击穿故障

以前变电站高压室内的35kV开关柜通常采用小型化设计，只有1.2米宽，柜内导体间的最小绝缘距离只有230mm，不满足2014版《十八项反措》300mm的要求。虽然生产厂家在柜内加装了绝缘隔板或绝缘护套，但是绝缘击穿故障还是经常发生。目前，山东公司此类35kV开关柜问题高达3747面，存在较大设备安全隐患，严重影响电网安全运行。 通过对近5年的开关柜事故统计分析，87%的35kV开关柜绝缘击穿是由温度、湿度、污秒三个关键要素导致的。因为高压室与外界密封性较差，导致户外的潮气和灰尘进入开关柜内，致使绝缘件受潮脏污，造成绝缘强度降低，发生闪络击穿故障，严重时还会引起母线全停、变压器出口短路，甚至开关柜整组烧毁。 如果能对开关柜高压室的空气环境进行管控，避免开关柜脏污受潮，就能杜绝此美事故。解决方案就是控制高压室的环境因素-——温度、湿度、污秒。然而现在高压室的设计规范仅有温控的通风机这一项环境控制设备，潮气和灰尘经过通风口进入高压室内，无法有效控制运行环境。因此，巫需研制一套高压室环境控制系统，能够在变电站高压室内规模化安装，实时监测、控制高压室内环境情况，将高压室内温湿度始终控制在允许范围内，有效隔绝灰尘，提高开关柜设备电气绝缘强度水平，杜绝因开关柜设备绝缘击穿导致的故障，确保变电站安全运行。

他指出，由于电缆附件的“半成品”属性，需要在现场开展精细的施工安装操作。然而由于施工人员操作水平参差不齐，由附件施工缺陷引发的击穿故障屡见不鲜。本文详细讲解了附件施工各环节常见缺陷引发的故障案例，包括铜芯压接屏蔽处理、主绝缘和外半导电层处理以及电缆封铅接地处理等。在此基础上，分享了江苏公司在电缆附件施工智能管控方面的探索，以及附件封铅电阻带电检测创新工作。

介绍了电缆系统的常见腐蚀现象及导致的击穿故障案例；分析了电缆本体的电化学腐蚀机理及现象和腐蚀的影响因素以及腐蚀导致的电场变化和击穿等；并通过高压电缆附件腐蚀导致的击穿案例分析了电气参数变化。

绝缘故障是电力设备在运行中的最主要的可能故障之一，对运行设备进行局部放电检测和定位，可以有效避免绝缘击穿故障的发生，减少停电时间，提高检修效率。立项之初，变电站设备的局部放电检测和定位主要针对GIS、变压器、容性设备等具体单一设备进行，而对变电站全站的一次电气设备实施监测，需要在每一个设备上都安装局部放电监测装置，费用极高，使用效率低，维护工作量大。研制一种低成本、高可靠性、能够实现对全站高压电气设备的局部放电情况进行快速检测、定位的新型检测装置非常有必要。变电站站域局部放电快速检测与定位成套装置研发主要面临以下难题:(1）站域局放电磁波传播特性不清，缺乏对全站各类一次设备不同局放类型产生的特高频信号以及干扰电磁波信号的特征及传播特性研究;(2）局部放电检测灵敏度不足，需要设计满足全向、宽带、小型化、高灵敏度的特高频传感器;（3)局部放电检测定位精度不高，尤其在具有多个局放源和强电磁干扰的情况下，需要研究多源局放信号的分离与识别;(4)缺乏整套站域多源局放检测和监控定位系统。

高压电容器组是直流输电系统的核心设备，为系统及电网提供90%以上的无功功率支撑，对保障直流输电及电网安全运行意义重大。单一直流工程电容器组容量在3000-6000Mvar之间，由1.5万-3万只电容器元件组成，运行中面临两方面技术难题：一是电容器内部轻微故障难以提前感知并准确定位，无法避免故障进一步发展，最终导致事故发生；根据国家电网近10年运行数据统计，由于电容器故障导致设备跳闸事件200余起，电容器爆炸着火事故30余起。二是H桥电容器自然组合值离散性大，造成电容器组不平衡保护灵敏度降低，影响电容器安全运行，而单组滤波器电容器单元超过300只，快速配平、测试调整困难；尤其故障抢修时，更换电容器仅需3至4小时，而反复配平调整及测试验证是更换时间的4倍以上，造成滤波器组长时间停运，影响直流外送。 针对上述问题，团队依托国家西电东送“宁东至浙江、宁东至山东”两大直流工程，重点围绕电容器故障监视、诊断、检测等方面开展系统研究，攻克了电容器对称性故障无法检测、元件击穿实时定位、不平衡电流测试与智能配平等关键技术，取得了系列原创性成果，大幅提升运行电容器轻微故障检出率和故障电容器配平效率。 项目申请发明专利11项、授权6项，授权实用新型专利18项、软件著作权3项；出版科技专著2部，发表论文16篇，其中SCI收录1篇，EI收录2篇，中文核心11篇；制定电力行业标准1项，国家电网标准5项。由中国电力科学研究院专家领衔的成果评价委员会一致认为“项目技术处于国际先进水平”。成果已被列入国家电网公司新技术推广目录，在西容、桂容等制造商和国内多个换流站应用，对电网安全和电力大规模外送意义重大。

近年来国内外发生多起因变压器起火引起的大面积停电事故，据事故调查分析，约85%的起火原因在于变压器大负荷运转使矿物绝缘油过热爆燃。因此具有更高燃点和可降解率的环保植物绝缘油被广泛认为是替代传统矿物油的下一代变压器绝缘介质。 油中溶解气体分析（简称DGA）是电力公司准确分析和诊断变压器等充油电气设备运行状态的核心技术，每一台变压器在使用前和使用中都必须满足DGA检测合格标准，但植物绝缘油理化性质的不同使原有成熟的技术无法准确分析溶解气体含量，诊断方法与判据也无法继续沿用。随着城市用电量的快速增长，环保植物绝缘油中溶解气体分析诊断技术的空白已成为电网安全环保发展的“卡脖子”技术难题。本项目首创基于密封定容式采样与鼓泡冷阱式脱气的自动连续前处理技术。研制了植物绝缘油一体化螺纹密封定容采样器，实现了油样品与空气的完全隔绝，发明了鼓泡萃取脱气与三重冷阱捕集的联合动态平衡分离脱气装置，摆脱了植物绝缘油因运动粘度高导致脱气不充分的困境，提出了全过程自动连续前处理方法，大幅降低前处理误差。发明了高精度氦离子化油中溶解气体快速检测技术，实现了植物绝缘油溶解气体分配系数的精准测定。发明了绝缘油中溶解气体氦离子气相色谱仪，实现了单一检测器对无机与有机组分的独立检测，检测灵敏度较旧有技术提高了近10倍，构建了四气路十通阀结构的色谱载气控制系统，解决了干扰气体难清理和仪器稳定时间长的难题，显著节省了整体分析时间。发明了植物绝缘油变压器局部过热与放电击穿故障模拟技术。首次提出了基于真实运行植物绝缘油变压器的放电击穿故障模拟技术，实现了植物油与矿物油在不同击穿次数下的故障模拟，研制了常压密闭式绝缘油热故障模拟装置，完成了植物油与矿物油在局部过热故障下的差异化分析，为植物绝缘油变压器的故障诊断提供了实践依据。 成果在天津市、河南省、上海市等多个地区得到成功应用，项目共获得授权专利13项其中发明专利7项，制定标准规范4项，发表核心论文4篇，软件著作3项。

近年来，北京电网出现过多起交联电缆振荡过电压击穿的事故，对电网安全造成了极大的威胁。本文深入研究了交联电缆振荡过电压击穿事故的原因，以及事故发生发展的过程，进一步认识了振荡过电压对电力设备的影响。本文以某110kV变电站35kV电缆击穿故障为例，首先给出系统接线及事故概况，然后通过电缆中间接头解体检查与对故障录波数据的深入分析，指出故障原因是由于吊车碰架空导线造成瞬时单相接地，引起了局部35kV系统的低频振荡，产生振荡过电压，造成电缆相间绝缘击穿，发生相间短路故障。最后，提出了相应的技术防范抑制措施与下一步研究工作的建议。

本项目所属高电压工程领域，涉及到变压器、电气测量等多个专业，在国家自然基金等支撑下历时13年，采用“产-学-研-用”结合方式协同攻关完成。 随着电压等级升高，电工设备绝缘水平已经成为影响其制造难度和安全运行的首要因素：油浸式大型变压器作为电网框纽设备，其绝缘缺陷的试验诊断技术，在质量监控和风险管控方面的作用意发重要。2013～2018年中国电力设备管理协会220kv及以上电压等级变压器运行分析表明：绝缘系统发生故障/缺陷最多，占比约40%；该绝缘故障/缺陷源于产品设计、制造工艺、外协件质量、运输、运行等几方面；而绝缘缺陷产生的局部放电（PD）是加剧运行变压器油纸绝缘老化并演变至绝缘击穿故障的首要原因。 项目组针对油浸式变压器绝缘系统承受的电压类型，探索典型绝缘缺陷在不同类型电压作六址7人用下的放电机理基础上，结合现场试验测试需求，开展了适用于变压器出厂试验0区中3在线监测或带电检测的PD诊断关键技术攻关。

采用柔性电缆进行旁路带电检修的项目越来越多，10kV 配网电缆线路由于长时间运行使用后，电缆肘型头内硅脂膏老化导致绝缘部分与环网柜、分支箱连接头发生粘连，使10kV配网电缆线路采用旁路作业法检修时，拆除环网柜、分支箱电缆肘型头时需对电缆肘型头进行破坏性拆除，导致绝缘性能下降增加旁路安全运行风险;且费时、费力拆除困难，增加作业人员劳动强度。 另外，在作业过程中，电缆敷设好以后，因电缆头没有合适的固定装置，电缆头大部分都是直接集中放置在地上或垫子上，当- -侧搭接到带电体上，另一侧等待搭接时，未搭接的一侧就有短路或触电危险;或者拆除时，一侧拆除而另- .侧未拆除时，先拆除的一侧就有短路或触电危险:因为两侧电缆头唯一的开关就 是旁路负荷开关，无明显断开点，如在作业过程中发生绝缘击穿故障，将造成不可估量的严重后果。另外，《中 国南方电网有限责任公司电力安全工作规程》要求，不应在只经断路器或只经换流器闭锁隔离电源的设备上工作。 旁路作业需要检测和核对相位。检测的要求如下++: 一是绝缘检测应逐相进行，未检测两相可靠接地，被检测相的其中--端悬空并与接地体保持绝缘，检测完毕，后检测相和兆欧表及时对地放电，检测值符合送电要求:二是通流检测应逐相进行，未检测两相悬空，检测相的其中一端可靠接地，检测完毕后检测相和兆欧表及时对地放电。 另外，在开展环网柜及分支箱不停电作业检修时，旁路电缆- -侧取电后，另外- -侧在接入系统前需要核对相位，由于环网柜和分支箱都是在地面装设，无满足安全距离要求的、能固定待接入旁路电缆的位置，而市面上目前也没有符合带电作业要求的专用支撑工具，在此过程中如果操作不规范，易 发生触电风险。而核对相位时一般都是以绝缘绳用捆绑的方式将电缆T接头在导线侧进行固定，然后再将另外- -侧的电缆T接头与导线进行连通，整个过程费时费力，人机工效低;另外， 绝缘绳在固定过程中，如遇雨雪等不良天气情况时，易受潮，泄漏电流增大，有安全隐患。

中压交联聚乙烯电缆是城市配电网的主动脉，其运行状态直接决定了城市电网供电的安全可靠性。水树是交联聚乙烯（XLPE）电缆在微水及高电压长期作用下，逐渐出现的一种类似树状结构的绝缘劣化现象。统计表明，主绝缘水树老化是导致运行15年以上电缆发生本体击穿故障的主要原因，占比达到80%。随着电缆服役时间的延长，水树老化变得日益严重，发现并解决电缆水树老化问题追在眉睫。 项目组通过探索电缆水树老化机理及抑制措施，在运行电缆水树老化程度诊断、水树修复以及新电缆抗水树性能快速入网检测等三个方面均取得开创性突破，项目整体达到国际领先水平。