摘要：通過(guò)對一臺110 kV單相SF6電壓互感器突然爆炸事故的調查發(fā)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(guān)鍵詞：電壓互感器 繞組 閃絡(luò ) 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(fā)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(jìn)行檢查時(shí)，發(fā)現SF6氣體中水分竟然高達4330 μ/L，超過(guò)運行標準3倍多。��

　　1、事故調查��

　　1.1、現場(chǎng)調查�ナ鹿拾l(fā)生當天，無(wú)雷擊，無(wú)操作。爆炸發(fā)生時(shí)避雷器無(wú)動(dòng)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(wú)過(guò)電壓，有單相短路電流約1 kA，歷時(shí)不足1 s.對現場(chǎng)爆炸殘骸調查研究認為，盤(pán)式絕緣子絕緣表面、底均壓罩表面和繞組內部均無(wú)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(fā)生的電壓互感器一次繞組裸露表面閃絡(luò )事故，是由閃絡(luò )引起燃弧，燃弧引起SF6氣壓上升，最后在無(wú)防爆膜的情況下發(fā)生的爆炸事故。��

　　1.2、原因推測�ジ鶕�故障部位和故障性質(zhì)可以推斷故障原因只有二種可能：

　�、� 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(chǎng)調查發(fā)現底均壓罩表面和繞組內部均無(wú)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�ソ�(jīng)過(guò)了解，該站自從投入運行2年來(lái)，所有設備尚未補過(guò)氣，顯然不存在明顯漏氣問(wèn)題。經(jīng)對與爆炸那臺完全相同的一臺電壓互感器進(jìn)行檢測，SF6氣體中水分含量高達4330 μ/L，超過(guò)1000 μ/L的運行標準3.33倍！這說(shuō)明對爆炸原因的推測是正確的。經(jīng)過(guò)全面展開(kāi)水分普查，得出以下幾個(gè)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(xún)

　　結露必須具備過(guò)量水分和氣溫下降2個(gè)條件。爆炸發(fā)生正值夏秋之交，經(jīng)向當地氣象臺進(jìn)行咨詢(xún)，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(shí)氣溫又回升到最高。

　　1.5、試驗檢查

　　所有互感器設備返廠(chǎng)后先做水分模擬試驗，然后再解體檢查。由于無(wú)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(méi)有引起繞組結露，以至于80%出廠(chǎng)值的感應耐壓試驗依然能夠通過(guò)，僅僅局部放電略有增大。解體檢查結果，沒(méi)有發(fā)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(wú)操作、無(wú)過(guò)電壓、運行電壓完全正常，然而水分罕見(jiàn)超標和氣溫突降的背景下發(fā)生的電壓互感器繞組閃絡(luò )事故。閃絡(luò )是過(guò)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(luò )發(fā)展到燃弧、氣壓急劇上升，最后在無(wú)防爆裝置的情況下發(fā)生爆炸。��

　　2、事故分析��

　　2.1、水分來(lái)源��SF6氣體中水分有5個(gè)來(lái)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(shí)帶入的水分。

　�。�3） 絕緣件帶入的水分。在長(cháng)期運行過(guò)程中，這部分水分會(huì )慢慢地釋放出來(lái)。

　�。�4） 吸附劑帶入的水分。

　�。�5） 透過(guò)密封件滲入的水分。�テ渲�，前4個(gè)是內源，是設備器件水分處理不徹底造成的，最后一個(gè)是外源，就是設備漏氣。由于該站沒(méi)有發(fā)現任何設備漏氣，所以水分主要來(lái)源于前4個(gè)內源。因為該站沒(méi)有設備檢修過(guò)，上述水分的第1、2、4個(gè)來(lái)源對于該站所有設備都是基本相似的，唯有第3來(lái)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(lái)自絕緣件帶入的水分。眾所周知，電壓互感器有一個(gè)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(wàn)匝的漆包線(xiàn)一層一層地卷繞起來(lái)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(huì )吸附大量的水分，“一般估計為0.1%～0.5%（質(zhì)量比）”。在卷繞之前，對于這些絕緣材料進(jìn)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(guò)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(lái)。于是，電壓互感器繞組內部就可能殘留大量水分。在長(cháng)期運行過(guò)程中，特別是在持續高溫季節，這部分水分就會(huì )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(fā)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(lái)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(gè)方面：

　�。�1） 水分對SF6電弧分解產(chǎn)物水解的結果可能會(huì )產(chǎn)生有強烈腐蝕作用的HF和H₂SO₃.

　�。�2） 過(guò)量的水分在溫度降低時(shí)可能在絕緣件表面結露而大大降低絕緣件的表面閃絡(luò )電壓。由于電壓互感器在正常運行時(shí)不容易產(chǎn)生電弧、電火花和電暈之類(lèi)的放電現象，可能不會(huì )出現SF6電弧分解產(chǎn)物水解而產(chǎn)生酸類(lèi)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(luò )的危害。大量研究表明，當SF6氣體中的水分超過(guò)一定濃度時(shí)，氣體中的水分可能在絕緣子表面凝結為露。此時(shí)絕緣子沿面閃絡(luò )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(shí)，絕緣子交流沿面閃絡(luò )電壓將降低2/3以上。

　　運行經(jīng)驗也證明，含水量太高引起的故障幾乎無(wú)疑都是絕緣子或其他絕緣件閃絡(luò )，這種故障常發(fā)生在氣溫突變時(shí)或設備補氣之后。當露水使固體絕緣表面閃絡(luò )電壓降低到正常運行電壓以下時(shí)，則固體絕緣表面勢必發(fā)生閃絡(luò )，引起故障。由于繞組表面絕緣只是多層有機絕緣薄膜，熔點(diǎn)低、燃點(diǎn)低、容易起弧，所以，當電壓互感器的繞組發(fā)生閃絡(luò )后，會(huì )很快由閃絡(luò )發(fā)展到燃弧，由燃弧引起氣體膨脹，氣壓急劇上升。如果沒(méi)有防爆裝置，則就可能會(huì )引起爆炸。由此可見(jiàn)，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(guān)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(kāi)關(guān)出廠(chǎng)試驗標準為250 μ/L，互感器出廠(chǎng)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(jìn)一步確定爆炸那臺的水分，還可以參考文獻并結合當時(shí)氣溫進(jìn)行推算。��

　　2.4、水分結露

　　當氣溫突然下降時(shí)，首先是設備外殼溫度開(kāi)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(shí)，外殼溫度首先升高，其內表面的水滴隨之蒸發(fā)，此時(shí)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(huì )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(fā)創(chuàng )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(diǎn)（23℃左右），為在金屬殼體內表面結露創(chuàng )造了條件。然后氣溫逐漸回升，當氣溫回升到最高點(diǎn)，又為金屬殼體內表面露水蒸發(fā)、結露轉移到絕緣表面創(chuàng )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(chǎng)交流耐壓值230 kV的30%以下，則會(huì )引起一次繞組絕緣沿面閃絡(luò )，最終導致爆炸的惡性事故。

　　2.5、所有未爆電壓互感器都沒(méi)有受到水分危害

　　該站普查水分最高為4330 μ/L，都沒(méi)有達到當時(shí)氣溫下結露所必須的5000 μ/L.這說(shuō)明，除了爆炸那臺之外，該站其余所有設備在當時(shí)氣溫下都不會(huì )發(fā)生結露，不會(huì )受到水分危害。解體之后，在模擬到4330 μ/L水分狀態(tài)時(shí)，80%交流耐壓試驗依然通過(guò)。這個(gè)事實(shí)也證明，即便水分達到4330 μ/L，只要不結露，絕緣狀態(tài)基本沒(méi)有下降。只要對它們進(jìn)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(jīng)超過(guò)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(huì )發(fā)生結露從而在正常運行電壓下發(fā)生閃絡(luò )嗎？有關(guān)資料已經(jīng)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(huì )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(shuō)，氣體中水分是隨氣溫變化而變化的。

　　就該站電壓互感器來(lái)說(shuō)，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(dòng)態(tài)的。當氣溫升高的時(shí)候，固體吸附的水分就向氣體中蒸發(fā)，而當氣溫降低的時(shí)候，固體又從氣體中吸收回水分。例如水分為4330 μ/L時(shí)，對應的露點(diǎn)大約是20 ℃，這4330 μ/L水分是在高于30 ℃時(shí)測得的，當氣溫緩慢降低到20 ℃以下時(shí)，氣體中水分要隨氣溫降低而降低，不再保持4330 μ/L.而隨著(zhù)氣體中水分的降低，相應的露點(diǎn)也要隨氣溫降低而降低，結果氣溫還是高于露點(diǎn)，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(shí)，結露才會(huì )發(fā)生，在正常運行電壓下閃絡(luò )才會(huì )發(fā)生。��