220kV充油带压式变压器套管漏油处理

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(北电力技术 ) 1 9东 7年第 1 9 0期

2 0 V充油带压式变压器套管漏油处理 2k东电二公司 (1 2)孙克彬 1 03 6 ——

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摘

要

华能营口电厂，在试运期间曾发生了两次变压器 2 0 V线套管漏油问题，均在现场进行了处理。 2k

奉文叔述了处理情况 .进行分析 .总结

关键词

r分满 1避，爹 析懈/漏油 Jf

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1带压式变压器套管结构简介 安装于 2号主变压器的套管为 F B MT ( . )一4 35 5—2 0 T 0 0,型，属于密闭型且内部充一定压力，是油、纸绝缘，专用于变压器的

2号主变在安装过程中未发现异常现象，

投产前按规程进行电气试验，且经过零起升

压，结果均属良好，保护装置亦按设计如数投入。

在机组整套试运时，2号主变已带满负荷运行，当时油枕油位指示表指示 8 5℃ (变此

外绝缘特别加强的型式，套管上部装有膨胀箱以吸收温度变化造成内部压力的变化，由于套管内带有压力，有效地防止外界潮气侵入。外界温度的变化会引起套管内压力变化，厂家提供了压力与温度的变化曲线 (附图)见，以此为依据进行监视。厂家对套管内压力以 MN 曲线整定，考虑计算误差，读数分散性为压力绝对值的 1%,在运输，存放，运行中对压 0力均应进行监控。

压器油位以温度读数反映)。变压器器身上油温表指示 4 8℃,变压器 C相套管压力表指示 0 1 a(产前，油温为 2 .8MP投 5℃时，压力为0 1 a,此时运行人员发现 C相套管上部 .2MP )

约 20mm范围有油污，遍及套管表面，即套 5管上部有漏油现象。 发现以上情况后及时组织有关人员研究分析，结果如下。

套管顶点的实际压力可按下式计算：Po=P一7 1 0 ( a h/ 00 0 MP )

a套管顶部漏油如果是套管自身绝缘 . 油，那么可能是套管上部密封不良，由于负荷增大，温度升高，内部压力增加，套管自身绝缘油从顶部漏出，运行中监视油压表指示，应该仍能继续运行，可在适当时候处理。 b套管顶部漏油，也可

能是变压器内的 绝缘油。因为变压器油箱内也是一个密封系统，正常时变压器本体内油温升高，介质 (包括油及其分解出的气体)体积增大，通过油枕内气囊吸收；如果过热而造成介质体积大大增

式中

尸——压力表读数，MP; a y——绝缘油的密度，0 9g/ m3 c; h——压力表与套管顶点间的距离，Cm。

该套管在出厂时进行过密封试验，其试验标准是压力表指示 0.3 MP 3 a历时 2 0ri 4 n压 a

力不变 (套管不漏泄 )。安装于启动变压器的 2 0k出线套管型 2 V

号为 F MTⅣC一1 5—20/ 00,结构和原 2 2 0TI理与主变压器套管相同，但是它的膨胀箱不是装在套管上部，而是在套管外用铜管相连结

加时，是通过防爆阀泄压；如果套管顶部密封不良，此时也会从这里漏油。因此，此处漏油涉及变压器运行是否正常。

2套管漏油原因及处理措施2 1主变套管 .’一

c变压器投产前各项电气试验的结果表 示变压器无异常。

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环境温度 f℃,附图套营内压力与环境温度关系曲线

MN整定曲线；A4[一套管最大负荷时压力上限值

d变压器投运后，系统在正常运行状态

并无短路故障等冲击现象，变压器油温指示也正常，油枕的油位指示偏高，瓦斯继电器无异常反应，各种继电保护亦无异常反应。 e油枕油位指示偏高问题，根据安装人 - 员介绍，变压器在投产前油枕油位也偏高一些，当时油位指示为 4 0℃ (环境温度 2 0℃状态下 )。

MP压力向气囊内注人氮气，气囊体积增大， a 使油枕内油侧气体排出。结果，在打开排气阀 后，排气长达 2 i,可见变压器内积聚了 0m n 大量的气体。经过这次处理之后，变压器运行正常，套管不再漏油。

22启动变套管，启动变压器已

投A运行数月后，在发电机组整套管试运期间，启动变差动保护动作跳闸。随即从变压器的一次方面检查，经线圈绝缘电阻测定未见异常，外观检查中发现 20 2 k侧 B相套管油压表指示降低到 0 0丑 V .2MP' 在投运前表计指示为 0,1MP,可见压力明 1 a显下降。其它一次方面外观检查未见异常。在

综合上述情况，认为是投产前油位过高所致，因此放出绝缘油约 5 g 0k,继续运行，运行中未发现异常情况。 后来由于发电机组试运中其它原因停机检

修。利用这次机会对主变又作了如下处理。首先，刑 c相套管出线板处进行检查， 重新紧固了螺帽。考虑 C相套管漏油时，油

变压器二次回路方面检查发现有线路对地烧穿迹象。由于 B相套管油压明显下降，且套管

枕油位表指示为 8 5℃,并不是最高油位，说明油枕气囊内，上部可能有气体存在。为此，采用如下方法排气。

顶部未见渗漏现象，决定更换一支备用套管。更换后经零起升压，局部放电等绝缘试验，结果良好。同时，确定了差动保护是 N:次回 P--

打开油枕上部油侧放气阀，利用油枕到呼吸器的连管，接入干燥氮气，用不大于 00 .1

路问题造成的误动作。之后，启动变投入运行，一切正常。启动变 B相套管换下来之后，一

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支架上垂直存放，当时压力表仍指示 O0 .2 MP,但套管下部密封不良，有滴油现象。为 a了保管的需要，为套管补充了油，使压力表达

密封情况监视压力表的指示与环境温度变化的

情况，并观察套管上部和下部有无漏油现象。b由于运行中对套管的压力表是要经常 .监视的，所以套管安装时，应使压力表置于运行人员便于检查、观测的一侧。

到指示为 O 1MP,这时，套管上部仍无渗 . a漏，

3充油带压式套管应注意的几点事项a充油带压式套管，在到达安装现场 . 后，应及时垂直存放，擦净外表面，监视套管a - a— — 口 ' -,’

c充油带压式套管的监视压力表指示降 .低时，应及时补油，压力指示为“”时，应 O

立即停止运行，对套管及时进行处理。

(稿日期收 1 9—0 9 7 7—1 ) 0

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(上接第 3 3页 )

高出频率为 1%的高水位之上，否则应有可靠的防洪措施。在内涝地区建所时，防涝围堤堤

程一并考虑，则与一期厂房一样对于右岸开关站和左岸变电站，应按国家标准 GB 0 0 5 2 1— 9 4和 S J D 2—8 8的规定，在大坝下泄相当于

顶标高宜高出频率为 1%的内涝水位 0 5m“ . 。 由这一条可知，右岸开关站的防洪标准应为10年一遇洪水。按国家技术监督局和建设部 0 19 94年联合发布的《防洪标准》 G 52 1 B 00 9 4第 7部分动力设施 7 05条规定，“5k .. 3 V及以上的高压和超高压输配电设施，应根据其电压分为 4个等级，各等级的防洪标准按表

10年一遇的流量 770m s时，应保证安全 0 0/送电。下游两岸的防护标准为 10年一遇。 0

从表 1和表 3对照看可以发现，在设计水位时，4个高孔全开，最大下泄流量为 540 4 m/,这仅相当于大于 l小于 2一遇洪 s 0年 0年水。即遇到 2 0年一遇洪水，就要开中孔，在 2~ 10年之问，需要开 1 0 0~2个中孔，当超过 1O年一遇洪水，则需要开 2个高孔。 O

7 O5的规定确定” ..。白山开关站电压等级为 2 0k 2 V,属于Ⅱ级，防洪标准为 10年一遇。 0与SJ D 2—8 8规定一致。即大坝在下泄流量 7 7 0m/时，开关站应能安全送电。 0 s

不言而喻，这里所阱的洪水标准是指下泄流量相当的相应的洪水频率。 19 9 5年白山水库来水按洪峰流量为 8一遇，按 1洪量 O年 1天达到 2O O年一遇；而下泄流量为 25 0m/, O 0 3 s 正好相当于 5年一遇洪水。 18 9 6年，按下泄

左岸二期变电开关站为地面开敞式，位于二期厂房后 35Om高程；其防洪标准与一期 1 .厂房一样，防洪标准为 1O年一遇洪水。在大 O坝泄洪时受到的影响小于右岸开关站。

流量 5年都未达到。在大坝下泄相当于 5年一遇洪水时所产生的溅水、暴雨、飞石、涌浪和“化”对下游雾就产生很大的影响，威胁电站安

全运行，必须

5初步结论按国家有关标准规定，自山水电站一期为一

等工程，大坝、厂房、泄洪建筑物为 I级建

进行防护；不然下泄大流量时，对下游的影响更大。

筑物。大坝应按 50年一遇洪水设计，500 0 0年一遇洪水校核。一期工程电站厂房，正常运用洪水标准应大于 2 0年一遇，非常运用洪水 0为 100年一遇；二期工程电站厂房，正常运 0用洪水标准应为 10 0 0~20年一遇，非常运用洪水标准为 50年一遇；如二期工程与一期工 0

参考文献蔡为武流 1 9 l 96

白山水电站下游防护问题

泄水工程与高速水19 9 7—0 5—0 ) 2

(稿日期收