2015, Vol. 33 
变压器是电网系统中最重要的设备之一，尤其是负荷中心110 kV及以上电压等级的主变压器，其本体与各附件的正常工作是保障电网运行的前提。除了高压套管等部分绝缘部件外，主变压器裸露在外的附件绝大部分是金属部件。由于主变压器金属附件长期在户外环境中运行，若材质本身和加工、安装时存在质量问题，将会在环境腐蚀和工作应力的作用下出现故障，严重影响主变压器的正常运行。本文总结了国内主变压器金属附件存在的隐患，分析各类典型故障的成因，提出相应的治理措施，为主变压器金属附件的运维检修及技术监督提供技术参考。
1 有载调压分接开关转动连杆抱箍开裂有载调压分接开关是变压器实现带负荷调节电压的重要附件，其转动连杆抱箍是调压过程中主要的连接传力金属部件。该抱箍设计材料一般是18-8型奥氏体不锈钢，铸造成型。2014年，在对某110 kV主变压器进行巡视时，发现2005年投运的1号主变压器有载调压分接开关转动连杆抱箍存在细小开口裂纹，开口内部有黄色锈迹，晶间腐蚀形貌见图 1。随后在省公司系统内进行排查，发现4个110 kV主变压器抱箍存在同样问题，运行时间8~10 a。
 | 图 1 抱箍晶界腐蚀形貌 |
对抱箍进行了更换处理，并对出现裂纹的老旧抱箍进行分析。经检测，抱箍材质为304奥氏体不锈钢，符合《GB/T 20878—2012不锈钢和耐热钢牌号及化学成分》标准要求[1]。进行金相组织分析，其显微组织为奥氏体，沿着晶界处有较多的黑色条状碳化物体，且显微裂纹也是沿着晶界扩展，与奥氏体不锈钢材料的典型晶界腐蚀特征吻合。
晶间腐蚀是一种选择性的腐蚀破坏，集中发生在金属的晶界区，极大降低了材料的强度，而且从外观不易被察觉[2]。奥氏体不锈钢抱箍发生晶间腐蚀的原因是由于在奥氏体晶界区有碳化物Cr23C6 析出，造成晶界区奥氏体贫铬，从而使腐蚀集中在晶界的贫铬区。而碳化物Cr23C6 是奥氏体不锈钢在450~850 ℃区间受热后，原来固溶在奥氏体中的碳与铬结合形成的，这个温度区间受热过程也叫作敏化。处于敏化态的不锈钢具有强烈的晶间腐蚀倾向，在实际应用中有很大的隐患。由于抱箍是铸造成型，在缓慢的自然冷却过程中会在450~850 ℃区间经历较长时间，从而发生敏化，造成晶间腐蚀裂纹。因此，铸造成型的奥氏体不锈钢抱箍不能直接使用，必须经过1050 ℃高温固溶处理，使敏化过程中析出的Cr23C6重新溶解在奥氏体中，消除不锈钢晶界贫铬区。
新采购的主变压器，建议在订购技术要求中明确不锈钢铸态抱箍需以固溶态供货，否则采用非奥氏体不锈钢材料制造，以避免奥氏体不锈钢晶间腐蚀造成的安全隐患。在役的110 kV主变压器，建议针对有载调压分接开关转动连杆抱箍开展相关的专业巡视和精益化评价工作，发现抱箍奥氏体不锈钢晶间腐蚀裂纹应及时进行更换消缺。
2 套管防雨罩锈蚀主变压器套管是为了将主变压器内三侧导电杆从主变压器箱体引出，主要起绝缘的作用，套管内密封有一定量的绝缘油。套管的顶部设计有防雨罩，避免雨水和粉尘等杂质进入套管内部，影响绝缘性能。套管防雨罩目前有3种类型，老旧变电站一般是铁皮，外层有防腐涂层（例如镀锌层或油漆），新投运的主变压器套管防雨罩一般选用不锈钢或铝合金，材质本身具有防腐功能。
2013年某110 kV变电站2号主变压器瓦斯和差速保护同时动作，520、320断路器跳闸。油色谱检测发现主变压器的油中乙炔、总烃、氢气超标。
随后对主变压器附件进行拆除，在拆除高压套管过程中发现U相高压套管防雨罩严重锈蚀，材质为铁皮，锈蚀产物呈条状剥落，整个防雨罩已经锈穿，松动套管上部连接的抱夹时稍微用力即把防雨罩扯破，腐蚀情况见图 2。检查变压器吊罩发现本体低压线圈匝间故障，究其原因，确定为U相高压套管处进水引起。
 | 图 2 某110 kV主变压器U相高压套管防雨罩锈蚀 |
2014年某220 kV变电站大修改造，对全站一次设备勘察时发现1号主变压器V、W两相高压套管防雨罩出现锈穿现象，防雨罩材质为铁皮，锈穿情况见图 3。对套管内绝缘油进行油色谱检测，各项指标未超标，只需将锈蚀防雨罩进行更换。
 | 图 3 某220 kV主变压器V、W相高压套管防雨罩锈穿 |
套管防雨罩的锈蚀主要与材质有关，建议新购套管防雨罩采用不锈钢或铝合金，并加强设备在入网阶段的检测，以避免防雨罩提前锈蚀。同时，结合“保主变压器”等专项工作开展套管防雨罩专业排查，重点对运行时间在15 a以上的老旧主变压器和运行环境处于E级污秽区的主变压器套管防雨罩进行外观检查，发现锈蚀严重时应及时更换。
3 套管抱夹开裂主变压器套管抱夹连接着套管内导电杆与三侧母线，是主变压器电流回路的重要金属连接部件，目前变压器均采用铅黄铜材质，牌号一般为ZHPH59-1，铸造成型。2014年迎峰度夏期间，红外测温发现多起套管抱夹发热，停电抢修时发现抱夹出现断裂情况，其开裂部位处于抱夹抱箍中部，裂纹沿轴向延伸，其方向与其所受抱耳螺栓紧固力垂直，开裂形貌见图 4所示。经全省统计，2012年至今发生近20起同类型故障。
 | 图 4 主变压器套管黄铜抱夹开裂形貌 |
分析抱夹断裂的原因，是由于抱夹与套管引出导电杆存在电阻接触问题，需要通过抱夹抱耳紧固螺栓锁紧抱箍导电杆，避免造成抱箍与导电杆因电线接触而发热，这样抱夹抱箍就要承受较大的周向拉应力。由于铸造黄铜的应力敏感性强，周向拉应力的存在将增加黄铜抱夹在轴向上的应力开裂倾向性。依据《YS/T 814—2012黄铜制成品应力腐蚀试验方法》采用氨熏试验证实了该种抱夹的应力破裂倾向性大[3]。
为根本解决黄铜抱夹的应力开裂问题，需对原材料进行设计更改，考虑到抱夹的导流和承力性能，建议采用挤压T2纯铜成型的抱夹替代，因为T2纯铜导电性能优良且无应力开裂倾向性，目前已有成功生产出的T2纯铜抱夹。而对于在役的黄铜抱夹要及时进行更换。
4 波纹管超限位变形部分220 kV主变压器采用的是强油冷却结构，其冷却器油管与变压器本体油路之间有多个波纹管。由于波纹管具有较好的柔性结构，管道简单紧凑，可以避免由温差导致的热应力位移和地基不均匀沉降而产生的机械位移，同时起到消除机械振动和降低噪声的作用，因此广泛用于变压器和电抗器的冷却装置中[4]。但是，波纹管在管道服役中容易出现变形和振动问题，青海电力技术人员曾对变压器波纹管的振动进行过检测诊断[5]。
2014年某220 kV变电站停电检修，发现1号主变压器有1个波纹管两侧法兰在垂直方向高度差较大，主变压器本体侧低、冷却器侧高，致使该波纹管未在水平方向，其外侧限位杆卡死，波纹管上靠主变压器本体侧波纹节紧密接触，波纹管超限位变形见图 5。2号主变压器也有1个波纹管超出压缩服役极限，其外层限位杆顶死变形，波纹管超限位压缩见图 6。限位杆变形，说明波纹管位移已超出正常工作范围，也就意味着波纹管已经不在设计工况下服役。由于波纹管与法兰面是焊接连接，超设计条件服役会存在焊缝开裂等隐患。2012年某220 kV主变压器由于波纹管长期处于超设计限位状态，最终焊接部位开裂导致漏油，造成强迫停运检修。
 | 图 5 1号主变压器波纹管超限位变形 |
 | 图 6 2号主变压器波纹管超限位压缩 |
鉴于以上情况，对于未投运的主变压器，要加强基建安装的监督，重视主变压器基础的沉降测量，旁站监督主变压器冷却装置的安装，尽量避免波纹管强力对中和野蛮安装。对于已投运的220 kV强油冷却主变压器，应加强波纹管排查和运行巡视，对超设计范围服役的波纹管要建立台账，并结合停电进行改造。
5 结语通过对主变压器金属附件4种典型故障进行分析，提出以下建议。对于尚未投运的新购主变压器要加强材质选型和物资质量检测，旁站监督基建安装过程。分接开关转动连杆不锈钢抱箍须经高温固溶处理，套管防雨罩材质优先选用不锈钢或铝合金，套管抱夹建议采用T2纯铜挤压成型，波纹管避免野蛮安装，尤其是强力对中。而对于已投运的主变压器，要结合一次巡检和精益化评价开展金属专业的巡视和评价工作，必要时可利用技术监督平台进行主变压器金属隐患专项排查，及时发现主变压器金属附件的腐蚀裂纹、锈蚀、开裂和超限位变形等，并停电更换、消缺。通过主变压器投运前的入网监督避免不合格的金属附件进入电网，同时加强投运后主变压器金属附件的巡视排查，及时发现隐患，以避免金属附件出现问题而造成主变压器强迫停运甚至跳闸损坏等重大安全事故。
| [1] | 全国钢标准化技术委员会.GB/T 20878—2007 不锈钢和耐热钢牌号及化学成分[S].北京:中国标准出版社,2007. |
| [2] | 郭剑英.不锈钢管晶间腐蚀的分析[J].物理测试,1998,16(4):18-20. |
| [3] | 胡加瑞,谢亿,刘纯,等.主变压器黄铜抱夹失效分析及解决措施[J].湖南电力,2015,35(1):39-41. |
| [4] | 李永生,李建国.波性膨胀节实用技术——设计、制造与应用[M].北京:化学工业出版社,2000:33-38. |
| [5] | 王勇劲,杨勇,王正伟,等.变压器(电抗器)波纹管变形原因分析[J].青海电力,2014,33(4):27-30. |