1000ppm以上，其微水值已经严重超过《电力设备预防性试验规程》DL/T 596—2006标准。
可以确认这台SF6电流互感器内部严重受潮。
2 SF6气体特性SF6气体是一种无色、无味、无毒和不可燃且透明的气体，常温下是一种惰性气体。
GIS设备SF6气体微水含量超标原因分析及处理孙传龙
GIS设备SF6气体微水含量超标原因分析及处理孙传龙发布时间：2021-08-19T08:16:02.816Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第10期作者：孙传龙[导读] 本文介绍了SF6气体的绝缘特性及该气体在高电压等级设备中的作用，分析了该气体含有水分等杂质对设备的危害，结合现场实际应用中微水含量超标的实例及处理方案，对微水含量超标产生的原因进行了分析，并提出了煤矿GIS设备SF6气体微水超标的最优处理方案。
孙传龙淮浙煤电公司顾北煤矿摘要：本文介绍了SF6气体的绝缘特性及该气体在高电压等级设备中的作用，分析了该气体含有水分等杂质对设备的危害，结合现场实际应用中微水含量超标的实例及处理方案，对微水含量超标产生的原因进行了分析，并提出了煤矿GIS设备SF6气体微水超标的最优处理方案。
关键词：GIS设备；SF6气体；微水含量；原因分析；处理。
0 引言GIS，即Gas Insulated Switchgear，全称为气体绝缘组合电器设备，它将一座变电站中除变压器以外的一次设备，包括断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、母线、电缆终端、进出线套管等，经优化设计有机地组合成一个整体，目前我矿110kV 变电所110kV一次设备使用的就是GIS。
它的优点在于占地面积小，可靠性高，安全性强，维护工作量很小，其主要部件的维修间隔不小于20年。
SF6气体具有良好的电气绝缘性能及优异的灭弧性能，其耐电强度为同一压力下氮气的2.5倍，击穿电压是空气的2.5倍，灭弧能力是空气的100倍，是一种优于空气和油之间的新一代超高压绝缘介质材料。
SF6气体以其良好的绝缘性能和灭弧性能，广泛应用于断路器、高压变压器、气封闭组合电容器、高压传输线、互感器等。
1 SF6气体中水分的来源来源一，SF6新气中固有残留水分。
这是由于生产工艺过程中不可能绝对排除水分的缘故。
来源二，设备零部件，特别是环氧树脂支撑件和拉杆中吸收的水分是最主要的水源，且大部分是在组装时进入元件和容器内表面的。
SF6开关微水含量超标原因分析及处理
1 问题的提出包头第一热电厂2000-06，开始对厂内原有的4条110kV线路开关l11l、1112、1113、1114进行改造，新设备为沈阳高压开关厂生产的LW6—110H／3150—31．5型SF6开关，此开关由3个单柱分别装在1个公用支架上，配有1个液压操作柜实现三级液压联动。
SF6气体虽是一种十分稳定的无毒气体，但在开关工作过程中SF6经电弧作用而形成SF4，它与水、氧反应产生含毒〔或腐蚀)物质。
因此SF6设备在制造、安装、检修中的水分、氧气控制必须严格注意。
而且在SF6开关的各项检测指标中，开关灭弧室内SF6气体水分含量的大小直接影响着SF6开关的安全稳定运行。
开关内部水分含量较大时，不仅降低了开关的绝缘性能，其灭弧性能也要下降。
因此开关内部微水含量是重要的检测指标。
在更换1113开关时，发现该开关的B、C相灭弧室内预充SF6气体压力为0MPa(出厂前应预充0．03MPa合格的SF6气体)。
于是对三相抽真空3h后，充入25μg／L的高纯氮气进行微水检测，测试结果见表1。
从表1可以看出开关三相内部气体微水含量均已超标，说明此开关已经受潮。
2 原因分析根据开关安装前发现的问题及安装后测试的结果，该厂及沈阳高压开关厂技术人员共同对问题进行了分析。
考虑有以下几种可能：(1) 根据开关安装前B、C相预充压力为0MPa的现象分析，认为开关本体存在泄漏点，导致开关内部气体泄漏。
而且此开关为1999—10到贷，始终在户外放置，经历冬夏两季，温度及湿度变化较大，开关内部气体热胀冷缩，将外部空气中的潮气吸入，导致内部绝缘件受潮。
(2) 开关本体充高纯氮气时所用的减压阀及充气管路为氧气减压阀及氧气输气管，此套充气阀门及管路曾在前1台开关改造时使用过，用完后放于库房中，由于当时正值夏季，空气湿度较大，而且橡胶管具有吸潮性，导致充气所用的橡胶管受潮，在向开关内部充气时将潮气带入。
(3) 用于干燥气体的氧化铝干燥剂(分子筛)失效或已受潮饱和。
浅谈SF6断路器的微水超标原因及控制措施
； 谈 断路 器 的 识 Ｆ 浅 Ｓ６
微 趣 廉 麓 籀德 水 标 蠢厦 ： 翩
（６ ０ ０ 河南省许 昌供 电公 司 梁金锋 ４ １０ ）
３ ＳＦＲ 体 含 水 量 的 控 制 措 施 气
成 蚀 ， 绝 缘 劣 化 。 至 会 发 生 设 备 爆 炸 ， 及 维 护 使 甚 危
器 之 前 应 进 行 微 水 测 试 ，并 要 符 合 我 国 的 Ｓ 体 新 Ｆ 气
气 的质 量标准 。 ３２ ． 控制 绝缘件 的处 理关 绝 缘 件 出 厂 时 ， 果 没 有 进 行 特 殊 密 封 包 装 ， 装 如 安 前 又 未 做 干 燥 处 理 ，则 绝 缘 件 在 运 行 中所 释 放 的 水 分 将 在 气 体 含 水 量 中 占有 很 大 比 重 。 此 ， 缘 件 干 燥 处 因 绝
人 员的生 命安 全 ，
运 行 中 的 Ｓ 断 路 器 ， 对 于 Ｓ 气 体 的 微 水 量 要 Ｆ 求 相 当 严 格 。 为 它 直 接 影 响 断 路 器 的 安 全 运 行 。 低 因 降
运行 中断路器 的 Ｓ 气体 含水 量 ， 采 取 如下措施 。 可 ３１ 严 把 Ｓ 新 气 质 量 关 ． 根 据 相 关 规 程 规 定 ，Ｆ 新 气 应 具 有 厂 家 名 称 、 Ｓ 装
的 化 学 物 质 ．不 仅 对 断 路 器 的 绝 缘 材 料 和 金 属 材 料 造
漏 点 ， 水 分 渗 入 断 路 器 内部 的 通 道 ， 气 中 的 水 蒸 气 是 空 可 通 过 这 些 通 道 逐 渐 渗 透 到 设 备 的 内 部 。 因 为 该 过 程
是 一个 持 续 的过 程 ， 间越 长 ， 入 的水 分 就越 多 ， 时 渗 由 此 进 入 Ｓ 气 体 中 的 水 分 占有 较 大 比 重 。
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SF6断路器气体微水超标原因分析及处理
作者：王锋朱明彦
来源：《城市建设理论研究》2012年第30期
【摘要】：通过对李家峡水电站330kV六氟化硫断路器气室微水含量超标原因进行分析,确定导致水分含量升高的主要原因及其他可能因素。
针对主要原因采取处理方案予以解决,针对可能因素明确日常检修维护工作中的注意事项。
【作者单位】：新疆送变电工程公司国际公司【关键词】：六氟化硫微水超标原因分析处理方案
中图分类号：TM561 文献标识码：A 文章编号：
六氟化硫断路器具有断口电压高、开断能力、允许连续开断的次数较多，噪声低和无火花危险，而且断路器尺寸小、重量轻、容量大、不需要维修或少维修。
这些优点使传统的油断路器和压缩空气断路器无法与其相比，在超高压领域中几乎全部取代了其他类型断路器；另外在中压配电方面，六氟化硫断路器具有在开断容性电流时不重燃，以及开断感性电流时不产生过电压等优点，正逐步取代其他类型的断路器。
六氟化硫断路器的优良性能得益于SF6气体良好的灭弧特性。
SF6是无色、无味、无毒，不可燃的惰性气体，具有优异的冷却电弧特性，介电强度远远超过传统的绝缘气体。
在均匀电场下，SF6的介质强度为同一气压下空气的2.5—3倍，在4个大气压，其介质电强度与变压器油相当。
由于SF6的介质强度高，对相同电压级和开断电流相近的断路器，SF6的串联断口要少。
2 SF6气体微水超标的危害性
常态下，SF6气体无色无味，有良好的绝缘性能和灭弧性能，一旦大气中的水分浸入或固体介质表面受潮，则电气强度会显著下降。
断路器是户外设备，当气温骤降时，SF6气体过量水可能会凝结在固体介质表面而发生闪络，严重时造成断路器发生爆炸事故。
当气体中含有水分时，出现的氟硫化合物会与水反应生成腐蚀性很强的氢氟酸、硫酸和其他毒性很强的化学物质等，危及维护人员的生命安全，对断路器的绝缘材料或金属材料造成腐蚀，使绝缘劣化，甚至发生设备爆炸。
3 SF6气体微水超标的原因
3.1 SF6气体新气的水分不合格
造成新气不合格的原因，一是制气厂对新气检测不严格，二是运输过程中和存放环境不符合要求，三是存储时间过长。
3.2 断路器充入SF6气体时带进水分
断路器充气时，工作人员不按有关规程和检修工艺操作要求进行操作，如充气时气瓶未倒立放置；管路、接口不干燥或装配时暴露在空气中的时间过长等导致水分带进。
3.3绝缘件带入的水分
厂家在装配前对绝缘未作干燥处理或干燥处理不合格。
断路器在解体检修时，绝缘件暴露在空气中的时间过长而受潮。
3吸附剂带入的水分
吸附剂对SF6气体中水分和各种主要的分解物都具有较好的吸附能力，如果吸附剂活化处理时间短，没有彻底干燥，安装时暴露在空气中时间过长而受潮，吸附剂可能带入数量可观的水分。
3.5透过密封件渗入的水分
在SF6断路器中SF6气体的压力比外界高5倍，但外界的水分压力比内部高。
例如，断路器的充气压力为0 .5Mpa，SF6气体水分体积分数为30×10-6，则水的压力为0.5×30×10-
6=0.015×10-3Mpa，外界的温度为20℃时，相对湿度70%，则水蒸气的饱和压力为2.38×10-
3×0.7=1.666×10-3Mpa，所以外界水压力比内部水分高1.666×10-3/0.015×10-3=111倍。
而水分子呈V形结构，其等效分子直径仅为SF6分子的0.7倍，渗透力极强，在内外巨大压差作用下，大气中的水分会逐渐通过密封件渗入断路器的SF6气体中。
3.6 断路器的泄漏点渗入的水分。
充气口、管路接头、法兰处渗漏、铝铸件砂孔等泄漏点，是水份渗入断路器内部的通道，空气中的水蒸气逐渐渗透到设备的内部，因为该过程是一个持续的过程，时间越长，渗入的水份就越多，由此进入SF6气体中的水份占有较大比重。
4 SF6气体含水量的控制措施
4.1控制SF6新气质量关
根据《安规》的规定，SF6新气应具有厂家名称、装灌日期、批号及质量检验单。
新气到货后应按有关规定进行复核、检验，合格后方可使用。
存放半年以上的新气，使用前要检验其微水量和空气，符合标准后方准使用。
SF6气瓶放置在阴凉干燥、通风良好地方，防潮防晒，并不得有水分或油污粘在阀门上，未经检验合格的SF6新气气瓶和已检验合格的气体气瓶应分别存放，以免误用。
4．2 控制绝缘件的处理关
绝缘件出厂时，如果没有进行特殊密封包装，安装前又未做干燥处理，则绝缘件在运行中所释放的水份将在气体含水量占有很大比重。
因此绝缘件干燥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有干燥氮气的容器中。
4.3控制密封件的质量关
采用渗透率小的密封件，加强断路器密封面的加工、组装的质量管理，保证密封良好。
断路器法兰面及动密封都用双密封圈密封，一可加强密封效果，减少SF6气体的漏气量，二可减少外界水分进入SF6断路器中。
4.4控制吸附剂的质量关
采用高效吸附剂，使用前进行活化处理，安装时尽量缩短暴露于大气中的时间，减少吸附剂自身带入的水分。
4.5控制充气的操作关
应在晴朗干燥天气进行充气，并严格按照有关规程和检修工艺操作要求进行操作。
充气的管子必须用聚四氟乙烯管，管子内部干燥，无油无灰尘，充气前用新的SF6气体进行冲洗。
4.6加强运行中SF6气体检漏关
断路器在运行中，当发现压力表在同一温度下前后两次读数的差值达到0.01-0.03Mpa时应全面检漏，找出漏点。
4.7加强运行中SF6气体微水量的监视测量关
设备安装完毕充气24h后，应进行SF6气体微水量测量，设备通电后每三个月测量一次（条件允许时），直至稳定后，以后每一至三年检测一次微水量。
对于微水量超过管理标准的应进行干燥处理。
通过以上七个环节的严格管理，可以控制SF6断路器SF6气体的微水量。
5 处理程序
处理根据国家标准及现场实际情况，制定了如下处理程序，首先回收断路器内的SF6气体；在瓷套底部加约0.5 kg的吸附剂(F-03分子筛)；然后充氮气至0.1 MPa；抽真空至133 Pa。
再充氮气至0.1 MPa；静止24h后测氮气的湿度。
如果不合格，就再次抽真空、充氮气、测氮气的湿度。
如果合格，抽真空、充SF6气体，静止24h后测气体的湿度。
若合格，补气至额定压力即认为处理完毕。
若不合格，再运行充氮、测量及充SF6、测量的程序。
处理的流程
如下图所示。
处理后SF6气体湿度超标状况应得到明显改善。
处理过程中采用数字式微量水分测试仪、露点仪、检漏仪等仪器。
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SF6断路器微水超标处理流程图
6 结束语
SF6断路器最重要的监测项目是含水量监测和检漏两项。
如果忽视对它的监测，其可靠性将会受到影响，还会污染环境。
因此，对运行中SF6断路器的微水的监测和检漏就备受关注。
参考文献：
黄豪杰；SF6断路器气体微水超标原因及控制措施[J]；硅谷；2009年21期
温选尧；龙海莲；程文婷；SF_6断路器气体微水超标原因分析及处理[J]；四川电力技术；2007年05期。