电站户外高压电力设备外绝缘防污闪状况的分析.docx

电站户外高压电力设备外绝缘防污闪状况的分析.docx

《电站户外高压电力设备外绝缘防污闪状况的分析.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电站户外高压电力设备外绝缘防污闪状况的分析.docx（5页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

          电站户外高压电力设备外绝缘防污闪状况的分析  

摘    要：

以大亚湾核电站户外高电压设备的实际运行经验为基础，按照国家标准对本站周围环境污区等级进行了评定。

在确认为四级的条件下，提出了户外设备外绝缘爬电比距应大于3.5  cm/kV的基本要求，并依此重新核定了设备外绝缘的选择是否符合要求。

通过对部分爬电比距小于要求的设备实施改造，使核电站户外电力设备的防污闪水平得到了显著提高。

最后就进一步提高设备抗污闪能力和加强维护工作等提出了几点意见。



关键词：

户外高电压设备；外绝缘；污秽等级；爬电比距；污闪

    高压电气设备的绝缘水平是以设备所在系统的绝缘配合来决定的。

户外电瓷设备的外绝缘水平应满足其所处各级污秽条件下的相应绝缘水平标准。

大亚湾核电站户外高压电气设备自运行以来，曾多次出现污闪爬电现象，因此，从防止户外设备污闪的角度，对大亚湾核电站污秽等级划分、外绝缘爬电比距的选取要求、原设计、运行状况和改进情况等进行分析、研究，是十分必要的。



1户外高压电力设备及运行概况

1.1设备

    大亚湾核电站装机为2台900  MW的高压发电机组，其发电机输出电压为26  kV。

1号机组的电力通过3台容量各为375  MVA的单相变压器升压到400  kV，2号机组的电力通过3台容量各为375  MVA的单相变压器升压到500kV，然后再通过全封闭SF6母线管道（GIC）和400  kV/500  kV开关站将电力由高压输电线路送往香港电网和广东电网。

在400  kV/500  kV开关站内还设有400  kV/500  kV联络变压器2台，以调整对2个电网的送电比例。

全套400  kV/500  kV高压开关和高压母线均采用SF6组合电器设备（GIS）。

电瓷绝缘的设备为12只（相）SF6气体－空气套管，12只（相）电容式电压互感器和24组（相）支柱绝缘子。

    作为大亚湾核电站后备电源的220  kV水核线，其核电侧在杆塔引下线有1组（三相）支柱绝缘子、1组电式电压互感器（三相）和1组220  kV  SF6组合电器（GIS）进线套管（三相）。



1.2户外高压电力设备的运行情况

    自1991年500kV开关站投运以来，在500kV核惠线出口曾一度存在着支柱绝缘子因污秽而爬电的现象。

由于设计方面的原因，500  kV核惠线的出线处于风口位置，阻波器支柱绝缘子爬电比距不足，在冬、春干旱季节，经常发生支柱绝缘子外表面闪络、爬电现象，仅1993年就达3次之多（1991年和1992年亦发生多次）。

核电站运行初期，就此问题曾与制造厂家及设计部门进行过交涉，但对方未有答复。



    从污闪放电的设备来看，每次污秽放电事件中，500  kV阻波器支柱绝缘子的U相污秽放电最为严重。

其主要原因是：

汽轮发电机冷凝水回路出口排放时，由于海水飞溅，产生雾化水汽。

在东北风吹来时，盐雾随风飘落到220  kV和500  kV支柱绝缘子上，在其表面形成盐污层，并在强电场的作用下形成电晕放电或部分绝缘子表面爬电闪络。

因此，如何阻止冷凝水回路出口海水的侵袭，亦是防止绝缘子污闪的有效途径之一。



    1996年3月16日，500  kV核惠线阻波器支柱绝缘子污闪放电，情况十分严重，为防止可能发生的短路事故，紧急申请核惠线停电维修，在对所有支柱绝缘子进行清洁处理后，才恢复对该线路的送电。

同年的5月18日和10月7日，500  kV核惠线阻波器支柱绝缘子又发生了两次较严重的表面污闪放电现象，从而造成多次非计划停电维修。

由于多次停电维修，不仅直接影响了输电线路的可靠运行和电网的潮流分布，而且污秽放电最终后果将是直接影响核电站的安全可靠运行。



    同500kV外绝缘设备运行情况相类似，220kV辅助电源系统的外绝缘设备亦发生多次因支柱绝缘子发生严重污秽放电而导致紧急停电维修的事件。



    500kV开关站运行以来，维修部门一直坚持执行“逢停必扫”的原则，并对设备定期巡视检查，发现污秽爬电现象就及时加强跟踪或申请停电进行清扫维护，从而有效地防止了污闪事故的发生。



2核电站周围环境污秽等级水平的确定

    大亚湾核电站位于深圳东部的大亚湾海畔，电站设备距大海不足400m。

每年3月至5月份天气异常潮湿，最大湿度可达100%。

6月到10月份为多雨和台风季节，11月至第2年2月气候干旱。

本区域属于严重盐雾侵袭地区。

为防止大气中的盐雾影响，400  kV/500  kV开关站设计为户内型。

根据早期对本地区（龙岗地区）盐密度的测试结果，盐密度大于0.1～0.25  mg/cm2。

因此，作为户外设备的外绝缘设计，厂家是以三级污秽等级为基础选择爬电比距的。

  

    按照文献［1］中关于污秽等级的划分原则，针对大亚湾核电站周围的环境和运行经验，对本地污秽等级水平进行了重新评定，其评定结果是本地污秽等级应按四级划分。

理由为四方面：

一是紧临大海，空气和雨水中含盐分较高；二是龙岗地区（大范围区）污秽检测虽为三级，但核电站对设备的安全、可靠运行指标有着更高的要求；三是现有设备的历史运行情况表明，外绝缘设备因污秽导致爬电现象多次发生，甚至不得已而进行非计划停电清扫；四是核电站外绝缘设备很少，提高设备外绝缘水平的费用对成本或投资影响极小，而污闪事故的发生会造成极大的损失，站内发生污闪短路事故是不能接受的。



3现场设备爬电比距的校核

    文献［1］和文献［2］规定，对应四级污秽地区的高压电力设备外绝缘爬电比距应按大于或等于3.1  cm/kV选择，而原水电部颁发的有关文件规定，对应四级污秽地区的爬电比距应满足3.5  cm/kV（中性点直接接地系统）的要求。

依照上述标准，以大亚湾核电站周围环境污秽等级为四级来考核，再考虑到本地区未来污秽水平的变化和核电站设备本身应具有更高的可靠性（其安全可靠运行指标要高于一般的常规电站），对核电站外绝缘爬电比距的选用，实际上应在标准规定的基础上留有适当的安全运行裕度，即要求核电站设备的外绝缘爬电比距不得低于3.1  cm/kV，实际应选择大于3.5  cm/kV。

    根据现场设备爬电比距的实测值（见表1），显然有多个设备的外绝缘爬电比距达不到基本要求值。

实际上正是爬电比距小于3.1  cm/kV的设备在恶劣气象条件下污秽放电最为严重。



4改进措施和效果分析

    影响设备外绝缘电气强度的3个基本因素是电压、污秽和潮湿。

通过提高设备外绝缘的爬电比距、改善电场分布或清除设备表面污秽等均可达到提高设备抗污闪能力的目的。



4.1对部分设备进行增爬改造

    按照本地区的污秽水平和实际条件，合理地调整爬电比距是防止污闪事故的一项重要措施。

大亚湾核电站电瓷外绝缘设备很少，整个电站支柱绝缘子共有24组（相），而小于3.5  cm/kV的支柱绝缘子不足6组（相），如果每一组适当增加一节支柱绝缘子，则外绝缘爬电比距可提高到3.5  cm/kV以上。

增加绝缘子所增加的投资费用与提高电站的安全可靠性的效益及今后的维护费用相比是很小的。

因此，从提高电站抗污能力，避免污闪事故发生的总原则上来讲，提高绝缘爬电比距是保证核电站具有较高抗污闪能力的有效措施之一。

经过论证，认为这种办法受到原设备设计位置、基础结构和承重等的限制。

所以，在调爬措施中只宜选用增加附加的爬裙，即在原有的支柱绝缘子上增加一些硅橡胶增爬裙来提高设备的外绝缘爬电比距。



    采用适当的均压装置，可改善电瓷设备沿面的电场分布，使电瓷设备沿面单位长度的绝缘承受均匀的电压应力，避免电晕或爬电的产生。

采用有限元法的电场分布计算方法，对500  kV阻波器支柱绝缘子的电场分布情况进行了计算。

在对加装均压环后的电场分布计算中，比较了两种不同均压环直径和不同位置时沿支柱绝缘子电压分布的情况，其结果是当采用均压环后，高压端的最高电场强度可由345.3kV/m降为240.5  kV  /m，最高电场强度下降了30.4%，其改善效果十分明显。

在这一措施的可实施论证中，由于受现场设备实际布置情况的影响，即周围设备、构架空间距离的限制，相间电场的相互影响和增加均压环后对原支柱绝缘子的载荷强度的影响等，使这种方法受到了限制。



    通过对已运行设备防污性能的多种改造方案进行比较分析和技术论证，在对采用增加爬裙法、采用防污涂料法、进行清扫和水冲洗三种方案进行了逐一讨论后，认为采用增加附加爬电比距技术为最佳方法。

改造的实施是在支柱绝缘子上加装防污热缩增爬裙，以此来增大绝缘子的爬电比距和限制其泄漏电流，从而提高支柱绝缘子的抗污闪水平（改造后可提高污闪电压50%以上）。



    对500  kV核惠线阻波器支柱绝缘子和220  kV设备的现场改造于1997年12月完成。

500  kV核惠线阻波器支柱绝缘子改造后，每节支柱绝缘子实际安装了4片增爬伞裙，每相柱支柱绝缘子共安装12个增爬伞裙。

改造后设备的爬电比距由原来的3.08  cm/kV提高到3.56  cm/kV。

220  kV设备改造后的爬电比距已提高到3.50  cm/kV以上。

现场安装的增爬裙主要特点为：

爬电比距提高了；憎水性强；自洁能力强；弧道曲折，污闪电压提高了；使用寿命长，可达15年；维护周期长，一般情况下3～5年内不需清扫污秽。



    改造效果分析：

对500  kV核惠线阻波器支柱绝缘子和220  kV水核线户外高压设备进行增爬改造后，经近4年的运行，设备耐污秽性能表现良好，设备的电晕放电噪声明显降低，未再发生因污秽放电而导致的停电维护事件。

这说明改造是很有成效的。



4.2对设备进行定期清扫

    在每年冬季久旱无雨时节，瓷裙缺乏自洁能力，遇到大雾等不良气候，污秽严重的瓷瓶易发生闪络。

因此，在久旱之后及时地清扫污秽是提高设备抗污能力的重要手段之一。

大亚湾核电站检修程序规定了户外设备的每年清扫工作，即在设备计划性年度停电检修中，对户外设备按程序进行检查和清扫，以保证设备的抗污能力。

为做好设备的防污工作，即使对已经进行增爬改造的设备，同样要按程序进行检查和清扫。



5结论

    a）  根据大亚湾核电站的地理环境、气候条件、污湿特征、设备运行状况以及设备重要性的要求，按照国家标准规定，大亚湾核电站周围环境的污秽等级水平划分应按四级来确定。

设备爬电比距应选择大于3.5  cm/kV。



    b）  提高核电站支柱绝缘子的爬电比距，在条件上和技术上都是可行的。

部分设备的改造效果表明，增大设备爬电比距对提高设备的抗污闪能力是很有成效的。



    c）  在设备现场的维护工作方面，必须遵守“逢停必扫”的原则。

改造后的设备“一般情况下3～5年内不需清扫”这一说法目前在实际上是不可靠的。

因此，每年设备年度停电检修时都必须进行清扫，即应保证每年至少要清扫一次。

人工清扫要在技术上制定出相适应的措施，以保证清扫质量和人员、设备的安全。



    d）  污秽闪络放电不仅与支柱绝缘子结构造型有关，而且与积污量相关。

对本地区设备外表面污秽物质的等值附盐密度的准确检测，是掌握户外绝缘设备污秽闪络放电特性的重要参考依据。

虽然将大亚湾核电站周围环境污秽等级划定为四级，但是，仍应定期对大亚湾周围环境的污秽程度进行检测，以使对防污工作做到心中有数。



    e）  其它可行的防污闪措施是：

将发电机冷凝水回路排放出水口及部分排放渠加装盖板，使海水经暗渠排放，防止盐雾的形成；使用硅橡胶高压绝缘涂料，在支柱绝缘子表面采用RTV硅橡胶喷涂技术，可提高设备的抗爬电和抗闪络性能。

这两种方法属于非增加爬电比距的方法。



    f）  改造后的增爬裙有寿期要求，因此