馬奎,周秀

（1?國網(wǎng)寧夏電力有限公司，寧夏銀川 750001；2?國網(wǎng)寧夏電力有限公司電力科學(xué)研究院，寧夏銀川 750011）

0 引言

油紙電容型變壓器、電抗器套管在變電站中用量巨大，其運(yùn)行可靠性直接影響設(shè)備和電網(wǎng)的運(yùn)行安全。國際大電網(wǎng)2018年統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示世界范圍內(nèi)油紙電容型套管占變壓器套管總量的比例高達(dá)69%[1]。截至2020年底，國網(wǎng)系統(tǒng)內(nèi)在運(yùn)750 kV及1 000 kV超特高壓變壓器、電抗器套管總數(shù)量接近1 200支，其中絕大多數(shù)為油紙電容型套管。油紙電容型套管典型故障包括內(nèi)部產(chǎn)氣，漏油，電容芯受潮，載流連接部件發(fā)熱，末屏接地不良，絕緣外套放電炸裂等[2-5]。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，相對(duì)上述典型故障，套管導(dǎo)電桿發(fā)生斷裂故障較為少見，故障概率僅占套管故障總量的1%[6]。導(dǎo)電管斷裂是由多種因素造成，如壓緊彈簧應(yīng)力過大，導(dǎo)電管機(jī)械強(qiáng)度設(shè)計(jì)裕度不足，導(dǎo)電管材質(zhì)選用不合理等[7]。本文介紹了一起750 kV變壓器高壓套管導(dǎo)電桿斷裂故障案例，并結(jié)合試驗(yàn)檢測和校核計(jì)算分析了導(dǎo)電桿斷裂原因。

1 故障概況

某750 kV變電站共有2組750 kV自耦變壓器，750 kV系統(tǒng)采用3/2接線方式，220 kV系統(tǒng)采用雙母雙分段接線方式。事故發(fā)生前2號(hào)、3號(hào)主變壓器高、中壓側(cè)均并列運(yùn)行，低壓側(cè)分列運(yùn)行，其中3號(hào)主變壓器低壓側(cè)帶3臺(tái)66 kV電抗器及1臺(tái)站用變壓器，單臺(tái)電抗器容量為20 Mvar，額定電流525 A。當(dāng)日14：04：43，3號(hào)主變壓器第一套保護(hù)裝置報(bào)低壓繞組CT異常，3號(hào)主變壓器第二套保護(hù)裝置報(bào)低壓繞組零流長期存在，之后上述告警多次報(bào)警、復(fù)歸。17：05：15，3號(hào)主變壓器第一套保護(hù)裝置中零流Ⅱ段1時(shí)限動(dòng)作（定值0.08 A，動(dòng)作電流0.081 A，第二套保護(hù)裝置采樣電流為0.078 A，故未動(dòng)作），3號(hào)主變壓器三側(cè)斷路器跳閘。跳閘瞬間3號(hào)主變壓器第一套保護(hù)裝置錄波見圖1。

圖1 主變壓器第一套保護(hù)裝置錄波

圖1中波形從上向下分別為主變壓器中壓側(cè)A，B，C三相電流互感器二次電流，保護(hù)啟動(dòng)信號(hào)，保護(hù)動(dòng)作信號(hào)及中壓側(cè)零序二次電流?？梢姀谋Ｗo(hù)啟動(dòng)前到斷路器跳閘整個(gè)過程中，變壓器中壓繞組A，B相電流均遠(yuǎn)大于C相電流，保護(hù)啟動(dòng)瞬間變壓器中壓側(cè)三相電流及零序電流無明顯波動(dòng)。C相電流二次最大值為0.105 A，根據(jù)變比折算至低壓側(cè)線電流有效值約為1 614 A。3號(hào)主變低壓側(cè)所帶3臺(tái)電抗器在63 kV運(yùn)行電壓下實(shí)際電流之和約為1 503 A，所帶2號(hào)站用變負(fù)荷約100~200 A，二者之和與中壓側(cè)電流折算至低壓側(cè)線電流基本一致。由此可見C相主變低壓側(cè)電流均由主變中壓側(cè)提供，主變高壓側(cè)未向低壓側(cè)提供電流。

現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)3號(hào)主變壓器C相高壓側(cè)套管上、下節(jié)瓷套發(fā)生水平錯(cuò)位，上節(jié)瓷套與頂部儲(chǔ)油柜連接處出現(xiàn)漏油，瓷套移位情況見圖2。套管頂部小法蘭出現(xiàn)4處裂紋，U型接線板輕微變形，如圖3所示。變壓器大蓋上存在少量油跡，主變器中、低壓側(cè)檢查未見異常。

圖2 主變壓器高壓套管上節(jié)瓷套錯(cuò)位情況

圖3 套管端部法蘭及接線板損壞情況

對(duì)3號(hào)主變壓器C相進(jìn)行高壓繞組直流電阻測試，發(fā)現(xiàn)無法施加電流。測量高壓套管接線端子對(duì)中壓繞組及中性點(diǎn)絕緣電阻測試，阻值為420 MΩ。對(duì)3號(hào)主變壓器C相高壓套管進(jìn)行X射線探傷檢測，發(fā)現(xiàn)上節(jié)瓷套自上而下第16個(gè)大傘裙至第23個(gè)大傘裙之間無導(dǎo)電管，無導(dǎo)電管部分長度約420 mm。X射線檢測結(jié)果如圖4所示。

圖4 套管X射線檢測情況

對(duì)高壓繞組出線裝置處變壓器油進(jìn)行離線油色譜檢測，發(fā)現(xiàn)乙炔含量為27μL/L。初步分析為套管導(dǎo)電回路斷線時(shí)電弧放電所致。

2 解體檢查情況

2.1 出線裝置檢查情況

對(duì)3號(hào)主變壓器本體進(jìn)行放油，打開出線裝置上部人孔檢查，發(fā)現(xiàn)高壓套管油中側(cè)瓷套與法蘭脫離并整體下移，出線裝置均壓球附近紙板受損。套管油中瓷套已與法蘭脫離，下墜約200 mm。瓷套下端已插入下部均壓球。拆除高壓出線裝置，發(fā)現(xiàn)出線裝置漏斗狀絕緣件破裂，均壓管拐彎處受損，繞組端部出線插接處角環(huán)受損。具體檢查情況如圖5所示。

圖5 油中瓷套檢查情況

2.2 套管解體檢查情況

將套管油枕及上節(jié)瓷套拆除并解體，發(fā)現(xiàn)連接上節(jié)銅導(dǎo)電桿、下節(jié)鋁中心導(dǎo)桿的紫銅連接件已斷裂，斷口向內(nèi)收縮，斷口表面存在少量黑色放電痕跡，如圖6所示。

圖6 套管導(dǎo)電桿連接件斷裂情況

檢查套管頂部油枕，發(fā)現(xiàn)壓緊彈簧采用7層多圈螺旋彈簧結(jié)構(gòu)，每層分布21個(gè)彈簧組，如圖7所示。

圖7 油枕內(nèi)壓緊彈簧脫落情況

3 故障原因分析

3.1 變壓器跳閘原因分析

通過調(diào)取保護(hù)報(bào)文，并與故障錄波波形對(duì)比，發(fā)現(xiàn)3號(hào)主變壓器中壓側(cè)套管電流有效值與保護(hù)裝置采樣值基本一致，說明保護(hù)裝置二次回路無異常，保護(hù)裝置正確動(dòng)作。根據(jù)故障錄波、保護(hù)動(dòng)作和解體檢查情況，可知3號(hào)主變壓器跳閘原因?yàn)镃相高壓套管導(dǎo)電桿斷裂（14：07：00左右）后，3號(hào)主變壓器高、中、低壓側(cè)三相繞組電流不平衡形成零序電流，隨著負(fù)載逐步升高達(dá)到中壓側(cè)零序過流Ⅱ段保護(hù)定值，保護(hù)出口跳開主變壓器三側(cè)斷路器。

事故發(fā)生前2、3號(hào)主變壓器高、中壓側(cè)并列運(yùn)行，3號(hào)主變壓器C相高壓套管導(dǎo)電桿連接件斷裂后，上節(jié)銅導(dǎo)電桿與變電站750 kV母線連接，電壓為750 kV系統(tǒng)相電壓U1；下節(jié)鋁中心導(dǎo)桿與高壓繞組相連，在中壓繞組電壓激勵(lì)下感應(yīng)出電壓U2。U1與U2存在一定相位差，導(dǎo)致套管斷口承受了一定電壓[8]。由于負(fù)載電流較小，因此在連接件斷裂瞬間電弧被成功拉斷，在套管油中產(chǎn)生少量乙炔。導(dǎo)電桿連接件斷裂后，含乙炔的變壓器油部分順下節(jié)鋁載流管流入出線裝置，造成該處變壓器油中乙炔含量超標(biāo)。根據(jù)出線裝置檢查情況可知導(dǎo)電桿連接件斷裂后，鋁載流管及油中瓷套整體下移,并未造成出線裝置絕緣件嚴(yán)重破損，鋁載流管及出線裝置導(dǎo)電部位對(duì)地絕緣保持良好，因此套管及出線裝置均未發(fā)生擊穿現(xiàn)象，從而避免了可能發(fā)生的爆炸及火災(zāi)事故。

3.2 套管導(dǎo)桿連接件斷裂原因分析

3?2?1 套管結(jié)構(gòu)及元件受力情況

750 kV油紙電容型套管多采用彈簧壓緊密封結(jié)構(gòu)。套管導(dǎo)電桿除導(dǎo)通電流外還承受壓緊彈簧的拉力，從而將油枕、氣中瓷套、法蘭以及油中瓷套等元件與導(dǎo)電桿緊密連接在一起，形成穩(wěn)定的套管結(jié)構(gòu)。為滿足外絕緣要求，750 kV變壓器套管整體長度可達(dá)10~12 m。受銅、鋁導(dǎo)桿長度限制，目前750 kV變壓器套管導(dǎo)電桿均由上下兩部分組成，通過焊接或連接件組成為一個(gè)整體。故障套管結(jié)構(gòu)如圖8所示。

圖8 750 kV油紙絕緣套管結(jié)構(gòu)

如圖8（a）所示，套管外部從上而下分別為油枕、上節(jié)瓷套（氣中）、下節(jié)瓷套（氣中）、法蘭、油中瓷套及底部墊片。油枕內(nèi)安裝有壓緊彈簧組，彈簧組在溫度為-30℃時(shí)的壓緊力為450.87 kN，在25℃時(shí)的壓緊力為381.16 kN。

如圖8（b）所示，套管導(dǎo)電回路由3個(gè)部分組成，上部連接導(dǎo)桿（銅）和下部中心導(dǎo)桿（鋁）以螺紋方式與中部載流連接件相連。中心導(dǎo)桿直徑為110 mm，表面纏繞電容芯；連接導(dǎo)桿直徑為75 mm，表面無電容芯。由于中心導(dǎo)桿與連接導(dǎo)桿直徑不同，因此載流連接件使用了變截面設(shè)計(jì)，載流連接件斷裂位置處于變截面處。

圖8（c）給出了套管各元件受力。壓緊彈簧組通過螺紋固定在連接導(dǎo)桿上的環(huán)形擋板，向下壓油枕下部法蘭，向上壓環(huán)形擋板。在彈簧壓緊力作用下，連接導(dǎo)桿、載流連接件及中心導(dǎo)桿受拉力，油枕底座、氣中瓷套、法蘭及油中瓷套受壓力。油枕底部與氣中上節(jié)瓷套密封，氣中上、下節(jié)瓷套之間密封，瓷套與法蘭密封以及油中瓷套與底部墊片的密封全部依靠彈簧壓力壓緊密封墊圈，未采用螺紋連接或粘接等措施。載流連接件斷裂后上述密封均失效，導(dǎo)致了氣中上節(jié)瓷套錯(cuò)位及中心導(dǎo)桿、油中瓷套下墜等現(xiàn)象。

3?2?2 載流連接件承載力校核

為分析連接件承載能力，采用直讀光譜儀對(duì)載流連接件材質(zhì)進(jìn)行分析，銅元素含量為99.97%。采用金相顯微鏡觀察連接件斷口微觀組織，結(jié)果表明其加工工藝為熱擠壓成型工藝。從連接件取標(biāo)準(zhǔn)試樣進(jìn)行拉伸試驗(yàn)，各項(xiàng)參數(shù)符合標(biāo)準(zhǔn)要求，如表1所示。

表1 連接件拉伸試驗(yàn)結(jié)果

根據(jù)連接件結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，將連接件分為上、中、下3部分進(jìn)行承載力校核。其中上部為與連接導(dǎo)桿接連接部分、中部為變截面部分（截面積為3 600 mm2），下部為與中心導(dǎo)桿連接部分。通過計(jì)算連接件各部分在實(shí)際工況下的應(yīng)力值（承載力值/承載截面積），分別按抗拉強(qiáng)度及屈服極限兩種方式計(jì)算安全裕度（對(duì)應(yīng)安全裕度計(jì)算方法分別為抗拉強(qiáng)度/應(yīng)力值、屈服強(qiáng)度/應(yīng)力值）。計(jì)算過程中抗拉強(qiáng)度取連接件材料的抗拉強(qiáng)度值255 MPa，屈服強(qiáng)度取連接件1號(hào)樣品屈服極限實(shí)測值（100 MPa），校核結(jié)果如表2所示。

表2 連接件承載力校核結(jié)果

由表2可知按抗拉強(qiáng)度校核時(shí)，連接件中部（變截面處）安全裕度在-30℃和25℃時(shí)均不低于2，廠家在套管設(shè)計(jì)時(shí)采用該方法進(jìn)行校核。載流連接件材質(zhì)為紫銅，是典型的塑性材料，在應(yīng)力作用下易產(chǎn)生塑性變形。為保證套管安全運(yùn)行，連接件在運(yùn)行中不應(yīng)發(fā)生塑性變形，實(shí)際承載應(yīng)力應(yīng)小于材料的屈服極限，因此采用屈服極限校核更合理。由表2可知按屈服極限校核連接件變截面處安全裕度在-30℃和25℃時(shí)均小于1，因此在運(yùn)行過程中會(huì)產(chǎn)生塑性變形，存在斷裂風(fēng)險(xiǎn)。

3?2?3 載流連接件斷裂原因

故障變壓器所在變電站位于西北地區(qū)，年溫差較大，夏季最高氣溫可達(dá)40℃以上，冬季最低氣溫低于20℃。故障發(fā)生當(dāng)天，變電站氣溫為-23℃至-6℃，日溫差達(dá)17℃。故障時(shí)變壓器負(fù)荷92.4 MVA，對(duì)應(yīng)高壓繞組電流僅約71 A，由于電流過小，導(dǎo)致套管溫度接近環(huán)境溫度。結(jié)合套管工況、機(jī)械應(yīng)力、材料特性的驗(yàn)證和計(jì)算分析，可確定套管載流連接件斷裂原因?yàn)樵O(shè)計(jì)不合理。在設(shè)計(jì)彈簧拉力作用下，載流連接件變截面處屈服強(qiáng)度和抗拉強(qiáng)度裕度不足。載流連接件變截面處加工后局部應(yīng)力集中，在大溫差作用下套管發(fā)生周期性伸縮，承受交變應(yīng)力，套管在低溫下運(yùn)行時(shí)彈簧拉力進(jìn)一步增大。

在上述因素綜合作用下，載流連接件承載的應(yīng)力超出承受極限，在變截面處發(fā)生斷裂。

4 修復(fù)及運(yùn)維策略

現(xiàn)場采用備用的BRDLW-800/2000-4型套管替代故障套管，利用現(xiàn)有出線裝置對(duì)3號(hào)主變壓器進(jìn)行了修復(fù)。鑒于故障套管設(shè)計(jì)不合理，在低溫、低負(fù)荷工況時(shí)斷裂風(fēng)險(xiǎn)較大，因此采用X光檢測對(duì)3號(hào)主變壓器A、B相高壓側(cè)同型號(hào)套管進(jìn)行檢測，發(fā)現(xiàn)A、B相高壓套管連接件存在一定拉伸現(xiàn)象，長期運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)較大，應(yīng)盡快開展套管更換或改造工作，確保變壓器安全運(yùn)行。在整改工作完成前，利用變壓器高壓側(cè)三相電流及功率遙測信號(hào)，在監(jiān)控后臺(tái)增設(shè)變壓器高壓側(cè)零序電流越限告警判別邏輯及高壓側(cè)缺相運(yùn)行告警判別邏輯，為監(jiān)控提供參考信息。

5 結(jié)論

通過套管結(jié)構(gòu)特點(diǎn)分析，載流連接件材質(zhì)分析和承載力校核，結(jié)合套管運(yùn)行工況，闡明了載流連接件斷裂原因?yàn)樵O(shè)計(jì)不合理，正常運(yùn)行時(shí)載流連接件承受了較大的彈簧拉力，變截面處應(yīng)力集中進(jìn)一步增大了拉應(yīng)力，使得載流連接件變截面處抗拉強(qiáng)度安全裕度不足，在長期運(yùn)行后最終在低溫、低負(fù)荷工況時(shí)斷裂。針對(duì)采用同型號(hào)套管在運(yùn)變壓器提出了運(yùn)維及整改建議。