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变压器高压套管爆炸的原因分析及防范措施

http://www.electric.hc360.com2005年10月28日09:48 来源:高压开关网T|T

    摘  要:某电厂2号主变压器发生高压套管爆炸的故障,通过电气试验和油色谱分析试验,并结合该变压器的历史情况,详细分析了变压器高压套管爆炸的原因,就变压器高压侧出线的特殊结构,提出了防止类似故障再次发生的措施。

    关键词:变压器;套管;引线;故障分析

    某电厂2号主变压器为沈阳变压器厂1994年生产的SFP9-360000/220型变压器,冷却方式为强迫油循环,变压器220 kV侧套管为南京电瓷厂生产的BRL2-220/1250型油-油电容套管,主变压器高压侧出线通过高压套筒油箱将高压套管和电缆连接,运行时高压套管密封在高压套筒油箱内,套管末屏未引至套筒油箱外。

故障概况

    2001年10月3日,某电厂2号发电机组处于运行状态, 2号主变压器中性点接地,负荷210 MW,定子电流65 kA,三相电流平衡。21时19分, 在系统无操作、天气无雷雨的情况下,2号发电机变压器组发出“2号主变压器轻瓦斯保护动作”的信号,值班员马上检查2号主变压器,此时线圈温度70 ℃,上层油温度58 ℃,在负荷变化不大的情况下比21时的油温度高了8 ℃,听声音未发现异常。21时24分, 2号主变压器发出一声巨响,2号发电机组跳闸,2号发电机变压器组发出“2号主变压器重瓦斯保护动作”、“2号主变压器差动保护动作”、“2号发电机变压器组差动保护动作”、“2号主变压器油位异常”和“灭磁柜过压保护正反向动作”等信号, 就地查看2号主变压器顶部,发现大量喷油,压力释放阀动作,低压侧引线上部箱体加强筋焊缝处出现几处裂缝,向外大量渗油,变压器出线装置3个压力释放阀动作,出线侧有大量油迹,储油柜的油已全部渗完。

2   故障后试验情况

2.1 电气试验
   
故障发生后,对2号主变压器进行了电气试验,从试验结果(表1)可看出,低压侧绝缘电阻值与以前的测试值相差较大,吸收比及极化指数在合格范围内,高、低压侧直流电阻值正常,铁心对地绝缘电阻值与以前相比低很多。进行变压器绕组变形测试,无异常。


2.2  色谱分析

    2001年10月4日对2号主变压器进行了本体绝缘油和高压出线套筒油色谱分析试验,测试数据见表2。由表2可知,本体绝缘油和W相的高压出线套筒油各组分的体积分数均严重超标。

                            3故障后变压器吊罩检查情况

3.1高压套管及中性点套管

    2号主变压器的3个高压套管及中性点套管吊出,可看到:W相高压套管下端瓷套已破碎脱落,其击穿部位在均压球向上约520 mm起至均压球向下约370 mm的范围(见图1),从铜导电杆向外开放烧穿,并在铜导电杆上烧了1个约30 mm×50 mm(轴向)的洞,铜管内壁有螺栓擦痕,套管法兰盘上与套管接缝处有绝缘纸漏出,上瓷套位移,套管法兰下部有电弧烧伤、烧熔的痕迹;套管上部引出线螺纹烧熔;击穿部位周围的电缆纸全部烧黑,但电容器心子从该击穿部位向上、向下方向均无爬电痕迹,同时击穿部位恰好是穿引电缆的连接头所在部位。

3.2变压器

    吊开变压器钟罩进行检查,发现:
   
a) W相套管高压引出线接头处烧黑。
    b) 变压器油变黑,油箱加强筋多处开裂,其箱底W相处有大量碎瓷片,变压器箱底有许
多黑色碳化物、瓷片和绝缘纸片等杂物,高压引出线及围屏均被黑色碳泥污染。
   
c) W相线圈围屏下部有很多树枝状放电痕迹,W相围屏变黑、受污染。
    d) 与预防性试验结果相比,铁心及各夹件的绝缘均偏低。

4  主变压器历史情况

    2号主变压器是1995年底投入运行的,截至2001年10月3日,运行时间为36189.04h。1998年3月发现主变压器油介质损耗超标。1998年6月2号发电机组大修,对2号主变压器滤油后进行介质损耗测试和其它电气预防性试验,试验结果为合格。2000年11月2号发电机组小修时,对2号主变压器进行预防性试验,试验结果为合格(由于该厂主变压器高压侧结构特殊,无法对高压套管进行试验),油介质损耗、油耐电压值均正常。2001年3月到9月,对2号主变压器绝缘油进行色谱分析(试验数据见表3),发现甲烷、乙烯和总烃的体积分数增加较快。

5   原因分析

    变压器高压线圈引出线上的中间接头均采用3个8 mm的发蓝内六角螺栓连接,且螺栓均伸出接头圆柱面8~10 mm,运行中,由于电动力的作用,套管导电杆内壁与接头螺栓摩擦将接头螺栓头处的绝缘磨穿,露出螺杆,金属螺杆与套管的导电杆内壁接触产生分流。因为套管防雨罩上部和套管内铜管是通过其它部件紧密相连的,如果引线和内铜管接触,就会形成如图2所示的等效电路,在正常情况下,套管防雨罩及顶部各导电部位接触良好,R1接近于零,R2趋向无穷大,R2不可能有分流作用。但套管内引线和内铜壁接触后,R2的值变小,就会在R2上形成一个分流支路。这时由内铜管、引线、防雨罩组成一个复合导体,内铜管就是这个复合导体的表面。内铜管表面必会有一部分负荷电流通过,造成接触部位发热。由于空心导电杆内绝缘油的流动性和散热性差,热量累积使与接头相对应处电容套管内的电容屏间的油纸绝缘老化击穿,导致局部电场畸变,从而引起电容屏间绝缘进一步击穿,随着被击穿的电容屏数目的增加,在电容屏间形成了畅通的放电通道,导致油质劣化,产生瓦斯气体,由于套管内容积小,积聚的大量热量冲破套管的密封圈进入主变压器本体,使主变压器发出轻瓦斯报警信号。由于套管中电容屏击穿数目较多,套管无法承受工作电压,在轻瓦斯保护动作5 min后,套管的零屏对中间法兰形成贯穿性的对地放电现象,强大的短路电流使油质迅速劣化产生大量气体,主变压器重瓦斯保护、主变压器差动保护和发电机差动保护动作。同时大量气体使套管下瓷套爆裂成碎片,主变压器发出巨响。

    由表3可知,2号主变压器总烃的体积分数增加较快,用三比值法可判断出2号主变压器存在裸金属过热的故障,这一现象可能与此次故障有直接关系。

6  改进措施

   
根据变压器高压引出线以及套管结构存在的问题,采取了以下改进措施:
   
a) 按国家电力公司“预防110~500 kV变压器事故措施”的要求,将高压侧引线接头的螺栓磨平,引线缠绕白布带,防止裸电缆与套管导电杆相碰产生分流。
   
b) 介质损耗测试能灵敏地发现套管的绝缘缺陷,将套管末屏引至出线装置油箱外,严格执行“电力设备预防性试验规程”,按期监测套管介质损耗,或在套管末屏引出线上加装介质损耗在线监测仪,随时监测套管的介质变化情况。
   
c) 在变压器油循环管道上装设绝缘油在线监测仪,随时监视设备绝缘油中气体变化情况,以便掌握故障发展趋势,及时消除事故隐患。



7结束语

    此次故障提醒我们,在进行变压器高压套管吊装时,一定要严格按照施工工艺进行操作,防止穿缆引线绝缘层被破坏,套管吊装后,应检查穿缆引线与套管内壁是否接触。具体方法是:打开套管防雨罩固定螺母,将一薄塑料套套在引线接头上,使引线接头和内铜管绝缘,用500 V绝缘电阻表测内铜管和引线接头间的绝缘电阻,若测出绝缘质量不好,则证明穿缆引线与套管内壁已接触上了,应对其进行处理。

责任编辑:杨涵

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