500kV變壓器高壓套管兩起缺陷的分析及處理

摘要：變壓器套管是變壓器重要絕緣部件，其電氣和機械強度、熱穩(wěn)定性能等技術(shù)指標(biāo)必須達(dá)到規(guī)定要求，且應(yīng)具有良好的密封性能。鑒于此，針對某電廠兩起500 kV變壓器高壓套管在運行中出現(xiàn)的漏油、受潮等問題，通過紅外測溫、電氣試驗、油化驗等技術(shù)手段，結(jié)合套管解體檢查，找出缺陷部位，分析發(fā)生的原因，提出變壓器套管在廠內(nèi)監(jiān)造驗收、現(xiàn)場安裝調(diào)試、運行維護、檢修試驗等環(huán)節(jié)必須把控的關(guān)鍵點和注意事項。

關(guān)鍵詞：高壓套管；電氣試驗；缺陷處理；主變壓器

中圖分類號：TM411；TM216+.5? ? 文獻標(biāo)志碼：A? ? 文章編號：1671-0797（2023）10-0079-04

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2023.10.022

0? ? 引言

油浸式變壓器因其絕緣強度好、傳熱性能強、工程造價低而得到廣泛應(yīng)用，可以解決大空間熱管散熱和工作電壓高的絕緣層問題。然而，油浸式變壓器運行中普遍存在的漏油問題嚴(yán)重危害著變壓器的運行安全[1-3]。

變壓器漏油會對變壓器的安全運行構(gòu)成嚴(yán)重威脅[4]。

（1）如果變壓器長時間漏油或大量漏油，油枕油量會不足。當(dāng)運行中的油枕油液位降低過多時，會造成瓦斯繼電器的誤動作。當(dāng)變壓器缺油嚴(yán)重、內(nèi)部繞組裸露時，會破壞絕緣層，甚至發(fā)生熱擊穿安全事故，造成變壓器停運，危及電力工程的可靠供電。

（2）變壓器漏油，極易造成水進入，導(dǎo)致變壓器內(nèi)部回潮。

（3）變壓器漏油位置非常容易附著灰塵，使得表面大面積附著油污，極大損害外觀品牌形象，并導(dǎo)致維修困難。

（4）泄漏的航空液壓油會造成水資源浪費，污染環(huán)境[5-7]。

因此，變壓器漏油問題必須引起變電站維護人員的高度關(guān)注，主變?nèi)粘＿\行維護過程中如果套管的密封性能不良，有可能造成漏油或內(nèi)部受潮的故障發(fā)生，影響變壓器安全運行。本文列舉了兩起500 kV變壓器套管因密封性能不良導(dǎo)致的設(shè)備缺陷實例。

1? ? 故障實例1：某500 kV電廠#1主變C相高壓套管嚴(yán)重漏油

1.1? ? 主變及套管情況

該主變?nèi)萘繛?40 000 kVA，1997年12月投運，其高壓套管型號為LZZB1-10 600/5A。

1.2? ? 缺陷處理情況

2016年9月開展設(shè)備特巡時，發(fā)現(xiàn)該電廠#1主變C相套管缺油，套管末屏周邊有滲油痕跡。試驗人員對#1主變進行紅外測溫時，發(fā)現(xiàn)C相套管油位指示計已顯示無油，紅外熱像圖譜如圖1所示。此時，環(huán)境溫度29 ℃，相對濕度70%，負(fù)荷電流46.6 A。根據(jù)圖1可知，三相套管油室部位溫度分布不一致，C相套管油室溫度較低，其分布范圍在35.7～36.9 ℃，而正常的B相溫度分布范圍為37.4～38 ℃，診斷為套管缺油，油位的下降導(dǎo)致了C相溫度偏低。隨后經(jīng)過密切跟蹤，2016年10月30日，對#1主變C相套管進行停電消缺處理。處理之后，漏油檢查、試驗數(shù)據(jù)和帶電檢測均正常，缺陷消除。

1.3? ? 檢查與試驗

1.3.1? ? 套管檢查

為了尋找主變套管的漏油點，停電期間，檢修人員對套管進行了全方位的檢查，發(fā)現(xiàn)末屏附近漏油情況最為嚴(yán)重，打開末屏接地小蓋之后有新油不斷從末屏處流出，末屏端子螺帽松動，如圖2所示。隨即將末屏端子螺帽擰緊，觀察一段時間后沒有繼續(xù)漏油的現(xiàn)象。

1.3.2? ? 套管試驗與處理

為了檢查漏油的套管絕緣油是否合格，取#1主變B、C相套管的油樣化驗對比分析，試驗數(shù)據(jù)如表1所示。

從表1的油色譜試驗數(shù)據(jù)可知，B相與C相套管的絕緣油試驗數(shù)據(jù)均在合格范圍內(nèi)，但是C相套管的H2和CH4含量比B相明顯要大，接近注意值，判斷C相套管由于滲油在呼吸作用下內(nèi)部輕微受潮。隨即對C相套管進行循環(huán)濾油處理，多次換油后將C相套管油位補至正常水平，靜置24 h后，重新進行油色譜試驗合格。持續(xù)觀察了兩天，套管油位維持穩(wěn)定且無滲油現(xiàn)象。

在更換套管油前后，分別開展了C相套管電氣試驗，并與上一個檢修周期的試驗數(shù)據(jù)進行了對比，試驗數(shù)據(jù)如表2所示。

以上數(shù)據(jù)均在合格范圍之內(nèi)，在缺油的情況下，套管的電容值有一定程度的降低，但試驗數(shù)據(jù)仍在標(biāo)準(zhǔn)值內(nèi)。由此可確定，該主變C相套管漏油是由末屏端子處螺栓松動引起密封不良所致。

2? ? 故障實例2：某500 kV電廠#2主變中性點套管受潮

2.1? ? 主變及套管情況

該主變?nèi)萘繛?40 000 kVA，2003年投運，其高壓套管型號為LZZB1-10 600/5A。

2.2? ? 缺陷處理情況

2018年7月，該電廠開展#2主變例行試驗。當(dāng)時天氣為晴，濕度65%，環(huán)境溫度29 ℃，上層油溫33 ℃。根據(jù)試驗流程首先進行了繞組直流電阻、分接開關(guān)動作特性、繞組低電壓阻抗測試，均合格，而高壓套管連同繞組對低壓及地的絕緣電阻和泄漏電流試驗不合格。高壓套管外瓷套對地40 kV直流電壓下泄漏電流12 μA，且絕緣電阻值達(dá)20 000 MΩ，數(shù)據(jù)如表3所示。

試驗數(shù)據(jù)表明，變壓器高低壓套管外絕緣性能正常，但主變高壓側(cè)套管內(nèi)絕緣存在缺陷。隨后，開展主變繞組連同套管的相關(guān)電氣試驗，試驗數(shù)據(jù)如表4所示。

試驗進一步表明低壓側(cè)絕緣試驗合格，高壓繞組連同套管介損值、高壓0相套管電容量及介損值均不合格。分析高壓0相套管對高壓繞組連同套管介損值的影響，進行理論計算：

Cl×tgl%=C總×tg總%-C0×tg0%

tg1%=（4.01%×8 045-58.6%×512.1）/（8 045-512.1）≈0.299%

式中：C1、tg1%為高壓繞組排除0相套管影響后的電容量及介損值。

分析計算表明，排除0相套管影響后高壓繞組電容量及介損值合格。

對變壓器本體及高壓套管取油樣進行油中溶解氣體色譜及水分分析，試驗結(jié)果表明本體油及A、B、C三相套管油樣合格，0相套管油樣氫氣及水分超標(biāo)。為了更全面地檢驗變壓器絕緣性能，證實分析判斷結(jié)論，決定將缺陷相高壓0相接地后進行局部放電試驗。局部放電試驗結(jié)果表明，三相1.3倍Um/電壓下局放量均小于100 pC。

根據(jù)以上試驗結(jié)果，發(fā)現(xiàn)該主變中性點套管存在嚴(yán)重受潮的絕緣缺陷，變壓器本體及其他部件絕緣性能正常。更換新的中性點套管后，主變試驗合格，恢復(fù)供電。

在檢修車間對該中性點套管進行解體分析，解體后發(fā)現(xiàn)套管內(nèi)部進水受潮，如圖3所示。套管進水原因為儲油柜膠木密封圈變形失效，導(dǎo)致套管密封性能下降，內(nèi)部嚴(yán)重受潮，如圖4所示。

3? ? 結(jié)論與建議

（1）在廠內(nèi)生產(chǎn)制造環(huán)節(jié)，業(yè)主單位必須組織技術(shù)人員對主變開展出廠監(jiān)造和交接驗收，在廠內(nèi)同步開展金屬分析檢測等技術(shù)監(jiān)督工作。對涉及產(chǎn)品質(zhì)量方面的細(xì)節(jié)問題以及試驗中發(fā)現(xiàn)的異常數(shù)據(jù)，要細(xì)致分析，認(rèn)真整改。交接驗收時，要收集該廠家同一批次套管的材質(zhì)型號、電氣試驗數(shù)據(jù)、出廠記錄等資料。

（2）主變安裝后的現(xiàn)場驗收要認(rèn)真仔細(xì)，對本體和組部件的任何部位都要排查可能存在的疑點。應(yīng)設(shè)專人進行現(xiàn)場監(jiān)督，確保套管安裝質(zhì)量合格。在變壓器投運前應(yīng)安排取油試驗，以及時發(fā)現(xiàn)并處理設(shè)備隱患。

（3）在主變運行過程中，套管缺陷可以通過電氣試驗、油化試驗、紅外測溫等手段進行數(shù)據(jù)的橫向比較和縱向比較，通過試驗關(guān)鍵數(shù)據(jù)呈現(xiàn)設(shè)備缺陷特征及變化趨勢。通過綜合分析判斷，確診主變套管存在的隱患，實現(xiàn)缺陷精準(zhǔn)定位。

（4）主變例行停電檢修前，應(yīng)安排對各部件進行帶電檢測，以及時發(fā)現(xiàn)套管缺油或受潮等缺陷，提前制定好檢修方案，確保檢修一步到位，提高檢修質(zhì)量。

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收稿日期：2023-01-17

作者簡介：李澤明（1993—），男，吉林集安人，助理工程師，主要從事發(fā)電廠運行及管理工作。