一起变压器套管末屏缺陷诊断及建议

王统宾

(国网甘肃省电力公司庆阳供电公司，甘肃 庆阳 745000)

一起变压器套管末屏缺陷诊断及建议

王统宾

(国网甘肃省电力公司庆阳供电公司，甘肃 庆阳 745000)

介绍了某110 kV变压器套管缺陷的发现、诊断及套管解体检查的整个过程，分析未能尽早发现缺陷的原因，指出早期生产的变压器套管应按状态检修试验规程执行，并对变压器套管做油中气体色谱分析试验，确保设备的安全、稳定运行。

变压器；电容式套管；色谱分析

1 概述

变压器是电力系统中担负电压转换、电能传输和终端分配的重要电力设备。变压器套管是大型电力变压器的主要附件之一，是变压器的重要绝缘部件。由于变压器套管体积小、充油量少、一般只有几十kg，但电压承受等级却很高，一旦发生故障，特别是油浸纸绝缘电容式套管，必将造成变压器损坏；且由于变压器套管数量众多、结构复杂、维护周期长、检修难度大，一旦出现严重故障可能在短期内无法修复，将严重影响电网的安全、可靠运行。

110 kV及以上电力变压器高压出线套管多为油浸纸绝缘电容式套管，它可将变压器内部的高压引线引至油箱外部的出线装置，既可对地绝缘，又可固定引线。变压器套管是载流元件之一，长期通过负载电流，因此必须具有良好的热稳定性，以承受短路时的瞬间过热；同时还应满足体积小、重量轻、通用性强、密封性能好且便于维护检修等特点，即套管必须具有足够的电气强度和机械强度。

对多年的全国电力变压器事故数据进行统计分析，结果显示：高压套管本身发生的事故或因其导致变压器发生的事故约占变压器年总事故的15 %。各种事故表明：出线套管是变压器绝缘的薄弱环节，一旦发生事故就会危及变压器的安全运行，严重时甚至可能发生爆炸或引起火灾。对油浸纸绝缘电容式套管长期运行状况进行调查，发现存在套管密封垫圈老化、套管漏油、渗水、维护不到位等现象，造成套管电气绝缘性能下降。因此，应对运行中的油浸纸绝缘电容式套管加强监视，及时进行检修、维护及试验，提前采取防范措施，确保设备安全稳定运行。

2 油浸纸绝缘电容式套管结构及工作原理

油浸纸绝缘电容式套管由内部的电容芯子、导管和头部的储油柜，中部的安装法兰，尾部的均压球等组成。套管绝缘由内、外绝缘构成。外绝缘指的是套管外绝缘瓷套，是盛装变压器油的容器；内绝缘指电容芯子，其绝缘层以导电杆中心线为轴心。电容芯子是由绝缘纸和铝箔电极在导电管上卷绕而成的同心圆柱型串联电容器，经真空干燥除去其内部的空气与水分，并用变压器油充分浸渍处理后成为电气性能极高的油纸组合绝缘体。导管是铜管，既是电容芯子的骨架，又是电缆引线的通道，也可作第一屏(零屏)。通常把最里面的电容屏作为零屏，零屏上端与导管相连。电容芯子最外边的电容屏为末屏(地屏)。在套管中心，铜导电管处于额定电压电位，而其最外侧接近接地法兰处是地电位。电容式结构可以利用电容分压原理调整电场，使套管中心铜管与接地法兰间的径向和轴向电场分布最均匀，保证套管的局部放电量很低，电位由中心的最高电位降低到最外侧的地电位。

末屏在接地小套管处卷上铜带，铜带与接地小套管铜棒直接接触，接触面为平面，接触压力来源于铜棒后面的弹簧，接地小套管另一端通过连接片或钟罩与安装法兰一起接地。末屏在运行中应良好接地，如果由于各种原因造成末屏接地不良,则末屏对地会形成一个电容，而这个电容远小于套管本身的电容。按照电容串联原理，将在末屏与地之间形成很高的悬浮电压,造成末屏对地放电，烧毁附近的绝缘物，严重时还会引发套管爆炸事故。

3 某主变110 kV侧套管缺陷状况

2013-06-26，A公司电气试验班在对某110 kV变电站2号主变进行例行试验时，发现该主变110 kV侧B相套管电容量、介质损耗因数均异常。套管铭牌参数及例行试验结果如表1～3所示。

表1 2号主变110 kV侧套管铭牌参数

表2 2号主变110 kV侧套管绝缘电阻测试MΩ

表3 2号主变110 kV侧套管介损试验

试验数据显示，B相套管的一次对末屏的介损值变大、电容量很小；末屏对地的介损值超标，电容量也很小。怀疑是因为套管的末屏与末屏测量端子之间的连接状态不良，末屏对地形成一个远小于套管本身的电容，故在10 kV的测量电压下测得套管的电容量很小。而在运行的高电压下，按照电容串联原理，将在末屏与地之间形成较大的悬浮电压，导致末屏对地放电，因此怀疑套管内部在运行时有放电现象。

对2号主变110 kV侧三相套管取油样进行油中气体色谱分析试验时，发现B相套管油颜色深黄并有大量气泡，其色谱试验结果如表4所示。

表4 2号主变110 kV侧套管油色谱试验ppm

从表4可以看到，三相套管内部均存在放电现象，但放电程度有所不同。B相从火花放电发展到电弧放电，说明B相套管的末屏对地处于开路状态；A，C相套管的末屏接地处于接触不良的状态。

4 套管返厂解体检查情况

2013-07-25，B相套管返厂解体检查，解体情况如下：

(1) B相套管放出的变压器油变色，呈黄黑色；

(2) B相套管的末屏引出装置的顶针因放电已经烧熔；

(3) 套管解体电容芯子外观发黑，电容芯子末屏处有直径1 cm的孔洞。

由此可以判断，放电产生的原因是该套管在装配时，末屏引出装置的顶针与套管的电容芯子末屏预留孔中心偏移过大，在变压器运行时产生的震动作用下，末屏引出装置的顶针偏出预留孔，顶在绝缘纸上，造成末屏开路，产生十几kV的电压。导致套管末屏对末屏引出装置的顶针放电，继而引起电容芯子的极板贯穿性击穿，使套管损坏。

5 分析及建议

2号主变110 kV侧的三相套管在2011年的介损和电容量试验数据均合格，在本次例行试验中，也只发现B相套管存在问题。但在套管油色谱分析试验中却发现3相套管均存在问题，B相套管的油中有大量的乙炔、氢气、甲烷、乙烯、乙烷，这说明放电强度剧烈，放电时间已经很长。

由此可以判断，与电气试验相比，油中气体色谱分析试验具有更高的灵敏度，它可及早发现充油设备的内部缺陷。

为避免再次发生此类故障，建议采取如下措施。

(1) 建议套管生产厂家对这一批次套管的装配工艺进行分析及检查，改进装配工艺，提高质量。查明此批次套管是否存在家族性结构缺陷，并及时告知相关的变压器厂家和用户。

(2) 对电网内运行的所有变压器充油高压套管进行排查，对于有可能是同一批次的套管应尽快安排停电试验。

(3) 在进行例行试验时，在条件允许的情况下，应开展油中气体色谱分析试验。

(4) 通过红外成像等带电监测手段，对套管本体和末屏等易发热部位进行实时测温，以便于及时发现缺陷。

(5) 对110 kV及以上电压等级的变压器进行检修或例行试验时，应对套管末屏进行重点检查并及时处理异常情况。

1 Q/GDW1168—2013国家电网输变电设备状态检修试验规程[S].

2 陈天翔，王寅仲．电气试验(第二版)[M]．北京：中国电力出版社，2005.

2014-07-07。

王统宾(1974-)，男，助理工程师，主要从事变电运检工作，email：wddn@qq.com。