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　　摘要：通過對一臺110 kv單相sf6電壓互感器突然爆炸事故的調查發現，該站其余電壓互感器的氣體水分全部嚴重超標。分析認為，sf6氣體水分太高和氣溫突降是導致爆炸的主要原因。

　　關鍵詞：電壓互感器 繞組 閃絡 水分

　　2001年，運行只有2年的sf6氣體絕緣變電站（gis）的一臺110 kv單相電壓互感器，在正常 運行情況下突然發生爆炸。

　　事故后對一臺剛剛退出運行且與爆炸那臺完全相同的sf6電壓互感器進行檢查時，發現sf6氣體中水分竟然高達4330 μ/l，超過運行標準3倍多。

　　1、事故調查

　　1.1、現場調查事故發生當天，無雷擊，無操作。爆炸發生時避雷器無動作，一只電壓表指示由于119 kv（相電壓69 kv）下跌至93 kv.上級站故障錄波顯示：無過電壓，有單相短路電流約1 ka，歷時不足1 s.對現場爆炸殘骸調查研究認為，盤式絕緣子絕緣表面、底均壓罩表面和繞組內部均無燒傷痕跡，而一次繞組裸露表面被嚴重燒損，因此故障部位應在一次繞組的裸露表面。因此可以認定，這次事故是在正常運行電壓下發生的電壓互感器一次繞組裸露表面閃絡事故，是由閃絡引起燃弧，燃弧引起sf6氣壓上升，最后在無防爆膜的情況下發生的爆炸事故。

　　1.2、原因推測根據故障部位和故障性質可以推斷故障原因只有二種可能：

　　① 繞組裸露表面短路；② 繞組裸露表面絕緣電阻降低。

　　由于現場調查發現底均壓罩表面和繞組內部均無燒傷痕跡，可排除第①種可能。

　　而能使繞組裸露表面絕緣電阻降低的條件，只可能是繞組表面絕緣老化或者結露。由于設備才投入運行2年，絕緣不可能老化，所以只能是結露。即爆炸是由于漏氣受潮引起的。

　　1.3、水分普查經過了解，該站自從投入運行2年來，所有設備尚未補過氣，顯然不存在明顯漏氣問題。經對與爆炸那臺完全相同的一臺電壓互感器進行檢測，sf6氣體中水分含量高達4330 μ/l，超過1000 μ/l的運行標準3.33倍！這說明對爆炸原因的推測是正確的。經過全面展開水分普查，得出以下幾個結果：

　　（1） 電壓互感器的水分全部超標，電流互感器的水分部分超標，其他設備的水分均不超標。　　

　　（2） 第一代0.5級電壓互感器的水分大約是第二代0.2級電壓互感器的2倍、電流互感器的5倍。

　　（3） 水分大約與繞組體積成正比。

　　1.4、氣象咨詢

　　結露必須具備過量水分和氣溫下降2個條件。爆炸發生正值夏秋之交，經向當地氣象臺進行咨詢，了解到在爆炸前5天，夏季的持續高溫（高溫接近40℃，低溫在30℃左右）突然中止，第一次最低氣溫降到23.4℃。爆炸前2天有降雨，爆炸時氣溫又回升到最高。

　　1.5、試驗檢查

　　所有互感器設備返廠后先做水分模擬試驗，然后再解體檢查。由于無法模擬立秋前夕的氣溫變化，所以水分模擬達到4330 μ/l仍然沒有引起繞組結露，以至于80%出廠值的感應耐壓試驗依然能夠通過，僅僅局部放電略有增大。解體檢查結果，沒有發現設計和制造缺陷，一致認為設計合理，制造規范。

　　1.6、調查結果

　　這次事故是在無操作、無過電壓、運行電壓完全正常，然而水分罕見超標和氣溫突降的背景下發生的電壓互感器繞組閃絡事故。閃絡是過量水分遇到氣溫下降在繞組表面結露、使絕緣下降而引起的。閃絡發展到燃弧、氣壓急劇上升，最后在無防爆裝置的情況下發生爆炸。

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　　2、事故分析

　　2.1、水分來源sf6氣體中水分有5個來源：

　　（1）充入的干燥凈化不徹底的回收sf6氣體中所含水分。

　　（2） 組裝或檢修時帶入的水分。

　　（3） 絕緣件帶入的水分。在長期運行過程中，這部分水分會慢慢地釋放出來。

　　（4） 吸附劑帶入的水分。

　　（5） 透過密封件滲入的水分。其中，前4個是內源，是設備器件水分處理不徹底造成的，最后一個是外源，就是設備漏氣。由于該站沒有發現任何設備漏氣，所以水分主要來源于前4個內源。因為該站沒有設備檢修過，上述水分的第1、2、4個來源對于該站所有設備都是基本相似的，唯有第3來源才具有特殊性而各不相同。所以，由此可以判斷，該站電壓互感器超標的水分主要來自絕緣件帶入的水分。眾所周知，電壓互感器有一個匝數層數非常多的繞組，比電流互感器多得多。1臺110 kv電壓互感器的一次繞組是由多達數萬匝的漆包線一層一層地卷繞起來的，層與層之間要用大面積絕緣薄膜隔離。顯然，匝數層數越多，氣隙含量就越多，隔離用的絕緣薄膜就越多。這些氣隙、漆膜和絕緣薄膜都會吸附大量的水分，“一般估計為0.1%～0.5%（質量比）”。在卷繞之前，對于這些絕緣材料進行水分處理很困難。在卷繞之后，匝數層數越多、卷繞越緊，則絕緣薄膜對水分釋放和熱傳導的阻力就越大，通過抽真空和加熱等方法就很難把這些吸附的水分徹底抽出來。于是，電壓互感器繞組內部就可能殘留大量水分。在長期運行過程中，特別是在持續高溫季節，這部分水分就會慢慢地釋放到sf6氣體中，出現水分超標現象。該站水分普查發現的結果也顯示了互感器水分大約與繞組體積成正比。這更加證明繞組是超標水分的主要來源。

　　2.2、sf6氣體中水分的危害sf6氣體中水分的危害主要表現在二個方面：

　　（1） 水分對sf6電弧分解產物水解的結果可能會產生有強烈腐蝕作用的hf和h₂so₃.

　　（2） 過量的水分在溫度降低時可能在絕緣件表面結露而大大降低絕緣件的表面閃絡電壓。由于電壓互感器在正常運行時不容易產生電弧、電火花和電暈之類的放電現象，可能不會出現sf6電弧分解產物水解而產生酸類的腐蝕劑。所以，對于電壓互感器而言，水分危害主要是結露閃絡的危害。大量研究表明，當sf6氣體中的水分超過一定濃度時，氣體中的水分可能在絕緣子表面凝結為露。此時絕緣子沿面閃絡電壓將大為降低。例如，當sf6氣體中的水分分壓力達到1867 pa時，絕緣子交流沿面閃絡電壓將降低2/3以上。

　　運行經驗也證明，含水量太高引起的故障幾乎無疑都是絕緣子或其他絕緣件閃絡，這種故障常發生在氣溫突變時或設備補氣之后。當露水使固體絕緣表面閃絡電壓降低到正常運行電壓以下時，則固體絕緣表面勢必發生閃絡，引起故障。由于繞組表面絕緣只是多層有機絕緣薄膜，熔點低、燃點低、容易起弧，所以，當電壓互感器的繞組發生閃絡后，會很快由閃絡發展到燃弧，由燃弧引起氣體膨脹，氣壓急劇上升。如果沒有防爆裝置，則就可能會引起爆炸。由此可見，水分對電力設備乃至電力系統安全運行的危害是相當大的。因此，有關sf6氣體中水分的標準十分嚴格：運行標準為1000 μ/l以下，交接試驗標準為500 μ/l以下，開關出廠試驗標準為250 μ/l，互感器出廠試驗標準為1.50 μ/l.

　　2.3、水分推算

　　既然事后檢測未爆互感器含水分為4330 μ/l，那么爆炸那臺的水分應該更高，估計在5000 μ/l左右。為了進一步確定爆炸那臺的水分，還可以參考文獻并結合當時氣溫進行推算。

　　2.4、水分結露

　　當氣溫突然下降時，首先是設備外殼溫度開始變化，外殼內表面首先結露，絕緣件表面幾乎不凝結水滴，隨后絕緣件的溫度下降才逐漸達到與外殼相同的水平。當氣溫回升時，外殼溫度首先升高，其內表面的水滴隨之蒸發，此時絕緣件溫度還未回升，氣體中的飽和水蒸氣即在絕緣件表面結露。這對絕緣件非常不利。晝夜的溫差變化就會出現上述現象。同理，夏秋之交，持續高溫為電壓互感器內部固體部分水分向氣體中大量蒸發創造了條件，使氣體中水分含量達到一年中最高，例如達到5000 μ/l左右。突然降溫到23.4℃，恰好達到露點（23℃左右），為在金屬殼體內表面結露創造了條件。然后氣溫逐漸回升，當氣溫回升到最高點，又為金屬殼體內表面露水蒸發、結露轉移到絕緣表面創造了條件。一旦一次繞組絕緣表面大量結露，繞組絕緣強度大幅度下降到出廠交流耐壓值230 kv的30%以下，則會引起一次繞組絕緣沿面閃絡，最終導致爆炸的惡性事故。

　　2.5、所有未爆電壓互感器都沒有受到水分危害

　　該站普查水分最高為4330 μ/l，都沒有達到當時氣溫下結露所必須的5000 μ/l.這說明，除了爆炸那臺之外，該站其余所有設備在當時氣溫下都不會發生結露，不會受到水分危害。解體之后，在模擬到4330 μ/l水分狀態時，80%交流耐壓試驗依然通過。這個事實也證明，即便水分達到4330 μ/l，只要不結露，絕緣狀態基本沒有下降。只要對它們進行水分處理，加強水分監督，就可以保證設備安全運行。但是，既然普查水分最高為4330 μ/l，已經超過4000 μ/l，那么，按照表1的數據推算，這樣高的水分在19 ℃左右不就會發生結露從而在正常運行電壓下發生閃絡嗎？有關資料已經證明，一年之中氣體水分含量隨氣溫升高而升高，反之，一年之中氣體水分含量也會隨氣溫降低而降低，即冬季氣體水分最低，夏季氣體水分最高。這就是說，氣體中水分是隨氣溫變化而變化的。

　　就該站電壓互感器來說，因為密封良好，內部水分總量應是不變的。內部的水分不僅僅分布在氣體中，而且還有大量的水分分布在金屬外殼內表面和繞組表面及其內部，以及導體表面、絕緣子表面、吸附劑內部等部位。水分分布是隨氣溫變化而變化的，是動態的。當氣溫升高的時候，固體吸附的水分就向氣體中蒸發，而當氣溫降低的時候，固體又從氣體中吸收回水分。例如水分為4330 μ/l時，對應的露點大約是20 ℃，這4330 μ/l水分是在高于30 ℃時測得的，當氣溫緩慢降低到20 ℃以下時，氣體中水分要隨氣溫降低而降低，不再保持4330 μ/l.而隨著氣體中水分的降低，相應的露點也要隨氣溫降低而降低，結果氣溫還是高于露點，還是不能結露。只有當氣溫突然降低到20 ℃以下，氣體中水分仍然保持4330 μ/l時，結露才會發生，在正常運行電壓下閃絡才會發生。

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