变压器套管末屏缺陷分析及处理

蔡鹭蓉

摘 要：110 kV及以上的变压器套管末屏缺陷引发的事故占有较大的比例，文章通过三个案例介绍油浸电容式变压器套管交接和预防性试验发现末屏接地不良和受潮缺陷的分析、处理，同时介绍油浸纸电容式变压器套管绝缘电阻、测量介损和电容量时使用的专用工具。

关键词：变压器；套管；末屏；缺陷；试验

中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）23-0097-02

高压套管属于电网中重要电气设备，可促使携带强大电流与高电压的导线顺利穿过接地墙壁、箱壁、金属外壳，和其他高压电气设备连接。

随着电容屏数的增多电容分布越加均匀。套管末屏是内部绝缘、外部绝缘交界媒质，其运行质量可作为对内部绝缘状况加以衡量的重要指标，当高压套管末屏存在安全隐患时，整个套管，甚至变压器将会出现严重的缺陷故障。

1 概 述

油浸电容式变压器套管为了使径向和轴向场强均匀，其绝缘结构采用电容型，电容芯子是套管的主绝缘，电压应力主要由它承担，它由边沿镶有半导体层的铝箔（电极板）与屏间绝缘介质缠绕在导电管上，形成多层、段同心圆柱型电容器，最外层一张铝箔（末屏）的引线连接有绝缘的（小套管）末屏导电杆引出后接地，末屏在运行中应可靠接地，供测量套管的介损和电容量时末屏可与接地分离。

如果运行中由于各种原因造成末屏接地不良，那么末屏就会对地形成一个电容，而这个电容远小于套管本身的电容。按照电容串联原理，将在末屏与地之间分布很高的悬浮电位，造成末屏对地放电，烧毁附近的绝缘物。

变压器是电力系统中担负电压变换、电能传输和终端分配的电力设备。变压器高低压侧套管如果存在缺陷或故障，将直接危及变压器的安全运行及其供电可靠性。对于低压侧套管，由于其结构简单，需要检修时间短，维护比较方便。而对于高压侧套管（油浸电容式套管），由于其结构复杂，维护周期长，检修难度较大。因此，加强对油浸电容式套管绝缘试验和油的色谱分析监督，发现异常时应及时进行检修与维护，减少并杜绝套管事故是十分重要的。

2 变压器套管末屏缺陷的原因分析及处理

2.1 案例1

厦门某发电厂升压站220 kV#4主变进行年检时，发现 220 kV主变高压侧套管（型号为BRLW-252/1600-4，2005年生产）A相末屏有放电烧黑现象，B相末屏有黑色放电烧黑油外渗， 相高压套管末屏铜锈。如图1所示。

分别抽取A、B、C相高压套管油样进行色谱分析，发现A、B出现乙炔，分别为60与114 μL/L。对套管油数据分析初步判断A、B相套管内部存在局部放电现象，由于末屏接地不良导致套管。

随后决定对末屏进行彻底检查，拆开固定末屏接地盒，发现AB相末屏连接引线未断线末屏内绝缘垫块、密封圈钢帽、弹簧有严重的烧蚀，并伴有黑色放电烧黑油外渗。

由于A、B两相末屏连接引线未断线，厂家只更换了绝缘圈、密封垫圈、铜帽、弹簧、末屏接地盒等部件并采用热油循环冲洗和抽真空注油，末屏处理之后，进行套管电气预防性试验合格并投入运行，试验数据，见表2。

2.2 案例2

厦门某新建变电站对#1主变110 kV套管进行交接试验过程中，发现110 kV套管B相（型号为BRDLW2-126/630-3）末屏对地绝缘电阻200 MΩ在进行末屏对地进行介损测量时，发现末屏处有放电现象，不能介损测量，判断末屏对地绝缘不良，厂家更换末屏主绝缘圈、末屏内密封圈垫后试验合格。

以上两个案例的套管末屏接地方式比较特殊，是通过套在末屏引出杆上弹簧压力推压铜套与末屏接地盒连接套管法兰接地的。

在测量套管介损、电容量和局部放电量试验过程中，末屏引出端子必须与地分离，这就要求使用外力推压末屏引出端子铜套，在没有专用工具时，经常借助螺丝刀的力量推压铜套压制弹簧，使末屏端子脱离与地连接，这样末屏引出线端子与地脱离比较费力，在完成脱离末屏与地连接的过程中铜套，压力弹簧受力不均匀，从而易引起弹簧形变失常，同时螺丝刀也容易损伤，造成卡涩，弹簧压力不能够自由推动时铜套，以致不能有效可靠复位与地连接，造成末屏接地不良，这样势必造成恶劣的后果。可见末屏引出端子铜套损伤和铜锈以及末屏引出端子外盖密封圈位置的斑迹说明外盖没有盖紧，有进水现象，造成弹簧和末屏引出端子及铜套锈卡涩接地不良。

对于这种弹簧推压式接地的末屏装置，制作一种末屏引出线端子与地分离的专用工具，该工具呈圆柱状结构，一端的内口径与末屏端子相匹配，在推压末屏引出端子铜套压紧强力弹簧过程中，改变了之前弹簧点受力不均匀的状况，因此有效地解决了弹簧受力不均匀的问题，使弹簧局部不容易位移。在下专用工具端制作两个对称的凹槽，使在试验过程中，当末屏引出线端子与地脱离的同时，可以插入试验所用的插销。

通过采用新式的专用工具，在末屏试验过程中，试验人员完成末屏引出线端子与地分离，省时又省力，同时使用过程中，弹簧受力均匀，不易造成内部弹簧位移和末屏引出端子芯及铜套损伤，使试验完毕后，末屏接地能正确可靠的复位。

2.3 案例3

厦门某变电站110 kV#3主变间隔扩建工程，对#3主变110 kV套管进行交接试验过程中，发现#3主变中性点套管（型号BRDLW2-72.5 /630-4）末屏对地绝缘电阻只有100 MΩ，随后进行介损试验，发现主绝缘的介质损耗因数tgδ为0.295%，电容量Cx为366.2 pF试验合格，而末屏对地的介质损耗因数为3.16%，电容量Cx为398.6 pF，介损值超过标准规定tgδ<2%，判断为末屏受潮，随后与厂家一起对末屏进行检查时，发现密封圈密封不良，引起末屏主绝缘圈受潮，于是对绝缘圈进行热风干燥，并更换密封圈处理后，又重新进行试验，末屏对地的介质损耗因数为0.734%，电容量Cx为398.7 pF试验合格。

这种型号套管的末屏接地方式，是通过末屏引出铜螺杆与末屏罩之间通过内螺纹连接并通过末屏罩外螺纹形成固定接地，如果套管末屏罩在拧紧过程中末拧紧或拧力度过大，也会造成接地、密封不良而引起的事故隐患。

3 得到的结论

通过以上三起变压器套管末屏装置缺陷和异常情况，所以加强对油浸电容式套管绝缘试验和油的色谱分析监督，发现异常时应及时进行检修与维护，减少并杜绝套管事故是十分重要的应加强对变压器套管末屏日常运行维护工作。

①110 kV及以上电压等级的变压器套管末屏在进行交接和预防性试验时应进行重点检查，发现异常情况及时进行处理。

②油中溶解气体色谱分析是发现充油电气设备内部故障的有效手段。

③变电运行人员在巡视设备时，还需注意变压器套管末屏装置是否出现渗漏和油污现象，末屏处有无异常间歇放电情况，另外，检修试验人员可以利用红外装置对设备进行测温，增加对末屏位置的测量，发现异常应及时处理。

④加强安装、检修和试验人员的培训，充分了解各种末屏装置的结构，避免由于人为因素造成工作过程中对末屏的损坏，坚持使用专用工具，同时在安装、检修和试验工作结束后及时将末屏接地复位，检查是否接地良好，有末屏盖应放好密封圈， 拧紧末屏盖，防止末屏进水受潮。

4 结 语

110 kV及以上的变压器套管末屏缺陷可造成严重危害，在实际运行中，工作人员应掌握缺陷出现原因，及时检修并对应处理，从而保证用电安全。

参考文献：

[1] 姚荃，韩海军，赵朋，等.变压器套管末屏接地装置常见故障及判断方法 [J].河北电力技术，2015，34（6）：56-58.

[2] 杨坡，孟庆大，王建伟，等.变压器套管末屏接地缺陷分析及改进措施 [J].华北电力技术，2015（5）：61-65.

[3] 申琦，姚军，王来善，等.220 kV变压器套管末屏缺陷分析及其预防措施 [J].安徽电力，2012（1）：20-23.