大功率干式变压器绝缘事故的分析及预防

【摘要】总结了大型电力干式变压器绝缘事故分析，并制定了预防措施。同时，分析了干式变压器的劣化趋势和潜在缺陷，并对干式变压器的寿命管理、安全经济运行和状态检修进行了探讨。[关键词]干式变压器绝缘事故分析及预防1。绝缘事故概述大型电力干式变压器的安全稳定运行日益受到各行各业的关注。特别是越来越多的大容量干式变压器运行到电网中，会导致干式变压器出现故障，影响正常生产和人们的正常生活，大型干式变压器的停运和检修会带来很大的经济损失。在这种情况下，了解影响干式变压器绝缘的因素会对干式变压器造成损坏，有利于干式变压器的安全稳定运行，使干式变压器长期在受控条件下运行，避免干式变压器损坏，对干式变压器的安全可靠运行具有一定的现实意义。1.1干式变压器绝缘事故分类干式变压器绝缘事故一般分为以下四类：1.1.1绕组绝缘事故：主绝缘、匝间绝缘、段间绝缘、引线绝缘、端部绝缘放电燃烧引起的绝缘事故。1.1.2套管绝缘事故。指套管内部绝缘放电，甚至瓷套管爆炸造成的绝缘损坏。还包括套管外绝缘表面放电和气隙击穿。1.1.3分接开关绝缘事故。主要是开关油室内的油绝缘强度严重降低，开关和分接时电弧无法熄灭，导致有载分接开关烧毁。此外，还有一次事故，即无励磁分接开关和有载分接开关的裸露导体放电，导致相、相或级间短路。1.1.4铁芯绝缘事故。指铁芯硅钢片对地绝缘损坏，造成铁芯多点接地。也指铁芯框架连接点之间的绝缘损坏，导致环流导致局部过热故障。在以上四种事故中，绕组绝缘事故危害较大。1.2干式变压器绝缘事故的根本原因是分析干式变压器绝缘事故的根本原因，将作用在绝缘上的电场强度分为作用电场强度(简称作用电场强度)和耐受电场强度(简称耐受电场强度)。动作场可分为雷电冲击场强、操作冲击场强和工频场强。这三种不同场强的绝缘元件都有各自的耐受场强。但它们的共同点是，如果外加场强大于耐受场强，就会发生绝缘事故。根据外加场强与耐受场强的竞争关系，可分为三种情况：1.2.1外加场强过高。如110千伏、220千伏降压干式变压器第三绕组(10kV或35kV绕组)遭雷击时，作用场强高于干式变压器本身的正常耐受场强，造成雷击损坏的绝缘事故。这种事故每年都会发生。它约占总绕组绝缘事故的百分之几。1.2.2作用场强过高，耐受场强降低。如果一些干式变压器的绝缘在运行中损坏，则发现绝缘潮湿。雷电冲击比操作冲击对油纸绝缘中的水分不太敏感。所以这种事故并不多，总绕组绝缘事故的比例大概是千分之几。1.2.3承受场强的降低。干式变压器在正常运行时，如果耐压场强下降，在正常工作电压下会突然发生绝缘事故。这类绝缘事故频繁发生，占总绕组绝缘的90%以上 #p#分页标题#e#

分析证实与绝缘部分放电有关。因此，测量局部放电容量的试验应在停电后进行(以下简称局部放电试验)。试验结果表明，放电情况异常，甚至在试验中出现击穿现象。实践表明，对局部放电试验等试验结果进行综合分析，可以做出正确诊断，解体后可以找到绝缘不可逆损坏的故障点。2.干式变压器正常运行时绝缘事故原因分析2.1绝缘事故原因分析2.1.1制造缺陷。绝缘事故的制造缺陷理论分为“尖锐毛刺”、“金属异物”和“颗粒含量”。以及“绝缘缺陷”理论。这些说法都集中在对放电机理的共同认识上，即先发生局部放电，然后在正常工作电压下引起绝缘击穿事故。在老式干式变压器中，由于上述原因曾发生过正常工作电压下的绝缘事故，证明放电机理分析是可行的。但是就大功率干式变压器而言，这些干式变压器已经运行了20多年，问题早就应该暴露了。如果到目前为止还没有暴露，可以证明这样的缺陷已经不存在了。自20世纪80年代以来，所有220千伏及以上的干式变压器都进行了局部放电试验。经验表明，局部放电试验对发现上述缺陷特别有效。因此，在工厂通过局部放电试验的干式变压器，尤其是在安装或维护后经过局部放电试验的干式变压器，不可能存在在正常工作电压下会导致绝缘事故的制造缺陷。这就是局部放电测试的神奇之处。2.1.2绝缘老化。我经历过几个干式变压器。由于油路堵塞，匝间绝缘局部过热，造成正常工作电压下的匝间绝缘事故。其实这是过热事故。油中的气相色谱分析(DGA)可以识别此类事故。我大型干式电力变压器都是全封闭结构，运行时间不长，很多都是长、年轻负荷。所以一般不存在绝缘老化问题。如果绝缘老化导致绝缘事故，会有明显的老化标志。对于许多因绝缘事故检修的干式变压器，已经检查了老化程度，从老化现象中没有发现事故证据。绝缘老化现象具体而明显，要有证据才能成立，否则要排除可能性。2.1.3油流带电。对于油循环强的大功率干式变压器，在油泵启动时测量绕组的电位和放电电流时。绕组电位高达几千伏，放电电流超过微安。解释油流和

固体绝缘摩擦要产生静电是必然的，只是量有多少而已。这叫油流起电。但油流起电不等于“油流带电”。（通常所说的油流带电，实际指的是油流起电后引起油中放电。以下改称油流放电）。油流放电时在油中产生间歇性的电火花，局部放电测量仪可以收到信号，甚至耳朵可以听到声响。持续的油流放电将引起油中出现C2H2。此时应视为一种故障。需要说明的是由油流带电发展到油流放电是有条件的。一方面是要有足够的电量，另一方面是要形成放电的通道。例如干式变压器在工厂的专门试验中，从未发现过油流放电，因为内部是干净的。个别干式变压器在运行中发生过油流放电，少开冷却器或将内部清理后就不再放电了。由于油流放电一般发生在绕组下部，该处电位较低，而且一旦发生放电，易于发觉和处理。所以至今虽有多起油流放电的事例，但并没有引起过绝缘事故。如果认为某次工作电压下突发的绝缘事故是油流带电引起的，可以对事故干式变压器（事故后油未流失）或同类型变压进行试验验证。如果事前未发现油流放电现象，事后又未经试验验证，就判定事故原因，是缺乏根据的。2.1.4广义受潮。广义受潮说认为运行中干式变压器内部的水分是运动的，不停地迁移和集积，在高电场区域集积一定水分之后，便在正常工作电压迸发绝缘事故。2.2水分对油绝缘的危害性2.2.1干式变压器内水分的动态特性。干式变压器内部的水分有两种存在状态，一种是受束缚的，一种是自由的。溶解于油中的水分可以随油流动而运动，称之为自由水。物理性吸附于固体绝缘和金属表面的水分，可以承随溶解到油中成为自由水，称之为准自由水。纸绝缘中准自由水含量以%计，而油中自由水以PPM计。准自由水的含量比自由水要大。例如，设纸绝缘与油的比例为1比10，当纸绝缘中准自由水为0.5%，油中自由水为10mg/L，准自由水比自由水就要多50倍。油中自由水的含量随温度的升高而增加，纸中准自由水的含量则随温度的升高而下降。干式变压器在运行中纸绝缘和油中的水分不停地在进行交换。干式变压器在运行中油在不停地循环，干式变压器内的电场和温度场是不均匀的。在高电场处和低温处容易集积水分。因此随着干式变压器运行时间的延伸，水分在绝缘上的分布越来越不均匀，以致形成水分的局部集积。水分局部集积的程度先先与含水量有关，对于既定的含水量，则取决于水分的吸引力和扩散力的较量。温度对水分的集积有驱散作用，而电场强度、纸纤维的极性对水分有显著的吸引力。所以，对于自由水和准自由水含量高的干式变压器，水分可能在高电场区域局部集积到足以引起绝缘事故的程度。2.2.2关于受潮的形态与放电的发展过程。通常在见到侵入干式变压器内部的水分才认为是受潮，这是狭义的受潮概念。从广义受潮的要领出发，干式变压器实际受潮形态，可分为两类：①显性受潮：显性受潮是指通常所说的“干式变压器受潮”。即看到油箱底部或器身上有积水，并且发现水分入侵的原因或途径。显性受潮进入干式变压器的水量一般都比较多，如果直接沉淀在油箱底部，暂时对绝缘并无危害；但当水分淋到器身上，部分绝缘被浸泡透，则必然导致绝缘击穿。这种情况下的绝缘击穿机理属于热击穿，即在局部绝缘中流过传导电流，焦尔热使纸绝缘炭化后发展成贯穿性放电。因而不仅绝缘烧坏，而且导体可能发生熔化。这种事故的典型事例屡见不鲜，在分析干式变压器的绝缘事故时很容易取得共识。这是一种“低级的受潮事故”，现在已经越来越少。②隐性受潮：“隐性受潮”是指事故前并未发生水分入侵，只是原有水分悄悄地在绝缘上局部集积。水分集积到足以产生局部放电时，先开始局部放电。局部放电产生气体，使放电进一步发展。但气体的产生和扩散是一个动态过程。当产气量大于扩散量，局部放电持续进行，很快发展成贯穿性击穿。如果产气量小于扩散量，则局部放电暂时停歇，待水分再次集聚，或选择其他途径再次发生局部放电。其间歇的时间因放电部位的状况不同而差别很大，有的甚至可以停歇几年。沿纸板的枝状放电是这种放电形态的典型。对于局部放电发展空间有限的场合，例如匝间绝缘下部与垫块间的油角中集积水分，一旦发生局部放电，很快导致匝绝缘或段间（饼间）绝缘击穿，形成突发性绝缘事故。前者使用适当的线检测技术，有可能发觉和防御突发事故。但对于后者，必须采取积极的防御措施，防止自由水的局部集积。3.防范措施防止干式变压器在正常工作电压下的绝缘事故，一是要限止自由水和准自由水的含量，二是限止自由水的局部集积。从制造、安装、检修和运行4个环节都应采取相应措施。3.1制造措施设计干式变压器的内绝缘结构，力求工作场强均匀分布，而且尽可能的低。例如，匝间工作场强不宜大于2kV/mm。干式变压器真空干燥（较好采用煤油气相干燥）后，固体绝缘中的含水量应小于0.5%，亦即达到基本上不含自由水的程度。严格进行真空泾油。注油时干式变压器内可能与油接触的任何部分吸附的水分都应被清除。注入油的含水量必须小于10mg/L。请注意10mg/L意味着每m3油带进10g自由水。3.2安装措施干式变压器在安装过程中，不可能不接触大气，因此绝缘体和金属表面都会吸附大气中的水分，为了使干式变压器内部的水分恢复到出厂时的水平，干式变压器安装后必须严格进行真空干燥和真空注油。要点如下：·用于抽真空的真空系统（包括真空泵、管道、阀门和表计）的极限真空度必须小于10Pa。·所有将与油接触的绝缘体和金属表面（包括片式散热器）或其他固体表面（例如下瓷套）均要在抽真空的范围之内。·在抽真空的过程中，应随时检查和处理渗漏。当真空度达到实际可能的较高水平（对对较高水平的较低要求不应小于133Pa）后，必须在真空泵继续运行的条件下保持此真空度。（简称动态保持）·真空的动态保持时间应不少于水分渗入时间。渗入时间是指开始与大气接触到与大气隔绝的全过程时间。这过程包括打开封板，进行排油或排氮气（或干燥空气）时直接进入大气的时间，还包括在油箱内封存大气的时间。器身在大气中暴露后，不用抽真空的办法清除表面吸附水分，而就注油或打入氮气（或干燥空气），不仅不能起到清除水分的作用，而且是将表面水分往深层赶，为常温下进行真空脱水增加了困难。在动态保持真空度的条件下，用真空滤油机注入合格的油。油中含水量应小于10mg/L。如果注入油的含水量较高，利用热油循环的办法来降低油中水分，其结果是大部分的水分被纸绝吸收，增加了纸绝缘的含水量。3.3检修措施当发现干式变压器内的水分比刚投运时有明显增多时，应看作特别重要的状态指标，必须作为状态检修的主要目的。检修时用真空干燥和真空注油的办法来清除水分，其要点与安装时的相同。但由于新干式变压器只是表面吸附水分，而运行中干式变压器的水分可能渗透到深层。因此真空的动态保持时间应不少于水分的渗出时间。水分渗出时间是指绝缘深层的水分渗透到表面所需的时间。由于干式变压器运作年代越久，不仅水分的含量越多，而且向内渗透越深，因此水分渗透出时间也就越长。具体到某一台干式变压器水分的渗出时间为多长，事先是不好确定的。只能一是依靠真空干燥过程中真空度的变化过程来判断，二是依靠真空注油后的绝缘性能试验结果来分析。例如，真空度迟迟达不到极限值，说明水分在缓慢渗出。又如真空注油后的绕组绝缘电阻和bgδ还不如检修以前，说明真空干燥的时间未超过水分的渗出时间，需要重新真空干燥和真空注油。3.4运行维护措施运行中的干式变压器（包括电容型油纸绝缘套管）应保持严密的封闭，避免大气中的水分和气体渗透入内。不论是油—气渗漏或气—气渗漏，都有一个互相渗透的过程。应把渗漏问题看作是影响绝缘安全性的重要因素。#p#分页标题#e#