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水分招致SF6电压互感器爆炸

摘要:经过对一台110 kV单相SF6电压互感器忽然爆炸事故的调查发现,该站其他电压互感器的气体水分全部严重超标。剖析以为,SF6气体水分太高和气温突降是招致爆炸的主要缘由。


关键词:电压互感器 绕组 闪络 水分

  2001年,运转只要2年的SF6气体绝缘变电站(GIS)的一台110 kV单相电压互感器,在正常 运转状况下忽然发作爆炸。
  事故后对一台刚刚退出运转且与爆炸那台完整相同的SF6电压互感器停止检查时,发现SF6气体中水分居然高达4330 μ/L,超越运转规范3倍多。

1 事故调查

1.1 现场调查
  事故发作当天,无雷击,无操作。爆炸发作时避雷器无动作,一只电压表指示由于119 kV(相电压69 kV)下跌至93 kV。
  上级站毛病录波显现:无过电压,有单相短路电流约1 kA,历时缺乏1 s。  
  对现场爆炸残骸调查研讨以为,盘式绝缘子绝缘外表、底均压罩外表和绕组内部均无烧伤痕迹,而一次绕组暴露外表被严重烧损,因而毛病部位应在一次绕组的暴露外表。
  因而能够认定,这次事故是在正常运转电压下发作的电压互感器一次绕组暴露外表闪络事故,是由闪络惹起燃弧,燃弧惹起SF6气压上升,最后在无防爆膜的状况下发作的爆炸事故。
1.2 缘由揣测
  依据毛病部位和毛病性质能够推断毛病缘由只要二种可能:① 绕组暴露外表短路;② 绕组暴露外表绝缘电阻降低。
  由于现场调查发现底均压罩外表和绕组内部均无烧伤痕迹,可扫除第①种可能。
  而能使绕组暴露外表绝缘电阻降低的条件,只可能是绕组外表绝缘老化或者结露。由于设备才投入运转2年,绝缘不可能老化,所以只能是结露。即爆炸是由于漏气受潮惹起的。
1.3 水分普查
  经过理解,该站自从投入运转2年来,一切设备尚未补过气,显然不存在明显漏气问题。经对与爆炸那台完整相同的一台电压互感器停止检测,SF6气体中水分含量高达4330 μ/L,超越1000 μ/L的运转规范3.33倍!这阐明对爆炸缘由的揣测是正确的。
  经过全面展开水分普查,得出以下几个结果:
  (1) 电压互感器的水分全部超标,电流互感器的水分局部超标,其他设备的水分均不超标。  
  (2) 第一代0.5级电压互感器的水分大约是第二代0.2级电压互感器的2倍、电流互感器的5倍。
  (3) 水分大约与绕组体积成正比。
1.4 气候咨询
  结露必需具备过量水分和气温降落2个条件。爆炸发作正值夏秋之交,经向当地气候台停止咨询,理解到在爆炸前5天,夏季的持续高温(高温接近40℃,低温在30℃左右)忽然中止,第一次最低气温降到23.4℃。爆炸前2天有降雨,爆炸时气温又上升到最高。
1.5 实验检查
  一切互感器设备返厂后先做水分模仿实验,然后再崩溃检查。
  由于无法模仿立秋前夕的气温变化,所以水分模仿到达4330 μ/L依然没有惹起绕组结露,以致于80%出厂值的感应耐压实验仍然可以经过,仅仅部分放电略有增大。崩溃检查结果,没有发现设计和制造缺陷,分歧以为设计合理,制造标准。
1.6 调查结果
  这次事故是在无操作、无过电压、运转电压完整正常,但是水分稀有超标和气温突降的背景下发作的电压互感器绕组闪络事故。闪络是过量水分遇到气温降落在绕组外表结露、使绝缘降落而惹起的。闪络开展到燃弧、气压急剧上升,最后在无防爆安装的状况下发作爆炸。
  
2 事故剖析

2.1 水分来源
  SF6气体中水分有5个来源:
  (1) 充入的枯燥净化不彻底的回收SF6气体中所含水分。  
  (2) 组装或检修时带入的水分。
  (3) 绝缘件带入的水分。在长期运转过程中,这局部水分会渐渐地释放出来。
  (4) 吸附剂带入的水分。
  (5) 透过密封件渗入的水分。
  其中,前4个是内源,是设备器件水分处置不彻底形成的,最后一个是外源,就是设备漏气。由于该站没有发现任何设备漏气,所以水分主要来源于前4个内源。由于该站没有设备检修过,上述水分的第1、2、4个来源关于该站一切设备都是根本类似的,唯有第3来源才具有特殊性而各不相同。所以,由此能够判别,该站电压互感器超标的水分主要来自绝缘件带入的水分。
  众所周知,电压互感器有一个匝数层数十分多的绕组,比电流互感器多得多。1台110 kV电压互感器的一次绕组是由多达数万匝的漆包线一层一层地卷绕起来的,层与层之间要用大面积绝缘薄膜隔离。显然,匝数层数越多,气隙含量就越多,隔离用的绝缘薄膜就越多。这些气隙、漆膜和绝缘薄膜都会吸附大量的水分,“普通估量为0.1%~0.5%(质量比)”。在卷绕之前,关于这些绝缘资料停止水分处置很艰难。在卷绕之后,匝数层数越多、卷绕越紧,则绝缘薄膜对水分释放和热传导的阻力就越大,经过抽真空和加热等办法就很难把这些吸附的水分彻底抽出来。于是,电压互感器绕组内部就可能残留大量水分。在长期运转过程中,特别是在持续高温时节,这局部水分就会渐渐地释放到SF6气体中,呈现水分超标现象。
  该站水分普查发现的结果也显现了互感器水分大约与绕组体积成正比。这愈加证明绕组是超标水分的主要来源。
2.2 SF6气体中水分的危害
  SF6气体中水分的危害主要表如今二个方面:
  (1) 水分对SF6电弧合成产物水解的结果可能会产生有激烈腐蚀作用的HF和H2SO3。
  (2) 过量的水分在温度降低时可能在绝缘件外表结露而大大降低绝缘件的外表闪络电压。
  由于电压互感器在正常运转时不容易产生电弧、电火花和电晕之类的放电现象,可能不会呈现SF6电弧合成产物水解而产生酸类的腐蚀剂。所以,关于电压互感器而言,水分危害主要是结露闪络的危害。
  大量研讨标明,当SF6气体中的水分超越一定浓度时,气体中的水分可能在绝缘子外表凝结为露。此时绝缘子沿面闪络电压将大为降低。例如,当SF6气体中的水分分压力到达1867 Pa时,绝缘子交流沿面闪络电压将降低2/3以上。
  运转经历也证明,含水量太高惹起的毛病简直无疑都是绝缘子或其他绝缘件闪络,这种毛病常发作在气温突变时或设备补气之后。当露水使固体绝缘外表闪络电压降低到正常运转电压以下时,则固体绝缘外表势必发作闪络,惹起毛病。由于绕组外表绝缘只是多层有机绝缘薄膜,熔点低、燃点低、容易起弧,所以,当电压互感器的绕组发作闪络后,会很快由闪络开展到燃弧,由燃弧惹起气体收缩,气压急剧上升。假如没有防爆安装,则就可能会惹起爆炸。由此可见,水分对电力设备乃至电力系统平安运转的危害是相当大的。
  因而,有关SF6气体中水分的规范非常严厉:运转规范为1000 μ/L以下,交接实验规范为500 μ/L以下,开关出厂实验规范为250 μ/L,互感器出厂实验规范为1.50 μ/L。
2.3 水分推算
  既然事后检测未爆互感器含水分为4330 μ/L,那么爆炸那台的水分应该更高,估量在5000 μ/L左右。
  为了进一步肯定爆炸那台的水分,还能够参考文献并分离当时气温停止推算。
  分离该站实践运转状况及气候条件,参考有关材料,能够肯定气体水分、实践露点和交流沿面闪络电压 的对应数据,如表1所示。

表1 气体水分、实践露点和交流沿面闪络电压的对应数据

气体水分/μL·L-1
 500
 1000
 2000
 3000
 4000
 5000
 6000
 7000
 
丈量露点/℃
 -27
 -20
 -13
 -8
 -5
 -2
 0
 2
 
实践露点/℃
 -10
 -2
 10
 15
 19
 23
 27
 30
 
水分分压力/Pa
 240
 480
 960
 1440
 1920
 2400
 2880
 3360
 
交流沿面闪络电压/%
 100
 100
 95
 60
 30
 
 
 
 


  (1) 假如水分超越4000μ/L,温度低于19℃,则结露会使交流沿面闪络电压降低到30%以下,从而在正常运转电压下,露水足以使设备的固体绝缘外表发作闪络,危害设备绝缘。
  (2) 由于爆炸近期忽然降温最低为23.4℃,所以,只要水分到达5000 μ/L左右,才可能发作结露,才可能在正常运转电压下发作闪络。5000 μ/L就是爆炸互感器的水分在当时23.4℃气温下必需到达的一定浓度。
  依据水分普查结果和当时气温推算来判别,爆炸互感器的水分都应在5000 μ/L左右。
  这充沛阐明,理论剖析与实践丈量结果是吻合的。水分稀有超标和气温突降是招致爆炸的内因和外因。
2.4 水分结露
  当气温忽然降落时,首先是设备外壳温度开端变化,外壳内外表首先结露,绝缘件外表简直不凝结水滴,随后绝缘件的温度降落才逐步到达与外壳相同的程度。当气温上升时,外壳温度首先升高,其内外表的水滴随之蒸发,此时绝缘件温度还未上升,气体中的饱和水蒸气即在绝缘件外表结露。这对绝缘件十分不利。昼夜的温差变化就会呈现上述现象。
  同理,夏秋之交,持续高温为电压互感器内部固体局部水分向气体中大量蒸发发明了条件,使气体中水分含量到达一年中最高,例如到达5000 μ/L左右。忽然降温到23.4℃,恰恰到达露点(23℃左右),为在金属壳体内外表结露发明了条件。然后气温逐步上升,当气温上升到最高点,又为金属壳体内外表露水蒸发、结露转移到绝缘外表发明了条件。一旦一次绕组绝缘外表大量结露,绕组绝缘强度大幅度降落到出厂交流耐压值230 kV的30%以下,则会惹起一次绕组绝缘沿面闪络,最终招致爆炸的恶性事故。  
2.5 一切未爆电压互感器都没有遭到水分危害
  该站普查水分最高为4330 μ/L,都没有到达当时气温下结露所必需的5000 μ/L。这阐明,除了爆炸那台之外,该站其他一切设备在当时气温下都不会发作结露,不会遭到水分危害。崩溃之后,在模仿到4330 μ/L水分状态时,80%交流耐压实验仍然经过。这个事实也证明,即使水分到达4330 μ/L,只需不结露,绝缘状态根本没有降落。只需对它们停止水分处置,增强水分监视,就能够保证设备平安运转。
  但是,既然普查水分最高为4330 μ/L,曾经超越4000 μ/L,那么,依照表1的数据推算,这样高的水分在19 ℃左右不就会发作结露从而在正常运转电压下发作闪络吗?有关材料曾经证明,一年之中气体水分含量随气温升高而升高,反之,一年之中气体水分含量也会随气温降低而降低,即冬季气体水分最低,夏季气体水分最高。这就是说,气体中水分是随气温变化而变化的。
  就该站电压互感器来说,由于密封良好,内部水分总量应是不变的。内部的水分不只仅散布在气体中,而且还有大量的水分散布在金属外壳内外表和绕组外表及其内部,以及导体外表、绝缘子外表、吸附剂内部等部位。水分散布是随气温变化而变化的,是动态的。当气温升高的时分,固体吸附的水分就向气体中蒸发,而当气温降低的时分,固体又从气体中吸收回水分。例如水分为4330 μ/L时,对应的露点大约是20 ℃,这4330 μ/L水分是在高于30 ℃时测得的,当气温迟缓降低到20 ℃以下时,气体中水分要随气温降低而降低,不再坚持4330 μ/L。而随着气体中水分的降低,相应的露点也要随气温降低而降低,结果气温还是高于露点,还是不能结露。只要当气温忽然降低到20 ℃以下,气体中水分依然坚持4330 μ/L时,结露才会发作,在正常运转电压下闪络才会发作。
3 事故缘由及对策

3.1 制造缘由及对策
  制造厂对SF6电压互感器由于水分惹起爆炸,负有一定义务。虽然每一台出厂的SF6电压互感器的水分都是依照比国度规范愈加严厉的企业规范经过检验合格的,特别是在出厂之后,每一台的水分还要经过两关的严厉验收,说这些产品都是不合格品,是不契合规范的,但事实结论只能阐明水分检测经不起持久的考验,水分合格后又呈现反弹现象。
  值得一提的是,电压互感器水分普遍超标并不是个别制造厂产品的特有现象。该站新改换的国内最知名厂家消费的2台电压互感器,还没有投入运转,其水分就曾经全部超越交接实验规范500 μ/L,以至接近运转规范1000 μ/L(分别是720 μ/L和994 μ/L)。这种现象比拟普遍,比拟严重,应惹起普遍留意。
  如上所述,电压互感器绕组中的大面积绝缘薄膜和大量漆包线的漆膜外表吸附的水分可能是大量的,很难被除尽。出厂水分检验合格只是一种暂时的外表现象。它只阐明设备内部器件在规范规则的24 h短期内释放到SF6气体中的水分没有超越规范,不能保证长期释放到SF6气体中的水分不会超越规范。关于这些残留在电压互感器绕组内部深处的水分能否被彻底肃清,制造厂在短时间内很难做出判别。这样就可能会给运转设备带来隐患。
  因而,制造厂不能满足于产品水分暂时合格的检测报告,应该多为用户着想,恰当延长规范规则的水分检测时间,力争多肃清水分。同时,愈加重要的是,制造厂应该从水源抓起,在产品制造过程中,探索和采用愈加有效的水分控制和处置办法,以便将水分真正彻底肃清。  
3.2 运转缘由及对策
  运转2年来,该站没有停止一次预防性实验,关于电压互感器水分超标3倍多还全然无知,这个事实阐明用户关于爆炸也负有义务。该站水分到达4330 μ/L大约经过了2年的时间。而电力设备预防性实验规程规则“新装及大修后1年内复测1次,如湿度契合请求,则正常运转中1~3年1次”。可见,从电压互感器残留水分及其释放速度来看,预防性实验规程制定是十分合理和必要的。假如认真贯彻执行预防性实验规程,在新装后1年内复测时就会及时发现电压互感器水分超标现象并肃清1次。这样就不会使水分超越平安线4000 μ/L,从而就完整可以防止恶性爆炸事故的发作。

4 结论

  (1) 这次事故是在无操作、无过电压、运转电压完整正常,但是SF6气体水分太高和气温突降的背景下发作的电压互感器绕组闪络事故。
  (2) 水分稀有超标和气温突降分别是惹起这次爆炸的内因和外因。过量水分遇到气温突降之后,逐渐惹起一次绕组外表结露、闪络、燃弧、SF6气压急剧上升,最后在无防爆安装的状况下招致爆炸。
  (3) 为了避免水分超标招致电压互感器爆炸事故的发作,制造厂必需争取做到水分合格不反弹,用户必需执行预防性实验规程,及时发现和肃清超标的水分。

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