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大型電力變壓器的絕緣事故分析與防範

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大型電力變壓器的絕緣事故分析與防範

發布日期:2017-07-19 作者: 點擊:

摘 要:本文通過總結大型電力變壓器的絕緣事故分析,製定出防範措施,同時對分析變壓器劣化趨勢及潛伏性缺陷發現,並探討變壓器的壽命管理、安全經濟運行及狀態檢修。 

01

1、絕緣事故概況 

貴州電力變壓器的安全穩定運行日益受到各界的關注,尤其越來越多的大容量貴州電力變壓器進網運行,一量造成貴州電力變壓器故障,將影響正常生產和人民的正常生活,而且大型貴州電力變壓器的停運和修複將帶來很大的經濟損失。

在這種情況下掌握變壓器絕緣受哪些因素影響,會造成貴州電力變壓器損壞,對變壓器安全穩定運行有一定的好處,使變壓器長期在受控狀態下運行,避免造成變壓器損壞,對變壓器安全可靠運行具有一定現實意義。 

1.1變壓器的絕緣事故的分類 

變壓器的絕緣事故一般分為以下4類: 

1.1.1繞組絕緣事故。

指主絕緣、匝絕緣、段間絕緣、引線絕緣以及端絕緣等放電、燒損,引起的絕緣事故。 

1.1.2套管絕緣事故。

指套管內部絕緣放電引起絕緣損壞,甚至瓷套爆炸。還包括套管外絕緣的沿麵放電和空氣間隙的擊穿。 

1.1.3分接開關絕緣事故。

主要是指由於切換開關油室內油的絕緣強度嚴重下降,在切換分接時不能滅弧,引起有載分接開關燒毀。另外還有無勵磁分接開關和有載分接開關裸露的導體之間放電,引起相間、相對地或級間短路的事故。 

1.1.4鐵心絕緣事故。

指鐵心的矽鋼片對地絕緣損壞,引起鐵心多點接地。另指鐵心的框架連接點間的絕緣損壞,產生環流引起局部過熱故障。 

上述4類事故中,繞組絕緣事故的危害最大。 

1.2變壓器絕緣事故根本原因 

為分析變壓器絕緣事故的根本原因,把作用在絕緣上的電場強度,分為作用電場強度(簡稱作用場強)和耐受電場強度(簡稱耐受場強)。

作用場又可分為雷電衝擊作用場強,操作衝擊作用場強和工頻作用場強。對這三種類型作用場強不同的絕緣成分有各自的耐受場強。但其共同點是作用場強大於耐受場強,便要出絕緣事故。按作用場強和耐受場強的抗衡關係可分為3種形勢: 

1.2.1作用場強過高。

如110kV和220kV降壓變壓器的第三繞組(10kV或35kV繞組)在雷擊時出現作用場強高於變壓器本身的正常耐受場強,引起雷擊損壞的絕緣事故。這種原因的事故每年都有發生。占總的繞組絕緣事故比率約為百分之幾。 

1.2.2作用場強過高加上耐受場強下降。

如有的變壓器在操作時絕緣損壞,解體檢查發現,絕緣有受潮現象。雷電衝擊對油紙絕緣中的水分不如操作衝擊敏感。所以這種原因的事故不多,占總的繞組絕緣事故的比率約為千分之幾。 

1.2.3耐受場強下降。 

如變壓器正常運行中耐受場強下降,在正常工作電壓下突然發生絕緣事故。這類絕緣事故頻繁出現,占總的繞組絕緣事故的比率已超過90%。 

1.3正常運行的變壓器出現絕緣事故的兩種方式 

正常運行的變壓器出現絕緣事故有兩種方式,一種叫突發式事故。這種事故的特點是:按現行的預防性規程進行的預防性試驗合格,其他在線的監測也未發現事故的預兆。

但在正常運行條件下,變壓器內部突發絕緣擊穿事故,繼電保護動作跳閘。由於故障能量有大有小,或繼電保護動作的時間有快有慢,變壓器損壞的嚴重程度大不相同。 

另一種叫垂危式故障。這種事故的特點是:預防性試驗的絕緣性能試驗合格,但從油中溶解氣體的色譜分析發現乙炔(C2H2)。經分析確認與在絕緣部分存在放電有關。

於是停電進行測量局部放電量的試驗以下(簡稱局放試驗)。試驗結果表明放電狀況異常,甚至在試驗中就發生貫穿性擊穿。實踐表明將局放試驗和其他試驗結果進行綜合分析,可以作出正確診斷,解體後可以找到絕緣發生不可逆損壞的故障點。

02

2、正常運行的變壓器絕緣事故的原因分析 

2.1發生絕緣事故原因分析 

2.1.1製造缺陷。 

絕緣事故的製造缺陷說,又分“尖角毛刺”說、“金屬異物”說,“顆粒含量”說。以及“絕緣缺陷”說等。所有這些說法,集中到一點是對放電機理有共識,即認為先發生局部放電,然後在正常工作電壓下引起絕緣擊穿事故。

早先的老舊變壓器,確實有過上述種種原因引起正常工作電壓下的絕緣事故,而且事實證明,對放電機理的分析是符合實際的。

但就大型電力變壓器而言,這類變壓器已運行20多年,有問題早應暴露。如果至今尚未暴露,可以證明實際上已不再存在這類缺陷。上世紀80年代起,220kV及以上電壓等級的變壓器都進行了局放試驗。經驗表明,局放試驗對發現上述種種缺陷是特別有效的。

因此對於出廠時局放試驗合格的變壓器,尤其是安裝或檢修後還進行過局放試驗的變壓器,不可能再有在正常工作電壓下就足以引起絕緣事故的製造缺陷。這正是局放試驗的魔力所在。 

2.1.2絕緣老化。

我曾經曆幾台變壓器,由於油道堵塞,匝絕緣局部過熱,引起在正常工作電壓下的匝絕緣事故。實際上這是過熱事故。油中氣體色譜分析(簡稱DGA)對這類事故是能鑒定的。 

我國的大型電力變壓器都是全密封結構,運行年代不長,不少長年輕載。因此一般不存在絕緣老化的問題。如果由於絕緣老化引起絕緣事故,將有明顯的老化象征。

對因絕緣事故解體檢修的多台變壓器,曾針對老化程度進行檢查,都沒有從老化現象中找到事故證據。絕緣老化現象是具體和明顯的,有證據才能成立,否則應排除其可能性。 

2.1.3油流帶電。 

對於強油循環的大型電力變壓器,在油泵開動的情況下,測量繞組的電位和泄放電流時。繞組電位高的可達幾千伏,泄放電流大的超過微安級。說明油流和固體絕緣摩擦要產生靜電是必然的,隻是量有多少而已。這叫油流起電。但油流起電不等於“油流帶電”。

(通常所說的油流帶電,實際指的是油流起電後引起油中放電。以下改稱油流放電)。油流放電時在油中產生間歇性的電火花,局部放電測量儀可以收到信號,甚至耳朵可以聽到聲響。持續的油流放電將引起油中出現C2H2。

此時應視為一種故障。需要說明的是由油流帶電發展到油流放電是有條件的。一方麵是要有足夠的電量,另一方麵是要形成放電的通道。例如變壓器在工廠的專門試驗中,從未發現過油流放電,因為內部是幹淨的。

個別變壓器在運行中發生過油流放電,少開冷卻器或將內部清理後就不再放電了。由於油流放電一般發生在繞組下部,該處電位較低,而且一旦發生放電,易於發覺和處理。所以至今雖有多起油流放電的事例,但並沒有引起過絕緣事故。

如果認為某次工作電壓下突發的絕緣事故是油流帶電引起的,可以對事故變壓器(事故後油未流失)或同類型變壓進行試驗驗證。如果事前未發現油流放電現象,事後又未經試驗驗證,就判定事故原因,是缺乏根據的。

2.1.4廣義受潮。

廣義受潮說認為運行中變壓器內部的水分是運動的,不停地遷移和集積,在高電場區域集積一定水分之後,便在正常工作電壓迸發絕緣事故。 

2.2水分對油絕緣的危害性 

2.2.1變壓器內水分的動態特性。

變壓器內部的水分有兩種存在狀態,一種是受束縛的,一種是自由的。溶解於油中的水分可以隨油流動而運動,稱之為自由水。物理性吸附於固體絕緣和金屬表麵的水分,可以承隨溶解到油中成為自由水,稱之為準自由水。

紙絕緣中準自由水含量以%計,而油中自由水以PPM計。準自由水的含量比自由水要大。例如,設紙絕緣與油的比例為1比10,當紙絕緣中準自由水為0.5%,油中自由水為10mg/L,準自由水比自由水就要多50倍。 

油中自由水的含量隨溫度的升高而增加,紙中準自由水的含量則隨溫度的升高而下降。變壓器在運行中紙絕緣和油中的水分不停地在進行交換。 

變壓器在運行中油在不停地循環,變壓器內的電場和溫度場是不均勻的。在高電場處和低溫處容易集積水分。因此隨著變壓器運行時間的延伸,水分在絕緣上的分布越來越不均勻,以致形成水分的局部集積。 

水分局部集積的程度首先與含水量有關,對於既定的含水量,則取決於水分的吸引力和擴散力的較量。溫度對水分的集積有驅散作用,而電場強度、紙纖維的極性對水分有顯著的吸引力。

所以,對於自由水和準自由水含量高的變壓器,水分可能在高電場區域局部集積到足以引起絕緣事故的程度。 

2.2.2關於受潮的形態與放電的發展過程。 

通常在見到侵入變壓器內部的水分才認為是受潮,這是狹義的受潮概念。從廣義受潮的要領出發,變壓器實際受潮形態,可分為兩類: 

①顯性受潮:顯性受潮是指通常所說的“變壓器受潮”。即看到油箱底部或器身上有積水,並且發現水分入侵的原因或途徑。 

顯性受潮進入變壓器的水量一般都比較多,如果直接沉澱在油箱底部,暫時對絕緣並無危害;但當水分淋到器身上,部分絕緣被浸泡透,則必然導致絕緣擊穿。

這種情況下的絕緣擊穿機理屬於熱擊穿,即在局部絕緣中流過傳導電流,焦爾熱使紙絕緣炭化後發展成貫穿性放電。因而不僅絕緣燒壞,而且導體可能發生熔化。

這種事故的典型事例屢見不鮮,在分析變壓器的絕緣事故時很容易取得共識。這是一種“低級的受潮事故”,現在已經越來越少。 

②隱性受潮:“隱性受潮”是指事故前並未發生水分入侵,隻是原有水分悄悄地在絕緣上局部集積。水分集積到足以產生局部放電時,先開始局部放電。局部放電產生氣體,使放電進一步發展。但氣體的產生和擴散是一個動態過程。

當產氣量大於擴散量,局部放電持續進行,很快發展成貫穿性擊穿。如果產氣量小於擴散量,則局部放電暫時停歇,待水分再次集聚,或選擇其他途徑再次發生局部放電。其間歇的時間因放電部位的狀況不同而差別很大,有的甚至可以停歇幾年。沿紙板的枝狀放電是這種放電形態的典型。

對於局部放電發展空間有限的場合,例如匝間絕緣下部與墊塊間的油角中集積水分,一旦發生局部放電,很快導致匝絕緣或段間(餅間)絕緣擊穿,形成突發性絕緣事故。前者使用適當的線檢測技術,有可能發覺和防禦突發事故。但對於後者,必須采取積極的防禦措施,防止自由水的局部集積。 

3、防範措施 

防止變壓器在正常工作電壓下的絕緣事故,一是要限止自由水和準自由水的含量,二是限止自由水的局部集積。從製造、安裝、檢修和運行4個環節都應采取相應措施。 

3.1製造措施 

設計變壓器的內絕緣結構,力求工作場強均勻分布,而且盡可能的低。例如,匝間工作場強不宜大於2kV。 

變壓器真空幹燥(最好采用煤油氣相幹燥)後,固體絕緣中的含水量應小於0.5%,亦即達到基本上不含自由水的程度。 

嚴格進行真空涇油。注油時變壓器內可能與油接觸的任何部分吸附的水分都應被清除。注入油的含水量必須小於10mg/L。請注意10mg/L意味著每m3油帶進10g自由水。 

3.2安裝措施 

變壓器在安裝過程中,不可能不接觸大氣,因此絕緣體和金屬表麵都會吸附大氣中的水分,為了使變壓器內部的水分恢複到出廠時的水平,變壓器安裝後必須嚴格進行真空幹燥和真空注油。要點如下: 

用於抽真空的真空係統(包括真空泵、管道、閥門和表計)的極限真空度必須小於10Pa。 

所有將與油接觸的絕緣體和金屬表麵(包括片式散熱器)或其他固體表麵(例如下瓷套)均要在抽真空的範圍之內。 

在抽真空的過程中,應隨時檢查和處理滲漏。當真空度達到實際可能的最高水平(對對最高水平的最低要求不應小於133Pa)後,必須在真空泵繼續運行的條件下保持此真空度。(簡稱動態保持) 

真空的動態保持時間應不少於水分滲入時間。滲入時間是指開始與大氣接觸到與大氣隔絕的全過程時間。這過程包括打開封板,進行排油或排氮氣(或幹燥空氣)時直接進入大氣的時間,還包括在油箱內封存大氣的時間。 

器身在大氣中暴露後,不用抽真空的辦法清除表麵吸附水分,而就注油或打入氮氣(或幹燥空氣),不僅不能起到清除水分的作用,而且是將表麵水分往深層趕,為常溫下進行真空脫水增加了困難。 

在動態保持真空度的條件下,用真空濾油機注入合格的油。油中含水量應小於10mg/L。如果注入油的含水量較高,利用熱油循環的辦法來降低油中水分,其結果是大部分的水分被紙絕吸收,增加了紙絕緣的含水量。

3.3檢修措施 

當發現變壓器內的水分比剛投運時有明顯增多時,應看作特別重要的狀態指標,必須作為狀態檢修的主要目的。檢修時用真空幹燥和真空注油的辦法來清除水分,其要點與安裝時的相同。但由於新變壓器隻是表麵吸附水分,而運行中變壓器的水分可能滲透到深層。

因此真空的動態保持時間應不少於水分的滲出時間。水分滲出時間是指絕緣深層的水分滲透到表麵所需的時間。由於變壓器運作年代越久,不僅水分的含量越多,而且向內滲透越深,因此水分滲透出時間也就越長。

具體到某一台變壓器水分的滲出時間為多長,事先是不好確定的。隻能一是依靠真空幹燥過程中真空度的變化過程來判斷,二是依靠真空注油後的絕緣性能試驗結果來分析。例如,真空度遲遲達不到極限值,說明水分在緩慢滲出。

又如真空注油後的繞組絕緣電阻和bgδ還不如檢修以前,說明真空幹燥的時間未超過水分的滲出時間,需要重新真空幹燥和真空注油。

3.4運行維護措施 

運行中的變壓器(包括電容型油紙絕緣套管)應保持嚴密的封閉,避免大氣中的水分和氣體滲透入內。不論是油—氣滲漏或氣—氣滲漏,都有一個互相滲透的過程。應把滲漏問題看作是影響絕緣安全性的重要因素。

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