水分导致SF6电压互感器爆炸 （转帖）
2001年，运行只有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 运行情况下突然发生爆炸。事故后对一台刚刚退出运行且与爆炸那台完全相同的SF6电压互感器进行检查时，发现SF6气体中水分竟然高达4330 μ/L，超过运行标准3倍多。?
1 事故调查?
1.1 现场调查?
事故发生当天，无雷击，无操作。爆炸发生时避雷器无动作，一只电压表指示由于119 kV（相电压69 kV）下跌至93kV。?
上级站故障录波显示：无过电压，有单相短路电流约1 kA,历时不足1 s。 ?
对现场爆炸残骸调查研究认为，盘式绝缘子绝缘表面、底均压罩表面和绕组内部均无烧伤痕迹，而一次绕组裸露表面被严重烧损，因此故障部位应在一次绕组的裸露表面。?
因此可以认定，这次事故是在正常运行电压下发生的电压互感器一次绕组裸露表面闪络事故，是由闪络引起燃弧，燃弧引起SF6气压上升，最后在无防爆膜的情况下发生的爆炸事故。?
1.2 原因推测?
根据故障部位和故障性质可以推断故障原因只有二种可能：①绕组裸露表面短路；② 绕组裸露表面绝缘电阻降低。
由于现场调查发现底均压罩表面和绕组内部均无烧伤痕迹，可排除第①种可能。
而能使绕组裸露表面绝缘电阻降低的条件，只可能是绕组表面绝缘老化或者结露。由于设备才投入运行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引起的。?
1.3 水分普查?
经过了解，该站自从投入运行2年来，所有设备尚未补过气，显然不存在明显漏气问题。经对与爆炸那台完全相同的一台电压互感器进行检测，SF6气体中水分含量高达4330 μ/L，超过1000 μ/L的运行标准3.33倍!这说明对爆炸原因的推测是正确的。?
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，电流互感器的水分部分超标，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 气象咨询?
结露必须具备过量水分和气温下降2个条件。爆炸发生正值夏秋之交，经向当地气象台进行咨询，了解到在爆炸前5天，夏季的持续高温(高温接近40℃，低温在30℃左右)突然中止，第一次最低气温降到23.4℃。爆炸前2天有降雨，爆炸时气温又回升到最高。?
1.5 试验检查?
所有互感器设备返厂后先做水分模拟试验，然后再解体检查。?
由于无法模拟立秋前夕的气温变化，所以水分模拟达到4330 μ/L仍然没有引起绕组结露，以至于80%出厂值的感应耐压试验依然能够通过，仅仅局部放电略有增大。解体检查结果，没有发现设计和制造缺陷，一致认为设计合理，制造规范。
1.6 调查结果?
这次事故是在无操作、无过电压、运行电压完全正常，然而水分罕见超标和气温突降的背景下发生的电压互感器绕组闪络事故。闪络是过量水分遇到气温下降在绕组表面结露、使绝缘下降而引起的。闪络发展到燃弧、气压急剧上升，最后在无防爆装置的情况下发生爆炸。?
2 事故分析?
2.1 水分来源?
SF6气体中水分有5个来源：?
(1) 充入的干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。在长期运行过程中，这部分水分会慢慢地释放出来。?
(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，是设备器件水分处理不彻底造成的，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。因为该站没有设备检修过，上述水分的第1、2、4个来源对于该站所有设备都是基本相似的，唯有第3来源才具有特殊性而各不相同。所以，由此可以判断，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非常多的绕组，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，“一般估计为0.1%～0.5%(质量比)”。在卷绕之前，对于这些绝缘材料进行水分处理很困难。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，通过抽真空和加热等方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。在长期运行过程中，特别是在持续高温季节，这部分水分就会慢慢地释放到SF6气体中，出现水分超标现象。?
该站水分普查发现的结果也显示了互感器水分大约与绕组体积成正比。这更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现在二个方面：?
(1) 水分对SF6电弧分解产物水解的结果可能会产生有强烈腐蚀作用的HF和H2SO3。?
(2) 过量的水分在温度降低时可能在绝缘件表面结露而大大降低绝缘件的表面闪络电压。?
由于电压互感器在正常运行时不容易产生电弧、电火花和电晕之类的放电现象，可能不会出现SF6电弧分解产物水解而产生酸类的腐蚀剂。所以，对于电压互感器而言，水分危害主要是结露闪络的危害。?
大量研究表明，当SF6气体中的水分超过一定浓度时，气体中的水分可能在绝缘子表面凝结为露。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达到1867 Pa时，绝缘子交流沿面闪络电压将降低2/3以上。
运行经验也证明，含水量太高引起的故障几乎无疑都是绝缘子或其他绝缘件闪络，这种故障常发生在气温突变时或设备补气之后。当露水使固体绝缘表面闪络电压降低到正常运行电压以下时，则固体绝缘表面势必发生闪络，引起故障。由于绕组表面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生闪络后，会很快由闪络发展到燃弧，由燃弧引起气体膨胀，气压急剧上升。如果没有防爆装置，则就可能会引起爆炸。由此可见，水分对电力设备乃至电力系统安全运行的危害是相当大的。?
因此，有关SF6气体中水分的标准十分严格:运行标准为1000 μ/L以下，交接试验标准为500 μ/L以下，开关出厂试验标准为250μ/L，互感器出厂试验标准为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，估计在5000 μ/L左右。?
为了进一步确定爆炸那台的水分，还可以参考文献并结合当时气温进行推算。?
结合该站实际运行情况及气象条件，参考有关资料，可以确定气体水分、实际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、实际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
测量露点/℃
-27
-20
-13
-8
-5
-2
0
2
实际露点/℃
-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) 如果水分超过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，从而在正常运行电压下，露水足以使设备的固体绝缘表面发生闪络，危害设备绝缘。
(2) 由于爆炸近期突然降温最低为23.4℃，所以，只有水分达到5000 μ/L左右，才可能发生结露，才可能在正常运行电压下发生闪络。5000 μ/L就是爆炸互感器的水分在当时23.4℃气温下必须达到的一定浓度。?
根据水分普查结果和当时气温推算来判断，爆炸互感器的水分都应在5000 μ/L左右。
这充分说明，理论分析与实际测量结果是吻合的。水分罕见超标和气温突降是导致爆炸的内因和外因。?
2.4 水分结露?
当气温突然下降时，首先是设备外壳温度开始变化，外壳内表面首先结露，绝缘件表面几乎不凝结水滴，随后绝缘件的温度下降才逐渐达到与外壳相同的水平。当气温回升时，外壳温度首先升高，其内表面的水滴随之蒸发，此时绝缘件温度还未回升，气体中的饱和水蒸气即在绝缘件表面结露。这对绝缘件非常不利。昼夜的温差变化就会出现上述现象。?
同理，夏秋之交，持续高温为电压互感器内部固体部分水分向气体中大量蒸发创造了条件，使气体中水分含量达到一年中最高，例如达到5000 μ/L左右。突然降温到23.4℃，恰好达到露点(23℃左右)，为在金属壳体内表面结露创造了条件。然后气温逐渐回升，当气温回升到最高点，又为金属壳体内表面露水蒸发、结露转移到绝缘表面创造了条件。一旦一次绕组绝缘表面大量结露，绕组绝缘强度大幅度下降到出厂交流耐压值230 kV的30%以下，则会引起一次绕组绝缘沿面闪络，最终导致爆炸的恶性事故。?
2.5 所有未爆电压互感器都没有受到水分危害?
该站普查水分最高为4330 μ/L，都没有达到当时气温下结露所必须的5000 μ/L。这说明，除了爆炸那台之外，该站其余所有设备在当时气温下都不会发生结露，不会受到水分危害。解体之后，在模拟到4330 μ/L水分状态时，80%交流耐压试验依然通过。这个事实也证明，即便水分达到4330 μ/L，只要不结露，绝缘状态基本没有下降。只要对它们进行水分处理，加强水分监督，就可以保证设备安全运行。?
但是，既然普查水分最高为4330 μ/L，已经超过4000 μ/L,那么，按照表1的数据推算，这样高的水分在19 ℃左右不就会发生结露从而在正常运行电压下发生闪络吗?有关资料已经证明，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，因为密封良好，内部水分总量应是不变的。内部的水分不仅仅分布在气体中，而且还有大量的水分分布在金属外壳内表面和绕组表面及其内部，以及导体表面、绝缘子表面、吸附剂内部等部位。水分分布是随气温变化而变化的，是动态的。当气温升高的时候，固体吸附的水分就向气体中蒸发，而当气温降低的时候，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，当气温缓慢降低到20 ℃以下时，气体中水分要随气温降低而降低，不再保持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。只有当气温突然降低到20 ℃以下，气体中水分仍然保持4330 μ/L时，结露才会发生，在正常运行电压下闪络才会发生。?
3 事故原因及对策?
3.1 制造原因及对策?
制造厂对SF6电压互感器由于水分引起爆炸，负有一定责任。尽管每一台出厂的SF6电压互感器的水分都是按照比国家标准更加严格的企业标准经过检验合格的，特别是在出厂之后，每一台的水分还要经过两关的严格验收，说这些产品都是不合格品，是不符合标准的，但事实结论只能说明水分检测经不起长久的考验，水分合格后又出现反弹现象。?
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。该站新更换的国内最知名厂家生产的2台电压互感器，还没有投入运行，其水分就已经全部超过交接试验标准500 μ/L，甚至接近运行标准1000 μ/L(分别是720 μ/L和994 μ/L)。这种现象比较普遍，比较严重，应引起广泛注意。?
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表面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表面现象。它只说明设备内部器件在标准规定的24 h短期内释放到SF6气体中的水分没有超过标准，不能保证长期释放到SF6气体中的水分不会超过标准。对于这些残留在电压互感器绕组内部深处的水分是否被彻底清除，制造厂在短时间内很难做出判断。这样就可能会给运行设备带来隐患。
因此，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，适当延长标准规定的水分检测时间，力争多清除水分。同时，更加重要的是，制造厂应该从水源抓起，在产品制造过程中，摸索和采用更加有效的水分控制和处理方法，以便将水分真正彻底清除。 ?
3.2 运行原因及对策?
运行2年来，该站没有进行一次预防性试验，对于电压互感器水分超标3倍多还全然无知，这个事实说明用户对于爆炸也负有责任。该站水分达到4330 μ/L大约经过了2年的时间。而电力设备预防性试验规程规定“新装及大修后1年内复测1次，如湿度符合要求，则正常运行中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，预防性试验规程制定是非常合理和必要的。如果认真贯彻执行预防性试验规程，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清除1次。这样就不会使水分超过安全线4000 μ/L，从而就完全能够避免恶性爆炸事故的发生。?
4 结论?
(1) 这次事故是在无操作、无过电压、运行电压完全正常，然而SF6气体水分太高和气温突降的背景下发生的电压互感器绕组闪络事故。?
(2) 水分罕见超标和气温突降分别是引起这次爆炸的内因和外因。过量水分遇到气温突降之后，逐步引起一次绕组表面结露、闪络、燃弧、SF6气压急剧上升，最后在无防爆装置的情况下导致爆炸。?
(3) 为了防止水分超标导致电压互感器爆炸事故的发生，制造厂必须争取做到水分合格不反弹，用户必须执行预防性试验规程，及时发现和清除超标的水分 學習了解一下
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