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变压器用电容型套管故障简析

文章出处:必赢亚洲手机版网址 人气:发表时间:2018-06-19 16:04

   套管是变压器电抗器的重要组件。它起着将绕组引出线引出油箱,并连接到电网的作用。其相关器的可靠供电和安全运行至关重要。据中国电力科学研究院对,及以上变压器年19901999年的事故统计分析可知,与套管相关的事故约占变压器总事故台次的6.3,占总障碍台次约。需要特别引起注意的是,随着电压等级的提高,套管事故所占比例不断增加。据资料1统计,自20世纪80年代国内500变压器投运至2002年底的不完全统计,先后发生因套管及相关部位引起的事故23台次,存在障碍25台次,占同期总的变压器事故和障碍台次的36和12.4.可,套管故障对电力系统安全运行的威胁。

  套管故障引起的事故,其原因是多种多样的。实际上受多方面条件的限制,很难把每次事故的原因搞,楚,有时交了学费,收效却很小。尽可能对定范围内的同类事故进行统计分析,找出定规律,可以弥补定损失。本文将根据上述资料,针对变压器上大量使用的油浸电容式套管发生的故障实例,进行简要的归纳分析,供相关部门采取改进措施时参考。

  1油浸电容式套管结构概况和故,类型1.1结构概况电容式套管具有内外绝缘部分内绝缘为圆柱形电容芯,是由电缆纸和多层铝箔极板卷制而成,从傥近导管的零屏到外部的末屏,随着直径增大,长度逐渐缩短,使每两层铝箔之间的电容大体相同,由此控制轴向和径向电场,均匀端部场强。外绝缘为瓷套,瓷套的中部有供安装用的金属连接套筒也称法兰,头部有供油量变化的油枕,法兰以下的下瓷套伸人变压器油箱内,也是内绝缘的容器,使瓷套内绝缘实现全封闭。

  套管经总装密封后,抽真空注人变压器油。套管中的油与变压器本体内的油是不相通的套管轴向结构外,为运行维护需要,在油枕上有油面指器,套筒上装有分压抽头和末屏用来测量电容芯的绝缘接地小套管,还有取油样和注油孔等。为屏蔽尖端的高电场,套管的上下端均装有均压罩球。

  按套管的通流导体结构不同,可分为穿缆式和导杆式种。对穿缆式套管,绕组的引出线从套管底部穿人,直延伸到套管头部,用带有纹的导电头旋到导电座上俗称将军帽。导杆式套管,绕组引出线是在油箱内部用,栓与套管的导杆连接连接方式有不同,导杆直接载流。

  套管安装在变压器上,为了调节套管的安装位置和装设电流互感器的需要,配有升座。安装时,引线的绝缘锥应进入套管下部的均压球;用成型绝缘件在变压器运行中,有不少故障出现在这连接部位,虽不属套管本身部件,但其故障直接牵涉套管,因此将其归在套管故障中分析。

  1.2故,性质及类型在1中简单先容故障分类情况。

  序号性质部位故障形式说明绝缘性能瓷套及法兰,污闪雨闪上瓷套;渗漏;法兰与箱盖结合处电场不均,发生电,外部渗漏油般可发现,但也同时存在向内渗水,不易发觉电容芯局部放电;碟升;电容量变化;套管油色谱超标故障发展可导致瓷套爆炸末屏及引出套管,引线断开或连接接触不良,也有多余引线外露等引起放电;套管油色谱超标;小套管漏油设备附近有时可听到放电声,接地不良的故障发展可导致套管爆炸端部密封,上端部密封不严,进水受潮;下端密封不严,向油箱内漏油从将军帽处进水,是变压器绝缘受潮的个重要原因下部均压球及引线锥等相关绝缘,固定不牢,螺丝松动绝缘有裂纹等电位连接折断等引起放电;对地绝缘距离不够过电压或运行电压下击穿;变压器本体油色谱超标除制造质1外,安装时遗留的缺陷居多导电性能上下端部连接,引线头上定位螺母装反,无法与导电头压紧,接触电阻大,接头过热;接头的接触面脏污或有氧化膜,接触不良用红外热像仪可发现导电头与引线接头导电头处用锡焊与穿缆固定,头部发热引起焊锡熔化,穿缆脱落般都改为银焊导管与穿缆引线穿过铜导管的引线未包绝缘或包的白布带脱落,引线与导管内壁或均压球相碰,形成间路,在漏磁通作用下,流过与负载电流大小直接相关的环流,烧伤引线;变压器油中色谱超标在似碰非碰时,会形成火花放电大电流套管与低压引线连接,未加保持压紧力的碟形弹簧垫圈,运行中接触电阻增加,发热烧坏接头;套管端部需与两股以上导线相连,压板未置放,使对导线压紧力不够;③变压器油中色谱超标安装过错居多机械性能外部端子与引线拉力过大,影响密封造成渗漏油套管端子承受拉力不够或外部引线无支撑瓷套机械应力作用振动或吊装时碰撞,使瓷套或粘接处裂纹,断裂特别是粘接段多的套管2典型故,分析2.1外瓷套闪络根据变压器安装地区的污移等级,选择套管及时清扫,可以减少污闪的概率。定条件下,气象情况是影响闪络的关键因素。为了防止在大雾大雨和暴雨等恶劣天气情况下不发生闪络,结合相关标准和运行经验,对套管的外形和结构参数,需要不断地研究和改进。500,变压器共发生套管闪络6次,均是在大雨或暴雨下发生的,其中有两种情况1瓷套泄漏比距较小。如台泄漏比距为1.7,的5001普通型套管,在大气污染逐年加剧的情况下,在运行多年后的个雷阵雨天气,发生贯穿性对地闪络。套管均压罩中部法兰及瓷套部分伞裙留有明显放电烧痕。也有套管闪络是发生在下了场带有大童黄土的雨后的第天,再次下雨时发生的。

  2为了在有限的瓷套长度内尽量增大爬距而设计的种小而密的瓷裙,也称密集形结构的瓷套。尽管能满足相关标准和试验要求,但已被公认最易发生雨污闪。如葛洲坝的12号升压变和任庄斗山2号联络变压器,巧的是都发生在人相。

  新选套管的瓷套,上述小而密的瓷裙已不再被采用,对于不同污秽地区,除按技术条件选择瓷套参数外,对污秽较严重的,般都采用大小伞裙交错为了防止大量已运行的套管发生污雨闪,较有效的方法是在瓷套上分段加装直径较大的具有良好憎水性的硅橡胶伞裙,用于隔断伞裙面的水帘。

  加装增爬裙时,应注意界面的粘结质量。在投入运行段时间后,应注意是否有劣化现象产生。这是由于不同介质在交变电场作用下,电场强度的分布反比于介电常数,界面中含有气隙,将发生游离。另外,硅橡胶属有机聚物材料,相比无机材料的瓷件,容易在光热氧和电等作用下老化。老化产生的气体在粘接处形成空腔,使橡胶裙出现漏电痕,对防污闪更为不利,可能对瓷套引起损伤。对此需要积累经验,应利用停电机会作检2.2渗漏问铨1从渗漏情况看,类是油气界面的渗漏,即内部油向外部大气侧渗漏并且外部含有水分的气体或水渗漏入内部油中。另类是泄漏面的两侧均为油,由于套管下部密封不良,套管中油向本体中漏。此时,如其他密封良好,则套管内部产生负压,有可能从密封的薄弱部位吸人潮气,破坏密封。

  故障套管下部渗漏油,会影响本体油的气体分析结果。

  不管是哪种渗漏,都会对套管内部绝缘产生危害。如渗漏严重,从套管内油气界面的气体游离开始,很容易发展为内绝缘击穿,致使瓷套爆炸。如属内绝缘缓慢受潮,则有可能在绝缘试验时发现。如台120MW220kV变压器,因瓷套裂纹使套管受潮,测得啦=2.2而更换套管。

  为了降低发生事故的概率,运行人员在巡视时,定要注意是否有渗漏油情况,并观察套管油位是否正常。避免有的油位看不清,甚至是假油位。如台120MVV220kV变压器,在取套管油样试验后补油时,才发现套管直处于假油位状态。因为该套管的安装有定斜度,使油位计的下油孔不在油位计位。不少单位利用红外热成像仪发现过多支套管缺油的情况。

  2油与大气密封面的渗漏,除瓷套的裂缝和首端密封不良,以及取油注油塞末屏引出套管等处密封垫老化外,还有部分,漏处并不与套管内的油相连,而与本体油连通,即套管端部与引线连接相关的密封。如将军帽处进水,在20世纪70年代成为绕组绝缘击穿的个重要原因,随后从结构上不断改进,事故减少。由于多种原因,仍有不少类似由于套管密封垫老化,密封不严进水,引线及绝缘支架受潮,爬电引起击穿的事故。特别是运行时间较长的变压器,以0,套管居多。

  还有套管升高座上1人引出小套管渗漏,由于放油后才能处理漏点,引起很大麻烦。至于1人接线盒进水,引起保护跳闸的情况也有发生,在此顺便提及。

  2.3套管内部绝缘故,对变压器和电抗器而言,套管故障引起事故是最危险的。因套管旦炸开,使变压器油直接与大气相通,在故障源的高温作用和有氧气助燃的情况下,油可能着火,而油枕正可向着火点提供燃料。

  旦着火,往往容易波及变压器内部绝缘,甚至整台变压器烧毁,爆炸碎片还可能殃及其他。

  据统计,500kV变压器和电抗器,因套管内部故障引起运行中的保护跳闸事故共台次。其中有4台曾着火,且均匀进口设备。19901999年内发生因套管故障引起着火的,2201变压器共8台,均为国产设备。着火后造成的损失与是否能及时扑灭有关。有的更换套管后可继续投运,而有的变压器彻底烧毁。

  运行中变压器的火灾绝大部分是套管事故引起般在北方地区使用效果欠佳,而在不结冻水质好和设施维护良好的情况下,能起到较好的作用,因此可因地制宜采取措施。对从理论分析较为理想的充,灭火装置,由于使用中很难保证不出现问无法试验,且价格效益比也很不合算,般不被接受。使用较多的还是化学灭火器,喷水主要是隔断火源,不至波及相邻设备。

  对电容型套管,电容芯的制造质量是关键。

  如台并联电抗器上的套管,运行中重瓦斯动作跳闸,压力释放器动作喷油,500套管法兰密封处熏黑并有油和碎纸喷出,下瓷套向下脱落350,均压球损坏,高压引出线装置损坏。分析认为,制造时电容芯的卷制工艺不够紧密,在运行过程中电容芯逐级下脱电场分布不均导致主绝缘击穿。

  又如换流变压器上发生的两次同类套管的瓷套爆炸事故,经剖析,不仅找到了电容芯中部的故障点,而且发现电容芯的绝缘设计的不合理如宽幅绝缘纸在同幅向对接,以及铝箔有破裂绝缘纸有折叠卷人形成夹层等工艺问。

  套管存在缺陷的情况不同,后果也不样。有的很快或故障未能及时发现形成突发性故障;有的套管存在发展较缓的局部放电或过热故障,通过测电容量及185和取油样作分析,在形成事故前发现了问。

  王石500主变和调变的500200066套管,属典型的结构设计不合理,并且是通过色谱分析发现的。

  穿缆导管与电容体零层导管分别由铜铝制成,穿缆导管根部螺帽托起零层铝导管,以保持等电位。

  在温度和电场作用下,因铜和铝的膨胀系数不同,接触面上形成氧化膜,两导管间形成电位差,发生悬浮放电,油中气体严重超标,该类套管还存在接地末屏采用弹簧压紧结构,运行中的电磁振动造成接地瞬间开路,形成放电,也是油中可燃气体严重超标的原因。

  在设置备用套管后才逐更换完毕。

  末屏接地不良造成放电性故障和套管油中,心含量升高的情况较多。这与套管制造厂采用的末屏接地装置的结构有关,为了满足绝缘试验的需要,该接地点拆卸的机会也较多。用螺杆式引出末屏接线的,很容易使螺杆转动,扭断内部的末屏引线,还有接地罩的压接也有接触压力不够而松动的情况。

  套管内部的故障检测,利用测绝缘介损,电容量和末屏绝缘电阻和介损的方法还是比较有效如设备末屏电容很大,使用931电桥测量时,就可能使测试值大于实际值而造成误判。套管是否应定期取油样应作具体分析。质量较好,未发现运行中同类套管内部有故障实例的情况下,作介损及末屏绝缘和红外及局放的监测较好,因为存在因取样不当而引起套管爆炸的事故。对内部故障有怀疑时,在权衡利弊严格的操作程序,避免负压取油和空气潮气进人套管内。

  2.4其他放电和过热性故障1引线与相关绝缘的放电性故障统计中,500变压器有5台,电抗器也有5台。如台进口放阀动作,套管法兰处爆裂喷汕。检查发现引线绝缘成形件外部的绝缘纸板全部脱落,均压球透过多层绝缘成形件向油箱壁闪络放电,瓷套下端面有几处放电点。该厂另台电抗器,在运行中发现乙炔超标6.8 417.,停运返厂检查,与高压套管相连的均压球上,靠线圈侧有明显的炭痕,6个固定螺栓有3个松动,形成悬浮放电。

  还有不少缺陷是安装中遗留的。如绝缘锥与套管均压球挤压太紧,引起引线绝缘破裂,运行中引线对油箱放电,形成变压器跳闸;高压引线体;可拆式引线的均压球与引线间的等位连线未连接,或者装套管时将等电位连线折断,造成均压球悬浮放电或均压球引线与套管导杆下端碰触,引起火花放电。在运行中还经常发现套管铜导管的引线外包绝缘脱落或磨破,引线与铜导管相碰,形成穿过引线漏磁通的短路环,很大的环流将引线烧伤,并使油中总烃增高;还在台电抗器上发现,引线与导管相碰处有油隙作用,形成火花放电,使油中乙炔升高。

  2引线连接不良,接头发热屡不鲜。台500,联络变压器曾发生套管端部引线与接头间烧断套管导管烧穿套管油漏出的重瓦斯跳闸事故。

  因为引线接头采用锡焊而烧断,后将端部引线接头改为银焊。应该说接头达到焊锡的熔化温度是不允许的,故障的元凶是电气连接的质量。套管端部的螺栓紧固接头螺栓压紧的搭接或螺纹旋紧的对接应能满足最大工作电流及相应的急救负载和短路电流作用。因此安装后应对连接处的接触电阻进行测量,使其不大于同长度的非连接处导体的电阻值,此时般不会发生接头过热现象。银焊只是后备保护。

  在运行中利用红外热成像仪检查套管端部过热,是行之有效的方法,因而上述事故概率可不断降低。

  对于油箱内部接头的发热,从油中气体分析可以发现,但需从直流电阻测试结果来确认。如对气体分析怀疑过热的台500kV变压器,经测直阻后检查到中压套管内连接导体的连接器松动,上紧螺丝后解决。

  值得提出的是旦中性点套管的连接出现问因为相变压器中性点套管接触不良,引起的电阻增加值是相相等的,相间电阻差不会超过标准。为此,应重视预防性试验规程规定的与以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2,此条规定也是由事故教训而得。

  3建议套管的故障率和故障类型与制造密切相关,建议事故统计分析时,注明故障套管的生产厂家,便于运行问铨的直接反馈和制造质量的针对性改进。

  相对来说,500电抗器出现的套管故障率较,建议对国内运行的电抗器套管故障的特殊性进行探讨,相对于高压套管而言,中压和低压套管的问铨易被忽视,特别是500变压器的3566套管,常因引线荷载过大而发生机械性损伤。建议有关设计部门进行重力负荷验算,考虑到气象条件的影响,设置合理的支撑点。

  安装质量问铨引起运行中不少故障。建议安装人员在安装变压器前,除了详细阅读安装说明书,还应要求厂家针对该台变压器的具体结构,重点先容涉及相关绝缘和导电性能的安装注意要点,如采用导杆式与穿缆式的不同安装方式。

  5参考文献国家电力企业发输电运行部。我国500电力变压器和电抗器运行情况分析报告。

  套管专铨资料汇编。高压工作网绝缘专家组工作会收稿日期2003 0303修回日期20030608编辑概况凌愍1936,女,高级工程师教授级,从事离压设备与高压试验研究工作。

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