摘要：介紹了內(nèi)某電廠220kV干式變壓器高壓套管故障情況，并對故障原因進(jìn)行綜合分析，提出相應(yīng)的防范措施。關(guān)鍵詞：套管；拉桿；分析；措施引言高壓套管是干式變壓器的重要組件之一，是將干式變壓器內(nèi)部高壓引線引到油箱外部的出線裝置，由于運(yùn)行中的干式變壓器要長期承受工作電壓、負(fù)荷電流 以及在故障中出現(xiàn)的短時(shí)過電壓、大電流的作用，因此對套管的制造、運(yùn)行、檢修和測試都有嚴(yán)格的規(guī)定和要求。近年來，在我的一些地區(qū)發(fā)生了多起干式變壓器運(yùn)行事故，而由高壓套管故障引發(fā)的事故率所占的比例較大。2012年12月內(nèi)某電廠發(fā)生一起高壓套管由于內(nèi)部拉桿緊固不到位，造成主變跳閘的事故，本文對這起事故進(jìn)行分析，望同行引以為鑒。高壓套管故障的基本情況內(nèi)某電廠主干式變壓器（型號為DFP-240000/220），于2012年5月30日進(jìn)行安裝，2012年6月23日產(chǎn)品通過所有現(xiàn)場交接試驗(yàn)并帶電運(yùn)行，運(yùn)行情況穩(wěn)定。2012年12月1日凌晨2點(diǎn)主變A相“重瓦斯”動作，主變退出運(yùn)行,電廠人員檢查瓦斯繼電器內(nèi)有氣體，隨即對該相干式變壓器油色譜進(jìn)行取樣分析，檢測結(jié)果見表一。

表一主變A相事故前后油色譜分析數(shù)據(jù)從表一的油色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，故障前后油中烴類氣體增長較大，其中乙炔值為 6.25ppm，由此分析干式變壓器內(nèi)部存在放電問題，由于 CO、CO2 沒有較為明顯變化，故初步懷疑為裸金屬放電，不涉及固體絕緣，接合事故后高壓繞組對中性點(diǎn)直流電阻測試值較6月20日交接試驗(yàn)數(shù)據(jù)增長10%，而低壓繞組直阻正常的現(xiàn)象，判定故障點(diǎn)在高壓套管與引線連接點(diǎn)、中性點(diǎn)套管與引線連接點(diǎn)、分接開關(guān)等三個位置。12月4日對A相主干式變壓器進(jìn)行排油內(nèi)部檢查，內(nèi)檢發(fā)現(xiàn)：①高壓引線距離安裝套管較好個引線支撐件處有黑色痕跡，且木支撐件上有小黃銅珠，見圖一。②內(nèi)檢人員用手活動套管底部繞組出線銅質(zhì)接線板，感覺接線板與套管導(dǎo)管接觸不緊密，兩者之間存在間隙。 圖一 引線支撐件 圖二 高壓套管上部接線端子拆除后的情況根據(jù)內(nèi)檢情況，懷疑該支高壓套管內(nèi)部存在放電，于是決定拆除高壓套管，進(jìn)行詳細(xì)檢查。12月6日將該支套管拆除后發(fā)現(xiàn)：①套管上部載流墊圈出現(xiàn)燒蝕現(xiàn)象，有碳化物，見圖二。②高壓套管底部銅質(zhì)接線板與套管導(dǎo)管之間有0.5-1mm間距，兩部位接觸存在間隙，接觸面邊緣燒蝕嚴(yán)重。木支撐件上面的黃銅珠便由此產(chǎn)生，見圖三。③抽出拉桿后，發(fā)現(xiàn)溫度補(bǔ)償裝置內(nèi)有大量碳化物，內(nèi)拉桿頭部及溫度補(bǔ)償裝置內(nèi)管（鋁質(zhì)管）處均有嚴(yán)重?zé)g現(xiàn)象，見圖四。 圖三 接線板與導(dǎo)管燒蝕 圖四溫度補(bǔ)償裝置內(nèi)管及拉桿燒蝕高壓套管故障原因分析：內(nèi)運(yùn)行的干式變壓器套管按載流方式的不同，大致分為穿纜式、導(dǎo)桿式和拉桿式三種，該支套管為合肥ABB生產(chǎn)，型號是GOE-1050-750-5000-0.6，油側(cè)的連接方式為拉桿式結(jié)構(gòu)，這種連接方式是將套管的中心銅導(dǎo)管用做導(dǎo)通電流的載體，帶電纜連接片的干式變壓器高壓引線用螺栓固定在套管底部帶有M12的銅質(zhì)接線板上，而銅質(zhì)接線板靠一根細(xì)的鋼制拉桿拉著與套管中心銅導(dǎo)管緊密接觸，以形成電流通路。鋼制拉桿正常時(shí)不通電流，只起到拉緊作用，拉桿式套管連接方法見圖五。在鋼制拉桿和內(nèi)導(dǎo)管之間是由兩個同心管組成的溫度補(bǔ)償裝置，其中內(nèi)管是鋁質(zhì)管，外管材質(zhì)為鋼，外管長度略長于內(nèi)管，溫度補(bǔ)償原理就是利用兩同心管溫度變化時(shí)伸縮不同而補(bǔ)償銅導(dǎo)管與鋼拉桿冷熱伸縮不同所帶來的影響。圖五 拉桿式套管連接方法為了使拉桿式套管底部接線板與內(nèi)導(dǎo)管保持緊密接觸，拉桿上部螺母在緊固時(shí)，力矩有著嚴(yán)格要求，具體安裝過程是，先先螺母要能夠很平滑的旋轉(zhuǎn)在螺桿上，否則要用“Molykote 1000”涂到螺栓上，多余的“Molykote 1000”要用白布擦去。在緊固拉桿上部的螺母時(shí)，當(dāng)力矩達(dá)到10Nm時(shí)，測量從螺母頂部到螺桿頂部的數(shù)值記為a，然后再繼續(xù)旋緊螺母，當(dāng)力矩在70-140Nm測量從螺母頂部到螺桿頂部的數(shù)值記為b，當(dāng)b-a符合說明書規(guī)定的值時(shí)，證明拉桿已經(jīng)符合要求，對于該型號套管，ABB GOE套管安裝使用說明書規(guī)定b-a=10±0.5mm符合要求。拆下的高壓套管經(jīng)廠家技術(shù)人員現(xiàn)場實(shí)測b值為18.34mm，在現(xiàn)場對此支套管重新按使用說明書要求進(jìn)行裝配，堅(jiān)固力矩為10Nm時(shí)a=19.34mm,堅(jiān)固力矩為100Nm時(shí)b=27.38mm, b-a=8.04mm,不能滿足要求，繼續(xù)堅(jiān)固，當(dāng)堅(jiān)固力矩為130Nm時(shí)，b=29.30mm,b-a=9.96mm，滿足要求，故套管安裝結(jié)束。通過現(xiàn)場未重新安裝前實(shí)測b值為18.34mm，與重新安裝后滿足要求的b值為29.30mm，可以判斷此支套管現(xiàn)場安裝時(shí)內(nèi)部拉桿未完全緊固到位。進(jìn)入冬季后，隨著氣溫的降低，盡管有溫度補(bǔ)償裝置的作用，氣候變化仍加大了套管底部銅質(zhì)接線板與導(dǎo)管之間的間隙，兩者之間產(chǎn)生電弧放電，油氣分離，導(dǎo)致干式變壓器瓦斯動作跳閘。同時(shí)由于套管底部接線板與導(dǎo)管之間的間隙，使得電流無法由接線板經(jīng)導(dǎo)管正常流通，而接線板與拉桿為一體式，拉桿長期通過本不該承擔(dān)的電流，致使其上部、中部出現(xiàn)不同程度的燒蝕。防范措施：此次高壓套管事故不但造成了地區(qū)供電緊張，對電廠經(jīng)濟(jì)影響也很大。為了防止發(fā)生同類事故，提出以下防范措施：(1)拉桿式套管具有安裝便利、運(yùn)行安全可靠的優(yōu)點(diǎn)，但內(nèi)部結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，拉桿緊固時(shí)如果拉桿拉力不夠，投入運(yùn)行則會釀成事故，故在現(xiàn)場裝配中應(yīng)嚴(yán)格按照說明書規(guī)定進(jìn)行裝配。(2)設(shè)備停運(yùn)檢修期間，應(yīng)對拉桿式套管裝配尺寸進(jìn)行復(fù)核，檢查拉桿的緊固力矩是否符合要求，并將復(fù)核尺寸與歷次數(shù)據(jù)進(jìn)行對比。(3)干式變壓器油中溶解氣體分析是判斷充油電氣設(shè)備早期潛伏性故障靈敏而有效的方法。對每一次的試驗(yàn)結(jié)果不但要分析各特征氣體含量的絕對值，還應(yīng)同時(shí)分析其產(chǎn)氣速率，以便盡早發(fā)現(xiàn)設(shè)備隱患，及時(shí)采取相應(yīng)的措施。(4)干式變壓器繞組直流電阻測試對判別繞組接頭的焊接質(zhì)量和繞組有無匝間短路、套管接線板與導(dǎo)電桿的接觸程度、分接開關(guān)各個位置接觸是否良好以及分接開關(guān)的實(shí)際位置與指示位置是否相符等具有指導(dǎo)意義，應(yīng)加強(qiáng)在交接、大修、預(yù)試、無載調(diào)壓干式變壓器改變分接位置后、故障后對直流電阻的測試工作，并參照原始數(shù)據(jù)對比分析。(5)建議每隔5年對套管油進(jìn)行一次色譜分析，并將先次分析數(shù)據(jù)作為基準(zhǔn)值，便于以后進(jìn)行對比。參考文獻(xiàn)［1］干式變壓器GOE套管的安裝和維護(hù)指南［2］一起進(jìn)口套管燒損故障情況介紹 高壓電器 2012年 第02期

 

 

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