摘要：某电厂联变是3绕组变压器，型号：SSPSZ7-180000/220，容量180MVA，高压侧连接220kV，中压110kV，低压35kV。它是电厂与电网连接的重要部分。套管又是变压器的重要组成部分，型号：BRDL1W1-252/1250-4，套管绝缘影响到变压器的安全运行。套管受潮轻者影响运行，重者将引起爆裂。该变压器电容式套管运行时间已超过15年，设备本身存在老化现象。在保证大修工期的前提下，对联变电容式套管受潮的缺陷，必须迅速查明原因，以防故障扩大，影响设备正常投运。
关键词：套管 受潮 热油循环 抽真空 充氮
一、设备简介
此联变是电厂220kV、110kV、35kV系统的主要联络变压器。当时运行方式比较薄弱，无后备联变保护，一旦发生故障，将会影响电厂对电网的供电能力。联络变压器是指在发电厂升压变电站中连接有交换功率的两种电压等级母线的变压器，在大容量发电机一般采用发电机一双绕组变压器单元接线，以省去价格昂贵的发电机出口断路器。电厂采用三绕组变压器，变压器的高、中压侧绕组完成升压站高、中压侧母线功率交换的功能，而其低压侧通常是用电端，其低压侧第三绕组多采用三角形接法，目的是消除三次谐波。防止大量谐波向系统倒送，引起系统电压波形畸变。三次谐波是高次谐波中电压等级最高的，其重要特点就是同相位，不仅在三角形侧可形成环流，从而有效地削弱谐波向系统倒送，而且三角形接线可以滤过零序电流，这样零序电流就不会传到上级电网，使上级电网零序保护误动作，同时又可作为厂用电备用电源。联络变压器主要用于高、中压侧的电网为中性点直接或有效接地系统时，联络变压器可采用自辐变压器。联络变压器与普通变压器比较，联络变压器的压降变化大，交换功率变化频繁而幅度大时，联络变压器需配备有载调压装置，以保证升压站两级母线的电压水平。
二、套管的分类与用途
套管是变压器的重要组成部分，充油式与电容式是两种不同的分类方法。
常用高压套管有：油浸纸电容式、胶浸纸电容式（干式）、玻璃钢干式等。上述中的油、胶（树脂）、玻璃钢都是绝缘材料，保证导电杆与其他部件绝缘，电容的作用是均压，均衡导电杆周围的电压，避免出现局部强电场，从而减少绝缘材料的用量。变压器套管是变压器箱外的主要绝缘装置，变压器绕组的引出线必须穿过绝缘套管，使引出线之间及引出线与变压器外壳之间绝缘，同时起固定引出线的作用。因电压等级不同，绝缘套管有纯瓷套管、充油套管和电容套管等形式。
纯瓷套管多用于10kV及以下变压器，它是在瓷套管中穿一根导电铜杆，瓷套内为空气绝缘。充油套管多用在35kV级变压器，它是在瓷套管充油，在瓷套管内穿一根导电铜杆，铜杆外包绝缘纸。电容式套管由主绝缘电容芯子，外绝缘上下瓷件，连接套筒，油枕，弹簧装配，底座，均压球，测量端子，接线端子，橡皮垫圈，绝缘油等组成。它用于100kV以上的高电压变压器上。主变压器侧的引线套管采用电容式套管是为了达到更好的绝缘效果。
上海上电电力工程有限公司对该电厂联变的套管进行1次/年的预防性试验，在套管取油样进行油色谱分析试验时发现有乙炔含量存在，同时氢气含量超标。针对此严重缺陷准备提前大修，因为若临时更换套管，不仅耗费大量的人力、物力，而且当时没有备品，必然影响大修的工期，所以决定对联变电容式套管进行现场除潮处理。
三、缺陷分析
对套管取油样色谱分析，有乙炔含量存在，乙炔在电弧中易产生，在此处应该为零。若不为零，说明套管里存在放电和发热现象，同时甲烷含量也高。氢气含量超标，说明套管受潮，潮气确实已进入套管内部。通过对同类型运行设备的检查和分析，同类型设备运行正常。
氢气进入套管内，经分析和检查主要是因为套管上面油位计放油螺丝的密封圈有点裂纹，由于热胀冷缩的原理使潮气进入，以及套管在运行中自身的缺陷问题。套管外表可见漏油痕迹，内部也存在漏油现象，油位表明显下降。对套管的连接密封部分进行检漏，经检查套管底部放油螺丝密封圈开裂老化，套管末屏内接引出线连接松动或接触不良，引起放电和发热。内部油温也因发热而升高，造成乙炔含量存在和甲烷含量升高。经过处理和重新装复，消除乙炔含量存在和甲烷含量升高的缺陷。查明套管末屏内接引出线连接松动或接触不良的原因，由于末屏接地装置中的金属部件受潮锈蚀，进而造成推拔铜套与法兰接触面因铜锈存在而出现末屏接地不良现象。对于推拔式接地末屏，在检修和试验过程中，建议使用专用工具卡住外铜套，使末屏处于断开状态。在工作结束末屏恢复接地状态后，用万用表测量其对设备外壳的电阻，若有异常应及时处理，若正常应旋紧保护帽，避免末屏受潮。通过末屏可测量其电容屏的电容量和介质，从而判断电容屏绝缘状况，掌握绝缘性能，绝缘油劣化，电容屏间开路或短路等缺陷。运行中末屏如开路，将形成高电压，极易导致设备损坏。
在变压器大修过程中，现场连续数日下雨，空气湿度很大，在组装及调整试验过程中难免有潮气进入套管，试验数据不合格的原因是电容芯子和绝缘油受潮的可能性很大。在大修试验过程中发现联变220kV变压器套管局放数值超标。
试验结果如下表：
检修前套管试验数据
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四、缺陷处理经过
通过对以上缺陷的分析，周密考虑决定采用热油循环干燥处理时，与高温变压器油接触的部分有密封垫圈、瓷圈、绝缘纸及购铁件。经资料查找：密封垫圈不仅可以长期耐受80℃以上的高温；瓷套为C级绝缘，耐热在180℃以上，而且在70℃温差变化时也不会发生开裂损坏。所以循环油温为75℃是合适的，为防止瓷套在温度剧烈变化时内外膨胀不均造成裂纹，在干燥完成后不要马上把油放出来，应让套管中的油自然冷却到大气温度。在套管注油时，采用在套管上面抽真空，下面进油的工艺。使空气不易进入套管内部，从而避免套管注油时受潮。
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1.首先将套管垂直地置于110kV套管支架上，在套管中部法兰处固定牢固，并按上图所示连接好管路。
2.排油：打开套管底部排油口及阀门3、阀门7，放出不合格变压器油，并冲入干燥氮气，直至残油排尽，排油阀门7出气若干分钟，关闭阀门7和阀门3。
3.抽真空：打开真空滤油机真空泵组和阀门6，对套管抽真空至133pa，并持续10h。
4.真空注油：在注入合格变压器油之前，确保油温达到所规定的75 ℃，且不超过80 ℃，所注变压器油的性能应符合要求。在确认后，打开阀门8和开启油泵9，在真空状态下把75 ℃ 的热油注满套管。
5.热油循环：在套管注满热油后，开启阀门6，调节油泵流量，保证从套管留下的油与油泵加入的油量平衡，并确保整个电容芯子完全浸没在油中。在循环过程中，定时检查油温，保证油温不超过80 ℃.
6.停止热油循环：经过48h的循环之后，在真空状态下热油注满套管后，即可关闭阀门6、阀门8和油泵9，拆除连接的管路，恢复套管的密封油塞，整个处理过程结束
7.热油循环结束后待套管静止24小时，对电容式套管再次进行局放、微水、乙炔含量试验，并且记录好数据与检修之前的试验数据进行比较分析。
8.数据合格后，对套管进行最后的油位复查。保证套管内油位在规定范围内。
试验结果如下图：
检修前后套管试验数据对比表
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为了及时有效地发现电容型套管绝缘受潮，《电力设备 预防性试验规程》规定大修后或运行中油纸电容型110kV套管主绝缘的tanδ值在20℃时不大于1.0%，当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地的介质损耗因数，其值不大于2。电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时，应查明以下原因：
1、检查变压器本体无缺陷；2、各侧分接开关位置符合电网运行要求；3、变压器外壳应有良好的接地，接地电阻应合格；4、基础牢固；5、冷却风扇通电试运行良好；6、保护测量信号及控制回路的接线正确，各种保护应进行实际传动试验，动作应正确可靠，定值符合电网运行要求，保护连接片（压板）在投入运行位置；7、变压器绝缘试验应合格，试验项目无遗漏；8、新变压器投入前做5次冲击试验，每次冲击后要检查变压器有无异音异状。
变压器的试验主要包括：接地试验、绝缘试验、高压试验等，相对应的试验设备主要有：串联谐振试验装置系统，变压器绕组变形测试仪，直流电阻测试仪，变压器容量及损耗参数测试仪，变压器有载开关测试仪，绝缘油介电强度测试仪，绝缘电阻测试仪等等。
总结
1.在本次对变压器电容式套管受潮可能发生的原因及分析处理方法进行了详细的了解和学习，将图纸、表格、文字资料进行了归纳总结，并对处理方法进行了优劣比较，改进和创新，寻求可靠、实用、简便、易行的最佳方案，以达到快速处理问题并取得立竿见影的效果。
2.通过多次处理同类型的缺陷，事实不仅证明电容式套管受潮采用本方法，以及在套管注油时采用在套管上面抽真空，下面进油使空气不易进入套管内部，从而避免套管注油时受潮的工艺可靠实用，简便易行；而且干燥过程中可随时检查干燥效果，节省了大量的人力、物力和财力，取得了较为满意的效果和可观的经济效益，尤其是对电厂的安全发供电尽到了自己应尽的一份责任。
论文作者:朱雪标
论文发表刊物:《基层建设》2019年第27期
论文发表时间:2020/1/6
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