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电力变压器的绝缘事故分析与防范
作者:管理员    发布于:2018-11-01 15:44:38    文字:【】【】【】浏览 (189)

1.绝缘事故概况


大型电力变压器的安全稳定运行日益受到各界的关注,尤其越来越多的大容量变压器进网运行,一量造成变压器故障,将影响正常生产和人民的正常生活,而且大型变压器的停运和修复将带来很大的经济损失,在这种情况下掌握变压器绝缘受哪些因素影响,会造成变压器损坏,对变压器安全稳定运行有一定的好处,使变压器长期在受控状态下运行,避免造成变压器损坏,对变压器安全可靠运行具有一定现实意义。


1.1变压器的绝缘事故的分类


变压器的绝缘事故一般分为以下4类:


1.1.1绕组绝缘事故:指主绝缘、匝绝缘、段间绝缘、引线绝缘以及端绝缘等放电、烧损,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引起绝缘损坏,甚至瓷套爆炸。还包括套管外绝缘的沿面放电和空气间隙的击穿。


1.1.3分接开关绝缘事故。主要是指由于切换开关油室内油的绝缘强度严重下降,在切换分接时不能灭弧,引起有载分接开关烧毁。另外还有无励磁分接开关和有载分接开关裸露的导体之间放电,引起相间、相对地或级间短路的事故。


1.1.4铁心绝缘事故。指铁心的硅钢片对地绝缘损坏,引起铁心多点接地。另指铁心的框架连接点间的绝缘损坏,产生环流引起局部过热故障。


上述4类事故中,绕组绝缘事故的危害较大。


1.2变压器绝缘事故根本原因


为分析变压器绝缘事故的根本原因,把作用在绝缘上的电场强度,分为作用电场强度(简称作用场强)和耐受电场强度(简称耐受场强)。作用场又可分为雷电冲击作用场强,操作冲击作用场强和工频作用场强。对这三种类型作用场强不同的绝缘成分有各自的耐受场强。但其共同点是作用场强大于耐受场强,便要出绝缘事故。按作用场强和耐受场强的抗衡关系可分为3种形势:


1.2.1作用场强过高。如110kV和220kV降压变压器的第三绕组(10kV或35kV绕组)在雷击时出现作用场强高于变压器本身的正常耐受场强,引起雷击损坏的绝缘事故。这种原因的事故每年都有发生。占总的绕组绝缘事故比率约为百分之几。


1.2.2作用场强过高加上耐受场强下降。如有的变压器在操作时绝缘损坏,解体检查发现,绝缘有受潮现象。雷电冲击对油纸绝缘中的水分不如操作冲击敏感。所以这种原因的事故不多,占总的绕组绝缘事故的比率约为千分之几。


1.2.3耐受场强下降。如变压器正常运行中耐受场强下降,在正常工作电压下突然发生绝缘事故。这类绝缘事故频繁出现,占总的绕组绝缘事故的比率已超过90%。


1.3正常运行的变压器出现绝缘事故的两种方式


正常运行的变压器出现绝缘事故有两种方式,一种叫突发式事故。这种事故的特点是:按现行的预防性规程进行的预防性试验合格,其他在线的监测也未发现事故的预兆。但在正常运行条件下,变压器内部突发绝缘击穿事故,继电保护动作跳闸。由于故障能量有大有小,或继电保护动作的时间有快有慢,变压器损坏的严重程度大不相同。


另一种叫垂危式故障。这种事故的特点是:预防性试验的绝缘性能试验合格,但从油中溶解气体的色谱分析发现乙炔(C2H2)。经分析确认与在绝缘部分存在放电有关。于是停电进行测量局部放电量的试验以下(简称局放试验)。试验结果表明放电状况异常,甚至在试验中就发生贯穿性击穿。实践表明将局放试验和其他试验结果进行综合分析,可以作出正确诊断,解体后可以找到绝缘发生不可逆损坏的故障点。


2.正常运行的变压器绝缘事故的原因分析


2.1发生绝缘事故原因分析


2.1.1制造缺陷。绝缘事故的制造缺陷说,又分“尖角毛刺”说、“金属异物”说,“颗粒含量”说。以及“绝缘缺陷”说等。所有这些说法,集中到一点是对放电机理有共识,即认为先发生局部放电,然后在正常工作电压下引起绝缘击穿事故。早先的老旧变压器,确实有过上述种种原因引起正常工作电压下的绝缘事故,而且事实证明,对放电机理的分析是符合实际的。但就大型电力变压器而言,这类变压器已运行20多年,有问题早应暴露。如果至今尚未暴露,可以证明实际上已不再存在这类缺陷。上世纪80年代起,220kV及以上电压等级的变压器都进行了局放试验。经验表明,局放试验对发现上述种种缺陷是特别有效的。因此对于出厂时局放试验合格的变压器,尤其是安装或检修后还进行过局放试验的变压器,不可能再有在正常工作电压下就足以引起绝缘事故的制造缺陷。这正是局放试验的魔力所在。


2.1.2绝缘老化。我曾经历几台变压器,由于油道堵塞,匝绝缘局部过热,引起在正常工作电压下的匝绝缘事故。实际上这是过热事故。油中气体色谱分析(简称DGA)对这类事故是能鉴定的。


我国的大型电力变压器都是全密封结构,运行年代不长,不少长年轻载。因此一般不存在绝缘老化的问题。如果由于绝缘老化引起绝缘事故,将有明显的老化象征。对因绝缘事故解体检修的多台变压器,曾针对老化程度进行检查,都没有从老化现象中找到事故证据。绝缘老化现象是具体和明显的,有证据才能成立,否则应排除其可能性。


2.1.3油流带电。对于强油循环的大型电力变压器,在油泵开动的情况下,测量绕组的电位和泄放电流时。绕组电位高的可达几千伏,泄放电流大的超过微安级。说明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变压器内水分的动态特性。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。变压器在运行中纸绝缘和油中的水分不停地在进行交换。


变压器在运行中油在不停地循环,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首先与含水量有关,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,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“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。


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


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,为了使变压器内部的水分恢复到出厂时的水平,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。但由于新变压器只是表面吸附水分,而运行中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。

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