500 kV变压器中压套管故障分析及处理

2018-10-21王志鹍李萌萌

电力安全技术 2018年9期

关键词：拉杆螺母套管

苏文，王志鹍，袁露，晏松，吴胜，李萌萌

(国网安徽省电力有限公司检修分公司，安徽合肥 230000)

0 引言

作为变压器重要附件之一，套管承担着固定引线，实现变压器内部与外部的连接的作用，其特点为重量轻、体积小、密封良好、方便检修和维护等。现场对套管的电气强度和机械强度要求较高，同时还需兼具良好的热稳定性。

近年来，500 kV变压器套管故障逐年增加，轻则引发变压器停电，重则引发变压器着火、爆炸，给电网、设备、人身安全带来极大威胁。因此，必须对500 kV变压器套管运行状态高度重视。

1 故障及检测情况

1.1 故障情况

2017年12月，某500 kV变电站值班人员发现2号主变C相在线监测装置乙炔、总烃含量呈持续增长趋势，随即开展了离线油色谱试验。离线试验结果与在线监测装置数据基本相符，历次油色谱数据如表1所示。

变压器油气体产气率按下式计算：

式(1)中：ra——绝对产气率，ml/d；Ci1——第1次取样浓度，μL/L；Ci2——第2次取样浓度，μL/L；Δt——第1次与第2次取样间隔时间，天；m——总油重，t；ρ——油密度，t/m3。

对比2017-11-20及2018-01-11变压器气体含量，乙炔的绝对产气率为0.5，总烃的绝对产气率为18，而隔膜式变压器乙炔绝对产气率注意值为0.2，总烃绝对产气率注意值为12。

表1 2号变压器C相油色谱检测结果 μL/L

根据GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，采用三比值法，即选用H2，CH4，C2H6，C2H4，C2H2构成 3对比值：C2H2/C2H4，CH4/H2，C2H4/C2H6，在相同情况下，把这些比值以不同编码表示，根据测试结果把3对比值换算成对应的编码组，然后查表对应得出故障类型和故障的大体部位的方法。采取三比值法计算最近1次离线检测数据，结果为0—0—2，判断故障为高于700 ℃高温过热故障。同时，CO和CO2数据相对稳定，说明故障未触及固体绝缘。

1.2 铁芯、夹件接地电流检测

如果变压器内部存在铁芯多点接地故障，可能导致2号主变C相出现过热现象。查阅站内铁芯、夹件接地电流历次检测数据，如表2所示。

表2 C相铁芯、夹件接地电流 mA

从表2数据可知，近半年来，2号主变C相铁芯、夹件接地电流无明显变化，故排除变压器内部存在铁芯多点接地故障。

1.3 超声波和高频局部放电检测

针对2号主变C相乙炔数据异常，对2号主变C相进行高频、超声波局放带电检测。开展高频局放检测时，发现有异常信号。

检测图谱存在异常信号，属于悬浮放电特征，随后采用幅值法对异常信号进行定位，并使用外部天线传感器对空间区域信号进行检测。

在500 kV区域使用天线传感器检测时，发现天线传感器放置在2号主变500 kV侧电压互感器、避雷器的下方，如图1所示，其检测幅值达到1 200 mV。

图1 在电压互感器、避雷器下方检测

继续向500 kV侧HGIS区域移动，检测信号幅值逐渐减弱；反向C相主变移动，检测信号幅值也减弱，约800 mV，如图2所示。

图2 在2号主变C相检查

通过检测信号和幅值分布情况，判断异常信号来源于500 kV电压互感器和避雷器端部区域，为外部放电性干扰，非变压器内部放电信号。

1.4 红外检测

2018-01-12，运行人员对2号主变三相红外测温，发现C相中压套管温度较A，B相高3—6 K(负荷为801 A)，热像特征呈现套管整体发热。红外图谱如图3—5所示。

图3 2号主变A相中压套管红外图谱

图4 2号主变B相中压套管红外图谱

图5 2号主变C相中压套管红外图谱

2 停电检查与处理

2.1 试验性能测试

2.1.1 绝缘电阻及吸收比、极化指数检测

2018-01-12，主变转检修后，彻查2号主变C相过热问题。首先，开展C相绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比、极化指数检测。例行试验值和本次试验值如表3，4所示。

表3 绝缘电阻及吸收比、极化指数检测(例行)

表4 绝缘电阻及吸收比、极化指数检测(本次)

从表3，4数据可知，吸收比均大于1.3，例行试验值与本次试验值无明显差别；当对应时间60 s下的R＞10 000 MΩ时，吸收比较大，数据正常。

2.1.2 介质损耗角正切值检测

对C相绕组连同套管开展介质损耗角正切值检测。

例行试验值和本次试验值如表5，6所示。

表5 介质损耗角正切值检测(例行，12.0 ℃)

表6 介质损耗角正切值检测(本次，12.0℃）

从表5，6数据可知，绕组连同套管的电容值的例行试验值与本次试验值无明显差别，数据正常。

2.1.3 直流电阻检测

对C相绕组连同套管开展直流电阻检测，数据如表7所示。

表7 C相中压绕组连同套管直流电阻检测

电阻温度修正按下式进行：

式中：R1，R2分别表示温度为t1，t2时的电阻；Tk为常数，铜绕组Tk为235 ℃。

将10 ℃时的实测值换算成75 ℃时的值，并与75 ℃时的出厂值对比，可得误差率，如表8所示。

表8 低压侧直阻检测

从表8可得，A，B相低压侧直组测量数据与出厂值对比误差率超过2 %，但三相不平衡率=(Rmax-Rmin)/Rav×100 %，仅为0.39 %，此为现场油温表指示不准所致。

2.1.4 套管性能检测

为排查套管内部问题，进行了C相套管性能检测，数据如表9所示。

表9 C相套管性能检测

从表9中数据可知，C相套管电容值与出厂值相比，两者差别不大，合格。

2.2 电压比检测

对2号主变C相进行电压比检测(见表10)。

表10 电压比检测

从表10数据可知，电压比误差很小，在允许范围内，满足状态检修规程要求，合格。

2.3 绝缘油试验

对2号主变C相本体和中压套管绝缘油进行色谱及微水试验，数据如表11所示。

表11 绝缘油检测数据 μL/L

结合表1，11中的数据可知，2号主变C相本体总烃有变大趋势，总烃接近规程要求值150 μL/L，C相中压套管气体和总烃含量合格。

综上所述，主变内部存在高温过热，可能是由分接开关接触不良、铁芯叠片之间短路、接头不良或紧固件松动导致过热或零序磁通引起的磁回路局部过热、漏磁环流引起的局部过热、导线过热等。通过高频局放、套管端头红外图谱、本体油色谱、套管油色谱及介损等项目检查，考虑2号主变C相中压套管采用ABB拉杆结构套管，判定为中压套管内部导电拉杆联结部位接触不良，引起电压致热型热像特征。

3 处理过程

3.1 尺寸测量

2号主变转检修后，拆除C相中压套管顶部接线板，发现套管内部拉杆螺栓紧固不到位，螺母顶部到螺杆顶部长度a1测量如图6所示，a1为14.7 mm。

图6 拉杆露出高度a1

按照ABB套管安装规范，用10 N·m力矩紧固螺母后，测量螺母顶部到螺杆顶部长度a2，为19.4 mm，如图7(1)所示。再用大于70 N·m且小于140 N·m的力矩紧固螺母，测量螺母顶部到螺杆顶部长度b=30.11 mm，如图7(2)。

从图6和7(1)可知，C相中压套管(型号为GOE1050-750)拉杆螺母未紧固到位，b-a1=15.41 mm，不满足ABB套管安装规范(见表12)。

表12 紧固力矩检查方法 mm

3.2 套管起吊检查与处理

为确保套管可安全投运，起吊C相中压套管检查，发现多处过热(发热)痕迹如图8所示。

图7 螺母顶部到螺杆顶部长度测量

从图6—8可知，2号主变C相中压套管安装时，拉杆未完成紧固，根部与变压器出线接触不良，在额定电流作用下引起发热，导致变压器油中特征气体含量上升。同时，导管与套管底部接线板间隙的存在，使导管无法正常流通电流。拉杆与接线板为一体式构造，拉杆长期承受电流，使其底部、中部出现过热或烧蚀痕迹。因热传导效应，套管将军帽材质为金属，导电导热性能优于瓷套，故将军帽温差较瓷套处温差大。对发热痕迹处理后，复装套管，按照ABB套管安装规范紧固拉杆螺母，且b-a1应满足要求。同时，复测中压绕组连同套管直流电阻，试验数据如表13所示。