概要：摘要：通过对一台110 kV单相SF6电压互感器突然爆炸事故的调查发现，该站其余电压互感器的气体水分全部严重超标。分析认为，SF6气体水分太高和气温突降是导致爆炸的主要原因。关键词：电压互感器 绕组 闪络 水分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93 kV.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
水分导致SF电压互感器爆炸,标签：建筑电气工程技术,建筑电气与智能化,http://www.67jzw.com摘要：通过对一台110 kV单相SF6电压互感器突然爆炸事故的调查发现，该站其余电压互感器的气体水分全部严重超标。分析认为，SF6气体水分太高和气温突降是导致爆炸的主要原因。
关键词：电压互感器 绕组 闪络 水分
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93 kV.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。
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