电气设备绝缘性能监督执行中发现的技术问题

燕宝峰，白全新，车传强，赵建利，赵建坤

（内蒙古电力科学研究院，内蒙古呼和浩特 010020）

0 引言

依据国家、电力行业、国家能源局、企业标准的相关规定及要求，开展高压电气设备绝缘技术监督[1-2]工作。以提升设备全过程管理水平为中心，在专业技术监督基础上，以电气设备为对象，结合设备运行工况，采取检测、试验和抽查等多种手段，全过程、全方位、全覆盖地开展监督工作。

1 技术监督采取方式

技术监督采取线上与线下两者相互结合方式。通过生产MIS 系统线上查阅电气设备试验、检修、缺陷及消缺等情况。线下主要针对电气设备规划设计、安装调试、运行维护、大修改造等环节，抽查停电检修现场以及运行变电站是否存在安装、检修不规范、不正确问题。检查过程中发现的问题，以监督报告的形式发送各单位，形成闭环管理。

2 电气设备安装调试、运行维护阶段存在的技术问题

电气设备绝缘性能技术监督线下现场监督环节，发现存在个别电气设备安装、试验、运维执行过程与相关标准理解不到位、衔接不充分的问题。

2.1 六氟化硫气瓶中含水量指标不等同于充入电气设备中的含水量指标

六氟化硫气瓶含水量标准与充入电气设备静置后含水量标准不同。

文献[3]要求六氟化硫新气到货后，充入设备前应对每批次的气瓶进行抽检，并应按文献[4]验收，其他每瓶可只测定含水量。六氟化硫断路器内六氟化硫气体的含水量（20 ℃时的体积分数）应按文献[5]和文献[6]有关规定执行，并应符合下列规定：与灭弧室相通的气室，应小于150uL/L，不与灭弧室相通的气室，应小于250uL/L。文献[4]规定工业六氟化硫气体水含量（质量分数）为≤5×10-6。体积分数非质量分数，显然两者含水量指标不一致，需按照文献[4]规定的质量分数与体积分数的换算公式（1）进行换算，计算得出六氟化硫气瓶中水的含量体积分数应≤40.56uL/L。

式中：

φi为样品气中水的含量（体积分数）；

wi为样品气中水的含量（质量分数）；

Ml为六氟化硫的摩尔质量，为146.05 g/mol；

Mi为水的摩尔质量，为18 g/mol。

2.2 避雷器压力释放口朝向不当

避雷器本体安装位置不当，导致运行中避雷器压力释放口朝向巡视通道，如图1所示。避雷器压力释放口安装要求，依据文献[7]9.2.8 条款中“避雷器的排气通道应通畅，排气通道口不得朝向巡检通道，排出的气体不致引起相间或对地闪络，并不得喷及其他电气设备。”，建议按照要求，加强新扩建变电站基建验收以及技改管理，规范安装金属氧化物避雷器压力释放口的排气方向，避免避雷器故障压力释放口排气时造成电气设备相间短路和接地事故的发生以及对巡视人员造成人身伤害。

图1 避雷器排气口朝向巡视通道

2.3 主变压器平衡绕组线圈引出线端部未绝缘化改造

国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（2014 年4 月15 日实施）适用于发电企业和供电企业。发电厂发电机出口母线至升压变压器、厂用变压器、励磁变压器、PT 柜连接均为离相封闭母线，启备变低压侧至（6 kV 或10 kV）厂用系统电源为共箱封闭母线。离相式封闭母线及共箱封闭母线的应用，有效避免了主变压器低压侧短路事故。因此国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》没有涉及变压器低压母线绝缘化改造问题[8]。

目前，电网220 kV 变电站多为三绕组变压器（联结组别为YNyn0+d11）、四绕组变压器（联结组别为YNyn0yn0+d11），低压 10 kV 平衡线圈为 d11 接线方式，可接带负载也可空载运行。网内供电企业已按照企业标准要求，完成绝大部分主变压器中、低压母线绝缘化改造工作，但部分主变压器中、低压母线绝缘化改造工程忽视了中、低压引出端子的绝缘化改造。风力发电企业三绕组变压器（联结组别为YNyn0+d11），低压10 kV 平衡线圈引出端子绝大多数没有采取绝缘化改造措施，某风力发电企业主变压器10 kV平衡线圈引出线端子落鸟后鸟体短路引发相间故障，如图2 所示。故障原因如下：以往反事故措施都只是单一强调了低压母线绝缘化改造，而忽视了主变压器平衡线圈绕组的引出线端子绝缘化改造。

针对电网供电企业及风力发电企业主变压器平衡绕组绝缘套管出线端子存在未绝缘化改造的情况，建议按照文献[9]9.1.4条款中“220 kV 及以下主变压器的6~35 kV中（低）压侧引线、户外母线（不含架空软导线型式）及接线端子应绝缘化；500（330）kV 变压器35 kV 套管至母线的引线应绝缘化；变电站出口2 km内的10 kV 线路应采用绝缘导线。”执行，新建变电站直接绝缘化改造或结合变电站停电检修机会执行主变压器中、低压母线绝缘化改造工作，同时深化反事故措施要求，重视主变压器中、低压端子、平衡绕组绝缘套管引出端子的绝缘化改造工作。

图2 主变压器平衡绕组鸟害跳闸故障

2.4 主变压器滤油装置滤芯使用超期

主变压器运行中在线净油装置压力表示值相比其它相明显偏高，如图3 所示。在线净油装置运行中多数开启自动净油模式，错误的认为免维护，成为巡视“盲区”，造成净油滤芯维护超期。运行中主变压器在线净油装置运维，应按照文献[10]6.3.4 条款中“在线滤油机故障报警时应立即停用并汇报，最大工作压力达到制造厂规定时或油质低于运行要求时应及时更换滤芯。更换滤芯后连续运行24 h，取油样合格后恢复手动或自动净油模式”执行。

图3 运行中在线净油装置压力表示值偏高

2.5 等值盐密监测点布局不合理

火电企业厂区面积较大，不同区域现场污秽度相差可能较大。火电厂空冷岛上方空冷风机运行中带入的粉尘导致空冷岛区域比升压站区域现场污秽程度严重，并且空冷散热器在冲洗过程中，污水及其它杂物易附着在空气岛下方的电气设备外绝缘上，导致电气设备外绝缘污秽程度急剧升高，存在设备外绝缘污闪隐患。

某火电厂采用相同型式取样绝缘子、相同积污期，空冷岛下方主变压器区域现场污秽度测试值明显高于升压站内现场污秽度测试值，测量数据见表1所示。检查发现，部分火电厂取样参照盘形悬式绝缘子（即监测点）仅安装在升压站门型架构下方，未在火电厂现场污秽严重区域（空冷岛区域），参照绝缘子串安装位置不适宜，不能反映火电厂区域内最严重的污秽程度。建议测量点应根据地形环境现场实际工况等的差异，选择能反映所在区域的实际污秽水平。

表1 某火电厂现场污秽度测量数据mg/cm2

2.6 螺栓型耐张线夹安装错误

螺栓型耐张线夹是利用U形螺丝的垂直压力，引起压块与线夹的线槽对导线产生的摩擦力来固定导线[11]。正确安装时，螺栓型耐张线夹的受力侧（即档距侧）没有U 形螺丝固定，所有的U 形螺丝均装在跳线侧。错误安装后，U 形螺丝的垂直压力加上导线风振产生的力，将铝包带、导线磨损，存在导线掉线隐患。图4为某35 kV变电站螺栓式耐张线夹安装错误，图5为螺栓型耐张线夹正确安装与错误安装示意图。

图4 螺栓式耐张线夹现场错误安装

图5 螺栓型耐张线夹正确安装与错误安装示意图

2.7 楔形耐张线夹安装错误

楔型耐张线夹利用楔型结构将导线、地线锁紧在线夹内，广泛应用于输电线路导线、地线连接金具、杆塔拉线金具。

定型的楔型耐张线夹和UT 形耐张线夹均为单楔结构，因此在安装时应注意楔子受力方向，安装错误会使钢绞线在线夹出口处受到极大的弯曲应力，导致钢绞线破断和线夹的机械强度降低。图6 为楔型耐张线夹安装错误后线夹受力损坏，图7 为楔型耐张线夹正确安装与错误安装示意图。

图6 楔型耐张线夹错误安装

图7 楔型耐张线夹正确安装与错误安装示意图

2.8 仪器自动分析功能不正确

2.8.1 变压器直流电阻测试仪直阻数据分析方法不正确

测试某台35 kV 容量1 000 kVA、联结组别为Dyn1 站用变压器低压侧直流电阻数据,仪器显示不平衡率为2.449%，按照文献[3]计算三相相间最大不平衡率为2.49%。测试数据如表2所示。。

表2 站用变压器低压侧直流电阻测试数据

GB 50150—2006（已作废），1 600 kVA及以下容量等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%。现行GB 50150—2016版本，1 600 kVA及以下三相变压器，各相绕组相互间的差别不应大于4%。现行标准GB 50150—2016测量变压器直流电阻数据较原标准要求更为严格。变压器直流电阻现场测试时，如果测试仪器内部有计算不平衡率程序，特别是2016年以前出厂的测试仪器，有可能出现仪器显示为合格范围，但实际已不合格的测试情况，因此直流电阻测试仪显示不平衡率数值需按现行标准加强数据分析。

2.8.2 等值盐密测试仪污秽等级判断方法不正确

等值盐密测试仪按照相应的非现行标准，仅仅依据测试数据对污秽等级进行划分，是不正确的，对检测人员后期划分电气设备外绝缘污秽等级存在干扰因素。图8为某等值盐密测试仪面板显示污秽等级参数。

文献[12]、文献[13]均明确“污秽等级应根据典型环境和合适的污秽评估方法、运行经验、现场污秽度三个因素综合考虑划分，当三者不一致时，按运行经验确定。”使用此类等值盐密测试仪，应注意仪器划分污秽等级功能不正确。

图8 某等值盐密测试仪面板显示污秽等级参数

3 结语

电气设备绝缘监督工作的开展，为相关技术标准和防止电力生产事故的要求在发电企业、电网企业基建、运维、技改各阶段的落实执行情况，提供必要的管理监督环节。

文中提及的8 个问题，涉及电气设备安装、调试、验收、运行维护阶段，在技术监督执行过程中都存在与现行标准理解不到位、衔接不足的问题。等值盐密布局点不合理、仪器自动分析功能不正确等类似问题，不能一味地照搬某一规程条款，需要结合现场实际情况多角度全方位分析问题，建议具体问题具体分析，精准评价电力设备健康状况、运行风险和安全水平，为电力系统安全可靠运行提供重要的技术支撑。