220 kV变压器高压套管末屏故障原因分析与处理

2011-09-04唐嘉宏

综合智慧能源 2011年7期

唐嘉宏

(广东惠州天然气发电有限公司，广东惠州 516082)

0 引言

发电厂内主变压器最基本、最重要的功能是将发电机产生的电能升压后送至电网，一旦其发生故障，不仅会严重影响发电厂经济效益，还会对电网的安全产生严重影响。作为变压器重要部件的高压套管一向是故障多发点，2009年度，广东省发生了2起变压器事故，其中一起就是220 kV变压器高压套管爆炸，导致变压器着火烧毁。鉴于此，近年来国内高压套管在线监测技术开始兴起，不少发电厂装备了这样的在线装置，但由于该项技术处于发展初期，没有运行经验，设计、安装不当极易引发更严重的事故。2008年广东某电厂就发生了由套管在线装置引起的套管末屏放电故障，发现故障后进行了套管更换。

1 套管故障基本情况

2008年10月，某电厂#2机组主变压器(SFP－480000/220型三相变压器，额定容量为480 MV·A)停电检修，在打开主变压器高压侧B相套管(型号为BRLW－252)接地末屏的在线监测装置进行检查时，发现末屏小套管有放电痕迹，小套管瓷瓶尾部断裂，如图1所示。

图1 末屏存在严重的放电现象

在线监测装置信号耦合装置内放电痕迹严重，连接导线断裂，正常状态及放电后的信号耦合装置对比如图2所示。

图2 正常状态及放电后的信号耦合装置对比

末屏清理后进行了相关电气试验，试验结果见表1，表2为主变压器高压套管交接试验数据。

表1 主变压器高压套管试验数据

表2 主变压器高压套管交接试验数据

将表1、表2的数据进行对比可知，该套管电气性能与出厂时相比变化不大。

进一步对该套管进行检查并对套管绝缘油进行了色谱分析试验，试验结果表明:B相高压套管内绝缘油的乙炔含量超标，达 0.039‰，远超过了0.002‰ 的注意值和0.005‰ 的国家标准值。

2 故障原因分析

220kV变压器正常运行时的高压套管末屏直接接地，一般用1个末屏旋盖将末屏接地柱与套管法兰相连，再通过变压器本体接地，运行期间末屏电位应该为0。而最近国内为监测高压套管的绝缘性能，开始尝试使用在线监测套管介质损耗因数的技术，以期能尽早发现套管内部存在的缺陷，为实现高压设备的状态检修提供技术基础。

该厂安装的高压套管在线监测装置使用的是在线监测套管介质损耗因数的技术，属刚引进的技术，国内没有任何运行经验。该装置的基本结构为1台后台机，通过1根同轴电缆和信号耦合装置与套管末屏连接，从运行中的套管末屏采集电流信号传送至后台机中，计算出实时的介质损耗因数从而进行监测。也就是说，套管末屏是通过1根电缆与信号耦合装置相连，再经信号耦合装置接地。

根据表1、表2的试验数据和现场检查结果推断，套管末屏放电以及套管绝缘油含有大量乙炔的原因如下:

(1)因为设计原因，套管末屏与信号耦合装置的连接线两端要先固定在套管末屏接线柱和信号耦合装置内部，然后才能将信号耦合装置旋进固定法兰盘上。在信号耦合装置旋转时，由于连接线两端已经固定，连接线只能随着信号耦合装置一同旋转，不断地旋转使连接线严重扭曲致连接线线芯和外绝缘皮受损，但由于连接线还没有断，此时套管末屏还是接地良好的。

(2)运行期间套管末屏与信号耦合装置之间的连接线有电流通过，使连接线发热，温度升高将进一步使连接线线芯和外皮变形，受损的线芯使接地电阻升高，长期运行将熔断已经受损的线芯。

(3)套管末屏没有接地，而悬浮电位很高，甚至有上千伏，悬浮电位使末屏对连接线断处以及信号耦合装置内壁放电，不断损坏连接线和内壁。对套管而言，末屏不断放电使末屏接地柱温度升高，传导至套管内部使内部最末几层绝缘纸炭化，绝缘油气化，产生大量乙炔。由于发现及时，虽然乙炔含量已经很高，但套管电气性能没有太明显的变化。

3 缺陷处理

为保证设备的安全运行，必须拆除故障套管更换合格的新套管。现在国内常规的大型变压器高压套管的更换方法是:将变压器排油，排油后更换套管，然后对变压器注油，最后进行电气试验，工作结束。以该厂220 kV变压器为例，常规套管更换流程为:

(1)该变压器本体内有将近38 t的变压器油，要将油位降至高压侧套管升高座以下，至少需要放出10 t变压器油;

(2)打开套管升高座人孔门，更换套管;

(3)套管更换完毕后，进行局部抽真空、滤油、注油;

(4)进行电气预防性试验，特别要进行局部放电试验;

(5)试验合格后工作结束。

这种方法有如下弊端:

(1)在绝缘油的排出、滤油、注油过程中，会造成大量的绝缘油损耗，仅滤油机的清洗一项就需1 t左右的新绝缘油。

(2)排出如此多的绝缘油且要打开人孔门，将使变压器部分绕组暴露在空气中，必须要考虑如何防止绕组吸潮、吸尘进而影响绕组绝缘性能，因此，需要在天气晴好的情况下进行处理，对环境的要求很苛刻;同时，还需要大量的油处理装置，包括真空滤油机、大型油罐、油管等。

(3)由于是局部抽真空注油，所以不能保证注油是在空气完全抽出的前提下进行的，也就无法保证变压器本体的内注油合格，可能需要进行长时间的热油循环，整个油处理工作的工期至少要2～3 d。

(4)天气良好的情况下，整个工期(包括油静置和电气试验时间)至少要6～7 d，天气不好的情况下，工期就难以确定了。

根据该厂220 kV变压器的高压套管升高座位置很高的特点，笔者提出了一种不排油更换高压套管的方法，完全没有上述方法的缺点且简单而行，流程如下:

(1)在套管更换前一天14:00左右关闭变压器本体上所有的蝶阀(特别是变压器储油柜与变压器本体的连接蝶阀)，使本体内形成一定的负压。

(2)用放油阀排出100kg左右的绝缘油，打开B相套管连接法兰螺栓，继续放油至套管法兰处没有油流出为止。

(3)拔除旧套管后，立即用干净薄膜将套管升高座密封，避免杂物掉入变压器本体内。由于目前国使用的内套管都是穿缆式结构，因此，只要将连接电缆控制好，不掉入变压器本体，就不需要进行连接部分的工作。

(4)安装好新套管后，恢复安装，打开所有的连接蝶阀进行变压器本体放气工作。

(5)静置，电气试验。

2008年10月23日，该电厂进行#2主变压器B相套管更换工作。在排出来200 kg的绝缘油后，就能进行套管更换工作，整个更换工作只用了1 h便完成。后续的电气试验表明，#2主变压器一切正常，变压器绝缘油全部合格。整个工期为3 d(还包括变压器油静置48 h在内)，极大缩短了工期，节约了大量的人力、物力，仅绝缘油就节省了2 t左右。