220 kV變壓器高壓套管末屏故障原因分析與處理

唐嘉宏

(廣東惠州天然氣發(fā)電有限公司，廣東 惠州 516082)

0 引言

發(fā)電廠內(nèi)主變壓器最基本、最重要的功能是將發(fā)電機(jī)產(chǎn)生的電能升壓后送至電網(wǎng)，一旦其發(fā)生故障，不僅會嚴(yán)重影響發(fā)電廠經(jīng)濟(jì)效益，還會對電網(wǎng)的安全產(chǎn)生嚴(yán)重影響。作為變壓器重要部件的高壓套管一向是故障多發(fā)點，2009年度，廣東省發(fā)生了2起變壓器事故，其中一起就是220 kV變壓器高壓套管爆炸，導(dǎo)致變壓器著火燒毀。鑒于此，近年來國內(nèi)高壓套管在線監(jiān)測技術(shù)開始興起，不少發(fā)電廠裝備了這樣的在線裝置，但由于該項技術(shù)處于發(fā)展初期，沒有運行經(jīng)驗，設(shè)計、安裝不當(dāng)極易引發(fā)更嚴(yán)重的事故。2008年廣東某電廠就發(fā)生了由套管在線裝置引起的套管末屏放電故障，發(fā)現(xiàn)故障后進(jìn)行了套管更換。

1 套管故障基本情況

2008年10月，某電廠#2機(jī)組主變壓器(SFP－480000/220型三相變壓器，額定容量為480 MV·A)停電檢修，在打開主變壓器高壓側(cè)B相套管(型號為BRLW－252)接地末屏的在線監(jiān)測裝置進(jìn)行檢查時，發(fā)現(xiàn)末屏小套管有放電痕跡，小套管瓷瓶尾部斷裂，如圖1所示。

圖1 末屏存在嚴(yán)重的放電現(xiàn)象

在線監(jiān)測裝置信號耦合裝置內(nèi)放電痕跡嚴(yán)重，連接導(dǎo)線斷裂，正常狀態(tài)及放電后的信號耦合裝置對比如圖2所示。

圖2 正常狀態(tài)及放電后的信號耦合裝置對比

末屏清理后進(jìn)行了相關(guān)電氣試驗，試驗結(jié)果見表1，表2為主變壓器高壓套管交接試驗數(shù)據(jù)。

表1 主變壓器高壓套管試驗數(shù)據(jù)

表2 主變壓器高壓套管交接試驗數(shù)據(jù)

將表1、表2的數(shù)據(jù)進(jìn)行對比可知，該套管電氣性能與出廠時相比變化不大。

進(jìn)一步對該套管進(jìn)行檢查并對套管絕緣油進(jìn)行了色譜分析試驗，試驗結(jié)果表明:B相高壓套管內(nèi)絕緣油的乙炔含量超標(biāo)，達(dá) 0.039‰，遠(yuǎn)超過了0.002‰ 的注意值和0.005‰ 的國家標(biāo)準(zhǔn)值。

2 故障原因分析

220kV變壓器正常運行時的高壓套管末屏直接接地，一般用1個末屏旋蓋將末屏接地柱與套管法蘭相連，再通過變壓器本體接地，運行期間末屏電位應(yīng)該為0。而最近國內(nèi)為監(jiān)測高壓套管的絕緣性能，開始嘗試使用在線監(jiān)測套管介質(zhì)損耗因數(shù)的技術(shù)，以期能盡早發(fā)現(xiàn)套管內(nèi)部存在的缺陷，為實現(xiàn)高壓設(shè)備的狀態(tài)檢修提供技術(shù)基礎(chǔ)。

該廠安裝的高壓套管在線監(jiān)測裝置使用的是在線監(jiān)測套管介質(zhì)損耗因數(shù)的技術(shù)，屬剛引進(jìn)的技術(shù)，國內(nèi)沒有任何運行經(jīng)驗。該裝置的基本結(jié)構(gòu)為1臺后臺機(jī)，通過1根同軸電纜和信號耦合裝置與套管末屏連接，從運行中的套管末屏采集電流信號傳送至后臺機(jī)中，計算出實時的介質(zhì)損耗因數(shù)從而進(jìn)行監(jiān)測。也就是說，套管末屏是通過1根電纜與信號耦合裝置相連，再經(jīng)信號耦合裝置接地。

根據(jù)表1、表2的試驗數(shù)據(jù)和現(xiàn)場檢查結(jié)果推斷，套管末屏放電以及套管絕緣油含有大量乙炔的原因如下:

(1)因為設(shè)計原因，套管末屏與信號耦合裝置的連接線兩端要先固定在套管末屏接線柱和信號耦合裝置內(nèi)部，然后才能將信號耦合裝置旋進(jìn)固定法蘭盤上。在信號耦合裝置旋轉(zhuǎn)時，由于連接線兩端已經(jīng)固定，連接線只能隨著信號耦合裝置一同旋轉(zhuǎn)，不斷地旋轉(zhuǎn)使連接線嚴(yán)重扭曲致連接線線芯和外絕緣皮受損，但由于連接線還沒有斷，此時套管末屏還是接地良好的。

(2)運行期間套管末屏與信號耦合裝置之間的連接線有電流通過，使連接線發(fā)熱，溫度升高將進(jìn)一步使連接線線芯和外皮變形，受損的線芯使接地電阻升高，長期運行將熔斷已經(jīng)受損的線芯。

(3)套管末屏沒有接地，而懸浮電位很高，甚至有上千伏，懸浮電位使末屏對連接線斷處以及信號耦合裝置內(nèi)壁放電，不斷損壞連接線和內(nèi)壁。對套管而言，末屏不斷放電使末屏接地柱溫度升高，傳導(dǎo)至套管內(nèi)部使內(nèi)部最末幾層絕緣紙?zhí)炕?，絕緣油氣化，產(chǎn)生大量乙炔。由于發(fā)現(xiàn)及時，雖然乙炔含量已經(jīng)很高，但套管電氣性能沒有太明顯的變化。

3 缺陷處理

為保證設(shè)備的安全運行，必須拆除故障套管更換合格的新套管?，F(xiàn)在國內(nèi)常規(guī)的大型變壓器高壓套管的更換方法是:將變壓器排油，排油后更換套管，然后對變壓器注油，最后進(jìn)行電氣試驗，工作結(jié)束。以該廠220 kV變壓器為例，常規(guī)套管更換流程為:

(1)該變壓器本體內(nèi)有將近38 t的變壓器油，要將油位降至高壓側(cè)套管升高座以下，至少需要放出10 t變壓器油;

(2)打開套管升高座人孔門，更換套管;

(3)套管更換完畢后，進(jìn)行局部抽真空、濾油、注油;

(4)進(jìn)行電氣預(yù)防性試驗，特別要進(jìn)行局部放電試驗;

(5)試驗合格后工作結(jié)束。

這種方法有如下弊端:

(1)在絕緣油的排出、濾油、注油過程中，會造成大量的絕緣油損耗，僅濾油機(jī)的清洗一項就需1 t左右的新絕緣油。

(2)排出如此多的絕緣油且要打開人孔門，將使變壓器部分繞組暴露在空氣中，必須要考慮如何防止繞組吸潮、吸塵進(jìn)而影響繞組絕緣性能，因此，需要在天氣晴好的情況下進(jìn)行處理，對環(huán)境的要求很苛刻;同時，還需要大量的油處理裝置，包括真空濾油機(jī)、大型油罐、油管等。

(3)由于是局部抽真空注油，所以不能保證注油是在空氣完全抽出的前提下進(jìn)行的，也就無法保證變壓器本體的內(nèi)注油合格，可能需要進(jìn)行長時間的熱油循環(huán)，整個油處理工作的工期至少要2～3 d。

(4)天氣良好的情況下，整個工期(包括油靜置和電氣試驗時間)至少要6～7 d，天氣不好的情況下，工期就難以確定了。

根據(jù)該廠220 kV變壓器的高壓套管升高座位置很高的特點，筆者提出了一種不排油更換高壓套管的方法，完全沒有上述方法的缺點且簡單而行，流程如下:

(1)在套管更換前一天14:00左右關(guān)閉變壓器本體上所有的蝶閥(特別是變壓器儲油柜與變壓器本體的連接蝶閥)，使本體內(nèi)形成一定的負(fù)壓。

(2)用放油閥排出100kg左右的絕緣油，打開B相套管連接法蘭螺栓，繼續(xù)放油至套管法蘭處沒有油流出為止。

(3)拔除舊套管后，立即用干凈薄膜將套管升高座密封，避免雜物掉入變壓器本體內(nèi)。由于目前國使用的內(nèi)套管都是穿纜式結(jié)構(gòu)，因此，只要將連接電纜控制好，不掉入變壓器本體，就不需要進(jìn)行連接部分的工作。

(4)安裝好新套管后，恢復(fù)安裝，打開所有的連接蝶閥進(jìn)行變壓器本體放氣工作。

(5)靜置，電氣試驗。

2008年10月23日，該電廠進(jìn)行#2主變壓器B相套管更換工作。在排出來200 kg的絕緣油后，就能進(jìn)行套管更換工作，整個更換工作只用了1 h便完成。后續(xù)的電氣試驗表明，#2主變壓器一切正常，變壓器絕緣油全部合格。整個工期為3 d(還包括變壓器油靜置48 h在內(nèi))，極大縮短了工期，節(jié)約了大量的人力、物力，僅絕緣油就節(jié)省了2 t左右。

4 結(jié)束語

新技術(shù)應(yīng)用在高壓電氣設(shè)備上時一定要謹(jǐn)慎，要考慮到各種可能的后果，避免因使用新設(shè)備而產(chǎn)生新的缺陷點。更改了套管末屏接地方式的裝置，一定要在設(shè)計期間就考慮到末屏懸浮可能出現(xiàn)的極端情況，在不能確保套管末屏接地的情況下不應(yīng)采用新裝置。