论文部分内容阅读
摘要：水电站主变压器高压侧套管是主变重要附属设备，是载流导体穿过金属箱壳的关键设备，出现温度异常等重大隐患时，需尽快消除隐患。
关键词：水电站 主变 套管 温度异常 处理
中图分类号：TV734.2文献标识码：A
1.水电站主变高压侧套管简介
水电站主变压器高压侧套管是主变重要附属设备，是载流导体穿过金属箱壳的关键设备，套管的作用和布置方式，决定其具有较强垂直分量的极不均匀磁场，同时套管本身的结构也会对外部绝缘和内部绝缘的性能起到至关重要的影响。常见的主变高压侧套管有充油套管，如常见的35KV及以下的单油间隙，该类套管具有内部导杆表面油道里面的较高场强、套管在油中的瓷质套高度有一定要求等特点。110KV及以上常见的如电容式套管，主要是依靠套管的电容内芯，用他来改善电场分布，这类套管电场分布比充油套管均匀，同时其本身的介电强度很高。
2.水电站主变高压侧套管常见故障
（1）温度异常故障：主变带负荷运行中，依靠红外线测温仪等辅助温度测量仪器测量设备温度时，如出现主变高压套管将军帽处温度异常，对比正常主变高压侧套管相同位置温度，相差较大，随着环境温度的升高在发生变化，则可判定是主变高压侧套管温度异常，对主变的安全运行存在很大的隐患。
（2）介质损耗因数偏大故障：介质损耗因数是考核油绝缘电容式套管的关键参数之一。它是由油纸中的含水量和绝缘系统中的杂质含量来确定，与温度也有密切的关系。通常情况下，套管自身内部结构是否合理、电气连接件之间可靠配合、整体的密封系统是否良好，将直接影响到该套管的产品质量。尤其是其绝缘系统的老化程度、可继续使用运行的寿命和固有电气性能的稳定性等。同时，也将影响到主变的安全运行和输变电网络的可靠性。主变高压侧套管在运行中由于其顶部密封结构和制作工艺等方面的先天性缺陷，导致该区域易进水而受潮，引起套管的故障，最直接的表现就是介质损耗因数不合格，介质损耗偏大。
3. 主变压器套管温度异常原因分析
（1）套管矩形橡胶圈平面有损伤痕迹及永久变形
如图中的矩形胶圈标称尺寸：Φ35.4×Φ22.2×H15.1，现场对该损伤胶圈进行测量发现该胶圈实际尺寸为Φ35.1×Φ22.2×H14.8。对比标称尺寸，该矩形胶圈在外径及高度都比原膠圈有-0.3mm的永久性变形，不可修复。
套管矩形胶圈示意图1
套管矩形胶圈示意图2
鉴于该胶圈直接连通套管内部，一旦雨水通过该胶圈变形所形成的缝隙进入套管内部，极有可能引发套管事故，后果不堪设想。
（2）套管通芯导管裂纹
主变高压侧套管通芯导管在运行中出现裂纹（红色标识部分），原因有制造工艺、安装水平、运行中长期过负荷等多方面因素，或外部因素导致主变高压侧套管通芯导管在运行中出现裂纹都有可能。
（3）防雨罩生锈
主变在运行过程中，因主变高压侧套管防雨罩长期暴露在环境中，风吹雨淋加上制造工艺、安装质量、环境恶化等多方面因素，导致防雨罩生锈。
4．主变压器套管温度异常处理过程
4.1局部更换：对于本案例中套管温度异常处理的缺陷处理，如主变不具备长时间停运更换套管条件，一般采用现场整改，无需实施更换套管的计划，也无需排油，对高压套管上端进行改造（更换密封、将军帽、防水装置等）。
对于局部更换处理，其中处理“将军帽”是一道关键工艺，“将军帽”是变压器高压套管头部的俗称，是变压器高压套管的一个关键部件，是主变压器电流必经之路。同时它还能为高压侧套管顶部的设备提供密封，免去额外增设密封设备的麻烦，使的变压器本体中的绝缘油与外界环节隔绝。
本案例中主变高压侧套管温度异常处理步骤：
（1）拆除前的设备标记：如拆开将军帽导电头之前，应在导电头和接线座上做好记号，以保证回装时能装回原位，同时在拆除导电头应记录旋转圈数。
（2）拆除工艺注意事项：如在导电头回装前应检查导电头和变压器引线接头的螺纹有无污物、螺纹是否完好等情况。
（3）回装工艺：回装导电头时应按找之前记录的旋转圈数与变压器引线接头反方向拧紧，回装后与原来标记应做到精确吻合，不允许未拧到位就连接导电头与接线座之间的螺栓等其他的设备，螺栓紧固后需做到导电头与接线座之间无缝隙， 这样才能保证两者接触是良好的。如果出现导电头与变压器的引线接头原来接触不良， 则在回装时应重点增加导电头旋转的圈数与旋转的角度，直到两者完全拧紧、啮合，确保回装工艺符合规范要求。
4.2整体更换：对主变高压侧套管三相进行整体更换，整体更换供货周期较长，一般考虑在年度检修一同实施，本文不再讲述整体更换处理步骤。
5．应急处理措施及建议
在主变压器套管温度异常设备未处理前，水电站运行人员应不间断对异常部位进行测温比对，如果发现异常温升，必须立即调整主变负荷，紧急情况下，应立即停运主变，同时做好汇报及记录工作，另外可适当考虑购买备品备件作为事故应急处置。
6.结语
主变压器套管出现温度异常时，需尽快消除隐患，同时对于本文提出的局部处理方案，在解决故障的同时，达到了减少检修工作量、节约处理成本、在无事故备件储备时缩短处理时间、降低水电站经济损失的多方面效益，同时可保证设备更加可靠、安全的运行，具有一定的借鉴价值。
参考文献：
[1] DL/T573-1995，电力变压器检修导则[S].
[2] 范乃兵.防止变压器高压套管进水的方法[J].电力安全技术，2003，5（3）：38.
关键词：水电站 主变 套管 温度异常 处理
中图分类号：TV734.2文献标识码：A
1.水电站主变高压侧套管简介
水电站主变压器高压侧套管是主变重要附属设备，是载流导体穿过金属箱壳的关键设备，套管的作用和布置方式，决定其具有较强垂直分量的极不均匀磁场，同时套管本身的结构也会对外部绝缘和内部绝缘的性能起到至关重要的影响。常见的主变高压侧套管有充油套管，如常见的35KV及以下的单油间隙，该类套管具有内部导杆表面油道里面的较高场强、套管在油中的瓷质套高度有一定要求等特点。110KV及以上常见的如电容式套管，主要是依靠套管的电容内芯，用他来改善电场分布，这类套管电场分布比充油套管均匀，同时其本身的介电强度很高。
2.水电站主变高压侧套管常见故障
（1）温度异常故障：主变带负荷运行中，依靠红外线测温仪等辅助温度测量仪器测量设备温度时，如出现主变高压套管将军帽处温度异常，对比正常主变高压侧套管相同位置温度，相差较大，随着环境温度的升高在发生变化，则可判定是主变高压侧套管温度异常，对主变的安全运行存在很大的隐患。
（2）介质损耗因数偏大故障：介质损耗因数是考核油绝缘电容式套管的关键参数之一。它是由油纸中的含水量和绝缘系统中的杂质含量来确定，与温度也有密切的关系。通常情况下，套管自身内部结构是否合理、电气连接件之间可靠配合、整体的密封系统是否良好，将直接影响到该套管的产品质量。尤其是其绝缘系统的老化程度、可继续使用运行的寿命和固有电气性能的稳定性等。同时，也将影响到主变的安全运行和输变电网络的可靠性。主变高压侧套管在运行中由于其顶部密封结构和制作工艺等方面的先天性缺陷，导致该区域易进水而受潮，引起套管的故障，最直接的表现就是介质损耗因数不合格，介质损耗偏大。
3. 主变压器套管温度异常原因分析
（1）套管矩形橡胶圈平面有损伤痕迹及永久变形
如图中的矩形胶圈标称尺寸：Φ35.4×Φ22.2×H15.1，现场对该损伤胶圈进行测量发现该胶圈实际尺寸为Φ35.1×Φ22.2×H14.8。对比标称尺寸，该矩形胶圈在外径及高度都比原膠圈有-0.3mm的永久性变形，不可修复。
套管矩形胶圈示意图1
套管矩形胶圈示意图2
鉴于该胶圈直接连通套管内部，一旦雨水通过该胶圈变形所形成的缝隙进入套管内部，极有可能引发套管事故，后果不堪设想。
（2）套管通芯导管裂纹
主变高压侧套管通芯导管在运行中出现裂纹（红色标识部分），原因有制造工艺、安装水平、运行中长期过负荷等多方面因素，或外部因素导致主变高压侧套管通芯导管在运行中出现裂纹都有可能。
（3）防雨罩生锈
主变在运行过程中，因主变高压侧套管防雨罩长期暴露在环境中，风吹雨淋加上制造工艺、安装质量、环境恶化等多方面因素，导致防雨罩生锈。
4．主变压器套管温度异常处理过程
4.1局部更换：对于本案例中套管温度异常处理的缺陷处理，如主变不具备长时间停运更换套管条件，一般采用现场整改，无需实施更换套管的计划，也无需排油，对高压套管上端进行改造（更换密封、将军帽、防水装置等）。
对于局部更换处理，其中处理“将军帽”是一道关键工艺，“将军帽”是变压器高压套管头部的俗称，是变压器高压套管的一个关键部件，是主变压器电流必经之路。同时它还能为高压侧套管顶部的设备提供密封，免去额外增设密封设备的麻烦，使的变压器本体中的绝缘油与外界环节隔绝。
本案例中主变高压侧套管温度异常处理步骤：
（1）拆除前的设备标记：如拆开将军帽导电头之前，应在导电头和接线座上做好记号，以保证回装时能装回原位，同时在拆除导电头应记录旋转圈数。
（2）拆除工艺注意事项：如在导电头回装前应检查导电头和变压器引线接头的螺纹有无污物、螺纹是否完好等情况。
（3）回装工艺：回装导电头时应按找之前记录的旋转圈数与变压器引线接头反方向拧紧，回装后与原来标记应做到精确吻合，不允许未拧到位就连接导电头与接线座之间的螺栓等其他的设备，螺栓紧固后需做到导电头与接线座之间无缝隙， 这样才能保证两者接触是良好的。如果出现导电头与变压器的引线接头原来接触不良， 则在回装时应重点增加导电头旋转的圈数与旋转的角度，直到两者完全拧紧、啮合，确保回装工艺符合规范要求。
4.2整体更换：对主变高压侧套管三相进行整体更换，整体更换供货周期较长，一般考虑在年度检修一同实施，本文不再讲述整体更换处理步骤。
5．应急处理措施及建议
在主变压器套管温度异常设备未处理前，水电站运行人员应不间断对异常部位进行测温比对，如果发现异常温升，必须立即调整主变负荷，紧急情况下，应立即停运主变，同时做好汇报及记录工作，另外可适当考虑购买备品备件作为事故应急处置。
6.结语
主变压器套管出现温度异常时，需尽快消除隐患，同时对于本文提出的局部处理方案，在解决故障的同时，达到了减少检修工作量、节约处理成本、在无事故备件储备时缩短处理时间、降低水电站经济损失的多方面效益，同时可保证设备更加可靠、安全的运行，具有一定的借鉴价值。
参考文献：
[1] DL/T573-1995，电力变压器检修导则[S].
[2] 范乃兵.防止变压器高压套管进水的方法[J].电力安全技术，2003，5（3）：38.