丁 蘇，陳章山

(福建省送變電工程有限公司，福建 福州 350013)

0 概述

2016-01-08，某換流站交流場區(qū)域750 kV聯(lián)絡(luò)變2號變A相主體變輕瓦斯報警。稍后監(jiān)測油樣出現(xiàn)總烴含量異常情況，且乙炔(C2H2)含量持續(xù)顯著增加。具體情況如表1所示。

表1 1月8日取樣油色譜試驗數(shù)據(jù) μL/L

為了查找油中溶解氣體含量持續(xù)增加的原因，從多個方面對該變壓器進行了檢查。通過對有載調(diào)壓開關(guān)室內(nèi)的油進行色譜分析，排除了有載調(diào)壓開關(guān)室向本體滲油的可能。通過查詢檢修記錄，排除了添補不合格絕緣油以及焊接導(dǎo)致氣體增加等因素。按照DL/T 722—2000《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》推薦的三比值法，將表1和標準中三比值法對照表(見表2)對比，其比值編碼為102。初步判定是電弧放電性故障引起變壓器油的分解，而使乙炔氣體含量急劇增長。

由理論分析可知，引起電弧放電的主要原因有：線圈匝間或?qū)娱g短路、相間閃絡(luò)、分接頭引線間油隙閃絡(luò)、引線對箱殼放電、線圈熔斷、分接開關(guān)飛弧、因環(huán)路電流引起電弧、套管尾部與引線連接板不緊間隙放電等。

表2 三比值法對照表

1 故障原因分析

鑒于放電故障類型多樣，要準確判斷還需要對聯(lián)絡(luò)變做一些電氣試驗，如直流電阻、絕緣電阻等試驗。為防止聯(lián)絡(luò)變內(nèi)部存在重大缺陷而使事故擴大，對聯(lián)絡(luò)變停運檢查試驗。首先進行常規(guī)絕緣試驗，試驗數(shù)據(jù)與以往數(shù)據(jù)對比無明顯變化；然后測試繞組直流電阻，數(shù)據(jù)如表3所示。

表3 2號聯(lián)絡(luò)變A相直流電阻試驗測量數(shù)據(jù)

結(jié)合現(xiàn)場最新試驗數(shù)據(jù)，將A-Am和a-x現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)折算到27．5 ℃時，與出廠試驗數(shù)據(jù)基本相同；A-X和Am-X現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)在油溫較低的情況下實測值反而大于出廠試驗值，在折算到27．5 ℃時更大于出廠試驗值。初步判斷可能是中性點引線接觸不良(包括中性點套管的連接)，造成電阻偏差較大。

進行套管吊檢。ABB套管型號為GOE-380-300-3150-0．6，編號為1ZSC902072-AAB。檢查發(fā)現(xiàn)，套管下端部電氣結(jié)合面已嚴重?zé)g，電氣結(jié)合面至少有10 mm間隙，圓周間隙不均勻，套管電氣結(jié)合面與拉桿的引線托盤均已嚴重?zé)g，如圖1，2所示。

圖1 套管下部結(jié)構(gòu)

圖2 套管下部抽出拉桿結(jié)構(gòu)及燒蝕情況

結(jié)合對套管的試驗和解體檢查，分析引起故障的因素。

(1) 環(huán)境溫度及套管溫度變化因素。該型變壓器套管采用拉桿式結(jié)構(gòu)。2號聯(lián)絡(luò)變在2015年7月底安裝完畢，并進行直流電阻測試，結(jié)果符合要求，當時的環(huán)境溫度為40 ℃左右。之后空載運行至2016年1月初，當時正是環(huán)境溫度變化較大階段(環(huán)境溫度降到-20 ℃以下)，熱脹冷縮導(dǎo)致了結(jié)構(gòu)結(jié)合面間隙擴大。

(2) 套管結(jié)構(gòu)分析。通過對該套管的分步解體檢查和對拉桿結(jié)構(gòu)分析，發(fā)現(xiàn)此種結(jié)構(gòu)存在拉桿膨脹量與鋁合金管膨脹量不一致的情況，從而使其在自身溫度變化較大時出現(xiàn)電氣接觸不可靠現(xiàn)象。

現(xiàn)有的拉桿式套管拉桿采用直徑16 mm的不銹鋼，該拉桿與套管內(nèi)部的鋁合金管相互作用后拉緊套管底部接觸板，拉桿與鋁合金管之間采用雙層鋁合金管補償裝置進行連接。從安裝時的40 ℃到空載運行時的-20 ℃以下，溫度變化超過60 ℃。對拉桿和鋁合金管膨脹量進行計算如下。

拉桿膨脹量=拉桿長度(2 250 mm)×膨脹率(16．6×10-6)× 溫差 (60 ℃)=2．24 mm。

鋁合金管膨脹量=鋁合金管長度(2 250 mm)×膨脹率(22×10-6)×溫差(60 ℃)=2．97 mm。

可知，在上述實際溫度變化后，鋁合金管膨脹量比拉桿膨脹量大0．73 mm。與鋁合金管串聯(lián)作用的補償裝置中鋁合金管的長度為700 mm左右，即使膨脹極少，也會造成現(xiàn)有情況下鋁合金管膨脹量比拉桿膨脹量大0．73—1．25 mm。針對上述計算結(jié)果可知，現(xiàn)有的拉桿式套管在變壓器較大環(huán)境溫度變化下，會產(chǎn)生接觸不良的問題。

2 故障處理措施

2.1 設(shè)計整改

ABB拉桿式套管在初期設(shè)計時，補償裝置與拉桿連接處有2個錐形彈簧墊圈，說明在設(shè)計時就已經(jīng)考慮過膨脹量的問題。但現(xiàn)在該位置只有1個平墊圈，而沒有錐形彈簧墊圈。鑒于存在膨脹配合不好的問題，為保證該產(chǎn)品拉桿式套管的長期可靠運行，建議在該位置現(xiàn)有平墊圈上部加放2個17 mm/39 mm/4 mm(內(nèi)徑/外徑/高)錐形彈簧墊圈。

2.2 加強質(zhì)量控制

此批聯(lián)絡(luò)變使用的拉桿式套管從ABB廠家(國外)發(fā)貨到新變廠(國內(nèi)廠家)時，所有拉桿已裝配好，并在新變廠由ABB廠家服務(wù)人員對套管進行拉桿及底部接觸端的調(diào)整。此類套管在現(xiàn)場進行引線連接和裝配時，必需先將拉桿拆下與引線連接后，才能進一步裝配套管。ABB套管廠家技術(shù)服務(wù)人員應(yīng)對此拉桿式套管在拉桿拆卸和復(fù)裝過程的關(guān)鍵控制點進行培訓(xùn)和過程把控，并由專檢人員進行確認和記錄。

3 結(jié)束語

變壓器故障并非某單一因素造成的，而是涉及諸多因素。變壓器油中氣體分析對運行設(shè)備內(nèi)部早期故障的診斷雖然有效，但無法以此準確確定故障的部位，對涉及具有同一氣體特征的不同故障類型易發(fā)生誤判。因此，在判斷故障時，必須結(jié)合電氣試驗、油質(zhì)分析以及設(shè)備運行、檢修等情況進行綜合分析，從而找出故障原因。變壓器停電吊罩檢修工作執(zhí)行起來相當困難，工作量大，周期長，應(yīng)謹慎開展。

該類事故尚未呈現(xiàn)出家族性缺陷的趨勢，暫時認為本次事故為個例。但鑒于系統(tǒng)內(nèi)此類產(chǎn)品數(shù)量較多，建議使用此類產(chǎn)品的單位加強監(jiān)控，同時建議制造廠家嚴格生產(chǎn)工藝，嚴把產(chǎn)品質(zhì)量關(guān)，以有效地防止類似故障的發(fā)生。

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2 陳化鋼．電力設(shè)備異常運行及事故處理[M]．北京：中國水利水電出版社，1998．

3 孟玉嬋，李蔭才，賈瑞金，等．油中溶解氣體分析及變壓器故障診斷[M]．北京：中國電力出版社，2012．

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5 鐘洪壁．電力變壓器檢修與試驗手冊[M]．北京：中國電力出版社，2000．

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7 彭 浩．給水泵組液偶小齒輪堆力軸承振動分析[J]．電力安全技術(shù)，2012，14(3)： 20-22．