水份对SF6气体及设备的影响

1、水份对 SF6 气体及设备的影响何金武 绵阳电业局，四川绵阳 621000摘要：分析了 SF6 设备中水份的来源， SF6气体中水份对 SF6/SUB.开关装置的危害及 SF6气体中微水监测和控制。关键词： SF6气体； SF6 装置；微水；监测；控制B.中图法分类号： TM561.3文献标识码： B文章编号： 10036954(2002)04 0032 02SF6 气体具有较强的绝缘性能， 广泛应用在高压电器设备中。 近十年来， 随着中国国民 经济的迅速发展和科学技术的突飞猛进， SF6 气体高压电器在电力系统中的应用十分普及， 在新建或技改工程项目中高压断路器或GIS开关设备基本上全是应用

2、 SF6气体绝缘开关， 那么作为运行、 检修人员如何作好 SF6 气体设备的运行维护、 检修工作是一个突出问题， 特别 是运行了 10 年以上的设备，受现场环境、气候、条件等方面的制约，在现场要作好SF6 开关设备的检修是相当困难的， 检修人员一方面必须了解和掌握开关的结构， 另一方面还必须 熟悉和掌握试验标准、方法。在GB 7674199772.5 kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备、 GB5 015091电气装置安装工程电气设备交接试验标准对SF6开关装置的试验除机械特性试验外， 对现场的绝缘试验就是交流耐压， 而由于受现场条件的限制， 许多时候都 是由厂家保证， 开关设备并没有完全进行

3、交流耐压试验， 大多数情况是通过对 SF6 的微水控 制和检漏来进行控制， 可见 SF6 中微量水的含量是非常重要的指标， 它不仅影响设备的绝缘 性能，而且水份在电弧的作用下在气体中会分解出有毒和有害的低氧化物质对材料起腐蚀作 用。1 SF6 设备中水份的主要来源1) SF6 新气或 SF6电气设备中的运行气体都不可避免地含有微量的水份。SF6新气中的水份主要是生产过程中混入的，由于SF6 在合成后，要经过热解、水洗、碱洗、干燥吸附等工艺，生产的环节多， 难免不遗留少量水份。在向高压电器设备充气或补气时， 这些水份 会直接进入设备内部。 另外 SF6 气瓶在长期存放过程中， 如果气瓶密封不严，

4、 大气中水份会 向内渗透，使 SF6气体含水量增加。 因此按规程规定， 在充入 SF6时对存放半年以上的气瓶， 应复测其中的气体湿度。2) SF6 高压电器设备生产装置过程中混入的水份 高压电器设备在生产装配过程中，可能将空气中所含水份带到设备内部。虽然设备在 组装完毕后要进行充高纯氮气、 抽真空干燥处理， 但附着在设备腔中内壁上的水份不可能完 全排除干净。另外 SF6 电气设备中的固体绝缘材料，主要是环氧树脂浇注品。这些环氧树脂的含水 量一般在 0.1% 0.5%之间，固体绝缘材料中的这些水分随时间延长可以逐步地释放出来。3) 大气中的水汽通过 SF6 电气设备密封薄弱环节渗透到设备内部SF

5、6 高压电器设备由于人为控制设备内部气体湿度， 所以设备内部气体含水量较低。 内 部水蒸气压很低， 而大气中水蒸气压很高。 在高温高湿的条件下， 水分子会自动地从高压区 向低压区渗透。 外界气温越高、 相对湿度越大，内外水蒸气压差就越大，大气中的水份透过 设备密封薄弱环节进入设备的可能性就越大。由于SF6分子直径是 4.56 10-10 m，水分子直径是 3.2 106 m，SF6 分子是球状，水分子为细长棒状，在内外水气压差大时，水分子 是容易进入 SF6。据有关资料介绍， SF6 开关设备的事故率并不低， 而其中绝缘事故占比例较大， 新投运 的设备一般在 36 个月内易发生故障，在运行几年

6、后事故率大大降低，呈现出典型的浴盆 曲线。2 SF6 气体中水份对 SF6开关装置危害1) SF6 气体是非常稳定的，当温度低于 500 时一般不会自行分解，但当水份含量较 高时，温度高于 200 时就可能产生水反应，会生成亚硫酸和氢氟酸 (HF) ，它们都具有腐 蚀性，可严重腐蚀设备。2) SF6 在电弧作用下可分解，由于水份的存在会加剧低氟化物的水解，生成氟化亚硫 酰。且水份的增加会加速其反应。3) SF6被电弧分解成原子态 S和 F的同时， 触头蒸发出大量的金属 Cu和 W蒸汽，该蒸 汽与 SF6 在高温下会发生反应， 产生金属氟化物和低氟化物， 生成的氟化亚硫酰、 硫化氢都 是剧毒，

7、HF还可与含 SiO 2 元件反应，腐蚀固体元件的表面。4) 存在于 SF6 气体中的水份本身一般不会对开关装置的绝缘有显著的影响。但当这些水份以液态存在于绝缘件的表面 ( 特别是表面存在易于导电的物质 ) 时，会降低沿绝缘件表面 的电阻， 并改变了绝缘件的电场。 试验表明附着在绝缘件表面的水份可以使绝缘件的沿面放 电电压降到无水时的 60% 80%。5) SF6 的结霜问题，在运行中也是易遇到的问题。在装置内的SF6 气体中的水气结霜后，当绝缘件的温度回升到零度时， 绝缘件表面的霜就会融成水并因此而降低绝缘件的绝缘 强度。一般认为只要把 SF6 气体装置中的水分降低到使其水气的露点低于零度，

8、水气不可能才不会凝结成水， 而直接变成霜就可以避水气对绝缘的影响。 这种认识是不全面的。 如果露点温度 达到零度， 这时霜开始融化成水。 这一过程在使用中是经常发生的， 这就必然会降低设备的 绝缘。 只有升温的过程极其缓慢， 当霜的温度未达到零度之前就都升华为水气了时， 出现水态。霜变成水决定于： 升温的程度； 露点的高低； SF6 气体的多少； 装 置内水气的多少。应当指出，要完全清除装置内的水份是不可能的，适当降低装置内水气的露点是可以 的。制造厂应当尽量想办法避免装置内结霜。 这样就可以防止霜变成水造成的危害， 当然这 是很难的。经分析认为，在盆式绝缘子与法兰连接处和中心导体部位易结霜，

9、当霜融化成水时将 造成该部分的电场畸变，使局部电场增强很多而降低绝缘强度。3 设备中 SF6 气体的水份控制3.1SF6 气体含水量的规定1）GB 7674 中规定的 SF6 气体含水量见表 1。表 1 标准关于 SF6含水量的规定 （ 106，体积比 ）隔室交接验收时运行允许值有电弧分解物的隔室150-200300-400无电弧分解物的隔室不大于 500不大于 1000表 2 GB 50150 91 中关于 SF6含水量的规定 （ 106，体积比 ） 隔室交接验收时 有电弧分解物的隔室小于 150 无电弧分解物的隔室小于 150表3 DLT 596 1996标准中关于 SF6含水量的规定 （

10、106，20 体积比 ）隔室 交接验收时运行允许值 有电弧分解物的隔室 不大于 150 不大于 300 无电弧分解物的隔室 不大于 250 不大于 500在 GB 7674 1997、GB 5015091 两个标准中规定了测定 SF6气体中水份的标准，而 对测定水份时的 SF6 气体的温度没有规定。 当容器内 SF6 气体的温度低于其中水气的露点温 度时， SF6气体中的部分水份就变成水或冰，这样SF6 气体中的水气减少了，而水气的饱和气压和其温度相适应， 并始终维持在饱和状态。 这时测得的是在当时条件下 SF6 气体中水气 的含量， 而未计及以水或冰态存在于固体的表面和容器内部的水份。 因此

11、在标准中必须增加 一条规定： 当测得的 SF6 气体中水份的含量达到 SF6 气体温度下的水气的饱和蒸气压时， 该 测定结果无效。而只有测定的水气含量低于 SF6 气体在当时的温度下的水气饱和蒸气压时， 测定结果才有效。也就是说必须规定测试温度。DLT 596 1996 的规定更为合理和严格，安装检修人员必须按此标准要求进行。2) 为了防止水份凝结在绝缘件表面， 应要求制造厂降低装置中 SF6 气体中所含的水 份；降低充入装置的 SF6 气体的水份含量，减少装置内部元、 器件内部和表面的存水； 改善 密封部位结构并选择优良的密封材料防止水份渗入装置内部； 在装置内装入能吸收水份的吸 附剂； 尽可能采用高绝缘强度的绝缘材料改进绝缘件的设计以尽量降低因水份而引起的 沿面耐电强度的降低。3) 安装人员在安装现场必须按安装工艺要求进行装配， 保持设备内绝缘件和部件的清 洁，监测环境的空气