异常放电

异常放电（精选3篇）

异常放电 篇1

摘要：主要针对35 kV高压开关柜异常放电及解决措施展开了探讨, 通过结合异常放电的发现查找过程, 对异常放电原因作了系统的分析, 并给出了一系列相应的措施进行解决, 以期能为有关方面的需要提供参考借鉴。

关键词：高压开关柜,异常放电,电力系统,穿柜套管

高压开关柜是指用于电力系统发电、输电、配电、电能转换和消耗中起通断、控制或保护等作用的设备, 其在诸多电力系统中有着广泛应用。但是高压开关柜也存在着一定的风险故障, 影响着正常的运作, 需要我们采取有效措施进行防范和解决。基于此, 本文就35 k V高压开关柜异常放电及解决措施进行了探讨。

1 异常放电发现查找过程

某110 k V变电站运维工作人员在巡视该变电站过程中, 听到35 k V高压室有异常声响, 进一步聆听, 发现声音来自35 k V某一板高压开关柜附近, 声音是周期性的“嘶嘶”声, 声音较为明显, 所以怀疑开关柜内部某处存在异常放电现象。然后使用厦门红相生产的便携式局放测试仪Ultra TEVPlus+进行TEV (暂态对地电压) 测试。该测试是在设备带电情况下进行的, 来反映局部放电量的大小, 分别对高压开关柜各个间隔和背景值进行测试, 测试结果如图1所示。

通过测试TEV数据发现, 某一板间隔放电量最大, 为60 d B, 其他间隔都低于该处, 而且与开关柜局部放电测试TEV历史测试数据相比明显增大。因此, 可以推断35 k V某一板开关柜内部发生比较强烈的局部放电活动。

2 确定放电部位

将放电情况和测试结果汇报给调度, 按调度命令对某一板停电并隔离, 对该间隔断路器、CT、避雷器做高压试验, 试验数据均合格, 然后对某一板出线铜排做交流耐压试验, 当电压升到30 k V时, 放电声非常大, 同时发现在某一板出线穿柜套管内有电弧产生, 因此确定放电部位在穿柜套管处;将出线铜排和穿柜套管拆掉, 发现铜排窄面 (铜排和套管接触部分) 有铜绿, 而且有损伤痕迹, 如图2所示。

设备运行过程中, 铜排插在套管圆筒里面, 套管外侧则固定在高压开关柜柜顶金属外壳上, 而金属外壳接地, 这样保证了带高电压的铜排与地绝缘, 其绝缘为电容分压式绝缘。该套管内腔与铜排接触部分为圆形, 当铜排放在套管内时, 铜排窄面与套管接触在一起。

3 异常放电原因分析

本文异常放电产生发展过程主要分为三个阶段, 分别是漆层老化击穿过程、铜绿产生及铜排损伤和空气间隙放电过程。

3.1 漆层老化击穿过程

由图2可以看到, 铜排外层涂有黑色漆层, 以防铜排被腐蚀, 铜排窄面与套管圆形内腔紧密接触在一起, 绝缘漆层就位于高电压的铜排和套管之间, 而套管绝缘介质主要为环氧树脂, 绝缘部分就相当于漆层和环氧树脂的组合绝缘, 那么与绝缘漆相比, 环氧树脂介电常数相对较大, 因为绝缘系统在交变电场下, 当介质损耗不太大时, 介质电场分布与介电常数成反比, 所以漆层承受的场强比套管大, 而且其击穿场强较低, 再加上自然环境 (水、氧气等) 的作用, 绝缘漆慢慢老化击穿, 最终将铜暴露在空气中。

3.2 铜绿产生及铜排损伤过程

铜在空气中在水、氧气和二氧化碳作用下, 通过化学反应生成碱式碳酸铜, 即铜绿。铜绿属于离子化合物, 其固体粉末不导电, 铜绿位于高压铜排和套管之间, 相当于在铜排和套管间加了一层绝缘, 但铜绿的耐电强度要比环氧树脂低, 正常运行时, 其承受较高的场强, 在强电场作用下, 在该处产生局部放电, 长期的局部放电作用产生的能量使铜排慢慢灼伤, 并在自然环境作用下使其表面进一步被腐蚀, 最终出现损伤。

3.3 空气间隙放电过程

损伤的铜排与套管内腔不再紧密接触, 而是存在1~3 mm空气间隙, 这种情况下相当于空气和环氧树脂的组合绝缘, 空气的介电常数较低, 因组合绝缘体介质承受场强与介电常数成反比, 所以空气承受较高场强, 而且空气击穿场强较低, 因此此处空气间隙容易被击穿, 产生强烈的局部放电。铜排腐蚀后其表面不再光滑平整, 部分凸起位置场强比较集中, 容易产生电晕放电, 因此, 可以听到比较大的放电声。

4 防范措施

4.1 安装带屏蔽引出线的穿柜套管

原来安装的高压套管未装屏蔽引出线, 虽然套管在浇注过程中, 其环氧树脂内部加入了能使电压均匀分布的屏蔽圈, 但带高电压的铜排与内部屏蔽圈之间仍存在电位差, 就导致了漆层承受较高的场强而老化。因此, 将原来的穿柜套管拆掉, 换上带有屏蔽引出线的高压套管, 其屏蔽引出线一端与套管内的屏蔽圈相连接, 引出的一端安装时需要固定在铜排上, 这样铜排和屏蔽圈就处在等电位, 那么铜排和屏蔽圈之间的绝缘介质理论上不承受高场强。

4.2 在铜排外加装热缩套

热缩套由聚烯烃热缩材料制成, 与绝缘漆相比, 其绝缘性能更好, 而且对铜排起到很好的防腐蚀作用, 其使用寿命也较长, 在电力系统中得到了广泛的应用。

4.3 驱除开关柜内潮气

在开关柜内安装驱潮装置, 通过湿度传感器感受湿度变化情况, 当湿度增大到设定值时, 启动加热片加热, 使潮气蒸发, 同时在开关柜顶部盖板处安装排风扇, 将封闭在柜内的潮气排出, 因为潮气是设备绝缘老化、腐蚀和铜排锈蚀的一个主要外界因素。

5 结束语

综上所述, 高压开关柜作为电力系统中起保护作用的设备, 其正常运作对电力系统的安全有着重要作用。因此, 我们需要认真分析高压开关柜故障发生的原因, 并及时发现异常放电现象, 采取有效措施加以解决。只有这样, 才能保证设备安全运行和可靠供电, 挽回不必要的经济损失。

参考文献

[1]贺欣荣.10 kV配电网开关柜异常发热原因分析及对策[J].机电信息, 2014 (15) .

[2]陈海平.一起典型35 kV开关柜复合绝缘击穿事故分析及整改措施[J].四川电力技术, 2013 (06) .

异常放电 篇2

摘要：主要针对35 kV高压开关柜异常放电及解决措施展开了探讨，通过结合异常放电的发现查找过程，对异常放电原因作了系统的分析，并给出了一系列相应的措施进行解决，以期能为有关方面的需要提供参考借鉴。

关键词：高压开关柜；异常放电；电力系统；穿柜套管

中图分类号：TM591 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2015.15.107

文章编号：2095-6835（2015）15-0107-02

高压开关柜是指用于电力系统发电、输电、配电、电能转换和消耗中起通断、控制或保护等作用的设备，其在诸多电力系统中有着广泛应用。但是高压开关柜也存在着一定的风险故障，影响着正常的运作，需要我们采取有效措施进行防范和解决。基于此，本文就35 kV高压开关柜异常放电及解决措施进行了探讨。

异常放电发现查找过程

某110 kV变电站运维工作人员在巡视该变电站过程中，听到35 kV高压室有异常声响，进一步聆听，发现声音来自35 kV某一板高压开关柜附近，声音是周期性的“嘶嘶”声，声音较为明显，所以怀疑开关柜内部某处存在异常放电现象。然后使用厦门红相生产的便携式局放测试仪UltraTEVPlus+进行TEV（暂态对地电压）测试。该测试是在设备带电情况下进行的，来反映局部放电量的大小，分别对高压开关柜各个间隔和背景值进行测试，测试结果如图1所示。

通过测试TEV数据发现，某一板间隔放电量最大，为60 dB，其他间隔都低于该处，而且与开关柜局部放电测试TEV历史测试数据相比明显增大。因此，可以推断35 kV某一板开关柜内部发生比较强烈的局部放电活动。

确定放电部位

将放电情况和测试结果汇报给调度，按调度命令对某一板停电并隔离，对该间隔断路器、CT、避雷器做高压试验，试验数据均合格，然后对某一板出线铜排做交流耐压试验，当电压升到30 kV时，放电声非常大，同时发现在某一板出线穿柜套管内有电弧产生，因此确定放电部位在穿柜套管处；将出线铜排和穿柜套管拆掉，发现铜排窄面（铜排和套管接触部分）有铜绿，而且有损伤痕迹，如图2所示。

图1 35 kV某1板间隔放电量图2 铜排窄面的铜绿和损伤痕迹

设备运行过程中，铜排插在套管圆筒里面，套管外侧则固定在高压开关柜柜顶金属外壳上，而金属外壳接地，这样保证了带高电压的铜排与地绝缘，其绝缘为电容分压式绝缘。该套管内腔与铜排接触部分为圆形，当铜排放在套管内时，铜排窄面与套管接触在一起。

异常放电原因分析

本文异常放电产生发展过程主要分为三个阶段，分别是漆层老化击穿过程、铜绿产生及铜排损伤和空气间隙放电过程。

3.1 漆层老化击穿过程

由图2可以看到，铜排外层涂有黑色漆层，以防铜排被腐蚀，铜排窄面与套管圆形内腔紧密接触在一起，绝缘漆层就位于高电压的铜排和套管之间，而套管绝缘介质主要为环氧树脂，绝缘部分就相当于漆层和环氧树脂的组合绝缘，那么与绝缘漆

相比，环氧树脂介电常数相对较大，因为绝缘系统在交变电场下，当介质损耗不太大时，介质电场分布与介电常数成反比，所以漆层承受的场强比套管大，而且其击穿场强较低，再加上自然环境（水、氧气等）的作用，绝缘漆慢慢老化击穿，最终将铜暴露在空气中。

3.2 铜绿产生及铜排损伤过程

铜在空气中在水、氧气和二氧化碳作用下，通过化学反应生成碱式碳酸铜，即铜绿。铜绿属于离子化合物，其固体粉末不导电，铜绿位于高压铜排和套管之间，相当于在铜排和套管间加了一层绝缘，但铜绿的耐电强度要比环氧树脂低，正常运行时，其承受较高的场强，在强电场作用下，在该处产生局部放电，长期的局部放电作用产生的能量使铜排慢慢灼伤，并在自然环境作用下使其表面进一步被腐蚀，最终出现损伤。

3.3 空气间隙放电过程

损伤的铜排与套管内腔不再紧密接触，而是存在1～3 mm空气间隙，这种情况下相当于空气和环氧树脂的组合绝缘，空气的介电常数较低，因组合绝缘体介质承受场强与介电常数成反比，所以空气承受较高场强，而且空气击穿场强较低，因此此处空气间隙容易被击穿，产生强烈的局部放电。铜排腐蚀后其表面不再光滑平整，部分凸起位置场强比较集中，容易产生电晕放电，因此，可以听到比较大的放电声。

防范措施

4.1 安装带屏蔽引出线的穿柜套管

原来安装的高压套管未装屏蔽引出线，虽然套管在浇注过程中，其环氧树脂内部加入了能使电压均匀分布的屏蔽圈，但带高电压的铜排与内部屏蔽圈之间仍存在电位差，就导致了漆层承受较高的场强而老化。因此，将原来的穿柜套管拆掉，换上带有屏蔽引出线的高压套管，其屏蔽引出线一端与套管内的屏蔽圈相连接，引出的一端安装时需要固定在铜排上，这样铜排和屏蔽圈就处在等电位，那么铜排和屏蔽圈之间的绝缘介质理论上不承受高场强。

4.2 在铜排外加装热缩套

热缩套由聚烯烃热缩材料制成，与绝缘漆相比，其绝缘性能更好，而且对铜排起到很好的防腐蚀作用，其使用寿命也较长，在电力系统中得到了广泛的应用。

4.3 驱除开关柜内潮气

在开关柜内安装驱潮装置，通过湿度传感器感受湿度变化情况，当湿度增大到设定值时，启动加热片加热，使潮气蒸发，同时在开关柜顶部盖板处安装排风扇，将封闭在柜内的潮气排出，因为潮气是设备绝缘老化、腐蚀和铜排锈蚀的一个主要外界因素。

结束语

综上所述，高压开关柜作为电力系统中起保护作用的设备，其正常运作对电力系统的安全有着重要作用。因此，我们需要认真分析高压开关柜故障发生的原因，并及时发现异常放电现象，采取有效措施加以解决。只有这样，才能保证设备安全运行和可靠供电，挽回不必要的经济损失。

参考文献

异常放电 篇3

1 试验的基本情况

该台变压器为三相无载自耦变压器,连接组别为YNa0yn0+d11,按照相关标准对该变压器开展局部放电试验,试验接线如图1所示。

图中:L为补偿电抗器;K为电容式套管;Z为检测阻抗;PD为局部放电测试仪。a/b/c、MA/MB/MC、HA/HB/HC分别为被试变压器低、中、高三侧的三相绕组。现场采用200 Hz中频发电机组作为试验电源,被试变压器低压侧非被试相短接后与被试相串联励磁,在高压、中压电容式套管末屏与接地点之间接入检测阻抗进行局部放电测量,首次试验的数据如表1所示。

2 局放异常的初步原因分析

2.1 干扰的排除

pC

相关规程与技术文件要求该变压器高、中压侧局部放电小于100 p C,根据表1的测试结果可见该变压器局部放电测试结果异常。由于变压器三相局部放电均存在异常情况,首先应排除局部放电测试的干扰。

该变电站为新建变电站,周围无邻近带电设备及其他干扰源,可排除电磁场干扰。被试变压器周围金属构件及电气设备均可靠接地,可排除悬浮放电产生的干扰。在被试变压器的低压侧接入耦合电容器及检测阻抗,在测试过程中对被试变压器的低压侧局部放电进行检测,未见异常局部放电,可排除试验设备存在局部放电和现场试验连线产生电晕放电。

2.2 局部放电的表征分析

对变压器局部放电脉冲波形的进一步分析表明:局部放电正负半周等频、等幅出现,正负半周对称。根据电晕放电在时基上处于-90°的特性,在高压侧均压帽上架设一尖端模拟电晕放电,进而确定李沙育椭圆零位,确定脉冲信号位于正负半周0~90°之间。

脉冲幅值在局部放电起晕后随着试验电压逐步增长,到达一定幅值后不再随试验电压增长;单一脉冲在局部放电起始初期尚可分辨,随着试验电压的升高,脉冲重复率增加,单一脉冲分辨率下降,最后不可分辨。局部放电起始电压略高于熄灭电压。

2.3 局部放电的初步定位

变压器局部放电异常可能是变压器端部存在绝缘缺陷,如变压器端部存在油中气泡,变压器引线包扎不良等;也可能是变压器器身中存在绝缘缺陷,如变压器绕组中存在气隙等。为了进一步确认变压器缺陷的初步位置,采用了多端子测量[1]的方法对局部放电进行初步定位。

利用标准脉冲发生器在高压套管端部注入500p C的方波模拟变压器高压绕组端部发生局部放电,在中压侧观测脉冲幅值,计算两者之间的传输关系,试验结果如表2所示。该变压器端部发生局部放电时,高压与中压幅值比约为5;表1结果表明,该变压器高压与中压局部放电幅值比约为5,两组指纹吻合,表明该变压器局部放电位于高压绕组端部场强集中部位。

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3 气泡产生原因分析

变压器油中存在气泡一般有以下几个原因:(1)变压器在制造厂完成器身组装后,暴露在空气中时间较长,导致绕组或绝缘件受潮;(2)变压器在现场安装过程中,潮气渗入变压器导致绝缘受潮;(3)变压器在现场安装过程中,抽真空不彻底。

制造厂的组装记录表明该变压器身暴露时间相对较短,出厂试验未发现变压器局部放电试验异常,可以排除原因(1)。现场安装记录表明该变压器在抽真空过程中低于133 Pa,真空保持时间符合相关规定。该变压器的生产及组装工艺符合制造厂的工艺要求。

变压器制造厂在产品使用文件中要求,变压器现场安装温度不低于5℃,湿度不低于65%。该变压器安装所在地徐州市地处江苏省苏北地区,冬季平均气温较低,昼夜温差较大。变压器安装时正好为冬季严寒季节,安装记录显示,该变压器安装时的温度为8℃,此时段最低温度为-5~-10℃,昼夜温差可达20℃。

变压器安装过程中,空气中的水蒸汽将由变压器升高座、手孔等孔洞进入油箱内。变压器铁心、器身、油箱温度低于周围环境温度,湿润的空气一旦进入油箱,将会在变压器内部凝结为液态水;当变压器铁心、器身、油箱温度低于0℃时,部分水分将会形成冰、霜等固态水,附着于变压器内部。变压器安装完成后,将会抽真空,水的气化温度与气压的关系见图2所示。

针对不同温度,变压器内部真空度达到一定数值,其内部的液态水将发生气化,从而防止变压器在安装过程中受潮,提高绝缘性能[2]。抽真空结束后,变压器进入注油工序。现场采用真空注油,其温度控制在45~65℃,高温变压器油注入箱体,会使变压器油箱、器身温度上升。原来以固态形式存在的水迅速融化,一部分直接气化为水蒸气,另一部分以乳胶状溶入油中,由于变压器内的气压仍然很低,在极低的真空压力作用下,油中部分的水溃破油膜而析出,水分迅速蒸发。因此油中的含水量不会太高,但是变压器油箱内的水蒸气将会逐渐增多,最终在变压器顶部形成气泡,有一部分气泡到达变压器套管附近的放气孔,经人工排气排出,还有一部分气泡残存于变压器内部死角而无法排出。变压器局部放电试验时,残留于变压器场强集中区域的气泡将会先行击穿而导致局部放电测试异常。

4 后续处理及重复试验结果

针对上述情况,拟定了现场处理意见:(1)由于变压器所在地区冬季气温较低,首先对变压器进行热油循环12 h,提升变压器器身及绝缘油的温度,要求热油循环结束后,变压器顶层油温不低于20℃。(2)将变压器油放至距离大盖30 cm左右,重新抽真空,真空度要求低于133 Pa,真空度保持时间不低于4 h;(3)进行真空注油,静置48 h后,重新开展局放试验。

变压器静置48 h后,对该变压器重新开展了局放试验,试验结果见表3。可见,变压局部放电测试结果符合规程及相关技术文件要求。

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5 冬季安装变压器的建议

现场试验数据表明,严格按照制造厂工艺要求安装的变压器仍有可能出现局部放电测试异常,后续的分析表明,油中气泡放电是变压器局部放电异常的原因,这种现象在冬季安装的变压器中时有出现。

为了提高变压器现场局部放电试验的通过率,确保变压器安全运行,针对冬季变压器的安装工艺进行改善,具体措施如下:(1)严格按照制造厂相关文件进行变压器安装,确保变压器安装时环境条件符合相关规定。(2)确保现场安装满足变压器真空度及保持时间的要求,减少变压器内部残留的水分。(3)真空注油距变压器大盖30 cm处,停止真空注油,在此对变压器抽真空,真空度控制在133 Pa,持续时间控制为4 h,确保变压器内部残余气体(含水蒸气)析出变压器外。

与部分制造厂沟通后,论证了方法的可行性,制造厂家对变压器的安装文件进行了修改并开展现场试验,将原有的抽真空后一次完成注油的安装工序,改为抽真空后先部分注油,第二次抽真空后,完成注油的安装工序。以50台大型变压器为样本统计,采用改进工艺后安装的变压器未发现同类型故障,有效提升了变压器现场局部放电试验的通过率。

6 结束语

油中气泡放电具有气泡放电的典型特征,多端子测量的结果表明,油中气泡局部放电与变压器高压绕组端部局部放电的传输关系一致。变压器出现油中气泡放电,可以通过变压器部分排油,重新抽真空析出气泡,当冬季温度较低时,可在排油前通过热油循环提高变压器器身及绝缘油的温度。冬季温差较大时,宜对变压器的安装工艺进行改善,在变压器注油距变压器大盖30 cm处,再次对变压器抽真空,可以提高变压器现场局部放电测试的通过率。

参考文献

[1]保定天威保变电气股份有限公司.变压器试验技术[M].北京:机械工业出版社,2000.