李如鋒，田 雨，于 璐，王偉強，石耘澄

(1.國網(wǎng)河北省電力公司邯鄲供電分公司，河北 邯鄲 056000；2.國網(wǎng)河北省電力公司邯鄲市永年區(qū)供電分公司，河北 邯鄲 057150)

0 引言

隨著電力負荷的不斷增加，電力變壓器也逐漸向高電壓、大容量方向發(fā)展，同時考慮到變壓器的制造成本、運輸安裝、維護等多方面問題，變壓器體積趨于小型化，因而對變壓器產(chǎn)品各部位絕緣距離提出更為苛刻要求。電容型套管因具有良好的輻向和軸向場強分布均勻性，以及良好的電氣強度和熱穩(wěn)定性而受到廣大客戶的親睞。但多年實踐運行經(jīng)驗表明，電容型套管在現(xiàn)場運行過程中仍存在因各種因素造成的套管故障，也曾因套管末屏故障而引發(fā)多起停電事故。因此，如何優(yōu)化結(jié)構(gòu)、改進末屏設(shè)計、提高場強分布均勻性和套管耐壓強度，已成為學(xué)者的前沿研究課題。

1 故障概述

1.1 故障經(jīng)過

2017-04-23，天氣晴，溫度25 ℃，濕度55 %。某站220 kV 2號主變在返廠大修完畢后，由高壓班組進行交接局放試驗。但在做完局放試驗后，油化驗班組進行套管油色譜分析時，發(fā)現(xiàn)高壓側(cè)B相套管絕緣油中總烴、乙炔含量超標(biāo)，總烴含量為967.794 μL/L，乙炔含量為 0.773 μL/L。初步判斷該套管內(nèi)存在電弧放電。

1.2 設(shè)備概況

通過查閱資料得知，該主變由保定天威變壓器廠生產(chǎn)，型號為SFPSZ10-180000/220，于2005年6月出廠。B相套管型號為BLRW2-252/630-4，出廠序號133。該套管與變壓器一起組裝后于2005-12-29正常投運。

2 試驗概況

該主變自2005年投運后，按照相關(guān)運行規(guī)程要求，分別于2007年、2010年及2015年進行過3次例行試驗，各項試驗結(jié)果均合格。運行后期對該臺主變進行核算抗短路能力時，發(fā)現(xiàn)其中、低壓繞組存在抗短路能力不足的家族性缺陷，被列于220 kV抗短路能力不足變壓器返廠大修計劃，并于2017年3月返廠大修。此臺主變高壓側(cè)B相套管的歷次高壓試驗數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 2號主變高壓側(cè)B相套管歷次高壓試驗數(shù)據(jù)

依據(jù)Q/GDW 1168—2013《輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程》規(guī)定，油浸紙絕緣高壓套管電容量初值差不超過±5 %，介損不大于0.008(Um為252/363 kV)。通過查看該套管銘牌電容量為379.0 pF，由上表試驗數(shù)據(jù)可知，歷次試驗的電容量變化不大，符合初值差標(biāo)準(zhǔn)要求，歷次介損值也符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

變壓器返廠后，對中、低繞組進行更換，原套管也隨變壓器一起返廠大修。在大修技術(shù)協(xié)議中要求：對變壓器進行雷電沖擊和感應(yīng)耐壓試驗;在雷電沖擊和感應(yīng)耐壓進行試驗后，均對變壓器本體及套管取油樣進行油色譜分析。變壓器廠按照協(xié)議進行試驗后，各項數(shù)據(jù)均合格，各部位未出現(xiàn)異常。待變壓器返修結(jié)束后，經(jīng)過大掛拖車長途運回某站重新安裝，并于2017-04-21進行了交接試驗，其中高壓側(cè)B相套管試驗數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 2號主變高壓側(cè)B相套管返廠后試驗數(shù)據(jù)

查看表2，并與以往歷史數(shù)據(jù)進行對比可知，2017-04-21的套管交接數(shù)據(jù)合格，未見任何異常。4月23日對該變壓器進行現(xiàn)場局放試驗，測得變壓器高中壓套管末屏局放量均符合規(guī)程要求，試驗數(shù)據(jù)合格。按照規(guī)程要求，在現(xiàn)場進行局部放電試驗后，對變壓器本體及高中壓套管油樣進行油色譜分析。發(fā)現(xiàn)2號主變220 kV側(cè)套管B相總烴、乙炔均超過了DL/T 722—2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》的規(guī)定?，F(xiàn)場立即對此套管進行再次試驗，確認總烴、乙炔含量均已超標(biāo)。利用IEC三比值編碼法計算編碼為102，同時查閱以前資料，并列出前幾次例行試驗的油中溶解氣體數(shù)據(jù)，如表3所示。

從表3可以看出，總烴和乙炔含量超過DL/T 722—2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》的要求，初步判斷為變壓器套管內(nèi)部高能量放電引起。當(dāng)變壓器套管發(fā)生高能量的電弧放電故障時，變壓器中的油和固體絕緣材料在電或熱的作用下分解，產(chǎn)生一些特征氣體。在不同的運行狀態(tài)下，外界對變壓器的油理化作用亦不相同，產(chǎn)生的氣體成分和含量也不相同。正常運行時，變壓器內(nèi)部絕緣油與固體絕緣材料除了產(chǎn)生一些非氣態(tài)的劣化產(chǎn)物外，還會產(chǎn)生少量的氫、低分子烴類氣體和碳的氧化物等；在高能量的電弧放電時，會產(chǎn)生大量的氫氣、乙炔以及相當(dāng)數(shù)量的甲烷和乙烯。假如故障涉及到固體，且溫度超過1 000 ℃，則油裂解的氣體主要是乙炔，其數(shù)量可占總可燃氣體的30 %，同時還有相當(dāng)數(shù)量的氫氣和乙烯氣體。

3 初步原因分析

按照IEC三比值編碼法的規(guī)則和判斷方法，從某2號變套管油樣中的溶解氣體分析試驗數(shù)據(jù)可得到三比值 (C2H2/C2H4，CH4/H2，C2H4/C2H6)結(jié)果為102，判斷故障性質(zhì)為電弧放電。據(jù)此決定對變壓器套管解體以查找局部放電源?，F(xiàn)場檢修人員對套管解體后，檢查發(fā)現(xiàn)油浸絕緣紙外觀良好，表面光滑平整，無毛刺、鼓包、膨脹現(xiàn)象，絕緣紙浸油充分，無受潮情況，如圖1，2所示。

圖1 油浸絕緣紙末屏部分

仔細檢查末屏接地狀況，發(fā)現(xiàn)在末屏接地引線附近存在局部放電“黑點”痕跡，且在末屏焊接處存在接頭不牢固的虛焊情況，焊接頭直徑較細且松動，套管末屏虛焊接如圖3所示。進一步檢查套管內(nèi)部的鋁箔情況時，發(fā)現(xiàn)在末屏接地旁邊鋁箔發(fā)生電弧灼傷的痕跡，相鄰2層鋁箔間發(fā)生貫穿性短路現(xiàn)象，外層鋁箔有明顯的黑色燒傷情況。

表3 2號變高壓側(cè)B相套管油中溶解氣體試驗數(shù)據(jù)(2015-04-15—2017-04-24)μL/L

圖2 油浸絕緣子整體外觀

圖3 套管末屏虛焊接

通過以上分析判斷，此次故障的主要原因是套管末屏接地不良。在制造廠返修期間，焊接工藝不良，對套管末屏接地引線未進行精確牢固的焊接，是引起此次異常的根本原因。在返廠長途運輸路上（2 000 km以上）顛簸，套管在木箱內(nèi)來回晃動，以及繁雜的多次來回裝卸過程，難免造成套管內(nèi)部末屏處、鋁箔發(fā)生異常振動磕碰，是引起此次異常的次要原因。

一般電容式套管的主電容為幾百pF，當(dāng)末屏接地不良或懸空時，末屏對地電位可高達kV級以上，該電位足以造成末屏對地放電。同時，末屏放電會造成套管電容均壓金屬箔片間短路，局部高密度電流能融化金屬箔片。曾有多起事故案例顯示，末屏放電引起的高能量電弧能燒毀末屏附近的絕緣紙，在高溫作用下使套管內(nèi)絕緣油迅速分解形成可燃氣體，氣體在有限空間內(nèi)劇烈燃燒進一步引起高能量的無處釋放，進而引起套管爆炸。

4 預(yù)防電容型套管故障的措施

2017-05-02對故障套管進行更換，并對新套管進行絕緣電阻、交流耐壓、電容量、介損和油色譜分析等試驗，試驗數(shù)據(jù)均合格。局放試驗后復(fù)取油樣測試，試驗數(shù)據(jù)均合格，隨后投入運行。通過此案例，歸納以下幾項經(jīng)驗與預(yù)防措施。

(1) 盡可能不加裝、使用相關(guān)末屏局部放電在線測量裝置，以免使末屏與在線監(jiān)測裝置的二次電纜接頭相連接，而應(yīng)該直接引出接地，以防接觸不良性因素存在。

(2) 對采用彈簧壓緊式結(jié)構(gòu)的末屏接地套管，應(yīng)在檢修預(yù)試時檢查彈簧的彈力情況，以免彈簧運行時間過久而出現(xiàn)疲勞松弛情況，造成彈力不足而接觸不良，引起局部放電。必要時可將彈簧壓緊式接地更改為直接引出接地方式。

(3) 定期進行套管電容量、介損測量，末屏絕緣電阻試驗，可有效判斷主絕緣情況，還可間接判斷末屏接地情況。在檢修預(yù)試工作時，檢查末屏接地裝置是否良好，是否存在放電痕跡。

(4) 定期開展紅外測溫。若末屏接觸不良，會在末屏處產(chǎn)生懸浮電位，進而導(dǎo)致局部放電而過熱，紅外測溫則可以提前發(fā)現(xiàn)潛在缺陷。

(5) 在進行末屏試驗和檢查時，要避免對接地金屬軟線拆卸可能會導(dǎo)致的末屏內(nèi)部引出線脫落或引線柱轉(zhuǎn)動，使末屏引出線彎曲部位與內(nèi)法蘭距離較近，導(dǎo)致末屏絕緣異常。建議使用專用工具拆裝。

(6) 變壓器運行時，運行人員在巡視時應(yīng)注意套管是否有異音、油位是否正常，同時開展套管油色譜分析，及時掌握套管安全運行情況。

(7) 在安裝運輸過程中，應(yīng)妥善保存套管，固定要牢靠，以免引起磕碰損傷等異常情況。