（广东惠州平海发电厂有限公司广东惠州）
摘要：本文针对南方沿海某发电厂3台500KV主变压器套管在超强热带风暴的影响下，造成变压器套管爆炸损坏故障的原因进行分析，并提出相关的预防控制措施。同时对变压器套管爬距不满足要求时的临时处理方法、更换变压器套管的检修工艺进行简述。
1引言
发电厂的主变压器是连接发电机与电网之间的中心枢纽，主变压器的故障将会造成发电机无法并网发电，同时，随着大容量发电机组的投入运行，肩负着枢纽作用的主变一旦出现故障，将会对电网的安全稳定运行造成一定的冲击。南方沿海某电厂一期3、4、5号3×600MW发电机组通过3台500KV升压变压器与南方电网的输电线路相连。因受超强热带风暴的影响，造成3台500KV升压变压器套管不同程度受损，变压器差动保护跳闸，引起3台600MW发电机组同时退出电网，全厂失电的重大事故。
2故障现象
因受瞬时最高风速51m/s的超强热带风暴袭击，该厂3台600MW机组相继跳闸，引发全厂失电事故。台风过后检查发现，3、4号主变A相套管爆裂，引发套管着火，套管升高座进水，变压器油受到污染；B相套管因受A相套管爆炸碎片的撞击影响，瓷裙受损，C相套管无损伤。5号主变A相套管因末屏放电造成烧损碳化；B相套管放电，造成套管油枕烧损；C相套管受强台风的外力影响，经内部探伤检查发现有裂纹伤痕。本次风暴共造成该电厂3、4、5号主变套管不同程度受损。
3故障原因分析
南方沿海某发电厂的500KV主变是由常州东芝变压器有限公司生产，型号为SFP—720000/500的三相升压变压器。变压器的高压套管为3根油纸电容型，套管的外形（图4-2）是下端直径大，在中部逐渐减小后，均匀至顶部的斜梯形，套管的爬电距离为21米，抗风能力为12级。由于本次热带风暴的瞬时最高风速达到51m/s，相当于16级的超强台风，套管的抗风能力不足，同时百年一遇的风暴潮带来的强暴雨，套管的爬电距离不足，套管瓷裙上的雨水连成雨桥，发生放电闪络，造成直径较小的套管中部出现裂纹，从而引起套管爆炸着火。
另外，从南方沿海某电厂3台主变与500KVGIS升压站的安装位置来看（如图3－1）。
图：3－1
由图中可以看出，除了5号主变至GIS升压站的架空线是垂直于两者之间的外，3、4号主变至GIS升压站的架空线均存在一定的倾斜度。这样就造成了3台变压器的不同套管引下线的垂弧方向不同。而受同一方向的风力作用时，每根套管引下线的摆动角度将有所区别，如图3－2所示。而套管引下线的摆动角度越大，引下线的摆动速度就越快，对套管的拉扯力就越大。
图：3－2
F：风力方向。X：引下线弧度方向。K：引下线摆动角度。
注：“引下线摆动角度”属估算值，仅供参考。
由图3－2可知，3、4号主变A相套管引下线的摆动角度均较大，在风力的作用下，套管受到引下线的拉扯力也较大，造成了3、4号主变的A相直径较小的套管中间部位出现裂纹，从而引起套管爆炸起火，爆炸时的碎片又将B相套管的瓷裙碰坏。而引下线摆动角度较小的C相套管，则无损伤。3号主变A相套管引下线的摆动角度，是在所有引下线中最大的一根，受到的拉扯力也是最大的一根，所以在发生事故时，3号主变A相套管首先爆炸起火，紧接着4号主变A相套管爆炸起火，这也和当时发生事故的顺序相吻合。而相对套管引下线摆动角度较小的5号主变，并没有发生套管爆炸事故，但由于套管的爬电距离不足，瓷伞裙比较密集，伞间隔小，在暴雨情况下，雨水将瓷伞裙桥接，套管通过雨桥放电闪络，烧损套管顶部的油枕及末屏。
4故障处理方案
4．1变压器套管的处理。
根据GB/T16434—1996标准，该电厂所处环境为Ⅳ级污秽。为了满足Ⅳ级污秽条件下的绝缘水平，套管的爬电距离应为21米。同时，为了提高套管的抗风能力，该电厂将套管的抗风能力由原来的12级提高至16级，可抵抗60m/s的风速。
由于新套管需订制，短时间内无法运达现场，为了尽快恢复生产，该电厂找来了只有18米爬电距离，抗风能力12级的套管。为了满足Ⅳ级污秽条件下的绝缘水平，该电厂通过在爬电距离18米的套管瓷伞上粘接硅橡胶辅助伞裙的方法，将套管爬电距离由18米提高至21米，增大了伞裙的直径后，能够有效阻隔套管上的雨帘桥接，防止变压器闪络事故的发生。而抗风能力暂时无法提高，待新订制的套管到货后，再进行更换。
套管爬电距离需由18米提高至21米，既每根套管要增加爬电距离3000mm，而每片伞裙可增加爬电距离180mm，所以每根套管需粘贴硅橡胶伞裙18片。粘接硅橡胶辅助伞裙的方法如图4－1所示。粘接时应注意，交界外应用粘接剂来填平，辅助伞裙的圆心和瓷套圆心应重合，同时，所有辅助伞裙的中间接缝不得在同一直线上。粘接后的套管如图4－2。
图：4－1图：4－2
4.2变压器本体的处理及安装套管。
由于套管升高座进水，变压器油受到污染，需对变压器本体进行排油、抽真空、热油循环、安装套管及进行相关的预防性试验。
首先将新套管立放至专用支架上，静放72小时，对套管进行预防性试验，试验应达到以下标准；耐压值＞60Kv/2.5mm，H2＜100PPM，C2H2=0，总径含量＜100PPM，主绝缘的绝缘电阻值应＞10000MΩ，末屏对地的绝缘电阻＞1000MΩ，tgδ(%)值应＜0.8。
将变压器内部的油全部排出，排油工作应在天气晴朗，相对湿度≤65%的情况下进行。排油时，在变压器油枕上连通本体的阀门外，通入干燥的压缩空气，避免排油时，变压器本体吸入潮湿的空气。变压器油排入油罐后，对油罐内的变压器油进行真空滤油，以除去油中的水份、杂质及气体。变压器油过滤后须达到以下标准：耐压值：＞60Kv/2.5mm，含水量＜10ppm，含气量＜0.5％，C2H2=0，tgδ＜0.5％。
打开变压器套管升高座的手孔，拆除固定绝缘均压球的导线夹，把绝缘均压球推到锥子以下位置，拆除损坏的旧高压套管。拆除套管后，应检查引线绝缘锥子是否破损、折断，整根相线外包绝缘带是否破损、铜线是否外露，如有侧需包扎处理。将新的套管安装就位时，注意调节套管的角度与安装角度一致，防止碰坏高压引线的绝缘、碰坏套管尾部磁套，起吊套管应使用麻绳编织带，避免使用钢丝绳碰坏瓷裙。安装好绝缘均压环，向上推绝缘均压环与套管尾部的金属均压球相碰后，再把绝缘均压球向下移动10mm左右，注意调整绝缘均压球至套管的中心位置。安装完毕后及时封闭高压套管升高座的手孔盖板。
在对变压器抽真空前，需将气体在线监测装置拆除，避免抽真空时损坏气体在线监测装置。对主体进行抽真空，真空度为66.7Pa，保持24小时。在不破除真空的情况下，从油箱侧面顶部的注油阀对变压器进行真空注油。注油期间，滤油机流量控制在6000L/h，出口温度控制在55℃左右，注油过程中保持真空在133.3Pa以下，一直注油至变压器铁芯顶部，用干燥的压缩空气破真空，对变压器本体进行热油循环4小时，然后再按排油的方法快速排油，对变压器进行冲洗，以便除去变压器内部的水分及杂质。排油完毕后，再次抽真空至66.7Pa以下，保持30分钟检查泄漏率（泄漏率≤13Pa/30min），当泄漏率合格后，再保持真空72小时。真空合格后，启动真空滤油机注入合格新油，一直注油至油枕油位30%处，停止真空泵的工作，缓慢的用干燥空气注入真空区。若油位出现降低后，停止注入干燥空气，并补油至相应的油位，反复这个步骤直至气囊中气压达到大气压，及油位达到相应的位置。注油完毕后，通过真空滤油机将变压器内部油温提高至50℃，进行热油循环32小时，注意滤油机出口油温不能超过60℃，防止油温度过高产生劣化。热油循环结束后，使用干燥空气给油枕胶囊加压至0.035MPａ，保持12小时，进行油密测试，变压器本体应无渗漏。油密测试完毕后，变压器静放72小时，在静放的过程中，应对变压器进行多次排气。
对变压器进行修后预防性试验。1、测定绕组的绝缘电阻、吸收比及极化指数：绝缘电阻在同温下应不低于上次数据的70%，吸收比不低于1.3，吸收比偏低时极化指数应不低于1.5。2、测量铁芯的绝缘电阻：用2500V绝缘摇表，结果与以前相比无显著差别。3、测量绕组的直流电阻：各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，线间差别不应大于三相平均值的1%；同部位测量值和出厂数据比较，其变化不大于2%。4、测量绕组连同套管的介质损耗：20℃时介损不大于0.6%，与上次数值比较不应有显著变化，增量一般不大于30%。5、套管主绝缘及末屏对地的绝缘电阻：主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ；末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ。6、油中溶解气体色谱分析；油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一值时应引起注意：1）H2<150ppm；2）总烃<150ppm；3）C2H2＝0ppm；4）介损<0.5%；5）油耐压：>60KV/2.5mm；6）微水：<10ppm。7、局部放电试验：线端电压为1.3Um/时，放电量应不大于300pC，且无明显增长趋势。所有的试验合格后，变压器可以投入空载试运。
4.3变压器套管引下线的处理
为了防止变压器套管引下线在风力的作用下，大幅度摆动的冲击力造成套管的损伤，应减少套管引下线的长度，以限制引下线的摆动幅度。在本次事故发生后，该发电厂将变压器套管的引下线缩短了20CM，随后该电厂经历多次风暴的洗礼，但变压器套管未再发生过损坏的情况。
5结束语
经过将近1年时间的运行，证明临时采用粘接硅橡胶辅助伞裙方法，增大套管的爬电距离措施是可行的，但由于粘接硅橡胶辅助伞裙有效期较短，所以只能作为临时增加套管爬电距离的措施，而不应作为永久性增加爬电距离的方法。
为了确保身处南方沿海地区的变电设备正常运行，在设计上应留有足够的抗风裕度，以抵抗风暴吹袭。在设计主变套管引下线时，应考虑该地区在受风暴吹袭时的风向，合理调整套管引下线的弧度方向，适当缩短引下线的长度，避免在风暴的作用，造成引下线的弧度摆动过大，增加对套管的横冲击，从而造成套管开裂、损坏。
6参考文献
1、DLT573-1995电力变压器检修导则；
2、GB／T4109—1999高压套管技术条件
3、GB/T16434—1996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准
4、常州东芝变压器有限公司500KV变压器安装使用说明书；
5、DL/T596-1996电力设备预防性试验规程；