摘要：变压器试验技术发展多年,出现了多种检测分析方法(如油色谱分析法、介质损耗测量，局部放电测量等的在线、离线检测),对减少变压器绝缘事故的发生起到了一定的作用,但由于各种检测手段应用的局限性,并不能及时诊断出事故的发生。
关键词：电力工程；变压器；绝缘事故
1绝缘事故概述
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。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击穿。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。④铁心绝缘事故。一是指铁心的硅钢片对地绝缘损坏,引起铁心多点接地。另一是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最大。
1.2 变压器绝缘事故的根本原因分析
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)。作用场强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。这三种类型作用场强绝缘成分不同,各自的耐受场强也不同。但其共同点是当作用场强大于耐受场强时,就会发生绝缘事故。按作用场强和耐受场强的抗衡关系可分为3种形势:①作用场强过高。例如110 kV和220 kV降压变压器的第三绕组(10 kV或35 kV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。此类事故每年都有发生,约占总的绕组绝缘事故比率的百分之几。②作用场强过高加上耐受场强下降。例如变器在操作时绝缘损坏,解体检查发现绝缘有受潮现象。对油纸绝缘中的水分,操作冲击比雷电冲击敏感,所以此类事故不多,约占总的绕组绝缘事故的比率的千分之几。③耐受场强下降。例如变压器正常运行中耐受场强下降,导致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%。
2正常工作电压下的绝缘事故的原因分析
2.1 正常工作电压下发生绝缘事故时的绝缘实际耐受强度
变压器的绝缘配合使用惯用法。绝缘耐受场强与其实际承受场强的比值称为配合系数,或简称裕度。变压器在正常状态下绝缘的设计裕度是足够大的,例如匝绝缘在工作电压下的裕度大于10,但事故时却再无裕度可言。例如:220ｋＶ变压器使用1.95ｍｍ匝绝缘,正常状态下的平均工频击穿电压为60ｋＶ,正常工作电压下加在匝绝缘上的电压小于4ｋＶ。但在正常工作电压下却频繁发生匝绝缘击穿事故。总之变压器在正常工作电压下发生绝缘事故,并非设计裕度不足,而是因为绝缘的耐受强度异乎寻常的降低。这在分析绝缘事故时,必须首先予以关注。2.2 正常工作电压下绝缘事故的几种原因
2.2.1 制造缺陷
绝缘事故的制造缺陷说,又分“尖角手刺”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。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,说明实际上已不再存在这类缺陷。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,一般不会存在正常工作电压下引起绝缘事故的制造缺陷。
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2.2.2 绝缘老化
我国曾经有几台变压器,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。实际上这是局部过热事故。油中气体色谱分析对这类事故是能鉴定的。值得注意的事实是我国的大型电力变压器都是全密封结构,运行年代不长,部分长年轻载,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,应有明显的老化象征。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。
2.2.3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必然要产生静电,只是量的多少而已,称作油流起电。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。
3防御措施
3.1制造措施
(1)变压器的内绝缘结构设计时,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2 kV /mm。(2)变压器真空干燥，（最好采用煤油气相干燥)后,固体绝缘中的含水量应小于0. 5%,即达到基本上不含自由水的程度。(3)严格进行真空注油。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。
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:(1)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10 Pa。(2)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。(3)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最高水平(对最高水平的最低要求不应小于133 Pa)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)。
3.3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,一旦发现,应尽快消除。
结语
正常工作电压下突发的绝缘事故,其主要原因是绝缘中水分有异乎寻常的破坏作用。应从各个环节采取措施,进行积极防御。
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论文作者:王海霞
论文发表刊物:《电力设备》2017年第1期
论文发表时间:2017/3/9
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