一起220 kV主变高压套管异常故障分析

李如锋，田 雨，于 璐，王伟强，石耘澄

(1.国网河北省电力公司邯郸供电分公司，河北 邯郸 056000；2.国网河北省电力公司邯郸市永年区供电分公司，河北 邯郸 057150)

0 引言

随着电力负荷的不断增加，电力变压器也逐渐向高电压、大容量方向发展，同时考虑到变压器的制造成本、运输安装、维护等多方面问题，变压器体积趋于小型化，因而对变压器产品各部位绝缘距离提出更为苛刻要求。电容型套管因具有良好的辐向和轴向场强分布均匀性，以及良好的电气强度和热稳定性而受到广大客户的亲睐。但多年实践运行经验表明，电容型套管在现场运行过程中仍存在因各种因素造成的套管故障，也曾因套管末屏故障而引发多起停电事故。因此，如何优化结构、改进末屏设计、提高场强分布均匀性和套管耐压强度，已成为学者的前沿研究课题。

1 故障概述

1.1 故障经过

2017-04-23，天气晴，温度25 ℃，湿度55 %。某站220 kV 2号主变在返厂大修完毕后，由高压班组进行交接局放试验。但在做完局放试验后，油化验班组进行套管油色谱分析时，发现高压侧B相套管绝缘油中总烃、乙炔含量超标，总烃含量为967.794 μL/L，乙炔含量为 0.773 μL/L。初步判断该套管内存在电弧放电。

1.2 设备概况

通过查阅资料得知，该主变由保定天威变压器厂生产，型号为SFPSZ10-180000/220，于2005年6月出厂。B相套管型号为BLRW2-252/630-4，出厂序号133。该套管与变压器一起组装后于2005-12-29正常投运。

2 试验概况

该主变自2005年投运后，按照相关运行规程要求，分别于2007年、2010年及2015年进行过3次例行试验，各项试验结果均合格。运行后期对该台主变进行核算抗短路能力时，发现其中、低压绕组存在抗短路能力不足的家族性缺陷，被列于220 kV抗短路能力不足变压器返厂大修计划，并于2017年3月返厂大修。此台主变高压侧B相套管的历次高压试验数据如表1所示。

表1 2号主变高压侧B相套管历次高压试验数据

依据Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》规定，油浸纸绝缘高压套管电容量初值差不超过±5 %，介损不大于0.008(Um为252/363 kV)。通过查看该套管铭牌电容量为379.0 pF，由上表试验数据可知，历次试验的电容量变化不大，符合初值差标准要求，历次介损值也符合标准要求。

变压器返厂后，对中、低绕组进行更换，原套管也随变压器一起返厂大修。在大修技术协议中要求：对变压器进行雷电冲击和感应耐压试验;在雷电冲击和感应耐压进行试验后，均对变压器本体及套管取油样进行油色谱分析。变压器厂按照协议进行试验后，各项数据均合格，各部位未出现异常。待变压器返修结束后，经过大挂拖车长途运回某站重新安装，并于2017-04-21进行了交接试验，其中高压侧B相套管试验数据如表2所示。

表2 2号主变高压侧B相套管返厂后试验数据

查看表2，并与以往历史数据进行对比可知，2017-04-21的套管交接数据合格，未见任何异常。4月23日对该变压器进行现场局放试验，测得变压器高中压套管末屏局放量均符合规程要求，试验数据合格。按照规程要求，在现场进行局部放电试验后，对变压器本体及高中压套管油样进行油色谱分析。发现2号主变220 kV侧套管B相总烃、乙炔均超过了DL/T 722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》的规定。现场立即对此套管进行再次试验，确认总烃、乙炔含量均已超标。利用IEC三比值编码法计算编码为102，同时查阅以前资料，并列出前几次例行试验的油中溶解气体数据，如表3所示。

从表3可以看出，总烃和乙炔含量超过DL/T 722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》的要求，初步判断为变压器套管内部高能量放电引起。当变压器套管发生高能量的电弧放电故障时，变压器中的油和固体绝缘材料在电或热的作用下分解，产生一些特征气体。在不同的运行状态下，外界对变压器的油理化作用亦不相同，产生的气体成分和含量也不相同。正常运行时，变压器内部绝缘油与固体绝缘材料除了产生一些非气态的劣化产物外，还会产生少量的氢、低分子烃类气体和碳的氧化物等；在高能量的电弧放电时，会产生大量的氢气、乙炔以及相当数量的甲烷和乙烯。假如故障涉及到固体，且温度超过1 000 ℃，则油裂解的气体主要是乙炔，其数量可占总可燃气体的30 %，同时还有相当数量的氢气和乙烯气体。

3 初步原因分析

按照IEC三比值编码法的规则和判断方法，从某2号变套管油样中的溶解气体分析试验数据可得到三比值 (C2H2/C2H4，CH4/H2，C2H4/C2H6)结果为102，判断故障性质为电弧放电。据此决定对变压器套管解体以查找局部放电源。现场检修人员对套管解体后，检查发现油浸绝缘纸外观良好，表面光滑平整，无毛刺、鼓包、膨胀现象，绝缘纸浸油充分，无受潮情况，如图1，2所示。

图1 油浸绝缘纸末屏部分

仔细检查末屏接地状况，发现在末屏接地引线附近存在局部放电“黑点”痕迹，且在末屏焊接处存在接头不牢固的虚焊情况，焊接头直径较细且松动，套管末屏虚焊接如图3所示。进一步检查套管内部的铝箔情况时，发现在末屏接地旁边铝箔发生电弧灼伤的痕迹，相邻2层铝箔间发生贯穿性短路现象，外层铝箔有明显的黑色烧伤情况。

表3 2号变高压侧B相套管油中溶解气体试验数据(2015-04-15—2017-04-24)μL/L

图2 油浸绝缘子整体外观

图3 套管末屏虚焊接

通过以上分析判断，此次故障的主要原因是套管末屏接地不良。在制造厂返修期间，焊接工艺不良，对套管末屏接地引线未进行精确牢固的焊接，是引起此次异常的根本原因。在返厂长途运输路上（2 000 km以上）颠簸，套管在木箱内来回晃动，以及繁杂的多次来回装卸过程，难免造成套管内部末屏处、铝箔发生异常振动磕碰，是引起此次异常的次要原因。

一般电容式套管的主电容为几百pF，当末屏接地不良或悬空时，末屏对地电位可高达kV级以上，该电位足以造成末屏对地放电。同时，末屏放电会造成套管电容均压金属箔片间短路，局部高密度电流能融化金属箔片。曾有多起事故案例显示，末屏放电引起的高能量电弧能烧毁末屏附近的绝缘纸，在高温作用下使套管内绝缘油迅速分解形成可燃气体，气体在有限空间内剧烈燃烧进一步引起高能量的无处释放，进而引起套管爆炸。

4 预防电容型套管故障的措施

2017-05-02对故障套管进行更换，并对新套管进行绝缘电阻、交流耐压、电容量、介损和油色谱分析等试验，试验数据均合格。局放试验后复取油样测试，试验数据均合格，随后投入运行。通过此案例，归纳以下几项经验与预防措施。

(1) 尽可能不加装、使用相关末屏局部放电在线测量装置，以免使末屏与在线监测装置的二次电缆接头相连接，而应该直接引出接地，以防接触不良性因素存在。

(2) 对采用弹簧压紧式结构的末屏接地套管，应在检修预试时检查弹簧的弹力情况，以免弹簧运行时间过久而出现疲劳松弛情况，造成弹力不足而接触不良，引起局部放电。必要时可将弹簧压紧式接地更改为直接引出接地方式。

(3) 定期进行套管电容量、介损测量，末屏绝缘电阻试验，可有效判断主绝缘情况，还可间接判断末屏接地情况。在检修预试工作时，检查末屏接地装置是否良好，是否存在放电痕迹。

(4) 定期开展红外测温。若末屏接触不良，会在末屏处产生悬浮电位，进而导致局部放电而过热，红外测温则可以提前发现潜在缺陷。

(5) 在进行末屏试验和检查时，要避免对接地金属软线拆卸可能会导致的末屏内部引出线脱落或引线柱转动，使末屏引出线弯曲部位与内法兰距离较近，导致末屏绝缘异常。建议使用专用工具拆装。

(6) 变压器运行时，运行人员在巡视时应注意套管是否有异音、油位是否正常，同时开展套管油色谱分析，及时掌握套管安全运行情况。

(7) 在安装运输过程中，应妥善保存套管，固定要牢靠，以免引起磕碰损伤等异常情况。