主变压器中性点套管端部发热分析

2022-03-03李惠明

电力安全技术 2022年1期

李惠明

(贵州乌江水电开发有限责任公司构皮滩发电厂，贵州遵义 564408)

0 引言

某水力发电厂总装机3 000 MW，于2009 年投产发电。该电厂由5 台600 MW 机组组成，每台机组的主变压器为三相组合式变压器，由3 台500 kV 单相223 000 kVA 强迫油循环水冷变压器组成，中性点为直接接地方式，中性点套管为穿缆式油纸电容式变压器套管。

1 事件经过

2020 年7 月，该电厂进入主汛期，主变压器运行处于满负荷状态。专业班组进行日常红外测温巡检时，发现2 号主变压器B 相中性点套管端部温度比A，C 相偏高20 ℃左右，达到了75 ℃，虽未超过主变压器厂家提示的90 ℃，但由于与其他同工况运行的主变压器，特别是与同一机组的A,C 相比较有较大的偏差，还是引起了电厂的高度重视。由于正值主汛期，机组处于满发状态，难以临时停电检查，只能加密跟踪开展红外测温监测，密切关注温度变化情况，以便择机开展进一步检查和检修处理。

2 初步分析

2.1 红外测温监测

自从发现异常后，每天对2 号主变压器B 相中性点套管进行2 次红外测温监测，特别是在大负荷时段。通过监测发现，温度最高处为中性点套管将军帽导电杆部位，该处温度基本随负荷的增大而增大，且套管本体、套管油枕、升高座部位的温度均呈现出离将军帽导电杆越远温度越低的现象。

2020-12-11，2 号主变压器带500 MW 负荷时，该处温度一度异常升高到120 ℃，并出现了跳变，在采取临时增加风扇吹风的措施后，温度降到了85 ℃。

2.2 色谱分析

对2 号主变压器绝缘油进行色谱分析，结果显示无异常。观察2 号主变零序电流可知，在536 MW 时零序电流为0.038 A，与其他主变一致；结合之前的绝缘试验数据可知，直流电阻、回路电阻、绝缘、介质损耗、电容值等均显示正常；红外监测报告中温度数据正常；套管油枕内油位正常。

2.3 综合分析

2 号主变压器中性点套管为穿缆式油纸电容式变压器套管，套管端部主要由将军帽、抱箍(佛手)及电缆头组成。将军帽和抱箍为黄铜材质，电缆头为紫铜。电缆头与电缆(主变绕组抽头)之间通过磷铜焊条熔化浇注连接，电缆头与将军帽通过螺纹连接。安装过程中，为便于将军帽与电缆头的连接，需将电缆头用一销子固定在套管中心管上。

结合对2 号主变压器B 相中性点套管的红外测温发现，温度与负荷存在一定的正向关系，但又不是完全的线性关系，特别是存在偶然跳变的现象，且零序电流接近为零，说明可能存在间隙性放电现象。特别是在增加了临时风扇吹风的情况下温度有大幅的下降，说明该致热能量不大，但比较集中，正体现了局部放电的特点。此外，如有放电应能在绝缘油的色谱分析中反映出氢气、乙炔等成分。

然而，通过对中性点套管的结构分析，发现中性点套管将军帽端部(温度最高点)没有排气孔，在安装后内部有空气，特别是电缆头与将军帽的螺纹连接处并没有绝缘油，而该部位又是相对独立、狭小且高位的空间，即使产生放电特征气体也难以进入到主变本体循环系统内，因此难以通过绝缘油色谱分析发现该问题。

结合中性点套管端部结构及以上分析，如该处有放电，主要考虑以下连接处松动所致。

(1) 抱箍与将军帽的连接处。该处由于在套管外部，未观察到放电痕迹，连接螺栓处于拧紧状态，且接触面较大、圆滑，存在放电的可能性较小，但也不排除因接触面上有杂质、锈蚀或坑凹而造成轻微放电的可能。

(2) 电缆与电缆头的磷铜浇注连接处。该处由于是磷铜浇注连接，工艺可靠性较高，且浸泡在绝缘油中，如有放电可在油色谱分析中有一定的反映，因此此处放电可能性较小。

(3) 电缆头与将军帽的螺纹连接处。该处位于套管内部，无法直接观察，而且由于不能排空气，加上螺纹之间难免有较小的间隙，且具有较大的弯曲半径，因此存在电晕放电的可能性极大。电力系统中出现过多起因该处放电而造成的事故案例。

以上3 种因连接松动造成放电的可能，只有通过直流电阻测量、回路电阻测量或打开将军帽检查才能最终确定。如因绝缘缺陷造成放电，还需对套管的绝缘电阻、介质损耗进行试验才能确定。

3 检修处理

由于电网负荷需要，近期很难具备停电作彻底检查和处理的条件。因此，经充分协调，为保证主设备安全稳定运行，电网调度同意停电一个晚上(约5 h)进行检修处理。经分析，认为该停电检修处理方案具有较大的灵活性，即使不能进行彻底检查和处理，也能排除或确认部分可能的情况，特别是上述分析中最有可能的螺纹连接处放电问题，因此决定开展临时性快速检查性检修。

3.1 检修方案

因只有5 h 的检修时间，故制定了比较灵活的检查性检修方案，如发现较重大的缺陷而不能及时处理，可进一步申请较长时间的检修。主要包括以下检查步骤。

(1) 主变压器转检修态。

(2) 对主变A，B，C 三相进行高压绕组带中性点套管的直流电阻测试，进一步判断三相绕组的直流电阻平衡性。

(3) 关闭主变压器油枕与主变本体的2 个连通阀以及呼吸器与油枕的连通阀，防止油枕油与中性点套管之间的油位差造成大量油从拆除后的将军帽处溢出。

(4) 拆下将军帽抱箍，检查将军帽导电杆与抱箍之间的接触面是否有放电，是否平整。

(5) 拆下将军帽，检查将军帽与电缆头之间的螺纹连接是否紧固，是否有放电现象。

(6) 将电缆头从套管中心管内提起，检查电缆与电缆头的连接处是否有松动及放电现象。

(7) 如发现有放电现象，需对放电处进行清理，适当打磨平整后进行恢复。

(8) 恢复时需更换将军帽与套管间的密封圈(耐油丁腈橡胶)。

(9) 恢复将军帽后，打开主变压器油枕与主变本体的连通阀以及呼吸器与油枕的连通阀，观察将军帽与套管间是否有渗油现象。

(10) 测试B 相套管连同绕组的直流电阻、套管的绝缘电阻、套管的介质损耗、套管末屏的绝缘电阻是否合格。

(11) 将主变压器由检修转运行，带负荷试验观察中性点套管端部温度变化。

该方案之所以灵活，是因为一旦主变压器B相中性点套管将军帽恢复，且直流电阻测试合格，如时间不充裕可不进行套管的绝缘电阻、介质损耗、末屏绝缘电阻试验，且不影响检修后及时恢复。

3.2 检修风险点

(1) 中性点套管电缆头在脱离将军帽与套管中心管之间的固定销后，在自身重量和电缆牵引下极易滑入主变压器内部而难以取出。因此，应加工一个防止电缆头滑入主变压器内部的挡块，可有多种形式，只要挡块宽度大于中性点套管中心管管径，并能通过螺纹与电缆头连接。

(2) 主变压器油枕与主变本体之间的连通阀不能关闭严密，使中性点套管将军帽拆卸时有大量绝缘油冒出，从而使主变压器的油位降至安全运行油位以下。因此，在拆卸中性点套管将军帽时，一定要缓慢，要观察渗油压力、渗油量是否正常，如压力和渗油量较大，需立即恢复密封，检查主变压器油枕与主变本体之间的连通阀是否关闭严密。

(3) 在拆卸中性点套管将军帽或电缆头与中性点套管中心管的固定销时，发生卡死现象，造成拆不下又装不回的情况。因此，在拆装过程中需高度小心，不可用力过猛，要试探性地拆装，发现异常需仔细检查或调整。

(4) 在检修过程中可能发生工器具或零部件滑落砸伤中性点套管瓷瓶。因此，在检修前应使用棉布、塑料膜等对中性点套管瓷瓶进行防护。

3.3 发现的问题

检修开始后，按照方案先检测了2 号主变压器A，B，C 三相高压测绕组带中性点套管的直流电阻，与之前测量的数据相比较，均符合规程要求，无异常变化，进一步排除了三相不平衡的问题。

拆下将军帽后，发现以下问题。

(1) 电缆头与将军帽的连接螺纹上有明显放电痕迹。

(2) 电缆头上没有均压环。

(3) 电缆头固定销与原装不锈钢固定销差别较大，检查发现该固定销是具有导磁性的普通钢而非无导磁性的不锈钢，且销子两端有明显放电痕迹。

(4) 帽内与导电杆的连接螺纹有多处放电痕迹。

(5) 因主变压器引线长度余量不够，电缆头提起高度无法观察到电缆头与电缆的浇注连接部位。

3.4 问题处理

对电缆头上的放电痕迹进行了清理，并加装了应有的均压环，更换了新的将军帽、将军帽密封圈、原装不锈钢销子。

将军帽恢复后，打开主变压器油枕与主变压器本体之间的连通阀及呼吸器与主变压器油枕之间的连通阀，观察将军帽密封无渗油现象；对2 号主变B 相中性点套管进行了直流电阻、绝缘电阻、介质损耗、末屏绝缘电阻等试验，结果均合格。

2 号主变压器在检修转运行后进行了带负荷试验。负荷由150 MW 逐步加载至600 MW，每增加50 MW 停留30 min 后测量中性点套管端部温度（见表1）。各负荷下B 相中性点套管端部温度比处理前有明显的改善，甚至比A，C 相还略低，机组在600 MW 负荷段时测量2 号主变A，C 相温度分别为33.5 ℃，35.0 ℃。因此，通过本次检修解决了根本问题，取得了预期效果。