周濤

(國網(wǎng)湖北省電力有限公司檢修公司，湖北 武漢 430050)

1 異常概況

2020年1月28日，試驗(yàn)人員對M變電站1號主變進(jìn)行帶電檢測時發(fā)現(xiàn)，發(fā)現(xiàn)M變電站1號主變含氣量超標(biāo)，超出Q/GDW 1168-2013《輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗(yàn)規(guī)程》中的關(guān)于含氣量規(guī)定[1]。同時，對M變電站1號主變進(jìn)行了變壓器套管及引下線數(shù)據(jù)測量，引下線及校驗(yàn)數(shù)據(jù)合格。Y公司500kV變電站1號主變?yōu)橹貞cABB變壓器有限公司生產(chǎn)的ODFS-250MVA/500kV型變壓器，投運(yùn)日期為2008年9月。

2 檢測數(shù)據(jù)

2020年1月28日，在1號主變進(jìn)行含氣量檢測時發(fā)現(xiàn)數(shù)據(jù)超標(biāo)，如表1所示。油色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)及油質(zhì)試驗(yàn)數(shù)據(jù)正常，見表2和表3。

表1 1號主變絕緣油中含氣量分析數(shù)據(jù)

表2 1號主變色譜分析數(shù)據(jù)

表3 1號主變油質(zhì)分析數(shù)據(jù)

3 M變電站2號主變試驗(yàn)數(shù)據(jù)對比

相鄰的2號主變含氣量試驗(yàn)測得數(shù)據(jù)正常，如表4所示。

表4 1月28日2號主變測試結(jié)果

4 歷史數(shù)據(jù)對比

查閱歷史檢測記錄，M變電站1號主變自2019年1月以來含氣量穩(wěn)定在6%左右，見表5。

表5 1號主變絕緣油中含氣量歷史數(shù)據(jù)

查看歷史例行試驗(yàn)報告，未見異常數(shù)據(jù)。

5 綜合分析

變壓器油主要有絕緣作業(yè)、散熱作用和消弧作用，對于500kV的大型變壓器，若含氣量過高，在溫度變化和油面氣壓降低時，氣體以氣泡形式析出，會加速變壓器固體絕緣材料的老化進(jìn)程。氣體的溶解可以改變油的物理性能、化學(xué)性能和電氣性能，油中溶解的氧氣是變壓器油氧化、老化的直接因素。且油中氣泡對絕緣強(qiáng)度的影響，將隨電壓等級的升高而其危害更甚，當(dāng)氣體含量達(dá)到一定值時，可引起瓦斯繼電器動作，嚴(yán)重時可造成主變跳閘，因此為確保設(shè)備安全可靠運(yùn)行，檢測油中氣體組分總含量對高壓設(shè)備監(jiān)督工作十分重要。

油中含氣量出現(xiàn)異常的情況十分復(fù)雜，可能會有以下幾種原因：

(1)電氣設(shè)備在安裝或維修過程中絕緣材料吸附了部分大氣中的空氣[2]；

(2)設(shè)備在安裝過程中變壓器油箱的抽真空時間不夠，箱體中可能殘留有氣體；

(3)由于設(shè)備制造、安裝的質(zhì)量問題引起設(shè)備密封不嚴(yán)，運(yùn)行中滲入空氣；

(4)設(shè)備運(yùn)行過程中絕緣材料老化、裂化及故障情況下產(chǎn)生氣體[3]；

(5)變壓器在運(yùn)行中靠循環(huán)的變壓器油來冷卻，油分子間的長期碰撞，產(chǎn)生微小氣泡，變壓器油在電場和熱的作用下受潮也會產(chǎn)生氣體。

由于并非從安裝投運(yùn)開始就含氣量超標(biāo)，且油中所含氣體氧氣和氮?dú)庀鄬枯^高，含氣量在近兩年里沒有發(fā)展，因此初步判斷設(shè)備密封不嚴(yán)，運(yùn)行中滲入空氣。

6 驗(yàn)證情況

對M變電站1號主變含氣量進(jìn)行復(fù)測，數(shù)據(jù)基本一致。隨后一直跟蹤檢測，含氣量仍然穩(wěn)定在6%左右，為初步檢查套管端部密封是否破壞，公司隨后進(jìn)行了主變引下線數(shù)據(jù)的測量，見圖1，測試方法如下：

圖1 主變引下線數(shù)據(jù)測量示意圖

(1)利用手持式激光測距儀測定上掛點(diǎn)高度(H1)和套管接線柱高度(H2)，計算出高度差△H=H1-H2。

(2)標(biāo)記出上個掛點(diǎn)在地面的投影位置，放置標(biāo)記物，從投影位置測量出距離套管水平距離L4。如果套管為傾斜布置，則為套管接線柱地面投影位置距離上掛點(diǎn)地面投影位置的距離。

其中：H1是掛點(diǎn)高度，H2是套管頂部接線柱高度；L1、L2、L3為引下線分段長度。如果沒有避雷器T接引線，整個引下線長度填L1位置，L2、L3空白；L4為上掛點(diǎn)和套管頭部水平方向的距離。

利用有限元法、自有分析方法開展引下線對M變電站1號主變高壓側(cè)套管進(jìn)行受力分析，所算出的套管端部接線端子受外力如表6所示(表中的反力)，在許用受力范圍內(nèi)(耐受負(fù)荷)，套管端部接線端子能正常運(yùn)行。

表6 1號主變高壓側(cè)套管受力分析

7 結(jié)論及建議

通過檢測數(shù)據(jù)可以得出：1號主變A、B、C三相絕緣油中含氣量超標(biāo)。1號主變套管接線端子受力計算值在廠家允許范圍內(nèi)。主要建議如下：

(1)建議對1號主變申請臨時停電檢查；停電期間對1號主變高壓套管進(jìn)行外觀檢查、端部偏移量測量、套管介損及電容量測試。

(2)由于停電時間短，上述檢查項(xiàng)目不能完全確定套管端部密封是否破壞，如發(fā)現(xiàn)套管端部存在偏移，公司計劃將M變電站1號主變上報2021年停電計劃，開展密封性試驗(yàn)。

8 缺陷處理

2020年12月14日，對M變電站1號主變進(jìn)行了停電檢查，停電期間對其套管進(jìn)行了絕緣、介損、電容量的檢測，數(shù)據(jù)合格，無異常。同時進(jìn)行接線端子的尺寸測量工作，以檢測該部分的尺寸和變形情況。測量方案如下：

使用三角尺、直尺以及數(shù)字游標(biāo)卡尺若干，且測量用具需要經(jīng)過計量單位認(rèn)證并在有效期內(nèi)。

以頭部殼體上表面平面(均壓環(huán)安裝面)為基準(zhǔn)平面，沿外殼上法蘭圓周外沿設(shè)定一基準(zhǔn)點(diǎn)，將外殼上法蘭圓周等分成6段，標(biāo)記6個基準(zhǔn)點(diǎn)位置。利用組合三角尺分別在外殼上法蘭、接線端子法蘭盤、接線端子上圓柱上端部位置標(biāo)定對應(yīng)的測量點(diǎn)。

將過渡法蘭上下法蘭測量點(diǎn)之間的距離等分成4段，標(biāo)記測量節(jié)點(diǎn)，形成過渡法蘭30個測量點(diǎn)。將接線端子法蘭表面6個測量節(jié)點(diǎn)沿徑向向中心劃測量線，并將每條測量線等分成4份，共30個測量點(diǎn)。將接線端子上圓柱上端部位置標(biāo)定6個測量點(diǎn)位置。以上測量點(diǎn)分別測量對應(yīng)基準(zhǔn)點(diǎn)的垂直高度差和徑向距離差。利用游標(biāo)卡尺測量接線端子法蘭盤6個位置的法蘭盤厚度。利用卡規(guī)完成對應(yīng)2個垂直方向的直徑測量，用于計算橢圓度。

以上測量數(shù)據(jù)，每個測點(diǎn)數(shù)據(jù)測量5次，取平均數(shù)。在變形最大點(diǎn)左右兩側(cè)各30°位置增加2組測點(diǎn)，加大測量密度。通過接線端子的尺寸測量，未發(fā)現(xiàn)該部分存在變形情況。排除了因接線端子變形造成空氣滲漏的可能。