廖 波

(國電大渡河檢修安裝有限公司，四川 樂山 614000)

變壓器套管是變壓器箱外的主要絕緣裝置，起到固定繞組引出線的作用，具有良好的電氣強度和機械強度，同時也是變壓器故障率較高的部位。套管有純瓷套管，充氣套管，充油套管，電容式套管等不同形式。變壓器使用的高壓套管中，絕大多數(shù)采用的是油紙電容式套管[1]。為了掌握套管的運行狀態(tài)，需定期進行絕緣測試和油樣檢查。本文結(jié)合一起典型事故案例，對油紙電容式套管常見故障及預防措施淺談一些見解。

1 油紙電容式套管結(jié)構(gòu)

油紙電容式套管結(jié)構(gòu)為全封閉式，其上下瓷套用強力彈簧通過導管壓緊，連接處靠耐油膠皮墊密封[2]。當溫度發(fā)生變化時，可由彈簧調(diào)節(jié)以保持密封膠墊的壓力，從而確保套管密封良好。

油紙電容式套管主要由接線板、均壓罩、儲油柜、壓力彈簧、上瓷套、電容芯子、接地小套管、連接法蘭、下瓷套、均壓球等組成(如圖1)。電容芯子是套管的主絕緣。電容芯子由電纜紙、鋁箔交錯繞包，達到一定層數(shù)后就形成了以導電銅管為中心的多個柱形電容器，導電銅管的對地電壓等于各電容屏間的電壓之和。

圖1 油紙電容式套管結(jié)構(gòu)圖

電容芯子的外部有瓷套作為外絕緣和變壓器油的容器及安裝用的連接套筒等構(gòu)成，瓷套和芯子之間充有絕緣油。套管電容芯子的最外屏為末屏，須經(jīng)接地小套管安裝法蘭一起接地。

2 套管爆炸發(fā)展過程

某電站主變?yōu)槌Ｖ菸麟娮儔浩饔邢挢熑喂旧a(chǎn)，型號為SF-50000/110，容量為50 000 kVA，變比為110 kV 2×2.5%/10.5 kV。于1995年12月投產(chǎn)，運行20年時間內(nèi)除常規(guī)年檢項目外未進行過大修。

該站2號主變按計劃于2015-08-21日至28日進行年檢。22日預試過程發(fā)現(xiàn)：2號主變高壓側(cè)C相套管介損為1.371%，介損超標[3](根據(jù)DL/T 573-2010《電力變壓器檢修導則》表B.4規(guī)定，110 kV套管介損不大于1%)。高壓側(cè)C相套管微水超標，高壓側(cè)B相和C相乙炔、總烴超標(詳見表1)。隨即對2號主變高壓側(cè)A、B、C三相套管更換了化驗合格的絕緣油(取自變壓器本體)。因該站主變套管屬早期產(chǎn)品，原型號套管已不再生產(chǎn)，需定制，新套管生產(chǎn)周期需1個月以上，因發(fā)電任務較重，監(jiān)視運行。2015-08-30日主變投運，對主變本體及三相套管進行了溫度監(jiān)測，未發(fā)現(xiàn)異常。

表1 2號主變高壓側(cè)套管歷年介損值表

9月2日4:45，2號主變壓器差流速斷保護、比率制動式縱差保護B相、C相動作，2號主變壓器重瓦斯保護及輕瓦斯保護動作。現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)高壓側(cè)C相套管將軍帽頭部與套管上瓷套分離，外部接線端子和內(nèi)部銅管向上串動300 mm左右(如圖2所示)，套管內(nèi)部油泄漏。壓力釋放閥未動作，主變本體未噴油。

圖2 高壓側(cè)C相套管銅管沖出300 mm

3 套管爆炸原因分析

9月6日吊出C相高壓套管，發(fā)現(xiàn)套管下瓷套爆裂，碎片散落油箱底部。下瓷套銅導桿與套管固定法蘭盤有對應放電痕跡，套管油紙絕緣(下瓷套內(nèi)部)存在明顯電弧燒灼損傷，損傷最嚴重部位在靠均壓環(huán)端。多層油浸紙有明顯的樹枝狀放電痕跡，部分油浸紙有碳化現(xiàn)象(如圖3所示)。外觀檢查變壓器器身主絕緣沒有可見損傷痕跡。9月8日吊罩檢查，發(fā)現(xiàn)C相高壓套管引線移位，器身引線出線部位有3～4股電磁線燒灼變形，套管引線靠近均壓球部位有燒灼痕跡(如圖4所示)。

圖3 油浸紙?zhí)蓟F(xiàn)象

圖4 引線燒灼痕跡

結(jié)合2號主變年檢常規(guī)試驗數(shù)據(jù)、油化報告、高壓套管受損情況及吊罩后的檢查試驗情況，對爆炸原因進行了分析：

1)套管介損超標。變壓器套管內(nèi)絕緣油量較少，長期運行在高溫下，容易出現(xiàn)油質(zhì)劣化。對比2013、2014、2015年的3年高壓試驗數(shù)據(jù)，C相高壓側(cè)套管介損逐年成倍增加(見表1)。介質(zhì)損耗增加未引起足夠重視，直到2015年超過標準值。

2)油化超標。絕緣油中含氣量異常(見表2)。根據(jù)三比值法[4]，C2H2/C2H4，CH4/H2，C2H4/C2H6得出：套管A相高溫過熱；B相電弧放電兼過熱；套管C相電弧放電。油紙絕緣發(fā)生了碳化，降低了絕緣強度，套管銅管與法蘭盤之間油浸紙發(fā)生電弧擊穿，套管油氣化瞬間膨脹，導致套管下瓷套爆裂，將軍帽沖出。

表2 油中溶解氣體氣相色譜分析報告單(2015-08-23日)

3)套管密封件老化。該電站2號主變于1995年12月投產(chǎn)，運行時間近20年，期間未進行過大修。超時間運行后套管密封件老化龜裂，加之受4.20地震影響，套管密封件出現(xiàn)移位，加劇了密封件的進一步劣化。

4)現(xiàn)場施工條件不滿足要求。套管絕緣油更換需進行真空注排油，作業(yè)現(xiàn)場不具備對套管進行抽真空條件[5]。常規(guī)方法對套管進行換油，屏間或絕緣層間易殘留空氣，運行時在高電壓作用下，容易產(chǎn)生局部放電，嚴重將導致絕緣擊穿，引起爆炸事故。

4 處理措施

根據(jù)2號變壓器試驗及器身檢查情況，提出如下處理措施：

1)制定主變吊罩大修方案。采用阻抗法、頻響法進行繞組變形試驗，與上一次檢修數(shù)據(jù)做對比。更換主變A、B、C三相高壓側(cè)套管，對高壓側(cè)C相受損引線進行焊接包扎處理。對變壓器本體及冷卻器所有密封件，油枕膠囊進行更換，真空注入合格的絕緣油。

2)定期跟蹤[6]。變壓器投運后應定期進行變壓器油樣分析，建立歷年油化報告檔案，對各項數(shù)據(jù)進行匯總對比分析，及時發(fā)現(xiàn)異常數(shù)據(jù)，判斷設備可能存在的隱性缺陷。加強變壓器套管油位的巡檢，尤其是環(huán)境污染較重的地區(qū)，若看不清套管油位時，應停電檢查。

3)嚴格施工工藝。嚴格按照規(guī)定的溫度、濕度取油樣?？刂铺坠芙^緣油暴露在空氣中的時間，檢查進氣孔、排油孔密封墊完好，取完油樣后迅速擰緊排油孔、進氣孔螺栓。利用停電檢修，對套管頂部密封進行仔細檢查，避免潮氣或雨水從頂部滲入。套管注油、換油應在高真空下完成，現(xiàn)場不具備條件時不能作業(yè)。

4)梳理同時期投運的變壓器設備，按照電力規(guī)程及技術(shù)監(jiān)督標準，進行吊罩大修，檢查器身，更換密封。

5 結(jié) 語

從此次套管爆炸事故可以看出，絕緣油定期化驗是變壓器狀態(tài)監(jiān)測的一項重要手段。尤其對特征氣體要高度重視，持續(xù)關(guān)注，與往年數(shù)據(jù)對比分析。按照《變壓器油溶解氣體分析和判斷導則》和相關(guān)企業(yè)標準，超過注意值，必須停運并查明原因，不得擅自投入運行。加強變壓器套管絕緣油、本體油檢修、運行全過程的油質(zhì)監(jiān)督，必要時增加絕緣油在線監(jiān)測裝置，采取多元化監(jiān)控手段，確保變壓器安全可靠運行。