摘要：介紹了內(nèi)某電廠220kV干式變壓器高壓套管故障情況，并對故障原因進行綜合分析，提出相應的防范措施。關鍵詞：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，由于運行中的干式變壓器要長期承受工作電壓、負荷電流 以及在故障中出現(xiàn)的短時過電壓、大電流的作用，因此對套管的制造、運行、檢修和測試都有嚴格的規(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日進行安裝，2012年6月23日產(chǎn)品通過所有現(xiàn)場交接試驗并帶電運行，運行情況穩(wěn)定。2012年12月1日凌晨2點主變A相“重瓦斯”動作，主變退出運行,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直流電阻測試值較6月20日交接試驗數(shù)據(jù)增長10%，而低壓繞組直阻正常的現(xiàn)象，判定故障點在高壓套管與引線連接點、中性點套管與引線連接點、分接開關等三個位置。12月4日對A相主干式變壓器進行排油內(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，進行詳細檢查。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)溫度補償裝置內(nèi)有大量碳化物，內(nèi)拉桿頭部及溫度補償裝置內(nèi)管（鋁質(zhì)管）處均有嚴重燒蝕現(xiàn)象，見圖四。 圖三 接線板與導管燒蝕 圖四溫度補償裝置內(nèi)管及拉桿燒蝕高壓套管故障原因分析：內(nèi)運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，這種連接方式是將套管的中心銅導管用做導通電流的載體，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)接線板靠一根細的鋼制拉桿拉著與套管中心銅導管緊密接觸，以形成電流通路。鋼制拉桿正常時不通電流，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)導管之間是由兩個同心管組成的溫度補償裝置，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，溫度補償原理就是利用兩同心管溫度變化時伸縮不同而補償銅導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)導管保持緊密接觸，拉桿上部螺母在緊固時，力矩有著嚴格要求，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，當力矩達到10Nm時，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b-a符合說明書規(guī)定的值時，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)廠家技術人員現(xiàn)場實測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行裝配，堅固力矩為10Nm時a=19.34mm,堅固力矩為100Nm時b=27.38mm, b-a=8.04mm,不能滿足要求，繼續(xù)堅固，當堅固力矩為130Nm時，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)場安裝時內(nèi)部拉桿未完全緊固到位。進入冬季后，隨著氣溫的降低，盡管有溫度補償裝置的作用，氣候變化仍加大了套管底部銅質(zhì)接線板與導管之間的間隙，兩者之間產(chǎn)生電弧放電，油氣分離，導致干式變壓器瓦斯動作跳閘。同時由于套管底部接線板與導管之間的間隙，使得電流無法由接線板經(jīng)導管正常流通，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、運行安全可靠的優(yōu)點，但內(nèi)部結(jié)構較為復雜，拉桿緊固時如果拉桿拉力不夠，投入運行則會釀成事故，故在現(xiàn)場裝配中應嚴格按照說明書規(guī)定進行裝配。(2)設備停運檢修期間，應對拉桿式套管裝配尺寸進行復核，檢查拉桿的緊固力矩是否符合要求，并將復核尺寸與歷次數(shù)據(jù)進行對比。(3)干式變壓器油中溶解氣體分析是判斷充油電氣設備早期潛伏性故障靈敏而有效的方法。對每一次的試驗結(jié)果不但要分析各特征氣體含量的絕對值，還應同時分析其產(chǎn)氣速率，以便盡早發(fā)現(xiàn)設備隱患，及時采取相應的措施。(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、套管接線板與導電桿的接觸程度、分接開關各個位置接觸是否良好以及分接開關的實際位置與指示位置是否相符等具有指導意義，應加強在交接、大修、預試、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年對套管油進行一次色譜分析，并將先次分析數(shù)據(jù)作為基準值，便于以后進行對比。參考文獻［1］干式變壓器GOE套管的安裝和維護指南［2］一起進口套管燒損故障情況介紹 高壓電器 2012年 第02期

 

 

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