文/林展洪

0 引言

套管是電力變壓器的主要附件之一，引線通過變壓器套管與外部電網(wǎng)連接，套管對引線提供了支撐和絕緣作用。近年來，國內品牌變壓器套管產(chǎn)品工藝不斷完善、質量控制不斷前移，使得套管產(chǎn)品本身質量日趨穩(wěn)定，出現(xiàn)問題幾率較少，但其安裝維護的工藝由于現(xiàn)場安裝人員水平或質量控制執(zhí)行水平參差等原因，難以得到有效控制。在實際運行中，經(jīng)常會發(fā)生因安裝維護過程工藝質量不過關，導致套管密封不良而進水，最終影響變壓器的安全運行的案例。本文以一起套管進水致主變跳閘事故為例，通過排查事故發(fā)生經(jīng)過及分析原因，提出相應的安裝維護措施和建議，避免類似事故發(fā)生。

1 事故描述

事故中的變壓器為退運牽引變壓器，產(chǎn)品銘牌參數(shù)為QYD-40000/220，額定電壓為220/2×27.5 kV，冷卻方式為ONAN。事故中的變壓器在事故發(fā)生當年6月底一拆一裝就位，8月初受電啟動，11月初停運，次年4月初空載投入運行，4月5日發(fā)生差動保護動作。差動保護動作跳閘后，對變壓器進行排查檢測，主變壓器（以下簡稱“主變”）油樣乙炔含量超標。油化驗主要數(shù)據(jù)見表1。

表 1 變壓器主體油樣化驗數(shù)據(jù)

油化驗結果顯示，油樣擊穿電壓不合格，烴類氣體含量偏大，其中乙炔值為45.0μL/L，初步推斷變壓器內部進水受潮，運行過程中存在電弧放電或局部過熱現(xiàn)象。

2 故障排查

將該主變及相關附件拆除后返廠吊罩檢查。對主變進行吊罩檢查，隨后對主變進行入爐烘干處理，出爐后對變壓器進行解體檢查。

2.1 主變吊罩檢查情況

變壓器外觀檢查，箱體外觀正常，箱底緊固螺絲、接地連接片等正常，油枕及呼吸器未見受潮痕跡。檢查引線對箱殼、夾件無放電現(xiàn)象，開關各分接引線之間無過熱、放電現(xiàn)象，所有分接引線與開關連接牢固可靠。

下油箱四周有大量水跡沉淀，并有碳化物和不明物體污染情況（見圖1）。X相高壓線圈下部絕緣支撐板有明顯碳化物污染（見圖2），引線端部絕緣紙有發(fā)黑、發(fā)脹、散落情況，引線接線銅頭有發(fā)黑現(xiàn)象（見圖3）。線圈端部絕緣壓板有輕微污染，懷疑為水分積淀浸泡所致（見圖4）。

圖1 下油箱水跡沉淀物

圖2 X相線圈下部支撐板碳化

圖3 X相引線絕緣紙發(fā)黑、散落

圖4 X相線圈端部壓板水跡

檢查高壓X相套管（黃色）發(fā)現(xiàn)，“將軍帽”與套管頭間密封面的墊圈有缺口，對應的緊固螺釘孔爆裂，定位銷位置有明顯銹跡（見圖5）。X相套管“將軍帽”內側與A相對比有明顯氧化痕跡（見圖6）。高壓A相套管膠圈未見失效。

圖5 X相套管頭密封膠圈失效

圖6 X相將軍帽明顯氧化痕跡

2.2 器身解體檢查情況

拆除上橫軛鐵心，拆除線圈端部絕緣壓板，吊出高低壓線圈作全面檢查。拆除X相高壓圍屏，發(fā)現(xiàn)X相高壓線圈有匝間短路放電現(xiàn)象，表面遺留有大量的碳化物和少量燒蝕的銅珠，從下部引出線位置往上數(shù)起，第15至第31餅導線絕緣燒黑碳化（見圖7），第15至第17共3餅導線燒蝕熔斷并有變形凸起現(xiàn)象；其余線圈未見異常。

圖7 X相線圈匝間短路情況

3 事故原因分析

3.1 變壓器進水原因分析

變壓器水分的來源主要有三種：一是殘留水分（工廠處理后，殘留水分的典型值為0.5%或更低）；二是外部進入的水分（維修/安裝，連接處的不完全密封，以及和空氣間的壓差）；三是纖維絕緣老化。從上述材料推測，本次事故是安裝施工不當使密封系統(tǒng)失效而造成的。

變壓器拆裝過程中，施工人員安裝工藝不當，套管“將軍帽”緊固螺栓迫爆了螺釘孔，且破壞了彈性墊圈的結構，致使套管密封系統(tǒng)失效?！皩④娒薄迸c引線相連接，所以“將軍帽”兼有密封和導電雙重作用，緊固螺栓受力不均勻會導致套管頭部結構發(fā)熱，加速密封件的老化失效。該變壓器套管頂部高于變壓器油枕，變壓器運行過程中，由于負荷、環(huán)境溫度變化等原因，正常情況下油位通過油枕與外界進行呼吸。但由于套管頂部密封系統(tǒng)被破壞，套管內導電桿上部的空氣氣室會通過膠墊與外界大氣相連通，疊加運行時變壓器的振動及引線拉力等因素影響，在油箱內部出現(xiàn)負壓時，水分會沿著引線滲入箱體里面。

綜上，進水路徑推測為：X相高壓套管接線柱部位→X相高壓引線→X相高壓線圈底部出線位置→X相高壓線圈內部及主變內部。

3.2 放電原因分析

液體介質中含有水分，如果水分溶解于液體介質中，則對擊穿電壓影響不大；如果變壓器油中的水分超過了飽和值，水分呈游離狀態(tài)，則絕緣強度明顯下降。水分與纖維雜質共存時，水分的影響更為嚴重。

水分沿引線進入變壓器內部，附在或游離在引線絕緣紙周圍，使油紙絕緣強度大大降低，疊加主變本身絕緣的自然老化，在線圈絕緣薄弱處發(fā)生匝間放電。

4 改進措施及建議

本次事故主要原因是施工隊伍在變壓器檢修拆裝過程中未正確執(zhí)行套管安裝工藝，后續(xù)驗收、運行等過程也沒有相應的質量控制措施。為防止類似的事故發(fā)生，提出以下建議：

對于結構特殊或安裝工藝要求高的設備，需要嚴格執(zhí)行自檢互檢專檢制度，過程做好施工工序記錄，關鍵位置拆裝前后做好標記，必要時請廠家現(xiàn)場指導施工，嚴格保證驗收質量；對于質量狀態(tài)不明確的設備主附件應做好評估，質量不過關的零部件及時更換并做好記錄，方便日后重點監(jiān)控；在設備運行期間特別是運行關鍵節(jié)點（如投運初期、負載過大時、異常天氣后等），加強對設備的巡視，定期做好紅外測溫、油化驗測試等工作，及時發(fā)現(xiàn)設備有無局部過熱、油色譜異常等情況；變壓器吊罩檢修或入箱檢修時必須遵守設備廠家要求執(zhí)行，繞組不能在現(xiàn)場暴露時間過長，入箱需穿專用工作服、清點專用工具；對于在檢修過程中發(fā)現(xiàn)的絕緣紙松散、墊塊移位等現(xiàn)象，應及時做好包扎、緊固等措施；變壓器注油、濾油、抽真空、靜置時間等均應按照廠家工藝要求或標準執(zhí)行，并做好過程和驗收記錄；定期對變壓器進行預防性試驗和檢修，定期檢查設備的橡皮墊片、墊圈，檢查是否有滲漏油現(xiàn)象，保證設備沒有“帶病運行”。

5 結語

變壓器正常情況下通過油枕的呼吸，其油位指示應符合器身上貼的油位-溫度曲線圖，所以平時應注意本體儲油柜油位的監(jiān)視，觀察油位隨負荷大小或環(huán)境溫度的變化情況，及時發(fā)現(xiàn)變壓器本體、儲油柜、油位計、呼吸器、密封系統(tǒng)等可能存在的問題。

不同溫度或負荷情況下，紙絕緣和油中的水分會進行互相轉移。一般情況下，明顯的溫度增加會減少水分，油對氣體的溶解度也會隨之增加，從而使變壓器絕緣系統(tǒng)維持一個良好的狀態(tài)。所以，備用變壓器不應該長時間閑置，應定期空載運行以保持良好的絕緣狀態(tài)。