【摘要】總結了大型電力干式變壓器絕緣事故分析，并制定了預防措施。同時，分析了干式變壓器的劣化趨勢和潛在缺陷，并對干式變壓器的壽命管理、安全經濟運行和狀態檢修進行了探討。[關鍵詞]干式變壓器絕緣事故分析及預防1。絕緣事故概述大型電力干式變壓器的安全穩定運行日益受到各行各業的關注。特別是越來越多的大容量干式變壓器運行到電網中，會導致干式變壓器出現故障，影響正常生產和人們的正常生活，大型干式變壓器的停運和檢修會帶來很大的經濟損失。在這種情況下，了解影響干式變壓器絕緣的因素會對干式變壓器造成損壞，有利于干式變壓器的安全穩定運行，使干式變壓器長期在受控條件下運行，避免干式變壓器損壞，對干式變壓器的安全可靠運行具有一定的現實意義。1.1干式變壓器絕緣事故分類干式變壓器絕緣事故一般分為以下四類：1.1.1繞組絕緣事故：主絕緣、匝間絕緣、段間絕緣、引線絕緣、端部絕緣放電燃燒引起的絕緣事故。1.1.2套管絕緣事故。指套管內部絕緣放電，甚至瓷套管爆炸造成的絕緣損壞。還包括套管外絕緣表面放電和氣隙擊穿。1.1.3分接開關絕緣事故。主要是開關油室內的油絕緣強度嚴重降低，開關和分接時電弧無法熄滅，導致有載分接開關燒毀。此外，還有一次事故，即無勵磁分接開關和有載分接開關的裸露導體放電，導致相、相或級間短路。1.1.4鐵芯絕緣事故。指鐵芯硅鋼片對地絕緣損壞，造成鐵芯多點接地。也指鐵芯框架連接點之間的絕緣損壞，導致環流導致局部過熱故障。在以上四種事故中，繞組絕緣事故危害較大。1.2干式變壓器絕緣事故的根本原因是分析干式變壓器絕緣事故的根本原因，將作用在絕緣上的電場強度分為作用電場強度(簡稱作用電場強度)和耐受電場強度(簡稱耐受電場強度)。動作場可分為雷電沖擊場強、操作沖擊場強和工頻場強。這三種不同場強的絕緣元件都有各自的耐受場強。但它們的共同點是，如果外加場強大于耐受場強，就會發生絕緣事故。根據外加場強與耐受場強的競爭關系，可分為三種情況：1.2.1外加場強過高。如110千伏、220千伏降壓干式變壓器第三繞組(10kV或35kV繞組)遭雷擊時，作用場強高于干式變壓器本身的正常耐受場強，造成雷擊損壞的絕緣事故。這種事故每年都會發生。它約占總繞組絕緣事故的百分之幾。1.2.2作用場強過高，耐受場強降低。如果一些干式變壓器的絕緣在運行中損壞，則發現絕緣潮濕。雷電沖擊比操作沖擊對油紙絕緣中的水分不太敏感。所以這種事故并不多，總繞組絕緣事故的比例大概是千分之幾。1.2.3承受場強的降低。干式變壓器在正常運行時，如果耐壓場強下降，在正常工作電壓下會突然發生絕緣事故。這類絕緣事故頻繁發生，占總繞組絕緣的90%以上 #p#分頁標題#e#

分析證實與絕緣部分放電有關。因此，測量局部放電容量的試驗應在停電后進行(以下簡稱局部放電試驗)。試驗結果表明，放電情況異常，甚至在試驗中出現擊穿現象。實踐表明，對局部放電試驗等試驗結果進行綜合分析，可以做出正確診斷，解體后可以找到絕緣不可逆損壞的故障點。2.干式變壓器正常運行時絕緣事故原因分析2.1絕緣事故原因分析2.1.1制造缺陷。絕緣事故的制造缺陷理論分為“尖銳毛刺”、“金屬異物”和“顆粒含量”。以及“絕緣缺陷”理論。這些說法都集中在對放電機理的共同認識上，即先發生局部放電，然后在正常工作電壓下引起絕緣擊穿事故。在老式干式變壓器中，由于上述原因曾發生過正常工作電壓下的絕緣事故，證明放電機理分析是可行的。但是就大功率干式變壓器而言，這些干式變壓器已經運行了20多年，問題早就應該暴露了。如果到目前為止還沒有暴露，可以證明這樣的缺陷已經不存在了。自20世紀80年代以來，所有220千伏及以上的干式變壓器都進行了局部放電試驗。經驗表明，局部放電試驗對發現上述缺陷特別有效。因此，在工廠通過局部放電試驗的干式變壓器，尤其是在安裝或維護后經過局部放電試驗的干式變壓器，不可能存在在正常工作電壓下會導致絕緣事故的制造缺陷。這就是局部放電測試的神奇之處。2.1.2絕緣老化。我經歷過幾個干式變壓器。由于油路堵塞，匝間絕緣局部過熱，造成正常工作電壓下的匝間絕緣事故。其實這是過熱事故。油中的氣相色譜分析(DGA)可以識別此類事故。我大型干式電力變壓器都是全封閉結構，運行時間不長，很多都是長、年輕負荷。所以一般不存在絕緣老化問題。如果絕緣老化導致絕緣事故，會有明顯的老化標志。對于許多因絕緣事故檢修的干式變壓器，已經檢查了老化程度，從老化現象中沒有發現事故證據。絕緣老化現象具體而明顯，要有證據才能成立，否則要排除可能性。2.1.3油流帶電。對于油循環強的大功率干式變壓器，在油泵啟動時測量繞組的電位和放電電流時。繞組電位高達幾千伏，放電電流超過微安。解釋油流和

固體絕緣摩擦要產生靜電是必然的，只是量有多少而已。這叫油流起電。但油流起電不等于“油流帶電”。（通常所說的油流帶電，實際指的是油流起電后引起油中放電。以下改稱油流放電）。油流放電時在油中產生間歇性的電火花，局部放電測量儀可以收到信號，甚至耳朵可以聽到聲響。持續的油流放電將引起油中出現C2H2。此時應視為一種故障。需要說明的是由油流帶電發展到油流放電是有條件的。一方面是要有足夠的電量，另一方面是要形成放電的通道。例如干式變壓器在工廠的專門試驗中，從未發現過油流放電，因為內部是干凈的。個別干式變壓器在運行中發生過油流放電，少開冷卻器或將內部清理后就不再放電了。由于油流放電一般發生在繞組下部，該處電位較低，而且一旦發生放電，易于發覺和處理。所以至今雖有多起油流放電的事例，但并沒有引起過絕緣事故。如果認為某次工作電壓下突發的絕緣事故是油流帶電引起的，可以對事故干式變壓器（事故后油未流失）或同類型變壓進行試驗驗證。如果事前未發現油流放電現象，事后又未經試驗驗證，就判定事故原因，是缺乏根據的。2.1.4廣義受潮。廣義受潮說認為運行中干式變壓器內部的水分是運動的，不停地遷移和集積，在高電場區域集積一定水分之后，便在正常工作電壓迸發絕緣事故。2.2水分對油絕緣的危害性2.2.1干式變壓器內水分的動態特性。干式變壓器內部的水分有兩種存在狀態，一種是受束縛的，一種是自由的。溶解于油中的水分可以隨油流動而運動，稱之為自由水。物理性吸附于固體絕緣和金屬表面的水分，可以承隨溶解到油中成為自由水，稱之為準自由水。紙絕緣中準自由水含量以%計，而油中自由水以PPM計。準自由水的含量比自由水要大。例如，設紙絕緣與油的比例為1比10，當紙絕緣中準自由水為0.5%，油中自由水為10mg/L，準自由水比自由水就要多50倍。油中自由水的含量隨溫度的升高而增加，紙中準自由水的含量則隨溫度的升高而下降。干式變壓器在運行中紙絕緣和油中的水分不停地在進行交換。干式變壓器在運行中油在不停地循環，干式變壓器內的電場和溫度場是不均勻的。在高電場處和低溫處容易集積水分。因此隨著干式變壓器運行時間的延伸，水分在絕緣上的分布越來越不均勻，以致形成水分的局部集積。水分局部集積的程度先先與含水量有關，對于既定的含水量，則取決于水分的吸引力和擴散力的較量。溫度對水分的集積有驅散作用，而電場強度、紙纖維的極性對水分有顯著的吸引力。所以，對于自由水和準自由水含量高的干式變壓器，水分可能在高電場區域局部集積到足以引起絕緣事故的程度。2.2.2關于受潮的形態與放電的發展過程。通常在見到侵入干式變壓器內部的水分才認為是受潮，這是狹義的受潮概念。從廣義受潮的要領出發，干式變壓器實際受潮形態，可分為兩類：①顯性受潮：顯性受潮是指通常所說的“干式變壓器受潮”。即看到油箱底部或器身上有積水，并且發現水分入侵的原因或途徑。顯性受潮進入干式變壓器的水量一般都比較多，如果直接沉淀在油箱底部，暫時對絕緣并無危害；但當水分淋到器身上，部分絕緣被浸泡透，則必然導致絕緣擊穿。這種情況下的絕緣擊穿機理屬于熱擊穿，即在局部絕緣中流過傳導電流，焦爾熱使紙絕緣炭化后發展成貫穿性放電。因而不僅絕緣燒壞，而且導體可能發生熔化。這種事故的典型事例屢見不鮮，在分析干式變壓器的絕緣事故時很容易取得共識。這是一種“低級的受潮事故”，現在已經越來越少。②隱性受潮：“隱性受潮”是指事故前并未發生水分入侵，只是原有水分悄悄地在絕緣上局部集積。水分集積到足以產生局部放電時，先開始局部放電。局部放電產生氣體，使放電進一步發展。但氣體的產生和擴散是一個動態過程。當產氣量大于擴散量，局部放電持續進行，很快發展成貫穿性擊穿。如果產氣量小于擴散量，則局部放電暫時停歇，待水分再次集聚，或選擇其他途徑再次發生局部放電。其間歇的時間因放電部位的狀況不同而差別很大，有的甚至可以停歇幾年。沿紙板的枝狀放電是這種放電形態的典型。對于局部放電發展空間有限的場合，例如匝間絕緣下部與墊塊間的油角中集積水分，一旦發生局部放電，很快導致匝絕緣或段間（餅間）絕緣擊穿，形成突發性絕緣事故。前者使用適當的線檢測技術，有可能發覺和防御突發事故。但對于后者，必須采取積極的防御措施，防止自由水的局部集積。3.防范措施防止干式變壓器在正常工作電壓下的絕緣事故，一是要限止自由水和準自由水的含量，二是限止自由水的局部集積。從制造、安裝、檢修和運行4個環節都應采取相應措施。3.1制造措施設計干式變壓器的內絕緣結構，力求工作場強均勻分布，而且盡可能的低。例如，匝間工作場強不宜大于2kV/mm。干式變壓器真空干燥（較好采用煤油氣相干燥）后，固體絕緣中的含水量應小于0.5%，亦即達到基本上不含自由水的程度。嚴格進行真空涇油。注油時干式變壓器內可能與油接觸的任何部分吸附的水分都應被清除。注入油的含水量必須小于10mg/L。請注意10mg/L意味著每m3油帶進10g自由水。3.2安裝措施干式變壓器在安裝過程中，不可能不接觸大氣，因此絕緣體和金屬表面都會吸附大氣中的水分，為了使干式變壓器內部的水分恢復到出廠時的水平，干式變壓器安裝后必須嚴格進行真空干燥和真空注油。要點如下：·用于抽真空的真空系統（包括真空泵、管道、閥門和表計）的極限真空度必須小于10Pa。·所有將與油接觸的絕緣體和金屬表面（包括片式散熱器）或其他固體表面（例如下瓷套）均要在抽真空的范圍之內。·在抽真空的過程中，應隨時檢查和處理滲漏。當真空度達到實際可能的較高水平（對對較高水平的較低要求不應小于133Pa）后，必須在真空泵繼續運行的條件下保持此真空度。（簡稱動態保持）·真空的動態保持時間應不少于水分滲入時間。滲入時間是指開始與大氣接觸到與大氣隔絕的全過程時間。這過程包括打開封板，進行排油或排氮氣（或干燥空氣）時直接進入大氣的時間，還包括在油箱內封存大氣的時間。器身在大氣中暴露后，不用抽真空的辦法清除表面吸附水分，而就注油或打入氮氣（或干燥空氣），不僅不能起到清除水分的作用，而且是將表面水分往深層趕，為常溫下進行真空脫水增加了困難。在動態保持真空度的條件下，用真空濾油機注入合格的油。油中含水量應小于10mg/L。如果注入油的含水量較高，利用熱油循環的辦法來降低油中水分，其結果是大部分的水分被紙絕吸收，增加了紙絕緣的含水量。3.3檢修措施當發現干式變壓器內的水分比剛投運時有明顯增多時，應看作特別重要的狀態指標，必須作為狀態檢修的主要目的。檢修時用真空干燥和真空注油的辦法來清除水分，其要點與安裝時的相同。但由于新干式變壓器只是表面吸附水分，而運行中干式變壓器的水分可能滲透到深層。因此真空的動態保持時間應不少于水分的滲出時間。水分滲出時間是指絕緣深層的水分滲透到表面所需的時間。由于干式變壓器運作年代越久，不僅水分的含量越多，而且向內滲透越深，因此水分滲透出時間也就越長。具體到某一臺干式變壓器水分的滲出時間為多長，事先是不好確定的。只能一是依靠真空干燥過程中真空度的變化過程來判斷，二是依靠真空注油后的絕緣性能試驗結果來分析。例如，真空度遲遲達不到極限值，說明水分在緩慢滲出。又如真空注油后的繞組絕緣電阻和bgδ還不如檢修以前，說明真空干燥的時間未超過水分的滲出時間，需要重新真空干燥和真空注油。3.4運行維護措施運行中的干式變壓器（包括電容型油紙絕緣套管）應保持嚴密的封閉，避免大氣中的水分和氣體滲透入內。不論是油—氣滲漏或氣—氣滲漏，都有一個互相滲透的過程。應把滲漏問題看作是影響絕緣安全性的重要因素。#p#分頁標題#e#