一起高压套管故障分析

单福州，周 刚，齐振宇

(1.国网浙江省电力有限公司嘉善县供电公司，浙江 嘉兴 314000；2.国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司，浙江 嘉兴 314000)

0 引言

高压套管主要用于电力设备进出线和高压电路穿越墙体等，确保相关线路的对地绝缘，是电力设备的重要组成部分。近年来，由于套管密封不良、绝缘受潮和劣化、末屏内部接地、表面脏污及安装工艺不良等，造成设备非计划停电事件的数量逐年攀升。套管故障不仅会造成自身损坏，一旦发生爆炸还会波及相邻部件及整个系统。因此，应高度重视对高压套管的维护和管理，加强试验与监测，对于存在的隐患及时采取防范措施。

1 事件概况

调度监控某变电站线路A相差动保护、距离I段动作，跳开A相，重合成功7 s后A相再次发生故障，差动保护与距离保护先后动作，此时重合闸充电尚未完成，跳开线路三相开关，无负荷损失。事发时，现场天气状况良好，站内无检修、操作相关工作。

该GIS组合电器型号ZF16-252，出厂日期为2020-10-08，于2021-03-31投运。出线套管为252 kV GIS组合电器出线套管，采用湿法成型工艺，出厂日期2020年11月。2021-04-09开展投运后首次带电检测，检测结果无异常；4月23日开展投运后首次SF6气体微水、分解产物检测，检测结果无异常；6月8日，巡检机器人红外测温巡视，该出线套管A相瓷瓶测温31 ℃，无局部发热现象；6月9日，巡检机器人表计巡视，该线路闸刀G5 A相气室SF6压力0.422 MPa，巡视正常。

2 检查分析与处理

2.1 设备外部检查

现场检查该线路A相出线套管，底部破裂，瓷瓶碎裂散落，套管内部屏蔽环有焦黑痕迹，断裂部分与套管对应破损的瓷质部位存在明显的分隔带及孔隙。核查现场视频，该线路A相出线套管先发生套管破裂飞出，后出现火光并伴随浓烟，2 min左右火光及浓烟渐渐消散。

6月16日晚，对该线路出线闸刀气室开盖检查，发现套管下方壳体上有掉落的粉尘颗粒，出线套管内部存在放电灼蚀情况；对其余部分进行开盖及内窥镜检查均未发现异常。

2.2 系统动作信息检查

根据保护动作行为及录波图形，该线路A相电流突增至 14.6 A (一次故障电流为 46.72 kA)，线路差动电流约为14.6 A，大于差动动作定值（0.2 A），差动保护动作；故障切除后约1 s重合闸动作，重合成功；重合闸成功后约7 s后，A相电流再次突增至15.26 A (一次故障电流为48.83 kA），线路保护差动保护再次动作，此时重合闸尚未充电完成，保护跳开三相开关，动作行为正确，流变保护变比为3 200/1。

2.3 解体检查及厂内试验

2.3.1 设备解体检查

对该线路A相套管解体发现2次放电均位于套管内导体与底部屏蔽罩上沿之间，套管断面外侧存在明显的修补痕迹，尺寸为180 mm (长)×55 mm(宽)×15 (深) mm。对该变电站18支套管相关制造、出场检测记录进行检查，发现A相套管的外观检查记录中有“对下三大伞裙杆径修补”的记录，其余未见异常。经厂家确认在套管烧制完成后发现存在裂纹，车间人员打磨后采用环氧树脂进行了修补。修补后套管有效部分最薄处厚度仅为18 mm左右，不满足图纸中有效部位厚度不得低于30 mm的要求，其余部位实测平均厚度为35 mm左右。

2.3.2 厂内试验

对线路B，C相套管以及厂内随机抽取的同型号套管开展冷热循环、四向抗弯、例行水压、探伤检测、渗透性等试验，分别编为1号套管、2号套管、3号套管。其中1号、3号套管进行水内压破坏负荷试验，2号套管进行弯曲破坏负荷试验，结果均未见异常。同时，对该线路A相套管碎片开展了CT扫描、渗透性等试验，除存在异常修补痕迹以外，未见其它异常。试验项目及结果见表1。

表1 厂内试验项目及结果

2.4 故障原因分析

该线路A相套管在生产过程中主体出现裂纹，生厂家对裂纹进行打磨、修补处理，其修补深度接近瓷壁厚度的50 %。该处理方式不符合GB/T 772—2005《高压绝缘子瓷件技术条件》“承压套管不允许对主体进行修补”的要求，同时也不符合GB/T 23752—2009《额定电压高于1 000 V的电器设备用承压和非承压空心瓷和玻璃绝缘子》中公称壁厚30～40 mm套管的允许偏差为(-4.5 mm，+amm)，a由公式a=(x+y)/2确定，x和y分别是内直径d1和外直径d2的允许偏差。

套管缺陷在运输、安装及运行过程中逐步发展，导致套管破裂、漏气，并造成绝缘水平下降，最终引发放电闪络。通过厂内试验验证及分析，判定线路A相套管现场破裂属于个例。

3 常见故障及解决方案

3.1 制造质量瑕疵

制造时两端密封不良，易受潮引起局部放电；套管破裂后违规修复，造成绝缘水平下降；电容芯尺寸偏差过大，绝缘层间有凹陷、皱折，导致温度异常升高、局部放电；穿缆引线与导电管未作电气连接，造成悬浮电位，引起火花放电；末屏引线焊接不良而开焊、断线，引起末屏对地放电；穿缆线鼻与引线头焊接不良、导电杆与将军帽等连接螺母配合不当，造成局部高温过热等。

解决方案：强化出厂验收，确保套管及其附件所用材料、尺寸、试验数据、工艺满足规定要求。

3.2 运输安装不慎

运输过程中速度过快、频繁急停，固定不牢及吊装速度过快，吊装位置偏差、方式不符合标准等因素，造成瓷瓶磕碰、密封破损甚至结构性损伤等。

解决方案：在吊装、运输过程中，套管吊装速度应平稳缓慢，吊起时使用法兰盘上吊耳，并用绳子固定套管上部，防止起吊过程中出现倾斜，磕碰其他物体。特别注意起吊时不可使套管瓷裙承重，防止钢丝绳划伤套管；竖起时，避免套管任何部位着地；法兰安装时在上端无瓷裙处及尾部分别设置支撑点，并衬垫软物；套管卧放及运输时，应放置在专用箱内且固定牢靠，避免在运输过程中损伤。

3.3 运行维护不当

超周期运行会使套管密封垫老化，造成潮气入侵而使绝缘受潮；取油样后放油塞未紧固、套管开裂等引起渗漏故障；各种短路故障、单相接地或雷击等过电压引起套管内部局部放电；末屏引线断线、接触不良引起间接性放电故障；套管表面积灰脏污、破损等引起外部闪络；维护时拆、接引线不当，运行时电缆接触不良，引起局部温度升高等。

解决方案：针对高压套管密封不良，有受潮或漏油现象，应通过更换密封圈、紧固螺栓等方法保持套管密封性；针对拆、接引线工作，验收时要注意检查各部位是否接触良好、安装牢靠，同时接触面应打磨后涂上导电膏，减小其接触电阻，从而杜绝发热现象；结合停电检修，对户外套管进行清理检查，去除表面脏污，及时排除隐患；对套管更换备件要进行严格检验，试验合格后方可使用，避免人为因素引起故障；同时运维人员应熟悉高压套管相应标准和技术要求，明确其运行环境及国网公司变电运检五项通用制度要求中变电运维管理的设备巡视要点，不断提高专业技术水平。

4 后续措施

生产厂家提交故障相套管及同批套管的相关制造、检测记录，试验及异常分析报告，同时安排专业人员对现场及同批套管开展超声波、强光手电检查；同时上报上级单位，建议对该厂同类型、同批次套管结合检修进行排查。

加强生产厂家产品制造监督，要求厂家加强产品质量管理，确保生产过程严格按照标准执行，杜绝隐患设备出厂；变电站应加强采购验收，提升运维人员专业素质，强化设备生命周期全过程管理。

5 结束语

通过某变电站高压套管故障事件的分析与后续改进，总结了高压套管常见故障及处理方法，为套管的日常运维提供依据。该事件也提醒了变电站运维人员要重视高压套管的选型、验收、安装、试验及维护工作，从而避免此类事件再次发生。