（浙江浙能水电管理有限公司）
摘要：本文以华光潭电站#1和#2主变的高压套管改造分析，阐述了变压器套管预试中异常问题及分析方法、处理过程，提出了电力变压器高压套管的异常分析处理和改造措施，以确保设备能够继续使用和运行。
关键词：变电站；高压套管；改造
一、引言
套管是变压器中一个主要部件，套管分纯瓷套管、充油套管、充气套管、油浸纸绝缘电容式套管等不同形式。110kV 及以上电力变压器出线高压套管多数采用油浸纸绝缘电容式套管，它是将变压器内部的高压引线引到油箱外部的出线装置，既作为引线对地的绝缘，又起到固定引线的作用。因此，要求套管必须具有足够的电气强度和机械强度。准确测量变压器套管的介质损耗角tanδ，是实现变压器套管绝缘监督的必要条件。主变高压套管无任何保护信号，而且维修周期时间较长，如果变压器套管存在缺陷或发生故障，将直接危及变压器的安全运行及其供电可靠性。
二、主变高压套管存在的问题分析
在进行主变高压套管的预试时，必须需要拆除高压套管外部导线，在拆除的过程中，可能存在用力过大或者不均现象，这都会使将军帽和内部导电头有部分转动，从而影响套管的密封问题。华光潭电站#1，#2主变自投产运行后，主变高压套管密封圈经过这么多年的运行从来没更换过。
2010-2013年汛前小修预试过程中，我们均发现导电头部位有氧化物，这就证明内部或多或少有潮气进入，而这必然就会影响设备的安全运行。根据华光潭#1、#2主变高压套管介损测试数据（详见附表1，2），我们发现三相套管存在一相套管介损数据偏高现象。
附表1 #1主变历年高压套管预试数据
华光潭电站高压套管型号为COT550，额定电流：800A，额定频率：50Hz，设备最高电压126kV，生产厂家为上海MWB互感器有限公司，2004年投产使用。从历年的小修预试数据来看，每年都存在主变高压套管介损偏高现象。根据分析，主变高压套管介损偏高原因在于将军帽与套管内部引线接触不好，测试时存在电位差，由此产生的阻性电流Ⅰr变大导致介损偏高。由于设备的长时间运行及多次拆装将军帽，高压套管端头部位的密封圈已达不到较好的密封效果，定位销部位氧化严重，这也影响了将军帽与引线的电气连接。通过跟主变厂家及电试院等专家沟通了解，以及广东南网公司关于上海MWB互感器有限公司COT型套管缺陷原因和处理措施的分析报告，上海MWB互感器有限公司生产的COT型套管确实存在结构缺陷：1、插销变形，错位；2、末屏引线焊接不良；3、电容屏制造工艺不良；4、套管密封系统缺陷。
因此，建议对一、二号主变高压套管进行改造。
三、套管改造过程简述
（1）检查及改造前试验
1.等电位连接性能测试
使用万用表检查套管端部与套管导电杆等电位连接是否可靠导通。
2.绝缘电阻试验
参照 GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准 》及Q/CSG 10007-2011 《电力设备预防性试验规程》执行。
3.介损与电容量试验
参照 GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准 》及Q/CSG 10007-2011《电力设备预防性试验规程》执行。
4.直流电阻试验
测量变压器运行档直流电阻，参照GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》及Q/CSG 10007-2011 《电力设备预防性试验规程》执行，直流电阻测试值与前次试验结果相比偏差不超过2%。
5.绝缘油试验
参照 GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准 》及Q/CSG 10007-2011 《电力设备预防性试验规程》执行。当前三项试验结果异常及检查发现套管密封圈有开裂、破损或密封明显松动时，需进行套管油微水、介损及耐压试验。
（2）COT型套管检查
1.检查套管油位是否正常。
2.检查套管表面是否有渗漏痕迹。
3.套管头部拆解
3.1 逐相松开套管铜掌螺丝，取出铜掌，拆除套管接线端子。
3.2 拆除迫紧螺母，取出定位销，取下帽盖。
3.3 检查电缆接线柱上的橡胶垫圈有无破损或老化变形、碟形弹介是否紧固或偏移。
3.4 检查注油塞及取油塞是否松动或有明显异常情况。若无松动及异常，则进行下一步检查。若出现松动或明显异常，用 6mm 内六角匙打开油盅顶部的注油塞及取油塞，检查取油塞密封胶垫有无破损或变形，更换密封胶垫并确保紧固，应注意紧固的力度要大小适中；用针筒取油样（根据需要），然后补充新油至油镜显示一半位置，并检查油镜有无渗漏。
3.5 检查Φ60 螺母处大小防水绝缘垫是否安装正确，若有异常需重新安装并确保紧固。
3.6 按顺序复装原帽盖、定位销、原迫紧螺母，使用专用工具、力矩扳手调至 70Nm 拧紧原迫紧螺母。
（3）COT型套管改造
1.改造方案结构如下图所示：
方案基本保持原结构，仅改进接线端子，并在新加工的接线端子上，安装O形胶圈和新增加的防雨罩、压紧垫圈、圆螺母。
2.安装新设计的专用接线端子并进行紧固。
3.各相（包括高零）复装（加装）完毕后，打开油枕与本体连管 DN80 蝶阀，让油从油枕回流变体，在油枕呼吸连管法兰处对主体充氮加压，逐相对套管上部进行排气，再缓慢加压至 0.03-0.035MPa，保持 1h，不得有渗漏或者压力下降问题。
4.恢复安装呼吸器。
5.试漏完毕后，各相按顺序安装 O 型胶圈、防雨罩、压紧垫圈，然后再逐一安装并紧固圆螺母。检查防雨罩是否平整，是否将油盅完全遮盖。
6.恢复安装各相套管连接铜掌。
（4）改造后试验
1.各套管绕组连同套管的绝缘电阻（原前分接位）。
2.加装套管防雨罩的各套管介质损耗因素、电容值。
（5）改造前、后试验数据对比（见附表3）
附表3 主变高压套管改造前、后试验数据
（6）改造后试验结论
对比改造前、后试验数据，确认改造试验合格。
四、技术建议
针对变压器高压套管在运行、试验及消缺处理过程中暴露的一些问题，建议做好以下几点工作，可以预防变压器高压套管发生故障：
1.设备技术资料
要求厂家提供尽可能详细的设备技术资料，特别应该索要变压器高压套管运行维护和试验操作注意事项，防止因不了解设备结构原理和操作不当导致事故隐患。例如，禁止在销子插入引线柱销孔后转动，因为转动插入引线柱销孔的销钉有可能使紧固螺栓松动，造成密封垫密封不良而渗油；在试验时应选用合适的销钉，防止造成销孔损伤，导致接地套不能复位，而造成接触不良，成为引发故障的诱因。
2.加强设备检查维护
利用停电机会，检查末屏接地情况。对通过外部金属连片或接地金属软线接地的末屏，保证连接片或连接线没有断线且接地良好；对通过接地盖、接地冒接地的末屏要测量末屏接地引出的尺寸和接地盖冒内的深度，看能否保证可靠接触；对常接地结构接地的末屏，要保证末屏压力弹簧状态良好其压力足够、接地套与接地法兰接触良好、接地套与引出线接触面配合良好且动作灵活，并用万用表进行测量，以确保末屏接地良好，防止末屏接地不良造成运行中产生悬浮电位而发生放电。
3.加强套管的定期检查试验
3.1 定期红外测温检查
通过对变压器套管部分进行红外测温检查，以便及时发现和消除接触不良导致的过热问题。
3.2 定期预试
利用绝缘电阻值测量，检查套管是否有绝缘受潮、绝缘不良缺陷；利用套管的介质损耗tgδ和电容量值检查套管内部引出线是否有断线。利用局部放电试验也可以间接检查套管接地是否可靠。
五、结语
这次套管的异常缺陷改造发现及时、处理得当，避免发生严重的电气设备损坏事故。随着电力行业迅速发展，大型变压器的投入量迅速增大。针对变压器高压套管故障问题，应做好产品选型、日常维护、检修、试验的管理工作，并准确地判断故障成因和类型，不断总结经验，对发现的问题及时采取相应的防范措施，才能使变压器高压套管故障减少到最低，确保变压器的安全稳定运行。
参考文献：
[1] 陈化钢.电气设备预防性试验方法[M].北京：水利电力出版社，1994.
[2] 陈天翔，王寅仲.电气试验[M].北京：中国电力出版社，2005.
[3] 钟洪壁.电力变压器检修与试验手册[M].北京：中国电力出版社，2000.
作者简介：
汤春生（1985-），男，江苏金坛人，助理工程师，安监专职，工作单位：浙江浙能水电管理有限公司。
论文作者:汤春生
论文发表刊物:《电力设备》2015年3期
论文发表时间:2015/11/2
标签：套管论文; 高压论文; 变压器论文; 引线论文; 紧固论文; 预防性论文; 异常论文; 《电力设备》2015年3期论文;