一起110 kV變壓器套管發(fā)熱缺陷分析及處理

莊先濤，郝為，種俊龍

(國網(wǎng)四川省電力公司遂寧供電公司，四川 遂寧629000)

0 引言

電力變壓器是電網(wǎng)核心設備，其運行狀態(tài)直接影響電網(wǎng)的安全穩(wěn)定性。套管是電力變壓器的重要組部件，將變壓器內(nèi)部的高、中、低壓繞組引線引接至油箱外部，對引線起固定、支持及絕緣等作用，其健康狀態(tài)對電力變壓器安全運行尤為重要[1－3]。套管在運行中，承受著高電壓、大電流、機械應力及熱的作用，同時還受雨、雪、高溫高濕、強紫外線及溫差大等外界環(huán)境影響，容易出現(xiàn)故障。套管一旦發(fā)生故障，會直接導致變壓器停運，甚至引起火災爆炸，造成巨大損失。統(tǒng)計表明，由套管故障導致的變壓器故障占了很大比例，500 kV及以上電壓等級的該類故障占比約為27.8%[3]。因此，對變壓器套管狀態(tài)進行檢測、診斷及維護具有重要意義。

變壓器套管缺陷主要包括局部過熱、局部放電、絕緣受潮、氣泡雜質及漏油等，國內(nèi)外針對上述缺陷檢測及診斷技術開展了廣泛的研究，包括油中溶解氣體分析(DGA)法、特高頻(UHF)法、高頻(HF)法、紫外法、紅外測溫法等[4－10]。其中紅外測溫法具有非接觸式、抗電磁干擾、直觀明了等特點，能準確判斷電力設備缺陷部位和性質，在變壓器套管局部過熱缺陷檢測及診斷中應用廣泛，利用該方法成功發(fā)現(xiàn)多起缺陷，避免了重大損失[11－17]。

本文針對一起220 kV變壓器的110 kV套管將軍帽過熱缺陷，分析故障原因，并提出處理措施，為今后處理類似變壓器缺陷提供實踐經(jīng)驗。

1 設備缺陷

某220 kV變電站2號主變壓器(簡稱主變)型號為SSZ－180000/220，出廠日期為2012年1月。其中110 kV套管型號為BRDLW－126/1250－4，設備出廠日期為2012年1月，投運日期為2013年3月。

2018年3月，運維人員對該站開展紅外測溫，發(fā)現(xiàn)2號主變110 kV側C相套管將軍帽處溫度異常，如圖1所示。圖像特征表現(xiàn)為以C相套管頂部柱頭為最熱的熱像，熱點明顯可以看出，C相套管將軍帽處最高點溫度為112℃，而相鄰的B相最高溫度為21.3℃，依據(jù)DL/T664—2016《帶電設備紅外診斷應用規(guī)范》及《國家電網(wǎng)公司變電檢測管理規(guī)定紅外熱像檢測細則》，該缺陷屬于危急缺陷。同時，檢查發(fā)現(xiàn)該套管為滿油位，可能與變壓器本體存在“串油”現(xiàn)象。運維人員立即安排停電，對設備進行消缺處理。

圖1 2號主變套管紅外圖譜

2 試驗情況

2.1 直流電阻測試

為確定套管發(fā)熱故障點，測試套管線夾接觸面直流電阻為5μΩ，且A、B、C三相間差異不大。因此，可以排除是由于線夾接觸不良導致的套管將軍帽發(fā)熱。

2號主變110 kV側繞組直流電阻測試結果見表1?？梢钥闯?，本次測量C相繞組直流電阻為70.12 mΩ，不平衡度為5.59%，且與前次結果相比變化量為4.93%。依據(jù)《國家電網(wǎng)公司變電檢測管理規(guī)定 直流電阻試驗細則》，相間不平衡度、同相初值差超過標準要求(≤2%)，C相繞組導電回路接觸異常。該缺陷為電流制熱型缺陷，導電回路接觸異常使發(fā)熱功率增大，進而導致異常發(fā)熱。

表1 2號主變110 kV側繞組直流電阻測試結果

2.2 油中溶解氣體測試

試驗人員對2號主變110 kV側C相套管開展油中溶解氣體分析，多次檢測均發(fā)現(xiàn)該套管C2H2及總烴含量超標，結果見表2。依據(jù)《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》，三比值編碼為022，故障類型判斷為高溫過熱。同時，對2號主變本體開展油中溶解氣體分析，油中溶解氣體含量烴類物質有明顯增長，并且出現(xiàn)了乙炔。

表2 套管油中溶解氣體分析 uL/L

3 設備解體檢查情況

拆除C相套管線夾，拆開將軍帽后發(fā)現(xiàn)導電桿與將軍帽內(nèi)均有明顯的放電灼燒痕跡，C相套管將軍帽內(nèi)缺少斜圈彈簧，如圖2所示。

圖2 2號主變110 kV套管將軍帽解體檢查

套管導電桿與將軍帽為插接式，需在將軍帽內(nèi)安裝斜圈彈簧以確保導電回路緊密接觸，若缺失斜圈彈簧將導致將軍帽與導電桿接觸不良。

解體檢查時，將C相套管油位由滿油位放至半油位，約5 h后套管再次恢復滿油位，表明套管油室與變壓器本體油室存在內(nèi)漏缺陷。將套管吊出檢查，在清除套管表面、內(nèi)壁油跡后，通過長時間觀察并未發(fā)現(xiàn)套管法蘭下端各連接面有滲油現(xiàn)象。

隨后，拆除套管頭部密封壓板，發(fā)現(xiàn)套管頂部O型密封膠墊較硬，存在明顯的老化現(xiàn)象，同時發(fā)現(xiàn)被密封的間隙不均勻，導致主變本體與套管油室的密封性能下降，如圖3所示。

圖3 套管頭部密封部分解體

4 缺陷原因分析及處理

1)將軍帽發(fā)熱原因分析

通過試驗檢查和解體檢查，判斷110 kV C相套管將軍帽發(fā)熱缺陷的產(chǎn)生原因是由于將軍帽內(nèi)斜圈彈簧缺失，致使導電桿定位后與將軍帽接觸不良，而引起異常發(fā)熱。同時，導電桿與將軍帽之間接觸不良將導致懸浮放電。

2)套管內(nèi)漏原因分析

由于將軍帽發(fā)熱位置靠近套管密封膠墊，且金屬材質導熱性能良好，長時過熱導致O型密封膠墊老化，進而導致套管油室與本體油室之間密封不良。由于主變本體油枕油位高于110 kV側套管油位，使本體變壓器油滲入套管油室，逐漸導致套管滿油位，內(nèi)漏途徑如圖4虛線所示。

圖4 套管內(nèi)漏途徑

3)主變本體及套管油色譜試驗不合格原因分析

將軍帽頂部懸浮放電產(chǎn)生過熱現(xiàn)象，導致主變本體變壓器油經(jīng)受高溫，而主變本體油量較多，因此在主變本體的油色譜試驗數(shù)據(jù)中放電產(chǎn)生的特征氣體體現(xiàn)得不明顯，但也可以看出發(fā)展趨勢。套管油室與高溫的引線接頭距離近，導致套管油室變壓器油經(jīng)受高溫。另一方面，經(jīng)放電分解的變壓器油也可能因內(nèi)漏進入套管，導致套管油色譜檢測不合格。

綜合分析，為減少停電時間，更換套管后設備恢復正常運行。

5 結語

1)采用紅外測溫可以及時、有效地發(fā)現(xiàn)套管過熱缺陷，對保障設備安全，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行起著重要作用。

2)本次套管過熱缺陷是由于斜圈彈簧缺失引起的，后續(xù)對關鍵設備、關鍵工序要到場見證，嚴把設備質量關，防止出現(xiàn)因現(xiàn)場安裝問題導致的設備質量事件。

3)套管發(fā)生漏油時，除排查常見的套管底部密封不良外，還應考慮套管頭部是否密封可靠。