220 kV變壓器高壓側套管電容超標分析和處理

趙 海，范 叢，婁云飛，周 楊

（湖南五凌電力工程有限公司，湖南 長沙410004）

0 概述

掛治電廠3臺220 kV主變壓器采用湖北陽光電氣有限公司生產的SFP9-63000/220型變壓器。該變壓器系三相油浸風冷強油循環雙線圈銅芯無勵磁調壓升壓變壓器，半戶內式，額定容量63 000 kVA，高壓側經油/SF6氣體絕緣套管與220 kV GIS（SF6）氣管連接，低壓側經油/空氣套管接至發電機出口GCB（10.5 kV）共相封閉出線，高壓側中性點由中性套管引出。變壓器高壓套管采用西電集團西安高壓電瓷有限公司生產的油/SF6高壓出線套管，它直接與220 kV GIS相連，該套管內部襯體是用環氧樹脂浸紙電容式油/SF6套管。絕緣鋁鉑分層均壓結構，以改善場強的分布，同時套管里面充滿高純度處理變壓油，增強套管的絕緣效果，套管外用瓷絕緣進行完全密封，兩端導體設有瓷屏蔽罩，在套管的中間法蘭上，設有油樣閥門及油壓監測裝置，同時還有試驗接頭，該接頭須經常保持接地，否則有高電壓輸出，還可以利用試驗接頭及電橋檢測套管內部的紙介質絕緣的絕緣性能。在中間法蘭的另一側設有油壓膨脹補償波紋管及兩個微型開關，用以補償套管內部的溫度變化所引起的油壓膨脹。

套管與變壓器220 kV繞組出線采用皺紋紙包扎油浸絕緣的軟連接，并同時用屏蔽筒套住，用均壓球固定屏蔽筒。高壓油/SF6套管法蘭與220 kV GIS法蘭連接，采用“O”型圈多級密封系統，以防止油與SF6氣體互相滲漏，同時套管的絕緣件能阻止GIS的感應電流與熱流通過SF6氣體管道傳到變壓器。

1 故障現象

掛治電廠1號主變在高壓預試工作中發現，B相高壓側套管（型號：ETG-252/1250，生產廠家：撫順傳奇套管有限公司）電容量由2015年的257.9 pF增長至286.9 pF，變化率超出規程規定范圍，綜合討論研究，初步判定為套管內部兩層絕緣屏被擊穿，需對變壓器B相高壓側套管進行整體更換。

2 分析故障原因

（1）套管表面臟污吸收水分后，使絕緣電阻降低，其后果是容易發生閃絡，造成跳閘。同時，閃絡也會損壞套管表面。臟污吸收水分后，導電性提高，不僅引起表面閃絡，還可能因泄漏電流增加，使絕緣套管發熱并造成瓷質損壞，甚至擊穿。

（2）由于高壓套管膠墊密封失效，油紙電容式套管頂部密封不良，可能導致進水使絕緣擊穿，下部密封不良使套管滲油，導致油面下降。

（3）由于膠墊質量不過關或超周期運行使膠墊老化。

（4）導線連接部位接觸電阻大，引起局部過熱。

（5）高壓套管運行時間過長，絕緣老化。

3 處理過程

3.1 施工環境

（1）進行GIS解體及變壓器排油，施工現場空氣濕度不大于75%，施工現場有防塵、防潮的措施，保證工作中不起塵。

（2）B相高壓套管氣室氣體已回收。

（3）1號主變絕緣油已排至主變進人口門下端20 cm處。

3.2 套管更換前的相關試驗

（1）待安裝的套管在現場進行交接試驗應合格。

（2）變壓器絕緣油試驗應合格。

（3）新SF6氣體檢測應合格。

3.3 腳手架搭建、吊點安裝、橋架拆除

在主變低壓側左側搭設施工腳手架，腳手架底部用竹膠板鋪平，在B相套管中間法蘭處搭建一個平臺，在主變B相進人門處搭建一個平臺；在管線層B相套管上方安裝兩個對稱的吊點拆除上方橋架，將橋架線纜移向旁邊，拆除主變高壓側B相至管線層地板，準備枕木備用。

3.4 主變排油

（1）關閉冷卻器上、下蝶閥。

（2）將濾油機的進油管路連接在主變下部事故排油閥上，出油管路連接油罐。

（3）打開事故排油閥，打開油罐上端進油閥門。（4）啟動濾油機進行排油。

（5）立即打開油罐排氣閥進行排氣。

（6）抽油至進人門以下200 mm，停止抽油，關閉事故排油閥和油罐排氣閥（開工前做一個U型管與主變本體相連以觀察主變油位）。

（7）更換套管期間，一直對抽出的變壓器油進行真空加熱濾油，油溫控制在58 ℃。

3.5 主變高壓側B相套管（6103 B相）氣室內SF6氣體回收

將SF6回收裝置吊至檢修現場指定地點，試運行SF6回收裝置，確保回收裝置完好，拆除氣室三相連通管，連接SF6回收裝置與B相氣室的管道，啟動SF6回收裝置，回收SF6氣體。當氣室內的SF6氣體氣壓降至負壓時，停止回收SF6氣體。

3.6 主變高壓側B相套管外殼拆卸

（1）標記：套管外殼拆卸前在套管各拆卸處做好標記；

（2）吊裝準備：拆除B相套管與上部連接銅管及絕緣子處連接件，在管線層GIS套管上方屋頂吊點上懸掛1個3 t手拉葫蘆，并在葫蘆的吊鉤上懸掛吊帶，用于被拆卸的套管起吊（需起吊的套管總重量約400 kg）；

（3）開蓋：用扳手打開B相高壓套管氣室觀察孔門蓋板固定螺桿,當殼體蓋板打開后，用吸塵器將氣室清掃干凈；

（4）套管內拆線：松開高壓套管上端母線導體內六角連接；

（5）套管外殼拆出：拆除管線層B相套管三通在水平面上的兩個法蘭，解開三通管內導體連接，用葫蘆將殼體及導體整體向上起吊1.2 m。

3.7 套管拆卸

（1）標記：套管拆卸前在套管各拆卸處做好標記，吊起B相套管前需拍照，確保以后安裝時套管方位不錯誤：頂部法蘭四孔方位；末屏方位；上下兩層法蘭孔配合方位。

（2）解線：拆除套管法蘭與主變升高座的連接螺栓，打開主變B相高壓觀察窗，將均壓環向上擰開，拆除B相引線與套管的連接螺栓。

（3）吊裝：通過主變室內頂部吊點用吊帶將套管移開。

3.8 B相新高壓套管安裝

（1）試驗：檢查新套管無損壞，并試驗合格。

（2）吊裝：將新套管運至主變上，按照拆卸套管相反的施工方法，將套管用葫蘆緩慢的吊進升高座內。

（3）接線：連接套管與主變間聯接螺栓。

（4）封閉主變B相高壓觀察窗，更換套管中間法蘭與升高座之間的密封件，用力矩扳手將連接固定螺桿對角緊固。

3.9 變壓器封閉

認真檢查，在確認變壓器內部清潔且無任何遺留物件后，更換所打開過的人孔門密封墊，將人孔門可靠封閉。

3.1 0變壓器抽真空注油

（1）對變壓器進行抽真空，油箱頂部C相端的φ50濾油管接頭處連接抽真空管路（需提前制作φ50與φ80轉換接頭），至油箱真空度達到規定值133 Pa時，在0.5 h內，油箱內真空度下降不超過665 Pa，認為密封良好，再將油箱抽真空，真空度133 Pa，靜止24 h以上，檢查變壓器密封情況。

（2）在不解除真空的情況下，將絕緣油真空濾油機的出油管聯接到變壓器右側底部的排油閥，進油管聯接到絕緣油罐，在變壓器本體繼續抽真空的狀態下，將試驗合格絕緣油（油溫控制在58 ℃）通過絕緣油真空濾油機經油箱下部油門緩慢注入變壓器內（注油位置與排油位置相同）。油的溫度應高于器身溫度。當絕緣油注至距離變壓器油箱蓋下200 mm左右時停止注油（注油過程應維持真空度殘壓不大于133 Pa），關閉變壓器底部的排油閥，注油時間不宜少于6 h，并繼續抽真空保持真空12 h，關閉真空閥門，待徹底排出箱內空氣，解除變壓器真空。

3.1 1變壓器本體的熱油循環

如果暴露時間比較長，或注油后油樣耐壓、含水等指標不合格，則應進行熱油循環。熱油循環采用高真空凈油機對產品循環。油箱中油溫維持在55～70 ℃，循環時間不少于24 h或3倍變壓器總油量／通過濾油機的每小時油量（h）。

取油樣化驗合格，否則仍應繼續熱油循環直到滿足標準為止。

3.1 2變壓器補油

在真空注油達到規定的要求后，解除真空，打開主導氣管瓦斯繼電器兩端的閥門，確認油枕與大氣是相通的。確認無誤后，經主變上部注油管利用真空濾油機對變壓器補油至規定油位。

3.1 3試驗

（1）靜置：靜置時間不少于72 h，靜置期間每隔12 h，進行一次排氣，所有的放氣塞必須進行放氣，靜置期間需觀察有無滲漏，若滲漏需及時處理。

（2）試驗：完成絕緣電阻測試、直流電阻測試、絕緣特性試驗（介損、電容）、油化驗（含色譜）并與施工前的數據比較，試驗合格后進行下一步工作（表1）。

表1

3.1 4 B相高壓套管連接恢復

（1）連接前清理套管，用非金屬工具去除密封部位的原存密封膠，用丙酮或無水乙醇清洗，清洗布采用百潔布，對密封槽、密封面及新密封圈進行嚴格檢查。用乙醇清洗金屬部件。（注意：操作時應盡量避免吸入已經汽化了的溶劑。）清洗絕緣澆注件表面應采用丙酮溶劑，清洗布采用百潔布。每個絕緣澆注件的表面都必須仔細擦洗干凈。清潔金屬零部件的表面時，應將百潔布在清洗溶劑中沾濕，以保證能將零件表面徹底清潔干凈。最后用無毛紙（杜邦紙）反復擦幾遍，直到確認清潔為止（注意：在清洗金屬表面時，已經用過的百潔布不能再用來清洗絕緣澆注件表面。清洗絕緣澆注件表面時，只能使用潔凈的百潔布。對于零部件的最終清洗，不能使用已經用過的臟布，只能用新的百潔布）。

（2）更換各法蘭“O”型密封圈，使用SF6氣體密封膠，以防止SF6氣體泄漏，使用的密封膠不得流入密封圈內側而出現與SF6氣體接觸的可能，將設備上解體部分的“O”形圈全部換掉并做破壞處理。清洗密封槽和密封面，檢查并確認沒有刻傷痕跡和灰塵。清洗時應當使用沾有酒精或其他稀釋劑的清潔軟布。

（3）按照拆卸相反的程序安裝套管殼體，同時在安裝各節導體時，必須去除鋁導體表面上的氧化層，保證導電回路的暢通，使用防氧化接觸脂可以預防相應的鋁件表面氧化。

3.1 5 B相氣室充SF6氣體

（1）套管蓋板封蓋后開始抽真空，抽真空時，應有專人操作值班，器具應可靠接地；接頭應清潔干凈，真空表計應正確，抽真空達到-133.3 Pa后，應繼續抽真空至少半小時，在停泵后，記錄半小時后讀取的真空度與靜置4 h后讀取的真空度差值不大于67 Pa。

（2）充入SF6氣體：抽真空合格后，充入經檢驗合格的SF6氣體，充壓至0.25 MPa，檢查密封面有無漏點，確認無漏氣，再充壓至0.42 MPa，密閉檢驗4 h無漏氣。

（3）檢漏及測量SF6氣體水分含量：充氣選擇在環境濕度＜80%時進行，充入SF6氣體后，所有的法蘭、接頭應用塑料布包扎好，靜置24 h之后，使其溫度穩定，然后檢測該氣室的SF6氣體壓力、水分、純度是否滿足，同時進行全面檢漏及測量SF6氣體水分含量。

（4）充氣應使用SF6氣體回收車，充氣時應先關閉減壓閥，打開氣瓶閥門，再慢慢打開減壓閥充氣。

（5）充氣時應將氣瓶放倒并將底部抬高約30°，環境溫度較低時刻使用加熱設備加快充氣速度。

（6）建立運行報表，間隔一定時間監測真空值、SF6氣體的壓力值、空氣溫度濕度等的變化情況。

4 處理結果

更換新套管后對變壓器進行抽真空、真空注油、熱油循環、72 h靜置以及排氣工作后，再進行全套常規試驗，試驗結果合格，變壓器性能狀態符合設備安全運行要求。

5 結束語

從掛治電廠1號主變高壓側套管介損試驗電容超標原因查找過程中以及結果分析可知，變壓器高壓套管電容超差主要問題是絕緣破損，設備老化，根據認真分析判斷后，提出了新的詳細處理方法，當同類型的變壓器及高壓套管出現類似故障時，該案例和處理方法有重要參考價值。

參考文獻：

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[3] 漆柏林, 李映清，魏萬紅.主變直流電阻不平衡率超標分析及處理[J].變壓器，2006,43(2).