摘要：介紹了內某電廠(chǎng)220kV干式變壓器高壓套管故障情況，并對故障原因進(jìn)行綜合分析，提出相應的防范措施。關(guān)鍵詞：套管；拉桿；分析；措施引言高壓套管是干式變壓器的重要組件之一，是將干式變壓器內部高壓引線(xiàn)引到油箱外部的出線(xiàn)裝置，由于運行中的干式變壓器要長(cháng)期承受工作電壓、負荷電流 以及在故障中出現的短時(shí)過(guò)電壓、大電流的作用，因此對套管的制造、運行、檢修和測試都有嚴格的規定和要求。近年來(lái)，在我的一些地區發(fā)生了多起干式變壓器運行事故，而由高壓套管故障引發(fā)的事故率所占的比例較大。2012年12月內某電廠(chǎng)發(fā)生一起高壓套管由于內部拉桿緊固不到位，造成主變跳閘的事故，本文對這起事故進(jìn)行分析，望同行引以為鑒。高壓套管故障的基本情況內某電廠(chǎng)主干式變壓器（型號為DFP-240000/220），于2012年5月30日進(jìn)行安裝，2012年6月23日產(chǎn)品通過(guò)所有現場(chǎng)交接試驗并帶電運行，運行情況穩定。2012年12月1日凌晨2點(diǎn)主變A相“重瓦斯”動(dòng)作，主變退出運行,電廠(chǎng)人員檢查瓦斯繼電器內有氣體，隨即對該相干式變壓器油色譜進(jìn)行取樣分析，檢測結果見(jiàn)表一。

表一主變A相事故前后油色譜分析數據從表一的油色譜試驗數據可以看出，故障前后油中烴類(lèi)氣體增長(cháng)較大，其中乙炔值為 6.25ppm，由此分析干式變壓器內部存在放電問(wèn)題，由于 CO、CO2 沒(méi)有較為明顯變化，故初步懷疑為裸金屬放電，不涉及固體絕緣，接合事故后高壓繞組對中性點(diǎn)直流電阻測試值較6月20日交接試驗數據增長(cháng)10%，而低壓繞組直阻正常的現象，判定故障點(diǎn)在高壓套管與引線(xiàn)連接點(diǎn)、中性點(diǎn)套管與引線(xiàn)連接點(diǎn)、分接開(kāi)關(guān)等三個(gè)位置。12月4日對A相主干式變壓器進(jìn)行排油內部檢查，內檢發(fā)現：①高壓引線(xiàn)距離安裝套管較好個(gè)引線(xiàn)支撐件處有黑色痕跡，且木支撐件上有小黃銅珠，見(jiàn)圖一。②內檢人員用手活動(dòng)套管底部繞組出線(xiàn)銅質(zhì)接線(xiàn)板，感覺(jué)接線(xiàn)板與套管導管接觸不緊密，兩者之間存在間隙。 圖一 引線(xiàn)支撐件 圖二 高壓套管上部接線(xiàn)端子拆除后的情況根據內檢情況，懷疑該支高壓套管內部存在放電，于是決定拆除高壓套管，進(jìn)行詳細檢查。12月6日將該支套管拆除后發(fā)現：①套管上部載流墊圈出現燒蝕現象，有碳化物，見(jiàn)圖二。②高壓套管底部銅質(zhì)接線(xiàn)板與套管導管之間有0.5-1mm間距，兩部位接觸存在間隙，接觸面邊緣燒蝕嚴重。木支撐件上面的黃銅珠便由此產(chǎn)生，見(jiàn)圖三。③抽出拉桿后，發(fā)現溫度補償裝置內有大量碳化物，內拉桿頭部及溫度補償裝置內管（鋁質(zhì)管）處均有嚴重燒蝕現象，見(jiàn)圖四。 圖三 接線(xiàn)板與導管燒蝕 圖四溫度補償裝置內管及拉桿燒蝕高壓套管故障原因分析：內運行的干式變壓器套管按載流方式的不同，大致分為穿纜式、導桿式和拉桿式三種，該支套管為合肥ABB生產(chǎn)，型號是GOE-1050-750-5000-0.6，油側的連接方式為拉桿式結構，這種連接方式是將套管的中心銅導管用做導通電流的載體，帶電纜連接片的干式變壓器高壓引線(xiàn)用螺栓固定在套管底部帶有M12的銅質(zhì)接線(xiàn)板上，而銅質(zhì)接線(xiàn)板靠一根細的鋼制拉桿拉著(zhù)與套管中心銅導管緊密接觸，以形成電流通路。鋼制拉桿正常時(shí)不通電流，只起到拉緊作用，拉桿式套管連接方法見(jiàn)圖五。在鋼制拉桿和內導管之間是由兩個(gè)同心管組成的溫度補償裝置，其中內管是鋁質(zhì)管，外管材質(zhì)為鋼，外管長(cháng)度略長(cháng)于內管，溫度補償原理就是利用兩同心管溫度變化時(shí)伸縮不同而補償銅導管與鋼拉桿冷熱伸縮不同所帶來(lái)的影響。圖五 拉桿式套管連接方法為了使拉桿式套管底部接線(xiàn)板與內導管保持緊密接觸，拉桿上部螺母在緊固時(shí)，力矩有著(zhù)嚴格要求，具體安裝過(guò)程是，先先螺母要能夠很平滑的旋轉在螺桿上，否則要用“Molykote 1000”涂到螺栓上，多余的“Molykote 1000”要用白布擦去。在緊固拉桿上部的螺母時(shí)，當力矩達到10Nm時(shí)，測量從螺母頂部到螺桿頂部的數值記為a，然后再繼續旋緊螺母，當力矩在70-140Nm測量從螺母頂部到螺桿頂部的數值記為b，當b-a符合說(shuō)明書(shū)規定的值時(shí)，證明拉桿已經(jīng)符合要求，對于該型號套管，ABB GOE套管安裝使用說(shuō)明書(shū)規定b-a=10±0.5mm符合要求。拆下的高壓套管經(jīng)廠(chǎng)家技術(shù)人員現場(chǎng)實(shí)測b值為18.34mm，在現場(chǎng)對此支套管重新按使用說(shuō)明書(shū)要求進(jìn)行裝配，堅固力矩為10Nm時(shí)a=19.34mm,堅固力矩為100Nm時(shí)b=27.38mm, b-a=8.04mm,不能滿(mǎn)足要求，繼續堅固，當堅固力矩為130Nm時(shí)，b=29.30mm,b-a=9.96mm，滿(mǎn)足要求，故套管安裝結束。通過(guò)現場(chǎng)未重新安裝前實(shí)測b值為18.34mm，與重新安裝后滿(mǎn)足要求的b值為29.30mm，可以判斷此支套管現場(chǎng)安裝時(shí)內部拉桿未完全緊固到位。進(jìn)入冬季后，隨著(zhù)氣溫的降低，盡管有溫度補償裝置的作用，氣候變化仍加大了套管底部銅質(zhì)接線(xiàn)板與導管之間的間隙，兩者之間產(chǎn)生電弧放電，油氣分離，導致干式變壓器瓦斯動(dòng)作跳閘。同時(shí)由于套管底部接線(xiàn)板與導管之間的間隙，使得電流無(wú)法由接線(xiàn)板經(jīng)導管正常流通，而接線(xiàn)板與拉桿為一體式，拉桿長(cháng)期通過(guò)本不該承擔的電流，致使其上部、中部出現不同程度的燒蝕。防范措施：此次高壓套管事故不但造成了地區供電緊張，對電廠(chǎng)經(jīng)濟影響也很大。為了防止發(fā)生同類(lèi)事故，提出以下防范措施：(1)拉桿式套管具有安裝便利、運行安全可靠的優(yōu)點(diǎn)，但內部結構較為復雜，拉桿緊固時(shí)如果拉桿拉力不夠，投入運行則會(huì )釀成事故，故在現場(chǎng)裝配中應嚴格按照說(shuō)明書(shū)規定進(jìn)行裝配。(2)設備停運檢修期間，應對拉桿式套管裝配尺寸進(jìn)行復核，檢查拉桿的緊固力矩是否符合要求，并將復核尺寸與歷次數據進(jìn)行對比。(3)干式變壓器油中溶解氣體分析是判斷充油電氣設備早期潛伏性故障靈敏而有效的方法。對每一次的試驗結果不但要分析各特征氣體含量的絕對值，還應同時(shí)分析其產(chǎn)氣速率，以便盡早發(fā)現設備隱患，及時(shí)采取相應的措施。(4)干式變壓器繞組直流電阻測試對判別繞組接頭的焊接質(zhì)量和繞組有無(wú)匝間短路、套管接線(xiàn)板與導電桿的接觸程度、分接開(kāi)關(guān)各個(gè)位置接觸是否良好以及分接開(kāi)關(guān)的實(shí)際位置與指示位置是否相符等具有指導意義，應加強在交接、大修、預試、無(wú)載調壓干式變壓器改變分接位置后、故障后對直流電阻的測試工作，并參照原始數據對比分析。(5)建議每隔5年對套管油進(jìn)行一次色譜分析，并將先次分析數據作為基準值，便于以后進(jìn)行對比。參考文獻［1］干式變壓器GOE套管的安裝和維護指南［2］一起進(jìn)口套管燒損故障情況介紹 高壓電器 2012年 第02期

 

 

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