（山西京玉发电有限责任公司 山西省朔州市 037200）
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。一般不会与其它材料发生反应。SF6气体电气绝缘性能极佳，在均匀电场下，其绝缘性是空气的3倍，在4个大气压下，其绝缘性相当变压器油。纯净的SF6气体一般公认是无毒的。但在电弧作用下SF6的分解物如SF4、S2F2、SF2、SOF2、SO2F2、SOF4等，如果SF6气体混入空气、水分等杂质，这些分解物在电气设备内部将产生腐蚀性很强的氟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气体中水分的含量及气体压力。
3 故障原因分析及处理过程
由于投运至今5年当中先后有4台SF6电流互感器出现了严重影响设备运行的缺陷，怀疑设备制造工艺存在问题。所以，我公司多次与河南平电气公司联系，最终平高电气公司派来技术人员，在设备能够停运时与我厂检修人员共同对存在缺陷的SF6电流互感器进行检查。
2015年5月14日对#1启备变高压侧电流互感器B相，先后用局部包扎法和检漏仪进行检查、检测，最终在P1侧一次导电管与法兰焊接处发现了漏点。确定泄漏部位后进行解体检查，经检查发现一次导电管与法兰焊接工艺不佳导致气体泄漏。随后与厂家讨论研究，最终厂家改进了焊接工艺，重新定制备件到现场进行更换。如下图：
重新更换一次导电管后，对SF6电流互感器进行漏点检测，在原漏点部位未检出SF6气体，在后续的巡点检中，压力一直保持在额定范围，说明漏点已得到彻底的根治。在2015年5月22日，对#1发变组电流互感器B相进行泄漏点检查，同样也是一次导电管与法兰焊接工艺不佳导致气体泄漏，经过更换新工艺的导电管缺陷得到消除。
2016年1月4日，对#2发变组电流互感器B相进行漏点检查中，对其上部采用包扎法未检出SF6气体，说明漏点不在上部。对接线箱用检漏仪进行检测，发现有SF6气体存在，但是用检漏仪无法确定漏点。大家集思广益，最终采用肥皂水涂抹可疑部位进行逐个排查，的方法，发现在圆形接线板上一个接线端子处存在漏点。
发现漏点后立即与厂家沟通，厂家发送新的备件到现场进行更换，更换后用检漏仪反复进行检测，未发现SF6气体存在。
在后续的巡点检中，压力也一直保持在额定范围，说明漏点已得到彻底的根治。
2015年8月14日，借助机组临修机会，对京右一线SF6电流互感器A相微水超标缺陷进行处理。在故障处理前，我们已对SF6气体水分来源做了分析。首先，SF6气体本身含有的水分；其次，现场安装或补气过程中将空气中的水分带入设备中；第三，设备在制造过程中，产品未按工艺要求，真空处理不彻底，在一些绝缘件中，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。经过上述分析，此间隔SF6电流互感器投运至今从未补过新气，且在2015年以前水分含量一直在标准范围之内（运行中设备不大于500ppm 20℃），可以排除由安装和补气带入水分。所以只能是制作工艺不佳，在一些绝缘件中残留少量水分，经长时间运行后，水分慢慢渗出。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。与厂家沟通后，立即制订了检修方案，准备置换新气，并对分子筛进行烘干处理。现场准备了SF6气体回收装置一台、纯度99.999%高纯氮气1瓶、SF6气体1瓶、微水测量仪、干燥箱等必备的工具设备。随即开始了检修工作。如下为检修工序：
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。
②回收工作结束后，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室两次，以保证气室符合要求。
③SF6气体的充入工作：充气全过程严格按照工艺要求：a 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2－3次。b 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。c 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。d 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：HTJL-H SF6气体检漏仪；HDHO-08微水测量仪、AI-6000D精密介损测试仪（当天环境温度30℃）。经过检测检漏合格，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172.4ppm、B相153、C相198.2（换算至20℃）。
4 防范措施
4.1 设备制造
首先，设备制造厂商要不断提高设备制造工艺，不断提高制造水平，避免如导电管与法兰焊接工艺不良导致的缺陷；其次，要提高个别零部件的质量，厂家要选择质量较高的零部件供货商；第三，要严把出厂质量关，避免设备带伤出厂。
4.2实验维护
在设备安装投运之前，用户要严格把控设备的交接实验验收工作，不能让设备带病安装并投入运行。在设备安装投运之后，要定期对设备进行预试工作，严密关注设备运行状况。
5 结语
这几例设备异常说明了制造厂家制作工艺有待完善，同时在生产过程中存在未严格按照技术规范施工的现象，这将给用户造成很大的安全隐患。不过这也为我们设备用户敲响了警钟，不能总是依靠厂家，我们要自己加强设备的巡点检工作，并做好定期实验监督工作，掌握设备平时的运行数据，认真分析比较，及早的发现设备异常并及时处理。保证发电机组的安全可靠运行，保障电网的稳定与安全。
参考文献：
[1] DLSBGC-2008电力设备交接和预防性试验规程.
[2] DLT 506-2007六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法
[3] DLT 596-2006 电力设备预防性试验规程