变压器低压侧管母设备故障分析及对策

　　摘要：本文通过两起变压器低压侧绝缘铜管母线设备故障，阐述影响电力设备绝缘老化的因素及其机理，并针对两起设备故障的原因提出了为避免类似事故再次发生所应采取的防范措施。
　　关键词：绝缘铜管母线；绝缘老化；事故分析；防范措施
　　1前言
　　母线设备在保证供电质量上起到举足轻重的作用。随着电力事业的发展，大容量变电站的不断出现，传输电流不断增大，对供电质量的要求也越来越高。一旦母线发生故障，相关电力设备将会遭受损伤，影响变电站的安全运行、供电的可靠性，甚至给社会带来严重影响。而绝缘铜管母线是为了适应变电站容量不断扩大，低压侧出线电流不断加大而开发的新型母线系列产品。本文对某供电局2011年连续发生两起变压器低压侧绝缘铜管母线设备故障进行分析，总结教训和经验，并提出一些预防措施，供今后在绝缘铜管母线的运行管理中参考。
　　2两起变压器低压侧绝缘铜管母线设备故障
　　2011年09月19日，220kV建云站#1主变变低10kV绝缘铜管母线A、B相绝缘损坏，造成#1主变差动保护动作跳开三侧开关。所幸备自投装置正确动作，该障碍没造成负荷损失。运行人员立即赶往现场查找故障原因，发现主变低管母线A、B相短路故障，靠主变侧第一个中间驳接头A、B相烧蚀严重并有金属熔浆，故障点附近绝缘层、外护套严重烧焦，A相部分绝缘层烧毁脱落3米左右，C相未见放电痕迹。如图1：
　　
　　图1：220kV建云站#1主变低管母故障点
　　2011年10月07日，220kV仁安站后台监控机报10kVI母线接地信号，运行人员发现#1主变低管母部分起火燃烧，立即上报调度。调度及时转移110kV线路负荷，而10kV部分没有馈线，所以此次事故没有造成负荷损失。如图2：
　　图2：220kV仁安站#1主变低管母故障点
　　两起事故发生的直接原因都是由于管母的绝缘老化问题引起的。
　　3设备绝缘的老化
　　电气设备的绝缘在运行中会受到各种因素（如电场、热、机械应力、环境因素等）的作用，内部将发生复杂的化学、物理变化，会导致性能组件劣化，这种现象称为老化。在设备正常运行条件下，老化是渐进的、长期的过程。
　　绝缘材料的老化以有机绝缘材料的老化问题最为突出。多数情况下，绝缘材料的老化是由于其化学结构发生了变化，即由于降解、氧化、交联等化学反应，改变了其组成和化学结构。但是，也有仅仅是由于其物理结构发生了变化而致。例如，绝缘材料中的增塑性不断挥发或其中球晶不断长大，都会使材料变硬、变脆而失去使用价值。通常绝缘材料性能的劣化是不可逆的，最终将引起击穿，直接影响电力设备和电力系统的运行可靠性。
　　绝缘劣化过程的发展需要一定能量，亦即依赖于外界因素的作用，如电场、热、机械应力、环境因素等。单一作用因素下的老化规律研究较多。而电气设备在运行情况下常常是多种因素同时作用，其效果不是各种因素单独作用下效应的简单叠加，而是互相影响，过程更为复杂。对多种因素同时作用下的老化规律目前还未得到充分研究。热、电两种因素同时作用下的老化是最常见的情况，尤其受到研究者的关注。
　　3.1热作用
　　由于在热的长期作用下发生的老化称为热老化。室温下设备绝缘的热老化发展极为缓慢，但多数电气设备运行中产生热量，工作温度明显高于室温，此时，设备绝缘的热老化往往是决定其寿命的主要因素。
　　有机绝缘材料热老化的主要过程是在热的作用下绝缘发生了热降解。其中包括使主链断链的解聚反应或无规断链反应和使侧基从主链上脱离的消去反应，从而产生大量低分子挥发物，并引起一系列更为复杂的反应。通常所谓的热老化是指氧化老化，即在热和氧协同长期作用下发生的老化。热氧化老化初期通常会出现过氧化氢物，而它分解产生自然基，然后引发出一系列氧化和断链化学反应，使分子量下降，含氧基团浓度增加，并不断挥发出低分子产物，结晶度也随之变化。随着绝缘物质结构的变化，其电气性能和机械性能都逐渐劣化。
　　3.2电作用
　　在电场长期作用下，绝缘中发生的老化称为电老化。对于高电压设备的绝缘，电老化是不容忽视的。
　　放电电老化是由绝缘内部或表面发生局部放电而造成的。特殊情况下，也可能发生无放电的电老化，如：因局部电流过大发生热不平衡而引起的老化；因电化学过程使金属导体被腐蚀，其残留物在电介质中或表面形成导电痕迹、使绝缘性能劣化甚至丧失而造成的老化。放电电老化是电老化的主要形式、通常谈的电老化就是指放电电老化。
　　电老化很复杂，它包括局部放电所引起的一系列物理效应和化学效应。①带电质点的轰击。局部放电过程产生的带电质点（电子和正、负离子）在电场作用下具有的能量可达10eV以上，而一般高聚物的键能只是几个电子伏特。因此，当这些带电质点撞击到气隙壁上时，就可能打断绝缘的化学键，产生裂解，破坏其分子结构。②热效应。在放电点上，介质发热可达很高温度。温度升高会发生热裂解，或促进氧化裂解，同时温度提高还会增大介质的电导和损耗，由此产生恶性循环，加速老化过程。③活性生成物。在局部放电过程中会生成许多活性生物，如臭氧、氮氧化物，有水分时产生硝酸、草酸等，这些生成物进一步与绝缘材料发生化学反应，腐蚀绝缘体，导致介电性能劣化。
　　以上几种破坏机理往往是同时存在的。对于不同材料和在不同工作条件下，可能以其中某一种为主。工作场强高、气隙大，带电质点的轰击作用大；工作温度高、材料的介质损耗大、材料的耐热性差，则热效应作用大；对于湿度大或有污染的情况下，放电产生的活性生成物的破坏就更为明显。
　　固体绝缘是绝缘结构中不可或缺的组成部分，具有绝缘和机械支持的双重作用。电瓷、玻璃和云母是常用的无机绝缘材料，交链聚乙烯、硅橡胶、环氧树脂等有机高分子绝缘材料也得到了广泛的采用。与无机绝缘材料相比，有机绝缘材料中更容易发展起电老化过程。固体中的电老化常表现为“树枝”的形成和发展。由于局部放电形成的树枝称为电树枝。在电极尖端电场集中处。首先发展起放电，引发树枝状放电痕迹，随着时间推移，树枝的长度增大，直到最后导致击穿。
　　3.3机械作用
　　固体绝缘在运行中常受到各种机械负荷的作用，即使此负荷比短时破坏强度低得多，且发生的形变纯属弹性变形时，也将引起缓慢的老化过程。这种老化过程的实质是：在机械应力作用下，材料中微观缺陷（分子级别）发生规则运动，形成微裂缝及逐渐扩大的过程。当微裂缝的尺寸及数量达到某临界值时，材料发生破坏。
　　机械负荷和其他因素的共同作用，会加速绝缘的机械老化。同时，在有电场存在时，固体绝缘的机械老化也会明显加快，因为在绝缘的微裂缝中会引发局部放电，加快了绝缘的机械破坏过程。温度升高时，绝缘中更易发生机械老化。复合材料由于热膨胀系数不同，高温下产生额外的机械应力，而这又促进了机械老化。
　　3.4环境作用
　　环境引起绝缘表面劣化的因素主要为水分、污染、氧气和辐射。在这些因素的作用下，绝缘表面将发生腐蚀。在强电场同时作用下，沿面放电会产生，足以引起材料分解的高温，从而成为绝缘表面腐蚀的主要原因。
　　环境因素对绝缘内部造成的劣化主要是其受潮。绝缘受潮后，其绝缘电阻减少和介质损耗将增大，从而有可能引起热击穿。对于容易受潮的绝缘而言，环境温度和温度的联合作用是引起其老化的重要因素。由于水分是强极性液体，绝缘受潮后其介电常数也将增加。如果材料受潮不均匀，将引起电场分布的变化，从而降低其介电强度。为了防止受潮，绝缘应良好密封。良好的密封，可采用金属、玻璃等材料。
　　4事故原因分析及采取措施
　　两起事故中，220kV建云站的直接原因是#1主变低10kV管母A相因局部绝缘下降导致绝缘击穿，引发铜管高压对接地屏蔽层连续放电，使得绝缘较大范围的烧损。A相损坏后，在接头处出现接地短路火花致使B相接头处的绝缘损坏，进而引起A、B两相相间短路电弧放电。此时主变的差动保护动作。间接原因是厂家提供的JTMP-12/4000型铜管母线质量较差，绝缘不良，且该批次母线绝缘设计裕度不够。
　　220kV仁安站的直接原因是#1主变低10kV管母B相一个中间绝缘筒击穿，据现场观察和厂家技术人员初步断定是由于B相绝缘筒内受潮导致内壁产生凝露，而使内部高压屏沿内壁对地法兰间隙放电形成通道，造成击穿。B相电弧波及A、C相使其外绝缘损坏。间接原因是现场施工人员安装绝缘管两端法兰时工艺不当，导致两法兰间位置不平衡引起空隙，使潮气渗入绝缘管内壁，导致绝缘降低。
　　由以上分析可知，一起事故主要是由于设备绝缘电老化作用结果，因其产品质量较差，绝缘结构和电介质材料本身应存在绝缘弱点（如固体介质中的气隙）和电场分布不均匀性，虽然没有引起绝缘的立即击穿，但在长期电压作用下，因材料的局部放电电老化，导致绝缘击穿；另一起主要是由于设备绝缘受潮老化作用结果，因管母中心为圆柱形空腔，当绝缘密封性较差时，极容易受潮并产生凝露，使其绝缘电阻减少和介质损耗增大，从而有可能引起热击穿。
　　为防止类似事件再次发生，我们对局范围内的10kV管母进行专项普查，目前全局范围内运行中或新建未投产使用该类型10kV母线的有18台主变，共8台主变低母线使用了故障厂家的产品。故障发生后，我们与厂家一起对同时期、采取相同绝缘工艺的220kV天马站#1主变低管母进行了分析，认为该管母同样存在绝缘裕度不够的情况，采取整组更换处理以确保安全运行。对运行中的管母结合停电计划进行交流耐压试验抽检。加强运行中管母红外测温，特别是负荷高峰时段。厂方提供相关局放设备，安排技术人员对我局其它同类型设备进行带电局放试验，确保安全运行。
　　5事故的防范措施
　　为避免类似事故的发生，特制定了如下防范措施：
　　(1)严把制造工艺及交接验收质量关。对新建未投产的管母加强制造过程、出厂试验的见证力度，加强对施工单位现场安装、交接试验的监督，对不合格的设备坚决拒绝接收，并限期要求设计单位及施工单位配合进行整改或更换。
　　(2)坚持执行变电设备“巡回检查制度”。在日常巡视中，加强运行中管母的红外测温，特别是负荷高峰期及雷雨潮湿季节。通过定期或特殊检查，及时发现设备的异常和缺陷，把故障消灭在萌芽状态。
　　(3)加强对运维人员能力培训的管理。对不适宜从事特殊工种的人员进行换岗调整；对运维人员定期进行技术培训，不断提高其技术水平及分析能力；进行事故预想及反事故演习，增强判断和处理事故的实战能力。
　　(4)严格执行预试规程。结合主变停电计划，加强对管母的试验。对新投运（投运时间不超过一年）的设备，在投运后应尽可能早地安排预试计划进行投运后首次试验。
　　(5)试验条件允许的可考虑对运行中管母进行带电局部放电检测。

《变压器低压侧管母设备故障分析及对策》

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