防御变电设备内绝缘故障引发电网停电事故的基础研究

防御变电设备内绝缘故障引发电网停电事故的基础研究

李琼

巴彦淖尔供电公司   内蒙古巴彦淖尔市   015000

摘要：变电站开关柜绝缘性能会影响其功能的安全、可靠发挥,以往的绝缘测试需要很长时间,而且也难以找到真正的问题.鉴于此,本文就防御变电设备内绝缘故障引发电网停电事故的基础展开探讨,以期为相关工作起到参考作用。

关键词：变电设备；绝缘故障；电网停电事故；防御；基础分析

一、 输电线路故障的机理及特征信息的获取、识别与预测预防

根据国内外的统计，造成输电线路常见故障的主要原因是线路（导线、地线、杆塔）覆冰、绝缘子覆冰、积污和雷击。自20世纪50年代以来，国内外都相继开展了输电线路导线（地线）覆冰机理、观测、抗冰、融冰技术等方面的研究。已提出了20多种由雨凇、雾凇形成的经验模型和计算公式，但没有一个计算模型被证明是具有通用性的。目前的发展趋势是试图建立一个物理意义清晰而又与气象参数、地理条件、海拔高度等相关的能预测导线上形成雨凇、雾凇或混合凇的数学物理模型。

由于覆冰绝缘子的放电过程和影响因素（覆冰前的污秽状况、海拔高度、覆冰状态等）比污秽放电更为复杂，加之需要人工气候室，因此对其研究的难度就更大。目前国内外对冰闪、污闪机理的研究都还处于探索阶段。在冰闪数学模型和预测数学模型方面，加拿大和我国都取得了一定的进展。

根据我国500kV交流线路和前苏联330～1150kV交流线路的运行统计，造成超特高压输电线路跳闸的重要原因是雷电绕击。为使试验结果具有重复性、再现性和规律性，国内外研究输电线路故障机理等的发展趋势是采用以人工气候室为主、自然环境现场为辅的试验研究与理论分析及仿真相结合的综合研究技术路线。主要研究输电线路导（地）线覆冰的形成过程和覆冰量预测理论及方法，新的抗冰融冰理论及方法，绝缘子冰闪和污闪放电的机理与物理过程，表征覆冰、积污程度和冰闪、污闪的特征信息并建立计算和预测的数学模型。目前我国不仅有能力模拟复杂气候环境的大型（Φ7.8m×11.6m）多功能人工气候室，而且中国电科院、国网电科院、南方电网公司技术中心等正在建设更大的人工气候室和特高压试验基地。此基础具备研究输电线路故障的发生发展机理和特征信息获取与识别等的能力。

二、变电设备内部故障的机理及特征信息获取、识别与预测预防

由于输变电设备处于强电磁场环境中，反应设备各种潜伏性缺陷和内绝缘老化的特征信息非常微弱，因而特征信息的提取至今仍是一个难题。到1998年，全球电力企业中只有4.3%的变电设备和0.4%的配电变压器设备安装了在线监测装置。由于对故障发展规律和机理的研究甚少，因而安装的设备装置的运行结果难以满足工程需要。对于变电设备各种潜伏性缺陷及内绝缘时效老化的发展规律及机理的基础研究，在国内外都还处于起步阶段。对于新型的纳米有机薄膜介质和以添加剂提高油纸绝缘的抗老化性能的研究，目前国内外都还处于探索性研究阶段。无论是未来新型的还是现用的介质材料和绝缘新结构，都必须研究其老化的机理、故障发生发展的物理过程及其规律，寻找剩余寿命预测和运行状态监测的各种特征信息。因此，除通过物理模拟或工业模型的大量试验和仿真研究以外，尚需做真型内绝缘结构试验研究，构建内绝缘老化或故障发生发展的数学物理模型，建立运行状态预测的理论及方法。这一些目前国内外也都还处于探索性研究阶段。

三、变电设备运行故障分析及处理方法
1.变电站电流互感器运行故障分析及处理方法。

1）电流互感器的运行故障原因。电流互感器的运行故障可以分成两大类，第一种是由于电流互感元件的质量不过关引起的，第二种是由于密封性较差，容易出现渗水、漏水现象。绝缘元件的质量不过关，就会引起电容型电流互感器电容屏的出现错位现象，绝缘损伤会提高电流互感器出现故障的概率。除此之外，不完全脱气处理和绝缘干燥，会引发电流互感器出现绝缘击穿现象，这是一件极其危险的事情。互感器端部螺孔和隔膜老化开裂部位，最容易出现油中带水、端盖内壁积蓄水锈现象。对于不是全密封的电流互感器来说，顶部的积水到一定程度会顺流而下，慢慢地填满整个互感器中。

2）处理方法。

①保证一次端子引线接头处连接紧密。除了保证接头位置连接紧密，还应提供充足的接触范围，避免电流互感器发生过热现象。②测试值异常需及时找出原因。比较电流互感器运行前与运行中所获取得介质损耗因数，如果发现不正常，需综合考虑温度、电压与其的关系，及时找出原因，采取合理措施解决。③确保母线差动保护正常。为防止电流互感器电容芯的底部发生故障的扩大化，需确保一次端子安装方向与二次绕组极性连接方式的正确性，从而保证母线差动保护正常动作。

四、变电站电压互感器运行故障分析及处理方法。

1）电压互感器的运行故障现象。变电站运行中的电压互感器发生高、低压熔断器熔断时，对应的电压互感器“电压回路断线”光字牌亮，警铃响；电压表指示偏低或无指示，有功功率表、无功功率表指示降低或为零。

2）处理方法。①对于电压互感器的一次侧出现保险熔断时，首先拉开电压互感器的一次侧隔离开关，对其内部和二次保险都要进行仔细检查，如果没有其他的故障特征，只需要更换一次侧的保险即可。当存在其它故障现象，并暂时不能处理故障时，应汇报调度同意后，将故障电压互感器停止运行，退出变电设备相应保护，立刻联系检修更换保险处理，尽量避免事故扩大。②对于电压互感器的二次侧的保险发生熔断时，根据电压表计的现象准确判断故障原因及地点，立即投入二次侧电压互感器转换开关，采取有效措施，及时更换熔断的保险，确保变电设备相应保护的正常运行。

五、变电站高压断路器运行故障分析及处理方法。

1）SF6高压断路器气体中水分含量过高原因。SF6断路器灭弧和绝缘的介质为SF6气体，SF6气体纯度是影响其绝缘、灭弧性能的关键，纯净的SF6气体具有很强的绝缘和灭弧性能，如果气体中侵入水分，则会导致电气强度降低，而且水和电弧产物发生化学反应，产生有剧毒性的化学物质，危及检修人员的生命安全。而且其对断路器中金属材料以及绝缘材料会造成严重腐蚀而导致绝缘劣化，如果水分在固体介质表面凝结会发生闪络甚至造成断路器爆炸。

2）处理方法。SF6高压断路器在运行过程中应及时进行微水测试，掌握气体含水量。充入设备后的气体纯度应保证大于97%，水分、CF4、游离酸、空气等杂志含量应在技术指标规定的标准内。充气操作时尽量对所有管路进行清洗，接头处采取驱潮措施，还应防止连接管中的水进入SF6断路器内。其次是对断路器瓷套、线圈、密封件等进行检查，应确保瓷套件完好、线圈密封良好，防止断路器在安装过程中受潮或损坏，密封件应当严密，防止由于密封件不严导致水分渗入。在运行过程中还应注意监视断路器本身没有泄漏点，防止水分由泄漏点渗入。

六、变电站变压器运行故障分析及处理方法。

1）变压器运行过热原因。①引线故障。通常是由于引线老化严重使得引线接头出现松动或者脱落，主要有分流故障与过热两种故障。②变压器出现漏磁现象。③绕组温度过高。绕组质量不过关，会使得绕组运行时温度上升过快，出现过热故障。④变压器内部残存物引起过热故障。变压器内部的残存异物不仅能造成绕组线匝间短路，而且可能在异物之间形成环流，都会引起局部过热。

参考文献

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[2]王月秋.油浸式电力变压器绝缘受潮故障分析和处理[J].中国新技术新产品，2015，11：41.

[3]杨文杰，郭泉勇，宋宜刚.浅谈变电一次设备故障的预测及检测方法[J].商品与质量，2015（37）：179.