一起某220kV变电站2

1案例分析

2018年1月2日,在对某220kV变电站进行红外热像测试时,发现2#主变110kV侧C相套管桩头温度高达112℃,如图1所示。当时环境温度为7℃,正常相温度为21.3℃,按照变电五项管理规定的红外热像检测细则,该异常属危机缺陷(热点温度>80℃)。

将主变停电后,检修人员拆解将军帽,发现将军帽内缺少压紧弹簧,引线导电杆与其接触的将军帽顶部内表面均有明显的烧伤痕迹,如图2所示。随后检修人员对烧蚀部位进行打磨,并安装压紧弹簧(图3)后,主变直阻测试合格,主变投入运行,红外测温正常。

2018年3月22日,在某220kV变电站2#主变例行试验中,发现2#主变110kV侧C相套管总烃含量严重超标,测试数据如表1所示。

根据国标GB/T24624一2009绝缘套管油为主绝缘(通常为纸)浸渍介质套管中溶解气体分析(DGA)的判断导则:套管油中溶解气体正常含量为氢气≤140uL/L,甲烷≤40uL/L,乙烯≤30uL/L,乙烷≤70uL/L,乙炔≤2uL/L,一氧化碳≤1000uL/L,二氧化碳≤3400uL/L。

根据试验数据,套管产生的故障气体主要产生烃类物质,其中最主要的特征气体为CH4、C2H4,且C2H4与C2H6的比值为5.7,C02与C0的比值为3.6。初步判断为典型的油中导体过热故障,伴随少量乙炔产生。三比值编码为022,故障类型判断为高温过热(高于700℃)。

本次试验中,2#主变本体油样同样也进行了油中溶解气体试验分析。结合2#主变历次试验数据可以发现,2#主变在其中两次试验之间,油中溶解气体含量烃类有明显增长,与套管一样,最主要的特征气体为CH4、C2H4,同时出现了乙炔。推断在本体与套管之间存在渗漏。

随后进行检修,发现该套管存在内漏现象,检修人员将套管油位降至一半,约10h后套管油位再次满位。鉴于以上情况,决定立即更换该套管。3月25日,检修人员更换了新套管,并对原套管进行悬吊检查,如图4所示。在清除套管表面、内壁油迹后,通过长时间观察并未发现套管法兰下端各连接面有渗油现象。

检修人员将套管头部绝缘油擦拭干净后,把套管水平放置约6h,发现头部重新出现渗油现象。随后检修人员拆除套管引线桩头固定座,检查套管顶部o型密封胶圈,发现o型密封胶圈存在软化现象,其强度、硬度明显下降。

2原因分析

在现场安装变压器时,安装人员未将压紧弹簧装入将军帽内部,引起导电杆与将军帽顶部之间悬浮放电,并伴随高温发热。由于发热位置距套管密封胶圈较近,且金属材质导热性能良好,导致o型密封胶圈在长时间的高温作用下逐渐软化,进而导致套管油室与本体油室之间密封不良。另外主变本体油枕油位高于110kv侧套管油位,在结构上对套管产生了内在压力,使得套管油室与主变本体油室贯通。将军帽顶部悬浮放电产生的特征气体(甲烷、乙炔等)进入套管内部,使套管绝缘油被污染,油色谱检测不合格。由于主变本体油量较多,因此放电产生的特征气体在主变本体的油色谱中反应不明显,但也可以看出有发展趋势。

3管控方案

通过上述案例分析,我们必须找出解决方法及管控方案,防止类似事件再次发生。首先,严把设备验收关,对关键设备、关键工艺进行现场监管,防止因现场安装不到位导致设备出现质量问题:其次,重视套管头部发热缺陷,根据红外图像认真分析发热部位是源于套管内部还是外部,发热严重时应对套管油样进行检测:最后,普及少油式设备压力在线检测装置的应用,通过检测套管压力,提前发现隐患,避免事故扩大。

4结语

随着电力技术的发展,人们对电力生产安全的重视程度越来越高,要求电力人员在检修或者遇到故障时要多分析其中原因,总结经验,吸取教训,提升电网检测检修水平,保障电网的安全稳定运行。