变压器在正常工作电压下的绝缘事故.docx

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变压器在正常工作电压下的绝缘事故

变压器在正常工作电压下的绝缘事故

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

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。

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%。

1.3正常工作电压下绝缘事故的方式

正常工作电压下出现的绝缘事故有2种方式：

①一种称作突发式事故，其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，因此变压器损坏的严重程度大不相同。

②另一种称作垂危式故障。

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中发现乙炔。

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。

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。

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。

1.4正常工作电压下的绝缘事故实例

国内外变压器都存在各种绝缘事故。

在此列举10个有结论的代表性事例：

①沿绝缘纸板树枝状放电，引起的主绝缘事故；②沿角环夹层放电，引起的主绝缘事故；③沿撑条爬电，引起的纵绝缘事故；④沿垫块表面爬电，引起段间绝缘事故；⑤垫块与导线间的油角放电，引起匝绝缘事故；⑥沿铜排导线支架爬电，引起的相间短路事故；⑦匝绝缘直接击穿，引起匝绝缘或段间绝缘事故；⑧绕组出线纸包绝缘击穿，引起出线绝缘事故；⑨分接引线纸包绝缘击穿，引起分接引线绝缘事故；⑩套管的下瓷套沿面放电，引起瓷套崩裂事故。

仅就以上列举的事例可以看出，变压器的每种绝缘结构都曾经发生过绝缘事故，而且其中大多数是在正常工作电压下发生。

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。

举例说明如下：

（1）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。

（2）220kV变压器，感应试验电压为395kV，雷电冲击波为950kV，都能在留有潜在裕度的条件下顺利通过试验，在正常运行条件下，工作电压仅为127kV。

但是有多台变压器正是在127kV电压下发生沿围屏树枝状爬电，发展成贯穿性击穿后形成主绝缘事故。

（3）某调压变压器在额定分接运行，调压绕组有电压却无电流，温度较低。

在正常工作电压下调压绕组发生事故，事故点的油道（垫块厚度）为8mm，导线的匝绝缘为1.95mm。

正常情况下工频1min平均击穿电压大于85kV，事故时垫块两侧的电压为5560V，沿垫块爬电，引起调压绕组发生级间绝缘事故。

类似例子不胜枚举，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原因的几种说法

（1）制造缺陷说。

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。

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。

20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，一般不会存在正常工作电压下引起绝缘事故的制造缺陷。

（2）绝缘老化说。

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。

（3）油流带电说。

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。

需要说明的是由油流起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。

个别变压器在运行中发生油流放电，少开冷却器或将内部静电清理后就不再放电了。

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放电引起的，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，则不宜判定事故原因。

（4）快速暂态过电压（VFTO）说。

VFTO说认为由于SF6的灭弧性能特别强，在GIS中隔离开关操作或对地放电会产生非常高频率的瞬变过电压，这种过电压脉冲传输到变压器匝绝缘上引起共振，在局部绝缘上出现过电压，多次积累作用引起在正常工作电压下发生匝绝缘事故。

这种说法似乎合乎逻辑，但没有回答以下实际问题：

①大型电力变压器都有专用的无间隙氧化锌避雷器保护，而且变压器的入口电容是很大的。

入波几经衰减之后，在变压器绕组的绝缘上出现的VFTO幅值还有多高？

②油浸变压器的油绝缘有显著的伏秒特性。

VFTO的能量是否足以引起油绝缘的不可逆损伤？

VFTO的测量是非常困难的，至今并未获得真实的波形，而只是按设想的数学模型取得计算结果。

即使如此，所得结果仍认为，VFTO引起匝绝缘事故的可能性不大。

（5）广义受潮说。

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，便在正常工作电压下迸发绝缘事故。

作者认为，应该把注意力放在研究广义受潮说上，因此以下将着重对此进行讨论。

2.3水分对油绝缘的危害性

2.3.1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百分率计，而油中自由水以百万分率计，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%时，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。

特别指出，许多书本和文章引用的一组油纸绝缘中水分静态平衡曲线，是不符合运行中变压器的实际状况的。

通常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二类：

（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，并且能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。

（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，待水分再次集积，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，将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。

前者使用适当的在线检测技术，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防御措施

防止变压器在正常工作电压下的绝缘事故，一是要限制自由水和准自由水的含量，二是限制自由水的局部集积。

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

（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2kV/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10Pa。

（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）。

（4）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。

此过程包括打开封板，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。

在此必须强调指出，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，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，反而会将表面水分往深层赶，为常温下进行真空脱水增加了困难。

（5）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。

必须指出，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缘吸收，增加了纸绝缘的含水量，这是自欺欺人的行为。

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。

由于变压器运行时间越久，水分的含量就越多，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tgδ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。

经验表明，像这种“煮了夹生板”的情况，经真空注油以后，绝缘性能水平便可优于检修前水平。

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，一旦发现，应尽快消除。

变压器运行中的在线检测和停电后的预防性试验，对预防发生正常工作电压下绝缘事故的重要性是不言而喻的。

但如何才能起到更有效的预防作用，是目前面临的一个新课题。

4结论

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。